Compendio Estadistisco 2016 · Ingeniero Marlon Lenin Girón Vielman Encargado de la Unidad de...
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Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión GERENCIA DE REGULACIÓN DE CALIDAD Calidad de servicio en distribución y transmisión COMPENDIO ESTADÍSTICO 2016
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Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
GERENCIA DE REGULACIÓN DE CALIDAD
Calidad de servicio en
distribución y transmisión
COMPENDIO ESTADÍSTICO 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
GERENCIA DE REGULACIÓN DE CALIDAD
COMISION NACIONAL DE ENERGÍA EL ÉCTRICA
Ingeniero PhD Byron Iban Azurdia Martínez Gerente de Regulación de Calidad
Ingeniero Luis Mauricio Saquilmer Mendoza Jefe del Departamento de Gestión Técnica y Verificación de Instalaciones
Arquitecto Marvin Rodrigo Morales Batz Master of Business Administration Jefe del Departamento de Calidad Comercial
Ingeniero Maynor Ariel de la Cruz España Jefe del Departamento de Calidad de Producto y Servicio
Ingeniero Jorge Iván Ávila Rosales Encargado de la Unidad de Apoyo a Empresas Municipales
Ingeniero Marlon Lenin Girón Vielman Encargado de la Unidad de Informática y Control Estadístico
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Contenido 1 Indicadores de Calidad ................................................................................................................ 6
2 Calidad del Servicio de Transmisión ......................................................................................... 6
2.1 Producto Técnico .................................................................................................................. 6
2.1.1 Regulación de Tensión ................................................................................................ 6
2.1.2 Desbalance de Corriente ............................................................................................. 8
2.1.3 Factor de Potencia ....................................................................................................... 9
2.2 Servicio Técnico .................................................................................................................. 11
2.2.1 Indisponibilidades Forzadas ..................................................................................... 13
2.2.2 Indisponibilidades Programadas .............................................................................. 14
3 Calidad de Servicio Distribución ............................................................................................... 17
3.1 Producto Técnico ................................................................................................................ 18
3.1.1 Regulación de Tensión .............................................................................................. 18
3.1.2 Indicadores Individuales ............................................................................................ 18
3.1.3 Mejora de Calidad de Producto Técnico ................................................................. 20
3.1.4 Indicadores Globales ................................................................................................. 22
3.1.5 Desbalance de Tensión en Servicios Trifásicos .................................................... 24
3.2 Servicio Técnico .................................................................................................................. 25
3.2.1 Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU) .............................................................. 25
3.2.2 Frecuencia de Interrupción por Usuario (FIU) ........................................................ 27
3.2.3 Indicadores Globales atribuibles al Distribuidor ..................................................... 28
3.2.4 Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK) ............................................... 28
3.2.5 Tiempo Total de Interrupción por kVA (TTIK) ........................................................ 28
3.2.6 Fallas de larga duración ............................................................................................ 29
3.2.7 Causas de interrupciones que invocan Fuerza Mayor ......................................... 30
3.3 Estadísticas de Fiscalización ............................................................................................ 31
3.3.1 Inspecciones de Campo ............................................................................................ 31
3.3.2 Producto y Servicio Técnico...................................................................................... 31
3.3.3 Producto Técnico ........................................................................................................ 32
3.4 Calidad del Servicio Comercial ......................................................................................... 34
3.4.1 Porcentaje de Reclamos -R%- ................................................................................. 35
3.4.2 Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos -TPPR- ............................... 35
3.4.3 Tiempo Medio -TM- .................................................................................................... 36
3.4.4 Notificación de las Interrupciones Programadas ................................................... 38
3.4.5 Solicitudes de Servicios Nuevos sin y con Modificación de Red ........................ 38
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.4.6 Reconexiones .............................................................................................................. 40
3.4.7 Corte sin Razón .......................................................................................................... 40
3.5 Actividades de Campo 2016 ............................................................................................. 42
3.5.1 Supervisión Agencias Comerciales ......................................................................... 42
3.5.2 Ruta se Lecturas ......................................................................................................... 43
3.5.3 Supervisión de la Verificación de la Precisión de Medidores en Campo y Laboratorio ................................................................................................................................... 44
3.5.4 Inspecciones de Campo ............................................................................................ 45
3.5.5 Sustitución de Medidores .......................................................................................... 45
3.6 Atención al Usuario ............................................................................................................ 45
3.7 Estadísticas actividades de las Empresa Eléctricas Municipales. .............................. 46
3.7.1 Usuarios a los que les presta el servicio de Distribución las Empresas Eléctricas Municipales. .............................................................................................................. 46
3.7.2 Envíos de Información de las Empresas Eléctricas Municipales. ....................... 47
3.7.3 Calidad Comercial ...................................................................................................... 48
3.7.4 Calidad del Producto Técnico ................................................................................... 49
3.7.5 Calidad del Servicio Técnico ..................................................................................... 51
3.7.6 Procedimiento para el levantamiento del sistema de distribución de las Empresas Eléctricas Municipales. ........................................................................................... 51
3.7.7 Interrupciones por circuito de las Empresas Eléctricas Municipales .................. 54
3.7.8 Actividades de apoyo Técnico con las EEMs. ....................................................... 55
3.7.9 Evaluación de las puestas a tierra instaladas en la red de distribución de las EEMs. 55
3.7.10 Uso de Termografía para detección de puntos calientes. .................................... 56
4 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y Operación de Instalaciones de Distribución - NTDOID ............................................................................................................................................. 57
4.1 Monitoreo de Mantenimientos de Distribución ............................................................... 58
4.1.1 Planes de mantenimiento anual de Distribución .................................................... 58
4.1.2 Análisis del Estado de las Redes de Distribución ................................................. 62
4.1.3 Seguimiento Plan de Mejora 2016– EEGSA, DEOCSA y DEORSA ................. 65
4.2 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y Operación de Instalaciones de Transporte ........................................................................................................................................ 66
4.2.1 Monitoreo de Mantenimientos de Transmisión ...................................................... 67
4.2.2 Mantenimiento Líneas de Transporte ...................................................................... 68
4.2.3 Mantenimientos Subestaciones de Transporte ...................................................... 70
4.2.4 Mantenimiento a Protecciones, Sistema de Transporte. ...................................... 71
4.2.5 Investigación de eventos especiales ....................................................................... 72
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
4.3 Verificación de Instalaciones de Distribución ................................................................. 74
4.3.1 Atención de Denuncias NTDOID 2006-2016 ......................................................... 77
4.3.2 Fiscalización de programa de inspección de distancias de seguridad .............. 79
4.3.3 Fiscalización de programa de reemplazo de transformadores sobrecargados 81
4.3.4 Fiscalización de subestaciones importantes del Sistema Nacional Interconectado............................................................................................................................. 82
4.3.5 Fiscalización de sistemas de tierras de distribución ............................................. 83
5 Multas de Indemnizaciones ....................................................................................................... 84
6 Estadísticas de transporte y distribución ................................................................................ 85
6.1 Información del Servicio de Transporte .......................................................................... 85
6.2 Información del Servicio de Distribución ......................................................................... 87
6.2.1 Distribuidores con más de 100,000 usuarios ......................................................... 87
6.2.2 Distribuidores con menos de 100,000 usuarios. .................................................... 90
7 Encuesta de Calidad .................................................................................................................. 92
8 Lista de Acrónimos ..................................................................................................................... 94
9 Lista de Tablas y Gráficas ......................................................................................................... 96
9.1 Ilustraciones ........................................................................................................................ 99
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
1 Indicadores de Calidad
2 Calidad del Servicio de Transmisión
2.1 Producto Técnico
La Calidad del Producto Técnico está asociada a la calidad de las señales de
Tensión y Corriente en los puntos frontera de las redes de los transportistas, las
cuales deben mantenerse entre los rangos de tolerancia permitida en la normativa,
así como no presentar perturbaciones que excedan las tolerancias vigentes. Los
transportistas deben prestar a los participantes conectados a su sistema de
transporte un servicio de calidad según lo establecen las Normas Técnicas de la
Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones –NTCSTS– y los participantes
conectados al Sistema de Transporte deben cumplir con sus obligaciones en cuanto
a la carga que conectan a dicho sistema, el control de la Calidad del Producto
Técnico se encuentra establecido en dichas normas en las cuales se definen los
parámetros e índices de referencia, las mismas son de aplicación obligatoria para los
transportistas y todos los participantes que hacen uso de dichos sistemas. Los datos
y gráficas del presente apartado fueron realizados con base en la información que
los transportistas y el AMM remite mensualmente, quedan sujetos a actualizaciones
según los procesos de validación y auditorías que realice la CNEE.
2.1.1 Regulación de Tensión
El parámetro de regulación de tensión indica la desviación porcentual del valor de
tensión medido en un instante k respecto al valor nominal, el índice para evaluar la
tensión en el punto de conexión del Transportista con los Participantes, se determina
como el valor absoluto de la diferencia entre la media de los valores eficaces de
tensión y el valor de la tensión nominal, medidos en el mismo punto, expresado
como un porcentaje de la tensión nominal, el período de las mediciones para el
parámetro de regulación de tensión es mensual, el intervalo de medición es cada 15
minutos, las mediciones se efectúan en cada uno de los puntos de conexión del
sistema de transporte con los Participantes.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 1. Puntos Fuera de tolerancia
Fuente:
Gráfica 2. Puntos fuera de tolerancia TREO, TRANSNOVA, EPR y TRECSA)
Fuente:
En los gráficos anteriores
fuera de tolerancia a lo largo del 201
tendencia casi constante en cuanto al porcentaje de mediciones fuera de tolerancia.
La incidencia de los participantes en la Calidad del Producto Técnico se realiza
mediante mediciones las cuales son realizadas en los puntos que los transportistas
consideren necesarios, esto con el objetivo de identificar a los participantes que
afecten la calidad del servicio en el sistema de transporte, las mediciones se evalúan
para identificar transgresiones a las tolerancias por parte de los participantes a
efecto de limitar su incidencia en la calidad del servicio del sistema de transporte.
Para el caso de ETCEE, se muestra a continuación la evolución de los 9 puntos de
medición que transgredieron la norma durante el 2016.
Calidad de servicio en distribución y transmisión
. Puntos Fuera de tolerancia - Regulación de Tensión (ETCEE y TRELEC)
Fuente: Información regulatoria del Transportista
uera de tolerancia - Regulación de Tensión (RECSA, DUKE, TREO, TRANSNOVA, EPR y TRECSA)
Fuente: Información regulatoria del Transportista
los gráficos anteriores, se puede observar el comportamiento de los puntos
ra de tolerancia a lo largo del 2016, se observa que ETCEE y DUKE
tendencia casi constante en cuanto al porcentaje de mediciones fuera de tolerancia.
La incidencia de los participantes en la Calidad del Producto Técnico se realiza
ciones las cuales son realizadas en los puntos que los transportistas
consideren necesarios, esto con el objetivo de identificar a los participantes que
afecten la calidad del servicio en el sistema de transporte, las mediciones se evalúan
transgresiones a las tolerancias por parte de los participantes a
efecto de limitar su incidencia en la calidad del servicio del sistema de transporte.
Para el caso de ETCEE, se muestra a continuación la evolución de los 9 puntos de
dieron la norma durante el 2016.
(ETCEE y TRELEC)
Regulación de Tensión (RECSA, DUKE,
, se puede observar el comportamiento de los puntos
DUKE tiene una
tendencia casi constante en cuanto al porcentaje de mediciones fuera de tolerancia.
La incidencia de los participantes en la Calidad del Producto Técnico se realiza
ciones las cuales son realizadas en los puntos que los transportistas
consideren necesarios, esto con el objetivo de identificar a los participantes que
afecten la calidad del servicio en el sistema de transporte, las mediciones se evalúan
transgresiones a las tolerancias por parte de los participantes a
efecto de limitar su incidencia en la calidad del servicio del sistema de transporte.
Para el caso de ETCEE, se muestra a continuación la evolución de los 9 puntos de
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 3. Mediciones fuera de tolerancia
Fuente:
2.1.2 Desbalance de Corriente
La transgresión al indicador de desba
base de comparación de los valores de corriente de cada fase, medidos en el punto
de entrega (Transportista-Participante).
establece una tolerancia de diez por ciento (10%), pa
obtenidos en el intervalo de medición; el intervalo establecido para el indicador de
desbalance de corriente es de 15 minutos. Por otro lado se considera que un
Participante afecta la calidad del servicio de energía eléctrica,
mayor al cinco por ciento (5%), del correspondiente al período de medición mensual,
las mediciones muestran que el desbalance de corriente excedió el rango de
tolerancia establecida. Las Normas de Calidad establecen que el control del
Desbalance de Corriente será efectuado por el Transportista, en los puntos de
entrega que considere necesarios.
Calidad de servicio en distribución y transmisión
uera de tolerancia - Regulación de Tensión (ETCEE)
Fuente: Información regulatoria del Transportista
Desbalance de Corriente
a transgresión al indicador de desbalance de corriente, se determina sobre la
base de comparación de los valores de corriente de cada fase, medidos en el punto
Participante). Actualmente la Resolución CNEE
establece una tolerancia de diez por ciento (10%), para cada uno de los registros
obtenidos en el intervalo de medición; el intervalo establecido para el indicador de
desbalance de corriente es de 15 minutos. Por otro lado se considera que un
Participante afecta la calidad del servicio de energía eléctrica, cuando en un lapso
mayor al cinco por ciento (5%), del correspondiente al período de medición mensual,
las mediciones muestran que el desbalance de corriente excedió el rango de
Las Normas de Calidad establecen que el control del
sbalance de Corriente será efectuado por el Transportista, en los puntos de
entrega que considere necesarios.
Regulación de Tensión (ETCEE)
lance de corriente, se determina sobre la
base de comparación de los valores de corriente de cada fase, medidos en el punto
Resolución CNEE-50-99
ra cada uno de los registros
obtenidos en el intervalo de medición; el intervalo establecido para el indicador de
desbalance de corriente es de 15 minutos. Por otro lado se considera que un
cuando en un lapso
mayor al cinco por ciento (5%), del correspondiente al período de medición mensual,
las mediciones muestran que el desbalance de corriente excedió el rango de
Las Normas de Calidad establecen que el control del
sbalance de Corriente será efectuado por el Transportista, en los puntos de
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 4. Puntos Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia corriente (Todos los Transportista
Fuente:
Durante el 2016 RECSA y TRECSA fueron los transportistas que mas reportaron
puntos fuera de tolerancia; TRELEC, DUKE y TREO no reportan, EPR y
TRANSNOVA, promedian dos puntos y ETCEE reporta men
promedio fuera de tolerancia de los circuitos de los Distribuidores y Empresas
Eléctricas Municipales conectadas a sus instalaciones. El
Mercado Mayorista –AMM–
efectuadas por cada uno de los transportistas que reporta a CNEE las mediciones
que no cumplían con la tolerancia establecida para el parámetro de Desbalance de
corriente.
2.1.3 Factor de Potencia
La normativa contempla que los Distribuidores y Grandes Usuarios debe
contar con el equipo necesario que permita el control de tensión y suministro de
potencia reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión con el sistema de
transporte un factor de potencia inductivo, a toda hora de 0.90 a superior,
adicionalmente para los generadores establece que estos deberán contar con
equipos necesarios que permitan el control de tensión y suministro de potencia
reactiva dentro de los límites de su curva de operación.
estos controles es limitar la incide
Técnico del Sistema de Transporte.
mediciones efectuadas por cada uno de los transportistas que reporta a CNEE las
Calidad de servicio en distribución y transmisión
Puntos Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia – Desbalance de (Todos los Transportistas)
Fuente: Información regulatoria del Transportista
Durante el 2016 RECSA y TRECSA fueron los transportistas que mas reportaron
puntos fuera de tolerancia; TRELEC, DUKE y TREO no reportan, EPR y
TRANSNOVA, promedian dos puntos y ETCEE reporta menos de una medición
promedio fuera de tolerancia de los circuitos de los Distribuidores y Empresas
Eléctricas Municipales conectadas a sus instalaciones. El Administrador del
– efectuó el análisis mensual de las mediciones
por cada uno de los transportistas que reporta a CNEE las mediciones
que no cumplían con la tolerancia establecida para el parámetro de Desbalance de
La normativa contempla que los Distribuidores y Grandes Usuarios debe
contar con el equipo necesario que permita el control de tensión y suministro de
potencia reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión con el sistema de
transporte un factor de potencia inductivo, a toda hora de 0.90 a superior,
ra los generadores establece que estos deberán contar con
equipos necesarios que permitan el control de tensión y suministro de potencia
reactiva dentro de los límites de su curva de operación. El objetivo de establecer
estos controles es limitar la incidencia de los participantes en la Calidad del Producto
Técnico del Sistema de Transporte. El AMM efectuó el análisis mensual de las
mediciones efectuadas por cada uno de los transportistas que reporta a CNEE las
Desbalance de
Durante el 2016 RECSA y TRECSA fueron los transportistas que mas reportaron
puntos fuera de tolerancia; TRELEC, DUKE y TREO no reportan, EPR y
os de una medición
promedio fuera de tolerancia de los circuitos de los Distribuidores y Empresas
Administrador del
efectuó el análisis mensual de las mediciones
por cada uno de los transportistas que reporta a CNEE las mediciones
que no cumplían con la tolerancia establecida para el parámetro de Desbalance de
La normativa contempla que los Distribuidores y Grandes Usuarios deberán
contar con el equipo necesario que permita el control de tensión y suministro de
potencia reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión con el sistema de
transporte un factor de potencia inductivo, a toda hora de 0.90 a superior,
ra los generadores establece que estos deberán contar con
equipos necesarios que permitan el control de tensión y suministro de potencia
El objetivo de establecer
ncia de los participantes en la Calidad del Producto
El AMM efectuó el análisis mensual de las
mediciones efectuadas por cada uno de los transportistas que reporta a CNEE las
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
mediciones que no cumplían con la tolerancia e
Factor de Potencia.
Gráfica 5. Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia Factor de Potencialos Transportistas)
Fuente:
La Gráfica muestra el porcentaje de mediciones que como mínimo registraron al
menos una vez dentro del período de control mensual, la transgresión a la tolerancia
de 0.90 por Factor de Potencia en las cargas conectadas al Sistema de Transporte.
Para el caso de ETCEE y EPR
mediciones durante el 2016.
Gráfica 6. Mediciones Fuera de tolerancia
Fuente:
Calidad de servicio en distribución y transmisión
mediciones que no cumplían con la tolerancia establecida para el parámetro de
. Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia Factor de Potencia
Fuente: Información regulatoria del Transportista
a el porcentaje de mediciones que como mínimo registraron al
menos una vez dentro del período de control mensual, la transgresión a la tolerancia
de 0.90 por Factor de Potencia en las cargas conectadas al Sistema de Transporte.
y EPR, se muestra a continuación la evolución de las
. Mediciones Fuera de tolerancia – Factor de Potencia (ETCEE)
Fuente: Información regulatoria del Transportista
stablecida para el parámetro de
. Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia Factor de Potencia. (Todos
a el porcentaje de mediciones que como mínimo registraron al
menos una vez dentro del período de control mensual, la transgresión a la tolerancia
de 0.90 por Factor de Potencia en las cargas conectadas al Sistema de Transporte.
se muestra a continuación la evolución de las
Factor de Potencia (ETCEE)
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 7. Mediciones Fuera de tolerancia
Fuente:
2.2 Servicio Técnico
La calidad de transporte se mide en función de la disponibilidad de los equipos
que conforman un sistema de tran
cantidad y duración de indisponibilidades, el control de la Calidad de Servicio
Técnico de transporte es efectuado en períodos anuales continuos en lo referente al
Número de Salidas o Indisponibilidad Forzada
Forzada, para el caso de indisponibilidades programadas y los demás indicadores el
período de control será mensual. Dentro de la evaluación de Calidad del Servicio
Técnico de transporte se realiza la calificación de
invoquen como causas de fuerza mayor, para proceder posteriormente a realizar el
cálculo de los indicadores de la Calidad de Servicio Técnico, para indisponibilidades
forzadas.
La Calidad del Servicio Técnico de tra
de indisponibilidades y la duración de las mismas, los Transportistas deben reportar
las indisponibilidades suscitadas en su sistema de transmisión de forma mensual de
acuerdo a lo establecido en las
Transporte y Sanciones –NTCSTS
Servicio Técnico se encuentran dentro de las tolerancias establecidas para los
índices de Calidad; las tolerancias a las indisponibilidades para c
líneas de transmisión depende de la categoría y nivel de tensión. Los datos y
gráficas del presente apartado fueron elaborados con base en la información que el
Calidad de servicio en distribución y transmisión
. Mediciones Fuera de tolerancia – Factor de Potencia (EPR)
Fuente: Información regulatoria del Transportista
La calidad de transporte se mide en función de la disponibilidad de los equipos
que conforman un sistema de transporte, la normativa establece límites para la
cantidad y duración de indisponibilidades, el control de la Calidad de Servicio
Técnico de transporte es efectuado en períodos anuales continuos en lo referente al
Número de Salidas o Indisponibilidad Forzada y Duración total de la Indisponibilidad
Forzada, para el caso de indisponibilidades programadas y los demás indicadores el
período de control será mensual. Dentro de la evaluación de Calidad del Servicio
Técnico de transporte se realiza la calificación de los casos que los transportistas
invoquen como causas de fuerza mayor, para proceder posteriormente a realizar el
cálculo de los indicadores de la Calidad de Servicio Técnico, para indisponibilidades
La Calidad del Servicio Técnico de transporte se determina con base al número
de indisponibilidades y la duración de las mismas, los Transportistas deben reportar
las indisponibilidades suscitadas en su sistema de transmisión de forma mensual de
acuerdo a lo establecido en las Normas Técnicas de Calidad del Servicio de
NTCSTS–, con la finalidad de establecer si la calidad del
Servicio Técnico se encuentran dentro de las tolerancias establecidas para los
índices de Calidad; las tolerancias a las indisponibilidades para cada una de las
líneas de transmisión depende de la categoría y nivel de tensión. Los datos y
gráficas del presente apartado fueron elaborados con base en la información que el
La calidad de transporte se mide en función de la disponibilidad de los equipos
sporte, la normativa establece límites para la
cantidad y duración de indisponibilidades, el control de la Calidad de Servicio
Técnico de transporte es efectuado en períodos anuales continuos en lo referente al
y Duración total de la Indisponibilidad
Forzada, para el caso de indisponibilidades programadas y los demás indicadores el
período de control será mensual. Dentro de la evaluación de Calidad del Servicio
los casos que los transportistas
invoquen como causas de fuerza mayor, para proceder posteriormente a realizar el
cálculo de los indicadores de la Calidad de Servicio Técnico, para indisponibilidades
nsporte se determina con base al número
de indisponibilidades y la duración de las mismas, los Transportistas deben reportar
las indisponibilidades suscitadas en su sistema de transmisión de forma mensual de
de Calidad del Servicio de
, con la finalidad de establecer si la calidad del
Servicio Técnico se encuentran dentro de las tolerancias establecidas para los
ada una de las
líneas de transmisión depende de la categoría y nivel de tensión. Los datos y
gráficas del presente apartado fueron elaborados con base en la información que el
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
AMM y los transportistas remiten mensualmente, los mismos pueden variar según
los resultados de las acciones de revisión y auditoría.
Gráfica 8. Cantidad de Indisponibilidades de Transformadores
Fuente: Información regulatoria del Transportista
La gráfica anterior muestra la cantidad de indisponibilidades registradas en
transformadores de la red de transporte, el gráfico considera todas las
indisponibilidades menores o mayores a 10 minutos de duración, cabe indicarse que
únicamente las indisponibilidades mayores a 10 minutos son objeto de sanción como
lo establece el marco regulatorio vigente.
Gráfica 9. Cantidad de Indisponibilidades de Líneas de Transmisión
Fuente: Información regulatoria del Transportista
741
157
47 32 13 0 0 0
0
100
200
300
400
500
600
700
ETCEE TRELEC DUKE RECSA TRECSA TREO TRANSNOVA EPR
In
dis
po
nib
ilid
ad
es T
ota
les
Indisponibilidades Forzadas-Programadas en Transformadores 2016
PROGRAMADAS
FORZADAS
Total
1415
496
18 7 11 14 49 24
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ETCEE TRELEC RECSA DUKE TREO TRANSNOVA EPR TRECSA
In
dis
po
nib
ilid
ad
es T
ota
les
Indisponibilidades Forzadas-Programadas en Líneas de Transmisión -2016-
PROGRAMADAS
FORZADAS
Total
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
La gráfica anterior muestra la cantidad de indisponibilidades registradas en
líneas de transmisión de la red de transporte, el gráfico considera todas las
indisponibilidades menores o mayores a 10 minutos de duración, cabe mencionar
que únicamente las indisponibilidades mayores a 10 minutos son objeto de sanción
como lo establece el marco regulatorio vigente.
2.2.1 Indisponibilidades Forzadas
Todo equipamiento asociado al STEE que se encuentre fuera de servicio sin
que tal situación proviniera de las órdenes de operación impartidas por el AMM o en
condición de Indisponibilidad Programada, será considerado en condición de
Indisponibilidad Forzada.
Se efectuó el monitoreo de las Indisponibilidades forzadas de líneas de transmisión
y transformadores, se reportó un total de 599 indisponibilidades forzadas de
transformadores y 1,364 indisponibilidades forzadas de líneas de transmisión en el
sistema de transporte, los gráficos consideran todas las indisponibilidades menores
o mayores a 10 minutos de duración, cabe indicarse que únicamente las
indisponibilidades mayores a 10 minutos son objeto de sanción como lo establece el
marco regulatorio (no se discrimina las indisponibilidades relacionadas con fuerza
mayor); se observa que ETCEE cuenta con el mayor número de indisponibilidades,
lo anterior está relacionado con la cantidad de kilómetros de líneas que posee
ETCEE.
Gráfica 10. Indisponibilidades Forzadas en Transformadores
524
26 22 15 12 0 0 0
486
59
18 318 0 0 0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
0
100
200
300
400
500
600
ETCEE DUKE RECSA TRELEC TRECSA TREO TRANSNOVA EPR
In
dis
po
nib
ilid
ad
es T
ota
les
Indisponibilidades Forzadas en Transformadores -2016-
CANTIDAD
DURACION (Horas)
Ho
ra
s A
cu
mu
lad
as
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Fuente: Información regulatoria del Transportista
Dentro de la gráfica las barras indican la cantidad de indisponibilidades forzadas
de transformadores (NTIFL) reportadas por los transportistas, la gráfica de línea
indica la duración acumulada en horas al año relacionada con las indisponibilidades
forzadas de los transformadores (DTIFL).
Gráfica 11. Indisponibilidades Forzadas en Líneas de Transmisión
Fuente: Información regulatoria del Transportista
Dentro de la gráfica las barras indican la cantidad de indisponibilidades forzadas
de líneas de transmisión (NTIFL) reportadas por los transportistas, la gráfica de línea
indica la duración acumulada en horas al año relacionada con las indisponibilidades
forzadas de las líneas de transmisión (DTIFL).
2.2.2 Indisponibilidades Programadas
Cuando una línea asociada al Sistema de Transporte de Energía Eléctrica se
encuentra fuera de servicio como consecuencia de mantenimientos programados, se
considera que se encuentra en condición de indisponibilidad Programada,
considerando que para el caso en particular de las indisponibilidades programadas
los Transportistas deben realizar los procedimientos establecidos en el marco
regulatorio, para que la indisponibilidad de la línea se considere como
indisponibilidad programada.
1039
239 3622 11 10 6 1
1028
296
144
13 14 8 11 35
0
200
400
600
800
1000
0
200
400
600
800
1000
ETCEE TRELEC EPR TRECSA TREO RECSA DUKE TRANSNOVA
In
dis
po
nib
ilid
ad
es T
ota
les
Indisponibilidades Forzadas en Líneas de Transmisión -2016-
CANTIDAD
DURACION (Horas)
Ho
ra
s A
cu
mu
lad
as
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 12. Indisponibilidades Programadas en Transformadores
Fuente: Información regulatoria del Transportista
La gráfica anterior muestra en total las 391 indisponibilidades programadas que
están relacionadas a los trabajos de mantenimiento a los transformadores realizados
por los Transportistas a la red de transporte, la importancia de dichos trabajos se
refleja de forma indirecta en la mejora de la calidad de Servicio Técnico del sistema
de transporte.
Gráfica 13. Duración promedio Indisponibilidades Programadas en Transformadores
Fuente: Información regulatoria del Transportista
217
142
2110 1 0 0 0
1834
1284
270
935 0 0 0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
50
100
150
200
250
ETCEE TRELEC DUKE RECSA TRECSA TREO TRANSNOVA EPR
In
dis
po
nib
ilid
ad
es T
ota
les
Indisponibilidades Programadas en Transformadores -2016-
CANTIDAD
DURACION (Horas)
Ho
ra
s A
cu
mu
lad
as
12.9
9.6 9.3 9.1
4.1
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
DUKE ETCEE RECSA TRELEC TRECSA
Ind
isp
on
ibil
ida
de
s P
ro
me
dio
Duración Promedio Indisponibilidades Programadas en Transformadores -
2016-DURACION (Horas)
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
En promedio cada descargo a los transformadores tuvo una duración de 9 horas
por Transportista.
Gráfica 14. Indisponibilidades Programadas en Líneas de Transmisión
Fuente: Información regulatoria del Transportista
La gráfica anterior muestra en total las 708 indisponibilidades programadas que
están relacionadas a los trabajos de mantenimiento a líneas de transmisión
realizados por los Transportistas a la red de transporte, la importancia de dichos
trabajos se refleja de forma indirecta en la mejora de la calidad de Servicio Técnico
del sistema de transporte.
Gráfica 15. Duración promedio Indisponibilidades Programadas en Líneas de Transmisión
Fuente: Información regulatoria del Transportista
376
296
13 12 6 5 0 0
3063
2454
577
17956.7 35 0 0
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0
50
100
150
200
250
300
350
400
ETCEE TRELEC TRANSNOVA DUKE RECSA TRECSA TREO EPR
Ind
isp
on
ibil
ida
de
s T
ota
les
Indisponibilidades Programadas en Líneas de Transmisión -2016-
CANTIDAD
DURACION (Horas)
Ho
ra
s A
cu
mu
lad
as
44.4
14.9
9.5 9.5 8.1 7.0
2.0
7.0
12.0
17.0
22.0
27.0
32.0
37.0
42.0
47.0
TRANSNOVA DUKE TRELEC RECSA ETCEE TRECSA
In
dis
po
nib
ilid
ad
es P
ro
me
dio
Duración Promedio Indisponibilidades Programadas en Líneas de Transmisión -2016-
DURACION (Horas)
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
En promedio cada descargo a líneas de transmisión tuvo una duración de 9.8
horas por Transportista (Se excluyó para el cálculo del promedio a TRANSNOVA ya
que presenta una alta desviación respecto a los otros Transportistas). Los resultados
presentados previamente muestran que los agentes Transportistas han efectuado
acciones de mantenimiento en sus instalaciones, la gráfica de barras muestra la
cantidad de indisponibilidades programadas de líneas de transmisión, la gráfica de
línea muestra la duración en horas por indisponibilidades programadas (DIP).
ETCEE fue el transportista que reportó mayor cantidad de horas acumuladas al año
de indisponibilidades, es importante señalar que el dato presentado suma todas las
horas en que los equipos estuvieron indisponibles, esto no implica que el sistema de
transporte estuvo indisponible la cantidad de horas tabuladas, ya que la
indisponibilidad de un transformador pudiese implicar la desconexión de otros
elementos.
3 Calidad de Servicio Distribución
Como parte de sus funciones La Comisión Nacional de Energía Eléctrica debe
velar por el cumplimiento de las tolerancias de calidad del servicio de energía
eléctrica; la CNEE periódicamente evalúa la calidad del producto suministrado por el
Distribuidor a los usuarios finales de la República de Guatemala.
La Calidad del Producto Técnico se relaciona la calidad de onda de tensión de la
energía eléctrica, esta onda no debe presentar perturbaciones o valores que
excedan las tolerancias establecidas en la normativa, la Calidad del Producto tiene
una estrecha relación con parámetros que afectan el funcionamiento de los equipos
eléctricos de los usuarios o perturbaciones y efectos que pueden perjudicar el
desempeño las Redes de Distribución y/o Transporte. Al respecto la CNEE efectúa
el análisis y la verificación del cumplimiento de los índices de calidad, a efecto de
incentivar el cumplimiento de tolerancias y la aplicación de indemnizaciones por la
transgresión a los mismos.
La información contenida en el presente apartado, ha sido generada por los
Distribuidores y trasladada a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica de acuerdo a
la Metodología para el Control de la Calidad del Producto Técnico de Distribución
(Resolución CNEE-38-2003). Toda la información remitida está sujeta al resultado de
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
los procesos de revisión y auditoría que la CNEE efectúa de acuerdo a sus
facultades, pudiendo existir variaciones en los valores presentados.
3.1 Producto Técnico
3.1.1 Regulación de Tensión
El control del parámetro de regulación de tensión se realiza por medio del
Sistema de Medición y Control de la Calidad del Servicio Energía Eléctrica, mediante
la ejecución de mediciones monofásicas o trifásicas, las cuales son sorteadas por la
CNEE mensualmente entre los usuarios conectados a cada circuito de distribución,
según el nivel de tensión de los usuarios, estas mediciones son ejecutadas por el
distribuidor, CNEE supervisa mensualmente la ejecución de una muestra de estas
mediciones a efecto de garantizar la integridad de la información.
3.1.2 Indicadores Individuales
Como resultado de lo establecido en las Normas Técnicas del Servicio de
Distribución –NTSD-, CNEE evaluó y analizó cada una de las mediciones
presentadas por el Distribuidor, para verificar la calidad de producto suministrada a
los usuarios con servicio monofásico, dando como resultado en el 2016:
Tabla 3. Mediciones realizadas.
1er Semestre 2016 2do Semestre 2016
Mediciones realizadas
Mediciones fuera de tolerancia
Mediciones realizadas
Mediciones fuera de tolerancia
EEGSA 1498 0 1508 0
DEOCSA 816 206 819 207 DEORSA 744 132 814 90
Gráfica 16. Mediciones Regulación de Tensión- por Distribuidora, año 2016 (cantidad de mediciones realizadas y fuera de tolerancia, porcentaje fuera de tolerancia)
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Fuente:
La gráfica anterior muestra el número de mediciones realizadas por las
Distribuidoras EEGSA, DEOCSA y DEORSA
2016. La gráfica denota que EEGSA es la distribuidora que posee un mayor número
de circuitos y por ende debe efectuar más mediciones, adicionalmente efectúa las
mediciones para los puntos obligatorios y adicionales rem
Gráfica 17. Mediciones Fuera de Tolerancia durante el año 2016 Tensión
Fuente:
De la información presentada en la gráfica se determina que la regi
región con menos mediciones fuera de tolerancia, las regiones IV, VI y VII son las
que registran un mayor número de mediciones fuera de tolerancia.
Calidad de servicio en distribución y transmisión
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
La gráfica anterior muestra el número de mediciones realizadas por las
Distribuidoras EEGSA, DEOCSA y DEORSA en cada uno de los semestres del año
EEGSA es la distribuidora que posee un mayor número
de circuitos y por ende debe efectuar más mediciones, adicionalmente efectúa las
obligatorios y adicionales remitidos por CNEE.
. Mediciones Fuera de Tolerancia durante el año 2016 - Regulación de
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
De la información presentada en la gráfica se determina que la regi
región con menos mediciones fuera de tolerancia, las regiones IV, VI y VII son las
que registran un mayor número de mediciones fuera de tolerancia.
La gráfica anterior muestra el número de mediciones realizadas por las
en cada uno de los semestres del año
EEGSA es la distribuidora que posee un mayor número
de circuitos y por ende debe efectuar más mediciones, adicionalmente efectúa las
itidos por CNEE.
Regulación de
De la información presentada en la gráfica se determina que la región I es la
región con menos mediciones fuera de tolerancia, las regiones IV, VI y VII son las
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.1.3 Mejora de Calidad de Producto Técnico
Actualmente las Distribuidoras DEOCSA y DEORSA están realizando las
acciones correspondientes para mejorar la calidad en los puntos que tienen
problemas de mala regulación de tensión, el resultado de dicha actividad refleja el
cambio en la tendencia de acumulación de puntos con mala calidad. Para el 2016 se
obtuvieron los siguientes resultados:
Tabla 1. Mediciones corregidas durante el año 2016
Mediciones corregidas 1er Semestre 2016
Mediciones corregidas 2do Semestre 2016
DEOCSA 44 22 DEORSA 26 32
Como se puede observar en la tabla anterior, durante el 2016 se registraron 66
correcciones en área de DEOCSA, así también se realizaron 58 correcciones en las
mediciones que se encontraban con mala calidad de Regulación de tensión en área
de DEORSA.
Gráfica 18. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de Tolerancia DEOCSA - Regulación de Tensión
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
172
320
532
744
929
11691292 1422
1156 11541254 1288
14761568
1730
1915
172
320
532
744
929
11691292
14221556
16831783
1897
2103
2310
2516
2723
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1sem
-20
12
2sem
-20
12
1sem
-20
13
2sem
-20
13
1sem
-20
14
2sem
-20
14
1sem
-20
15
2sem
-20
15
1sem
-20
16
2sem
-20
16
Can
tid
ad
de P
un
tos
Acumulado de Mediciones Fuera de Tolerancia Regulación deTensión al 2016, DEOCSA
Tendencia con correccion de mediciones fuera de tolerancia Mediciones fuera de tolerancia
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 19. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de Tolerancia DEORSA - Regulación de Tensión
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
Las gráficas anteriores muestran la tendencia de la acumulación de puntos que
transgreden la tolerancia para el indicador de regulación de tensión. Se puede
observar que existe un cambio en la tendencia acumulativa de puntos fuera de
tolerancia en la cual se toman en cuenta las mediciones corregidas.
Las mediciones que transgreden tolerancias, se ubican en puntos de las redes
de baja tensión, específicamente en los centros de transformación (estos se
encuentran en los postes). Debido a que en estos puntos de medición de la Calidad
del Producto Técnico de Baja Tensión es en donde se conecta la acometida del
usuario sorteado, todos los usuarios conectados “aguas abajo” del punto donde se
instala el equipo de medición resultan afectados con la mala calidad, así también los
usuarios conectados “aguas arriba” podrían estar afectados. De manera que si se
efectúan las correcciones correspondientes para mejorar la Calidad del Producto
Técnico, los usuarios mencionados anteriormente resultarán beneficiados. La
cuantificación de usuarios beneficiados con las correcciones realizadas se
contabiliza en la siguiente tabla:
1364
14631550
1654
17861876
20082098
105
278
491
740
902
10581167
1257
10791012
10991072
1176 11561262 1320
0
500
1000
1500
2000
2500
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
1se
m -
20
12
2se
m -
20
12
1se
m -
20
13
2se
m -
20
13
1se
m -
20
14
2se
m -
20
14
1se
m -
20
15
2se
m -
20
15
1se
m -
20
16
2se
m -
20
16
Ca
nti
da
d d
e P
un
tos
Acumulado de Mediciones Fuera de Tolerancia Regulación deTensión al 2016, DEORSA
Mediciones fuera de tolerancia Tendencia con correccion de mediciones fuera de tolerancia
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 2. Usuarios beneficiados
Distribuidora Usuarios beneficiados EEGSA 0 DEOCSA 3652 DEORSA 2928 TOTAL 6580
Gráfica 20. Usuarios que resultaron beneficiados con la corrección del punto con mala Regulación de Tensión, año 2016
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
3.1.4 Indicadores Globales
Es competencia de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica realizar el cálculo
de los indicadores globales de Calidad de Producto Técnico de Distribución, los
mismos se realizan utilizando las formulas establecidas en las NTSD. La normativa
contempla el cálculo de los indicadores FEBB, FEBPER, FEBNoPER, FEBPB y
FEECB, sin embargo únicamente se establece la tolerancia para el FEBNoPER, los
demás indicadores son utilizados para cálculos de la indemnización.
CNEE realizó el cálculo del indicador global FEBNoPER, con la información de
las mediciones remitidas mensualmente por las Distribuidoras durante el año 2016,
en dicho análisis se determinó los siguientes porcentajes del indicador FEBNoPER
durante el primer y segundo semestre de 2016, la cual es el siguiente:
-
3,652
2,928
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
EEGSA DEOCSA DEORSA
Usuarios beneficiados con la correccion de puntos con mala Regulación de Tensión, año 2016
Usuarios
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 21. Indicador Global FEBNoPER año 2016
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
La tolerancia establecida en las NTSD para este indicador es del 5% (Línea en
color naranja), del cálculo efectuado se puede determinar que durante el 2016, las
distribuidoras EEGSA, DEOCSA y DEORSA no transgredieron la tolerancia para el
indicador FEBNoPER durante el primer semestre, durante el segundo semestre
únicamente DEOCSA transgredió la tolerancia establecida.
Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión fuera de las tolerancias establecidas.
Este indicador hace referencia a la banda de desviación que es más frecuente
dentro del indicador FEBNoPER, es decir del porcentaje de registros fuera de
tolerancia se hace una clasificación por bandas para determinar la desviación del
valor de tensión respecto a la tolerancia.
Tabla 3. Tabla de desviaciones de los Indicadores Globales
Primer Semestre 2016 Segundo Semestre 2016
Banda de desviación EEGSA DEOCSA DEORSA EEGSA DEOCSA DEORSA
FEBPB_1 0% a 1% de desviación 73% 26% 32% 77% 25% 23%
FEBPB_2 1% a 2% de desviación 11% 20% 22% 10% 20% 45%
FEBPB_3 2% a 3% de desviación 8% 13% 14% 4% 13% 20%
FEBPB_4 3% a 4% de desviación 2% 9% 9% 4% 9% 3%
FEBPB_5 4% a 5% de desviación 1% 6% 7% 1% 7% 2%
FEBPB_6 5% a 6% de desviación 1% 5% 5% 1% 5% 2%
FEBPB_7 6% a 7% de desviación 1% 4% 3% 1% 4% 2%
FEBPB_8 7% a 8% de desviación 1% 3% 2% 1% 3% 1%
FEBPB_9 8% a 9% de desviación 1% 3% 2% 1% 3% 1%
FEBPB_10 9% a 10% de desviación 1% 2% 1% 1% 2% 0%
FEBPB_11 mayor a 10% de desviación 0% 8% 3% 0% 8% 1%
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Como se puede observar en la tabla presentada, las distribuidoras DEOCSA y
DEORSA presentan desviaciones de más del 8%, lo que denota una mayor variación
en el nivel de tensión.
La gráfica a continuación presenta de forma agrupada y por semestre el
porcentaje de registros por banda fuera de tolerancia.
Gráfica 22. Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión fuera de las tolerancias establecidas año 2016
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
3.1.5 Desbalance de Tensión en Servicios Trifásicos
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica realizó el cálculo de los indicadores
individuales de Desbalance de tensión durante el año 2016, para verificar la calidad
de producto suministrada a los usuarios con servicio trifásico.
Tabla 4. Mediciones que resultaron fuera de tolerancia:
Primer semestre 2016 Segundo semestre 2016 Mediciones fuera de tolerancia Mediciones fuera de tolerancia
EEGSA 0 0 DEOCSA 3 4 DEORSA 3 4
93%
59%67%
91%
58%
88%
4%
20% 20%
5%
21%
7%3%
10% 8%3%
10%4%1%
10%5% 1%
10%2%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
EEGSA DEOCSA DEORSA EEGSA DEOCSA DEORSA
Primer Semestre 2016 Segundo Semestre 2016
Frecuencia Equivalente por Banda de Tension Fuera de las tolerancias establecidas 2016
0% a 3% de Desviación 3% a 6% de Desviación 6% a 9% de Desviación Mas de 9% de Desviación
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 23. Mediciones Regulación de Desbalance de Tensión, año 2016 (fuera de tolerancia)
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
3.2 Servicio Técnico
La calidad del servicio técnico se mide en función de las interrupciones del
servicio de energía eléctrica brindado por los distribuidores, la normativa establece
que se debe evaluar las interrupciones tanto en cantidad como en tiempo acumulado
al semestre, que es el periodo de control establecido por la normativa.
Se dan a conocer los mapas de interrupciones en cantidad y horas acumuladas,
la elaboración de dichos mapas considera únicamente las interrupciones
correspondientes a los sistemas de distribución, los mismos incluyen las
interrupciones invocadas como fuerza mayor.
Para efectos de indemnización no se deben de considerar las interrupciones
relacionadas con causa de fuerza mayor, por lo que semestralmente se efectúa la
evaluación de los casos que son invocados por los distribuidores.
3.2.1 Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU)
Los mapas representan el valor máximo registrado por municipio del tiempo de
interrupciones por usuario, el cual se mide en horas. Se observa que los usuarios
calificados como rurales son más afectados en cuanto a la duración de las
interrupciones. Para efectos de visualización se consideró que la degradación por
municipio es la más idónea.
0 0
3
4
3
4
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
1er Sem 2016 2do Sem 2016 1er Sem 2016 2do Sem 2016 1er Sem 2016 2do Sem 2016
EEGSA DEOCSA DEORSA
Mediciones de Desbalance de Tensión, 2016
Mediciones fuera de tolerancia
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Ilustración 1. Promedio de Tiempo de Interrupción por Usuario (Horas Fuera de Servicio) – TIU-.
Ilustración. DEOCSA y DEORSA, año 2016.
Ilustración EEGSA, año 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.2.2 Frecuencia de Interrupción por Usuario (FIU)
La frecuencia de interrupción por usuario se refiere a la cantidad de
interrupciones que durante un semestre puede tener un usuario. Los mapas
presentados reflejan el promedio por municipio de la frecuencia de interrupciones por
usuario, mediante estos mapas es posible observar de forma general la calidad del
servicio en cada municipio. Las interrupciones presentadas únicamente son las
atribuibles a los sistemas de distribución, es decir que no incluyen las interrupciones
calificadas como causa de fuerza mayor.
Ilustración 2. Promedio de Frecuencia de Interrupción por Usuario (Interrupciones por Usuario) – FIU-.
Ilustración. DEOCSA y DEORSA, año 2016.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Ilustración. EEGSA, año 2016.
3.2.3 Indicadores Globales atribuibles al Distribuidor
La calidad del Servicio Técnico será evaluada mediante los siguientes índices o
indicadores globales:
• Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)
• Tiempo Total de Interrupción por kVA (TTIK)
3.2.4 Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)
La frecuencia media de interrupción por kVA representa la cantidad de veces
que el kVA promedio de distribución sufrió una interrupción de servicio.
3.2.5 Tiempo Total de Interrupción por kVA (TTIK)
El tiempo total de interrupción por kVA representa el tiempo total, en horas, en
que cada kVA promedio estuvo fuera de servicio.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 24. Histograma de Interrupciones por agente de Distribución durante el año 2016.
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
3.2.6 Fallas de larga duración
Durante el año 2016, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica mediante la
Metodología para el Control de la Calidad del Servicio Técnico, obtuvo los registros
graficados a continuación; en los cuales se observa un incremento de interrupciones
de larga duración en los meses de mayo a agosto en la red de DEORSA, afectando
drásticamente a los usuarios regulados y conectados a dicha red. Así mismo, puede
observarse la variación de la presencia de fallas de larga duración en la red de
DEOCSA, con una desviación de 2.66 interrupciones superiores a 48 horas respecto
de la media de los registros obtenidos. En cuanto a DEORSA, se observa la
recurrente presencia de interrupciones en la red, con una desviación de 4.55
interrupciones de larga duración respecto de la media de los datos presentados.
Gráfica 25. Fallas Superiores a 48 horas durante el año 2016
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 2 4 6 8 10 12
Inte
rrup
cione
s
Mes
Interrupciones Mensuales por Agentes de Distribución
EEGSA DEOCSA DEORSA
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Siendo los departamentos más afectados por las fallas de larga duración los
departamentos presentados a continuación:
Gráfica 26. Fallas Superiores a 48 horas durante el año 2016 por departamento
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
3.2.7 Causas de interrupciones que invocan Fuerza Mayor
En conformidad con la Ley General de Electricidad, su reglamento y las Normas
Técnicas emitidas por la CNEE, se realizó la evaluación de interrupciones solicitadas
por causa de Fuerza Mayor, logrando establecer los porcentajes que rigen las
causas invocadas por EEGSA, DEOCSA y DEORSA.
Gráfica 27. Causas de Interrupciones solicitadas por Fuerza Mayor – EEGSA 2016
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
11111111
22222
55
66
1011
1313
EL PROGRESOJUTIAPAZACAPA
SACATEPEQUEZSAN MARCOSRETALHULEU
ESCUINTLAMAZATE
CHIQUIMULAJALAPA
QUETZALTENA …TOTONICAPAN
SOLOLAQUICHE
SUCHITEPEQUEZBAJA VERAPAZ
CHIMALTENANGOIZABAL
SANTA ROSAALTA VERAPAZ
PETEN
INTERRUPCIONES SUPERIORES A 48 HORASPRESENTADAS DURANTE EL AÑO 2016
CANTIDAD DE INTERRUPCIONES
25.20%
25.20%
0.26%
49.34%
Causas de Interrupciones Externas a la DistribuciónEEGSA 2016
ACTUACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
DAÑOS POR TERCEROS
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 28. Causas de Interrupciones solicitadas por Fuerza Mayor – DEOCSA 2016
Gráfica 29. Causas de Interrupciones solicitadas por Fuerza Mayor – DEORSA 2016
3.3 Estadísticas de Fiscalización
3.3.1 Inspecciones de Campo
3.3.2 Producto y Servicio Técnico
La Comisión efectúa diversas actividades, a efecto de verificar el cumplimiento a
los indicadores de Calidad de Servicio, tal como se indicó en el apartado anterior, se
verifican tanto aspectos comerciales, como el cumplimiento a los parámetros
relacionados con la calidad de la onda (Producto Técnico) y la continuidad del
30.4%
6.0%
2.25%
5.7%
16.4%
0.85%6.48% 8.0%
4.3%
Causas de Interrupciones Externas a la DistribuciónDEOCSA 2016
ACTUACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
ANIMALES
CONDICIONES CLIMÁTICAS
DAÑOS POR TERCEROS
DESCARGOS PROGRAMADOS
FALTA DE PODA Y MANTENIMIENTO
FENOMENOS NATURALES
MAL DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE AISLAMIENTO
MANIPULACIÓN EN LA RED
RESTRICCIÓN SISTEMA DE TRANSPORTE / GENERACIÓN
OBJETOS O RAMAS SOBRE LA MT
24.8%
3.0%
14.2%
18.0%
0.2%
13.5%
11.0%
15.4%
Causas de Interrupciones Externas a la DistribuciónDEORSA 2016
ACTUACIÓN DE PROTECCIONES DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓNANIMALES
CONDICIONES CLIMÁTICAS
DAÑOS POR TERCEROS
INTERRUPCIONES PROGRAMADAS
MANIPULACIÓN EN LA RED
RESTRICCIÓN SISTEMA DE TRANSPORTE / GENERACIÓN
VEGETACIÓN
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
servicio o interrupciones (Servicio Técnico). Se efectuaron diversas actividades de
campo, para velar por el cumplimiento a los parámetros anteriormente indicados. A
continuación se presentará a detalle las actividades efectuadas.
Tabla 5. Fiscalización de Calidad del Producto y Servicio Técnico
Distribuidor Inspecciones CPT / CST
Inspecciones Denuncias de
MP
Fiscalizaciones CPT
Inspección de expedientes / notificaciones
Total
EEGSA 4 2 424 1 431 DEOCSA 8 5 168 2 183 DEORSA 6 6 117 3 132 TOTAL 18 13 709 6 746
En total, se efectuaron 746 visitas de campo relacionadas con la fiscalización de
cumplimiento a los Parámetros de Calidad del Producto Técnico y Servicio Técnico.
Para cada visita se realizaron varias actividades. Las actividades efectuadas se
reportan por medición, dichas actividades se presenta a continuación:
Gráfica 30. Desglose Actividades Producto Técnico y Servicio
Puede observarse la cobertura por Distribuidor de las actividades regulatorias, las
cuales se realizan de forma diferenciada y según las características de servicio,
redes, usuarios, acceso de los usuarios a la información regulatoria, etc.
3.3.3 Producto Técnico
Con el objetivo de medir las condiciones de calidad del suministro mensualmente
la Comisión realiza el sorteo de los usuarios a los cuales se les debe realizar una
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
medición de Calidad del Producto Técnico, el Distribuidor programa la fecha de
instalación y retiro del equipo de verificación de la calidad según los usuarios
seleccionados mediante el sorteo. Se fiscaliza dicho proceso, participando en
cualquier punto del proceso ya sea en la instalación o el retiro, cuando se participa
en los procesos de retiro se obtiene los archivos originales de descarga de datos de
los equipos. Se tuvo presencia en 509 puntos de medición, visitando diferentes
municipios de la República de Guatemala, realizando la supervisión de las
mediciones que efectúan EEGSA, DEOCSA y DEORSA.
El objetivo de realizar esta supervisión es validar que se efectúen las mediciones
requeridas y garantizar la integridad de las mediciones con las que se evalúa la
Calidad del Producto Técnico suministrado por los Distribuidores.
Gráfica 31. Desglose de fiscalización por empresa
La gráfica anterior muestra los porcentajes fiscalizados por Distribuidor, es
importante indicar que en el área de EEGSA se cubren más puntos debido a la
cercanía de los circuitos, en el área gestionada por DEOCSA y DEORSA la
cobertura de puntos es menor debido a las distancias entre cada uno de los puntos
de medición, se continúa verificando los procesos de medición abarcando cada vez
más municipios del País con el objetivo de verificar la calidad del suministro.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Imágenes del proceso de fiscalización CPT, tomadas por personal del Departamento de Calidad de Producto y servicio.
3.4 Calidad del Servicio Comercial La Calidad Comercial según el artículo 103 del Reglamento de la Ley General de
Electricidad se refiere a la atención al consumidor en sus gestiones, atención de
reclamos y facturación de los usuarios, además las Normas Técnicas del Servicio de
Distribución indica que la medición de la Calidad Comercial tiene por objeto
“garantizar que el Distribuidor preste al Usuario una atención pronta y adecuada a
sus requerimientos, quejas o reclamos”. Para el presente informe se divide en
Indicadores de Calidad y Actividades de Campo.
A continuación los resultados de los Indicadores de Calidad Comercial del año 2016. Indicadores de Calidad Comercial Los indicadores de calidad comercial según la normativa actual son los siguientes:
• Porcentaje de Reclamos
• Tiempo promedio de procesamiento de Reclamos
• Verificación de Medidores
• Notificación de Interrupciones Programadas
• Solicitudes de Servicios Nuevos sin Modificación de Red
• Solicitudes de Servicios Nuevos con Modificación de Red
• Reconexiones
• Facturación Errónea
A continuación el detalle de los Indicadores de calidad Comercial
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.4.1 Porcentaje de Reclamos -R%- Este indicador mide la cantidad de usuarios que reclamaron durante un semestre
determinado con relación a la cantidad de usuarios de cada distribuidor y para el
cálculo del mismo es necesario el total de reclamos del semestre y el total de
usuarios al final del semestre, el porcentaje máximo admitido es el 5%. A
continuación el resultado del primero y segundo semestre de 2016.
Gráfica 32. Porcentaje de Reclamos por Distribuidor del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Como se observa en la gráfica anterior los tres grandes distribuidores presentan
porcentajes de reclamos recibidos por debajo del 5% durante el primero y segundo
semestre de 2016, siendo DEORSA quien tiene los porcentajes más altos con 3.9%
y 4.08%.
3.4.2 Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos -TPPR- El indicador del tiempo promedio de procesamiento de reclamos, mide el
promedio de días que necesitó el distribuidor para resolver el total de reclamos de un
semestre y para el cálculo es necesario el total de reclamos del semestre y la
sumatoria de todos los tiempos, el tiempo medio permitido es de 10 días. A
continuación el resultado del primero y segundo semestre de 2016.
0.08%
2.52%
3.90%
0.10%
2.67%
4.08%
0.00%
0.50%
1.00%
1.50%
2.00%
2.50%
3.00%
3.50%
4.00%
4.50%
EEGSA DEOCSA DEORSA
1_Semestre 2016
2_Semestre 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 33. Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Derivado de la fiscalización de este indicador se determinó que los tres grandes
distribuidores tienen un promedio de días de resolución por debajo de los 10 días
que indica la normativa vigente durante el primero y segundo semestre de 2016,
siendo EEGSA quien tiene los tiempos promedio más altos con 2.74 y 2.96 días.
3.4.3 Tiempo Medio -TM- Para el indicador del tiempo es necesario al igual que TPPR el total de reclamos
del semestre y la sumatoria de todos los tiempos, sin embargo este hace una
separación de los reclamos por motivo, a continuación el resultado del primero y
segundo semestre de 2016.
Gráfica 34. Tiempo Medio de Empresa Eléctrica de Guatemala S. A., del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
2.74
2.13
2.53
2.96 2.84
2.65
-
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
EEGSA DEOCSA DEORSA
DIA
S
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
2.3
8
1.8
3
2.2
1
2.1
2
1.8
6
3.5
2
3.5
6
5.3
0
- - -
5.3
7
5.0
9
1.4
6
1.2
0
1.4
7
2.7
9
2.5
3
2.1
5
2.5
4
2.1
9
2.4
6
2.0
5
2.0
7
2.5
3
2.1
4
3.1
4
3.6
3
3.9
9
5.6
2
1.8
0
2.9
2
3.9
0
3.9
3
3.7
0
-
2.0
3
2.5
5
2.1
8 2.9
2
2.2
8
2.7
5
2.7
0
1.9
8
-
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
Atr
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stifi
cad
o
EEGSA 1_Semestre 2016
EEGSA 2_Semestre 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
La verificación de los indicadores efectuada en 2016 dio como resultado que en
el caso de EEGSA tiene el tiempo más alto en los reclamos por cambio de medidor
con 5.62 días y el menor tiempo los reclamos por fallas del transformador con 1.2
días.
Gráfica 35. Tiempo Medio de Distribuidora de Electricidad de Occidente S. A.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Los resultados para la Distribuidora de Electricidad de Occidente S. A., dio como
resultado que el tiempo más alto son los reclamos por cobro alto con 3.75 días y el
menor tiempo los reclamos por No recibe factura con 0.93 días.
Gráfica 36. Tiempo Medio de Distribuidora de Electricidad de Oriente S. A.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
2.6
8
3.7
0
2.4
1
2.1
7
3.7
5
2.1
0
1.8
8
1.6
9
3.0
1
2.4
7
0.9
3
3.6
5
2.7
4
2.5
9 2
.98
3.4
9
3.0
3
2.6
1
1.4
8
2.6
4
3.1
4
1.3
0
-
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
Atr
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Mala
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s
No
recib
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actu
ra
DEOCSA 1_Semestre 2016 DEOCSA 2_Semestre 2016
1.8
4
3.7
3
1.8
6
2.6
5 3.0
3
2.7
7
2.3
1
1.2
7
1.5
6
3.0
5
0.7
5
1.7
9
3.2
5
1.9
9
2.8
0
3.0
1
2.7
7
2.6
1
1.0
4
1.2
9
3.1
0
0.6
1
-
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
Atr
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Mala
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s
No
recib
e f
actu
raDEORSA 1_Semestre 2016 DEORSA 2_Semestre 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Los resultados para la Distribuidora de Electricidad de Occidente S. A., dio como
resultado que el tiempo más alto son los reclamos por mala atención en oficinas con
3.73 días y el menor tiempo los reclamos por fallas del transformador con 0.61 días.
3.4.4 Notificación de las Interrupciones Programadas Cuando los distribuidores de energía eléctrica necesitan realizar interrupciones
del servicio es necesario que informen a sus usuarios a través de una publicación en
prensa y/o en un medio informativo local.
Gráfica 37. Interrupciones Programadas
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
En el año 2016, los grandes distribuidores de energía eléctrica realizaron 1,367
interrupciones del servicio en diferentes municipios y departamentos del país, las
cuales fueron publicadas en un diario de mayor circulación del país y en radio a
través de noticieros.
3.4.5 Solicitudes de Servicios Nuevos sin y con Modificación de Red
Este indicador mide individualmente los plazos de atención de las solicitudes de
servicios nuevos con base al Artículo 68 del Reglamento de la Ley General de
Electricidad, que cita que el plazo es de 28 días cuando no requiere ninguna
modificación y de tres meses cuando requieren modificación de la red. A
continuación el resultado de la evaluación.
132
344
227
119
352
193
0
50
100
150
200
250
300
350
400
EEGSA DEOCSA DEORSA
Primer Semestre
Segundo Semestre
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 38. Solicitudes de Servicio Nuevo sin Modificación de Red
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
La gráfica muestra que los distribuidores reportaron 142,850 solicitudes de
servicios nuevos recibidos de las cuales reportaron la conexión de 101,628 y
reportaron 41,222 pendientes de conexión de las cuales la CNEE ha requerido la
conexión de las mismas.
Gráfica 39. Solicitudes de Servicio Nuevo con Modificación de Red
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Los datos anteriores muestran que los distribuidores reportaron 13,428 solicitudes
de servicios nuevos recibidos de las cuales reportaron la conexión de 9,192 y
reportaron 4,236 pendientes de conexión de las cuales la CNEE ha requerido la
conexión de las mismas.
24,9
93 27,5
82
24,0
70
24,4
96
20,9
80
20,7
29
1,82
5
2,55
7
9,54
5
9,32
6
9,84
3
8,12
6
23,16825,025
14,525 15,170
11,13712,603
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
EEGSA DEOCSA DEORSA
Solicitudes Recibidas Pendientes de Conexión Solicitudes Conectadas
1,26
6
1,52
3
2,37
6
4,48
1
1,83
6
1,94
6
71 177
803
2,06
7
618
500
1,1951,346
1,573
2,414
1,2181,446
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
EEGSA DEOCSA DEORSA
Solicitudes Recibidas Pendientes de Conexión Solicitudes Conectadas
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.4.6 Reconexiones El indicador de reconexiones mide los plazos de atención de las reinstalaciones
del servicio derivadas de cortes por falta de pago o por alterar las condiciones del
suministro con base al Artículo 110 del Reglamento de la Ley General de
Electricidad, que cita que el plazo es de 24 horas a partir de que el usuario realice el
pago del cargo por reconexión. A continuación el resultado de la evaluación.
Gráfica 40. Reconexiones del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Durante el año 2016, los distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA, realizaron
448,248 cortes de energía de las cuales 396,719 efectuaron el pago de la
reconexión; fueron reconectadas dentro del plazo de 24 horas 384,041. Además
reportan 12,040 fuera de plazo y 21,579 pendientes de conexión de las cuales no
han recibido los distribuidores el pago de los usuarios.
3.4.7 Corte sin Razón
Este indicador está estipulado en la tabla de Indemnizaciones, y son los casos
que no están enmarcados en el Artículo 50 de la Ley General de Electricidad. Es
decir cuando los distribuidores corten el servicio sin ningún motivo justificado. A
continuación los datos del año 2016.
26,8
20
27,7
36
116,
295
104,
600
89,7
93
83,0
04
26,8
20
27,7
36
100,
209
93,7
05
75,2
91
72,9
58
296 350 194 1,7055,481 4,014
0 0 135
10,975
289
10,180
26,524 27,386
99,88091,920
69,521 68,810
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
EEGSA DEOCSA DEORSA
Cortes Realizados Reconexiones pagadas Reconexiones fuera de plazoPendientes de reconexión Reconexiones en plazo
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 41. Corte sin Razón del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Los grandes distribuidores reportaron 1,130 cortes sin razón en el primer
semestre de 2016 y 1,307 en el segundo semestre de 2016, para estos caso se
efectuado los procesos de fiscalización por parte de la CNEE y aquellos que no son
justificados fueron objeto del pago de una indemnización.
Gráfica 42. Montos de Facturación Errónea del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Los montos reclamados por los usuarios por facturación errónea que fueron
declarados como procedentes en el año 2016, fueron Q. 3,993,596.00 a los cuales
se les acreditó una indemnización de Q. 399,360.00. Los montos de indemnización
fueron acreditados por los distribuidores durante los años 2016 y 2017.
14
313
803
15
413
879
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
EEGSA DEOCSA DEORSA
Primer Semestre 2016
Segundo Semestre 2016
Q190,382
Q273,568
Q469,410
Q691,094
Q1,062,807
Q1,306,335
Q19,038 Q27,357 Q46,941 Q69,109 Q106,281 Q130,633
Q-
Q200,000
Q400,000
Q600,000
Q800,000
Q1,000,000
Q1,200,000
Q1,400,000
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
EEGSA DEOCSA DEORSA
Monto reclamado Facturación Errónea
Monto indemnizado Facturación Errónea
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 43. Reclamos por Facturación Errónea del Año 2016
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Durante el año 2016 los distribuidores recibieron la cantidad de 18,001 reclamos
de los cuales fueron declarados como procedentes 5,746 reclamos durante el
primero y segundo semestre de 2016.
3.5 Actividades de Campo 2016
Las fiscalizaciones de campo realizadas por Calidad Comercial corresponden a la
verificación de los procesos comerciales y actividades que los distribuidores realizan
en campo, las supervisiones se realizan por medio de muestras, publicaciones
realizadas por los distribuidores, verificación de datos remitidos en evacuaciones de
audiencia de los expedientes abiertos por la CNEE y supervisiones aleatorias de sus
centros de procesamiento de datos y atención de usuarios.
3.5.1 Supervisión Agencias Comerciales Las supervisiones en oficinas comerciales de los distribuidores tienen como
objetivo garantizar que el servicio que proporcionan a los usuarios cumpla con lo
establecido en la normativa. Para determinar las Agencias Comerciales a visitar se
toma en cuenta las fiscalizaciones del año anterior, visitando las agencias que no
fueron fiscalizadas, llevando un ciclo en cuanto a la detección de hallazgos,
enumerándolos en los informes trimestrales o semestrales.
308 334
781 983
1,580 1,760
267 298
3,316
2,526
3,606
2,242
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016 1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
EEGSA DEOCSA DEORSA
Facturación Errónea Procedente
Facturación Errónea Improcedente
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 44. Supervisión de Agencias Comerciales 2016
Fuente: Información de fiscalizaciones de campo
El total de las agencias comerciales fiscalizadas fueron 45 durante el año de
2016.
3.5.2 Ruta se Lecturas La actividad de rutas de lectura, se realiza para garantizar que los consumos
facturados a los usuarios sean resultado de la lectura de los medidores de energía,
para lo cual, personal técnico de la CNEE realiza toma de lecturas a una muestra de
medidores instalados a los usuarios de las distribuidoras del país, posteriormente la
información recabada en campo se contrasta con los consumos de la facturación.
Gráfica 45. Rutas de Lectura 2016
Fuente: Información de fiscalizaciones de campo
11
16 16
2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
EEGSA DEOCSA DEORSA EEMs
675
126
372
2,034
1,158
1,344
0
500
1000
1500
2000
2500
EEGSA DEOCSA DEORSA
1_Semestre 2016 2_Semestre 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Durante el año 2016, la CNEE a través del departamento de calidad comercial
realizó 5,709 rutas de lectura en diferentes municipios del país, en la actividad se
toman fotografías del medidor y los datos son tabulados y analizados por el
personal técnico de la Gerencia de Regulación de Calidad, los resultados obran en
Informes trimestrales o semestrales.
3.5.3 Supervisión de la Verificación de la Precisión de Medidores en Campo y Laboratorio
Derivado de los sorteos de las muestras de medidores a verificar cada semestre
según el número de lote, se realiza la actividad de supervisión en campo y
laboratorio, con la finalidad de fiscalizar que el proceso se realice de forma
adecuada y garantizar la práctica correcta de detección de medidores con mal
funcionamiento.
Gráfica 46. Supervisiones en Campo y Laboratorio
Fuente: Información de fiscalizaciones de campo
Como resultado de la fiscalización del año 2016, la CNEE a través del
departamento de Calidad Comercial realizó la supervisión de 52 actividades de
verificación en diferentes municipios del país, derivado de la actividad de supervisión
se tienen los archivos fotográficos.
0
1211
23
5
1
0
5
10
15
20
25
EEGSA DEOCSA DEORSA
Verif icaciones en Campo Verif icaciones en Laboratorio
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.5.4 Inspecciones de Campo
Como parte de la resolución de procesos de denuncias, en algunos casos es
necesaria la obtención de datos adicionales a los proporcionados por los
denunciantes y los distribuidores, por lo que se realizan inspecciones de campo en
las residencias de los usuarios, durante el año 2016, se realizaron 48 inspecciones
de campo en diferentes municipios y departamentos del país.
3.5.5 Sustitución de Medidores
Este proceso tiene como finalidad verificar el cumplimiento de sustitución de
lotes de medidores que según pruebas de verificación de la precisión se encontraron
fuera de tolerancia.
Gráfica 47. Supervisiones en Campo y Laboratorio
Fuente: Información de fiscalizaciones de campo
La supervisión de la sustitución se llevó a cabo en los municipios de las Cruces y
Flores del departamento de Petén, Monjas, departamento de Jalapa y en Santa
Cruz del Quiché, departamento de Quiché, realizando 31 actividades para verificar
que efectivamente se está realizando la labor de sustitución de los medidores fuera
de tolerancia de DEOCSA y DEORSA.
3.6 Atención al Usuario
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica a través de la Oficina de Atención al
Usuario, atiende diariamente las gestiones que realizan los usuarios ante la CNEE
910
2
10
0
2
4
6
8
10
12
Quiche Jalapa Peten Peten
Santa Cruz del Quiche
Monjas Las Cruces Flores
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
por las siguientes vías: telefónicamente, página Web, correo electrónico y de forma
presencial. El objetivo está enfocado a la atención de usuarios y la satisfacción de
las necesidades de información o el apoyo en las gestiones ante los distribuidores.
Esta actividad se realiza en cumplimiento a lo indicado en el Artículo 4 de la Ley
General de Electricidad que indica las funciones de la Comisión dentro de las cuales
está “proteger los derechos de los usuarios y prevenir conductas atentatorias contra
la libre competencia, así como prácticas abusivas o discriminatorias”. A continuación
se muestran los datos de la operativa realizada en el período 2016.
Gráfica 48. Atención al usuario CNEE
Fuente: Registros de CNEE
3.7 Estadísticas actividades de las Empresa Eléctricas Municipales.
3.7.1 Usuarios a los que les presta el servicio de Distribución las Empresas Eléctricas Municipales.
Actualmente existen 16 distribuidoras llamadas Empresas Eléctricas Municipales
(EEMs), ya que en su mayoría están vinculadas a la municipalidad, estas prestan el
servicio de distribución final en las regiones de oriente y occidente, a un aproximado
de 242,191 usuarios.
2,657
1,166
644
418231 198
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
Gestiones de la Of icina de Atención
Llamadas Atendidas
Atención Personal en
Of icna
Correo Electrónico
Denuncias Gestionadapor
Atención al Usuario
Reclamos enviados a los Distribuidores
Atención al Usuario CNEE
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 49. Usuarios por EEMs.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Gráfica 50. Histórico de Usuarios Atendidos por las EEMs.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
El número de usuarios que atienden las EEMs, refleja una tasa promedio de
crecimiento respecto a los últimos 4 años de 5.8%.
3.7.2 Envíos de Información de las Empresas Eléctricas Municipales.
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica por medio de la Unidad de Apoyo a
Empresas Eléctricas Municipales, con el objeto de que estas 16 distribuidoras
cumplan a cabalidad con la obligaciones contenidas en la Ley General de
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Electricidad y su Reglamento, en cuanto al régimen de calidad del servicio de
distribución.
Tabla 6. Calificación de la información remitida por las EEMs, correspondiente al 2do semestre 2016.
Empresa Eléctrica Municipal COMERCIAL PRODUCTO
Mensual Semestral Mensual Semestral Zacapa 38.8% 40.0% 84.3% 66.7% Gualan 58.2% 40.0% 98.6% 100.0%
San Pedro Pinula J. 55.9% 40.0% 99.8% 100.0%
Jalapa 61.5% 37.0% 100.0% 100.0%
Puerto Barrios 53.4% 38.0% 84.8% 0.0%
Guastatoya 61.0% 40.0% 89.2% 33.3%
Quetzaltenango 0.4% 0.0% 0.0% 0.0%
Retalhuleu 61.4% 36.0% 96.0% 100.0%
San Pedro Sacatepéquez SM 63.5% 38.0% 96.4% 66.7%
Huehuetenango 35.3% 20.0% 21.7% 50.0%
Joyabaj 48.8% 28.0% 99.5% 100.0%
Santa Eulalia H 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%
Tacana SM 0.0% 0.0% 99.3% 0.0%
EMRE 60.3% 39.0% 100.0% 100.0%
San Marcos 61.5% 36.0% 99.3% 100.0%
Patulul 55.6% 36.0% 99.4% 100.0%
3.7.3 Calidad Comercial
El objetivo de la medición de la
Calidad del Servicio Comercial es el de
garantizar que el Distribuidor preste al
usuario final, una atención pronta y
adecuada a sus requerimientos, quejas o
reclamos, sin menoscabo de la calidad
del Servicio Eléctrico de Distribución.
Gráfica 51. Evolución de la información remitida por las EEMs en el tema de Calidad Comercial.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.7.4 Calidad del Producto Técnico
La calidad del Producto Técnico se evalúa por medio de las medi
parámetros de manera mensual, dentro de los cuales se encuentra el nivel de
tensión. El objetivo de medir el nivel de tensión es el de calcular el indicador de
regulación de tensión, para luego ser contrastado con la tolerancia específica
manera que pueda concluirse respecto a cada medición si tiene o no mala
regulación de tensión. Es de esta manera que las Empresas Eléctricas Municipales
realizan mensualmente la evaluación del producto suministrado.
Gráfica 52. Evolución de la información remitida por las EEMs en el tema de Calidad del Producto Técnico.
Fuente:
Del resultado de mediciones realizadas por cada EEM para el indicador de
regulación de tensión, se categoriza cada una de ellas dependiendo si supe
el indicador individual y si este fuera el caso procede indemnizar al usuario por parte
del distribuidor hasta que este parámetro haya sido corregido por el mismo.
Calidad de servicio en distribución y transmisión
Calidad del Producto Técnico
La calidad del Producto Técnico se evalúa por medio de las mediciones de varios
parámetros de manera mensual, dentro de los cuales se encuentra el nivel de
tensión. El objetivo de medir el nivel de tensión es el de calcular el indicador de
regulación de tensión, para luego ser contrastado con la tolerancia específica
manera que pueda concluirse respecto a cada medición si tiene o no mala
regulación de tensión. Es de esta manera que las Empresas Eléctricas Municipales
realizan mensualmente la evaluación del producto suministrado.
. Evolución de la información remitida por las EEMs en el tema de Calidad
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Del resultado de mediciones realizadas por cada EEM para el indicador de
categoriza cada una de ellas dependiendo si supe
y si este fuera el caso procede indemnizar al usuario por parte
del distribuidor hasta que este parámetro haya sido corregido por el mismo.
ciones de varios
parámetros de manera mensual, dentro de los cuales se encuentra el nivel de
tensión. El objetivo de medir el nivel de tensión es el de calcular el indicador de
regulación de tensión, para luego ser contrastado con la tolerancia específica, de
manera que pueda concluirse respecto a cada medición si tiene o no mala
regulación de tensión. Es de esta manera que las Empresas Eléctricas Municipales
. Evolución de la información remitida por las EEMs en el tema de Calidad
Del resultado de mediciones realizadas por cada EEM para el indicador de
categoriza cada una de ellas dependiendo si supera o no
y si este fuera el caso procede indemnizar al usuario por parte
del distribuidor hasta que este parámetro haya sido corregido por el mismo.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 53. Mediciones con mala regulación de tensión en las EEMs, para el año 2016.
Fuente:
Nota: Para la totalidad de mediciones realizadas en el año 2,016 por las EEMs
(192 mediciones), un 33.9% se encuentran
cuales la Comisión solicitó a la distribuidora respectiva, un plan de corrección.
Derivado de los hallazgos obtenidos al calcular el indicador de regulación de
tensión y como resultado de la solicitud del plan
Comisión a las Empresas Eléctricas Municipales se han corregido 8 sectores, (la
EEM de Gualán 2, Jalapa 2, Zacapa 1, San Pedro Pinula 1, Huehuetenango 1 y
EMRE Ixcán 1), para lo cual el distribuidor ha tenido que realizar
correspondientes, según lo indica la gráfica siguiente.
Ilustración 3. Mejora en sector de la Regulación de tensión, EEM de Jalapa.
Calidad de servicio en distribución y transmisión
. Mediciones con mala regulación de tensión en las EEMs, para el año
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Nota: Para la totalidad de mediciones realizadas en el año 2,016 por las EEMs
(192 mediciones), un 33.9% se encuentran con mala regulación de tensión, para las
cuales la Comisión solicitó a la distribuidora respectiva, un plan de corrección.
Derivado de los hallazgos obtenidos al calcular el indicador de regulación de
tensión y como resultado de la solicitud del plan de corrección solicitado por esta
Comisión a las Empresas Eléctricas Municipales se han corregido 8 sectores, (la
EEM de Gualán 2, Jalapa 2, Zacapa 1, San Pedro Pinula 1, Huehuetenango 1 y
EMRE Ixcán 1), para lo cual el distribuidor ha tenido que realizar las inversiones
correspondientes, según lo indica la gráfica siguiente.
. Mejora en sector de la Regulación de tensión, EEM de Jalapa.
. Mediciones con mala regulación de tensión en las EEMs, para el año
Nota: Para la totalidad de mediciones realizadas en el año 2,016 por las EEMs
con mala regulación de tensión, para las
cuales la Comisión solicitó a la distribuidora respectiva, un plan de corrección.
Derivado de los hallazgos obtenidos al calcular el indicador de regulación de
de corrección solicitado por esta
Comisión a las Empresas Eléctricas Municipales se han corregido 8 sectores, (la
EEM de Gualán 2, Jalapa 2, Zacapa 1, San Pedro Pinula 1, Huehuetenango 1 y
las inversiones
. Mejora en sector de la Regulación de tensión, EEM de Jalapa.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.7.5 Calidad del Servicio Técnico
Para realizar una evaluación de la Calidad del Servicio de Distribución prestado
por las Empresas Eléctricas Municipales, es necesario que estas cuenten con el
vínculo centro de transformación usuario, además del levantamiento de la totalidad
de la red de distribución.
3.7.6 Procedimiento para el levantamiento del sistema de distribución de las Empresas Eléctricas Municipales.
La Comisión definió un procedimiento para el levantamiento del sistema de
distribución, de manera que las Empresas Eléctricas Municipales de manera
sistemática cuenten con la información necesaria para la evaluación de la calidad del
Servicio de Distribución prestado.
Derivado de la implementación de dicho procedimiento se tienen los siguientes
avances por Empresa en cuanto al levantamiento de su sistema de distribución:
Ilustración 4. Diagrama Red Distribución EEM Gualán.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Ilustración 5. Diagrama Red Distribución EEM San Pedro Pinula.
Ilustración 6. Diagrama Red Distribución EMRE Playa Grande Ixcán.
El proceso de levantamiento del sistema de distribución es un proceso definido
por la Comisión en Apoyo a las EEMs, con el objetivo de brindar un medio para el
levantamiento de activos y de información necesaria para el cumplimiento normativo,
del cual se tiene el siguiente avance:
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 7. Avance del levantamiento del sistema de distribución por EEM.
No. EMPRESA
ELÉCTRICA Km Red
MT Km
Red BT Centros de
Transformación Número de Usuarios
% Avance
1 Quetzaltenango 0.0 0.0 0 0 0.0%
2 Huehuetenango 50.0 15.0 363 0 25.0%
3 Puerto Barrios, Izabal 341.0 136.9 1,408 0 43.4%
4 Zacapa 150.0 0.0 947 645 18.0%
5 San Pedro Sac., SM 100.2 184.7 565 15,313 100.0%
6 Jalapa 155.7 1.3 523 90 60.0%
7 Retalhuleu 70.0 50.4 159 4,060 72.2%
8 Joyabaj, Quiche 289.3 19.5 292 4,271 78.0%
9 San Marcos 83.5 85.1 390 9,075 96.1%
10 Guastatoya 0.0 0.0 0 0 0.0%
11 Gualán, Zacapa 58.7 34.8 336 3,220 100.0%
12 Playa Grande, Ixcán 83.8 79.6 195 4,343 100.0%
13 Santa Eulalia 5.4 0.0 0 0 35.0%
14 Tacana, San Marcos 5.6 0.0 7 0 35.0%
15 San Pedro Pinula, Jalapa
8.2 19.0 43 1,265 100.00%
16 Hidroeléctrica Patulul 10.0 13.8 42 760 100.0%
TOTAL 1,411 640 5,270 43,042 60.17%
Levantamiento Finalizado
Gráfica 54. Porcentaje de avance del levantamiento del sistema de distribución.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
3.7.7 Interrupciones por circuito de las Empresas Eléctricas Municipales
En cumplimiento a las Normas Técnicas de Calidad de
NTCSTS– y con el objetivo de establecer entre varios el índice de referencia para
calificar la calidad del servicio técnico, los distintos transportistas remiten información
regulatoria, dentro de la cual incluyen el número de interrupciones en el punto de
entrega, para lo cual se tienen los siguiente datos de interrupciones de los circuitos
responsabilidad de las distintas EEMs:
Gráfica 55. Número y duración de interrupciocircuito de salida por EEM, para el 1er Semestre 2016.
Fuente:
Gráfica 56. Número y duración de interrupciones del dispositivo de protección del circuito de salida por EEM, para el 2do Semestre 2016.
Fuente:
Calidad de servicio en distribución y transmisión
Interrupciones por circuito de las Empresas Eléctricas Municipales
as Normas Técnicas de Calidad de Transporte y Sanciones
y con el objetivo de establecer entre varios el índice de referencia para
calificar la calidad del servicio técnico, los distintos transportistas remiten información
cual incluyen el número de interrupciones en el punto de
entrega, para lo cual se tienen los siguiente datos de interrupciones de los circuitos
responsabilidad de las distintas EEMs:
. Número y duración de interrupciones del dispositivo de protección del circuito de salida por EEM, para el 1er Semestre 2016.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
. Número y duración de interrupciones del dispositivo de protección del
ircuito de salida por EEM, para el 2do Semestre 2016.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
Interrupciones por circuito de las Empresas Eléctricas Municipales
Transporte y Sanciones –
y con el objetivo de establecer entre varios el índice de referencia para
calificar la calidad del servicio técnico, los distintos transportistas remiten información
cual incluyen el número de interrupciones en el punto de
entrega, para lo cual se tienen los siguiente datos de interrupciones de los circuitos
nes del dispositivo de protección del
. Número y duración de interrupciones del dispositivo de protección del
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Nota: Las EEMs identificadas con * tienen más de un circuito de salida de subestación.
Derivado de esta estadística se ven incumplimientos a las tolerancias (indicadas
con las líneas de color rojo y azul), por lo que la Comisión generará los procesos de
investigación al respecto de los mismos.
Las tolerancias de interrupciones por semestre, para usuarios en baja tensión
urbanos son: 6 interrupciones y 12 horas máximo de duración.
3.7.8 Actividades de apoyo Técnico con las EEMs.
Además de realizar las actividades de fiscalización y de evaluación del
cumplimiento normativo, la Comisión por medio de la Unidad de Apoyo a Empresas
Eléctricas Municipales realiza actividades de asesoría en aspectos técnicos, como la
reducción de pérdidas y alumbrado público, además de implementación de sistemas
de gestión de calidad para la evaluación, identificación de problemáticas y resolución
de las mismas en cuanto a la calidad del servicio de distribución.
3.7.9 Evaluación de las puestas a tierra instaladas en la red de distribución de las EEMs.
Las puestas a tierra dentro del sistema de distribución tienen su importancia, ya
que sirven de punto de referencia para los voltajes nominales, además de servir de
sumidero cuando existen. Por lo que se hacen evaluaciones de estos elementos en
las redes de las EEMs, verificando su sólida conexión a tierra y midiendo la
resistencia de las mismas, ya que esta se variable en el tiempo. Esto con el objeto
de que las EEMs sepan hacer estas evaluaciones y adopten estas buenas prácticas.
Durante el año 2016 se realizaron evaluaciones de puestas a tierra, encontrándose
19 hallazgos para las distintas EEMs.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Ilustración 7. Mediciones de algunas puestas a tierra en las EEMs.
Fuente:
3.7.10 Uso de Termografía para detección de puntos calientes.
La detección de puntos calientes en la r
para prevenir futuros cortes del suministro, o fallas en equipos, por lo que la
Comisión realiza la actividad de seguimiento y asesoría en la detección de este tipo
de inconvenientes, por medio del uso de cámara t
puntos calientes en las EEMs. Estos son corregidos por las EEMs de manera que
se eviten los riegos relacionados.
Ilustración 8. Hallazgos conteniendo algunos puntos calientes en las EEMs.
Fuente:
Calidad de servicio en distribución y transmisión
. Mediciones de algunas puestas a tierra en las EEMs.
Inspecciones realizadas por la Unidad de Apoyo Municipal
Uso de Termografía para detección de puntos calientes.
La detección de puntos calientes en la red de distribución es de vital importancia
para prevenir futuros cortes del suministro, o fallas en equipos, por lo que la
Comisión realiza la actividad de seguimiento y asesoría en la detección de este tipo
de inconvenientes, por medio del uso de cámara termográfica para la detección de
puntos calientes en las EEMs. Estos son corregidos por las EEMs de manera que
se eviten los riegos relacionados.
. Hallazgos conteniendo algunos puntos calientes en las EEMs.
Fuente: Información regulatoria del distribuidor
ed de distribución es de vital importancia
para prevenir futuros cortes del suministro, o fallas en equipos, por lo que la
Comisión realiza la actividad de seguimiento y asesoría en la detección de este tipo
ermográfica para la detección de
puntos calientes en las EEMs. Estos son corregidos por las EEMs de manera que
. Hallazgos conteniendo algunos puntos calientes en las EEMs.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
4 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y Operación de Instalaciones de Distribución - NTDOID
Las empresas prestadoras del Servicio de Distribución Final, deben cumplir con lo
estipulado en la normativa vigente, tanto en lo relacionado con los parámetros de
Calidad de Servicio, como en lo estipulado en la Normas Técnicas de Diseño y
Operación de las Instalaciones de Distribución –NTDOID-, Resolución CNEE-47-99.
Las normas NTDOID, abarcan aspectos relacionados con la seguridad de las
personas, bienes y continuidad del servicio y establece obligaciones a las
distribuidoras para las actividades de diseño, operación y mantenimiento, etc.,
aplicable a líneas y subestaciones de distribución.
La Comisión desarrolló procedimientos para velar por el cumplimiento de dicha
norma, requiriendo a las distribuidoras información relacionada con mantenimientos
efectuados en las instalaciones de distribución, lo cual se complementa con
actividades de fiscalización muestral efectuada por personal de CNEE, a efecto de
establecer indicadores que permitan determinar el estado de las redes de
distribución y su relación con la calidad del servicio de la norma técnica de calidad
NTSD.
Gráfica 57. Actividades de mantenimiento en líneas de Media Tensión.
*La información de EEGSA se encuentra actualizada hasta el mes de Noviembre
2016.
2,890
4,074
4,495
3,304
993
2,967
3,817
1,738 1,528
3,917
3,428
2,524
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de mantenimiento realizado a la Red de Distribución de Media Tension
EEGSA
DEOCSA
DEORSA
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
La gráfica anterior representa la cantidad de actividades de mantenimiento al
equipo eléctrico instalado en líneas de distribución de Media Tensión reportadas por
las distribuidoras. Dentro de las actividades reportadas se puede encontrar:
aplomado de postes, anclajes, cambio de aisladores, cambio de fusible, cambio de
pararrayos, mejora de tierras, entre otras.
4.1 Monitoreo de Mantenimientos de Distribución
CNEE realizó la fiscalización integral al cumplimiento en las Redes de
Distribución al marco regulatorio vigente relacionado con la normativa NTDOID, en
los temas de operación y mantenimiento de las instalaciones de red de los
Distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA.
Tabla 8. Actividades de mantenimiento a líneas de Media Tensión.
Agente
Mantenimiento de líneas Tipo de mantenimiento (%)
Tipo de mantenimiento
Poda Inspección Actividades diversas de
mantenimiento Total de circuitos con actividad
Preventivo Correctivo Tramos km tramos km unidad
EEGSA Preventivo 328 - 2,860
176 de 179 24% 76% Correctivo - 10,553 - 11,903
DEOCSA Preventivo - - - 6,247 3,736
125 de 134 39% 61% Correctivo - 5,559 - - 5,779
DEORSA Preventivo - - - 9,640 3,966
122 de 126 35% 65% Correctivo - 5,730 - - 7,431
Con relación al mantenimiento de poda y tala de arbolado y la inspección de línea
correspondiente a EEGSA la información se presenta en apartados separados ya
que la información reportada se encuentra en unidades diferentes, debido a la
metodología de trabajo que ésta maneja, actualmente se está realizando una serie
de reuniones de trabajo con los tres Distribuidores mayoritarios con el objetivo de
estandarizar la información remitida y desarrollar los perfiles generales de
mantenimiento.
4.1.1 Planes de mantenimiento anual de Distribución
Se presenta resumidamente la información de mantenimiento reportado por
EEGSA, DEOCSA y DEORSA, en cumplimiento al artículo 34.3 de la norma
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
NTDOID. Se observa en esta tabla datos de actividades de mantenimientos
realizados durante el año, los cuales se han desglosado en preventivos y
correctivos. Así mismo se han catalogado los datos en tres rubros, como lo son:
Poda y tala de arbolado, inspección de línea, y actividades de mantenimiento de
equipos de línea, tales como postes, fusibles, aisladores, retenidas, tierras, hilos de
guarda, etc.
Gráfica 58. Tipo de mantenimiento realizado en las instalaciones de red de Media Tensión
Fuente: Información remitida por el distribuidor
La gráfica anterior presenta información en cuanto al peso del tipo de
mantenimiento que realizaron DEOCSA, DEORSA Y EEGSA a sus redes de
distribución de media tensión, se puede observar que el mantenimiento correctivo
realizado por DEORSA representa el 65%, para DEOCSA el 61% y para EEGSA el
81% del total de actividades reportadas.
Gráfica 591. Control mensual de poda y tala de arbolado 2016
Fuente: Fiscalizaciones NTDOID
Se observa la distribución anual de la poda y tala de arbolado realizada por los
Distribuidores según la información reportada. En DEOCSA y DEORSA existe una
2,860
3,736
3,966
11,903
5,779
7,431
0% 25% 50% 75% 100%
EEGSA
DEOCSA
DEORSA
Tipo de mantenimiento
PREVENTIVO CORRECTIVO
3,785
2,799
2,047 1,922
-500
1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de poda de vegetación (tramos) EEGSA
594
1,453
2,636
876 612 767
3,230
1,122
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de poda de vegetación (km) DEOCSA DEORSA
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
mayor actividad en el tercer trimestre. En el caso de EEGSA se observa un
decremento durante el año en la realización de dicha actividad.
Gráfica 60. Actividades de inspección de línea por trimestre
Fuente: Fiscalizaciones NTDOID
La gráfica muestra los kilómetros reportados en la actividad de inspección de
línea media tensión. DEOCSA realizó 6,247 km y DEORSA 9,640 km de inspección
de línea. EEGSA por su parte desglosa su actividad de inspección de línea en
diferentes actividades de inspección de equipo la cual reporta en unidades.
Tabla 9. Ejecución de actividades de mantenimiento reportadas por DEOCSA y DEORSA
Tipo de mantenimiento Actividad DEOCSA DEORSA Unidad
Preventivo
Inspección de línea 5,464 8,965 km Anclajes 176 364 Unidades Aplomado de postes 176 204 Unidades Cambio de cruceros 375 277 Unidades Cambio de cortacircuitos 404 207 Unidades Limpieza de conductores 200 64 km
Medición de tierras 469 158 Unidades Mejora de tierras 859 709 Unidades Reconductorado - - km Protección de postes - - Unidades Retranqueos 40 72 Unidades Poda de vegetación 5367 4608 km Limpieza subestación - - Unidades Cambio de centros transformación 514 592 Unidades
Revisión de centros transformación y suministros
190 68 Unidades
Cambio de fase de centros de transformación
- - Unidades
Mantenimiento Preventivo SE
- - Unidades
Limpieza de aisladores 238 722 Unidades
Correctivo
Traccionar conductor - - km Cambio de Bushing Media Tensión - - Unidades
Cambio de Fusible 396 510 Unidades Reparación de línea rota - - Unidades Cambio de Retenidas 204 69 Unidades
1,028
2,743
1,551
925
1,445
3,642 3,754
799
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de Inspección de Linea (km) DEOCSA DEORSA
40
88
105 95
-
20
40
60
80
100
120
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de Inspección (unidades)
EEGSA
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tipo de mantenimiento Actividad DEOCSA DEORSA Unidad Cambio de conductor por deterioro.
19 10167 km
Substituir capacitor - - Unidades Substituir regulador - - Unidades Maniobras de reposición del servicio - - Unidades
Retensado de retenidas 140 122 Unidades Cambio de Bushing Baja Tensión - - Unidades
Cambio de Bajadas de centro de transformación
- - Unidades
Rep. Acometida 38 1376 Unidades Mantenimiento acometida por falso contacto
- - Unidades
Sustituir aceite del transformador - - Unidades
Cambio puente auxiliar - - Unidades
Preventivo y correctivo
Cambio de aisladores 2467 1525 Unidades Cambio de postes 478 953 Unidades Cambio de pararrayos 173 23 Unidades Cambio de Conectores 694 765 Unidades
La tabla anterior muestra el desglose de actividades de mantenimiento reportadas
por DEOCSA y DEORSA.
Tabla 10. Ejecución de actividades de mantenimiento reportadas por EEGSA en MT.
Tipo de mantenimiento
Actividad de mantenimiento Media Tensión Ejecución
Correctivo
Cambio de fusible 37
Cambio de Recloser 1
Instalación de conductor 8
Instalación de cortacircuitos y portafusibles 8
Instalación de transformador 170
Reparación de aislador 242
Reparación de conductor 2582
Reparación de cortacircuitos 706
Reparación de fusible 200
Reparación de pararrayos 186
Reparación de poste 1
Reparación de reconectador 7
Reparación de Seccionallizador 17
Reparación de transformador 2901
Preventivo
Cambio de aislamiento 1
Cambio de banco de capacitores
10
Cambio de crucero 358
Cambio de extensión primaria 48
Cambio de herrajes 3
Cambio de soporte y/o aislador 770
Instalación de ancla 56
Instalación de cortacircuito o seccionador 2
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tipo de mantenimiento
Actividad de mantenimiento Media Tensión Ejecución
Instalación de pararrayos 123
Instalación de poste 27
Instalación de puentes 2
Instalación de puesta a tierra 5
Mantenimiento de seccionador 31
Reparación de tirante aéreo 72
Preventivo y Correctivo
Cambio de aislador 417
Cambio de conductor 491
Cambio de cortacircuitos 162
Cambio de pararrayos 147
Cambio de poste 236
Cambio de transformador 1041
Son 11,068 (unidades) el total de actividades de mantenimiento tanto preventivo
como correctivo reportadas por EEGSA.
Tabla 11. Actividades de mantenimiento reportadas por EEGSA en líneas de baja tensión.
Tipo mantenimiento Actividad de mantenimiento Baja Tensión Ejecución
Preventivo Aplomado de poste 1
Cambio de soporte secundario 160
Correctivo
Cambio de acometida 138
Cambio de aislador 109
Cambio de contador 77
Cambio de poste 17
Instalación de acometida 6
Instalación de conductor 11
Instalación de contador 2
Reparación de acometida 10434
Reparación de aislador 224
Reparación de conductor 1956
Reparación de contador 171 Preventivo y
Correctivo Cambio de conductor 270
La ejecución de las actividades de operación y mantenimiento se refleja en forma
directa en los indicadores de calidad de servicio establecidos en la normativa técnica
NTSD. Por parte de CNEE, se efectúa acciones regulatorias a efecto de incentivar la
realización de mantenimientos en red que signifiquen una mejora en la calidad de
servicio prestado.
4.1.2 Análisis del Estado de las Redes de Distribución
Con el propósito de estimar el estado de las redes, se efectuó el análisis de las
instalaciones de EEGSA, DEORSA y DEOCSA a través de la auditoría muestral
aleatoria de los tramos de Media Tensión reportados por las mismas, calculando una
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
muestra estadística con un 10% de error. Posteriormente, se fiscalizaron dichos
tramos durante el transcurso del año, obteniendo resultados acumulados y un
resultado final.
Durante la fiscalización a cada tramo, se verificó el cumplimiento a la Normativa
de Diseño y Operación de las Instalaciones de Distribución (NTDOID), obteniendo
para cada actividad efectuada una evaluación de cumplimiento por tramo de
distribución en media tensión.
Tabla 12. Resultado de la fiscalización de tramos.
Trimestre 1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Resultados Acumulados %
Incumplimiento 19% 37% 43% 54% 38%
Incumplimientos 10 19 17 32 78 Tramos
Fiscalizados 53 52 40 59 204
La tabla anterior muestra la cantidad de tramos fiscalizados por trimestre para
EEGSA, DEOCSA y DEORSA y la cantidad con hallazgos de incumplimientos. En
total se fiscalizaron 204 tramos de media o baja tensión, los hallazgos de
incumplimientos normativos encontrados fueron 78, lo cual representa un 38% del
total fiscalizado.
Tabla 13. Resultados de la auditoría por Distribuidor para determinar el estado de las instalaciones.
Distribuidor Tramos fiscalizados que presentaron incumplimientos
EEGSA 21%
DEOCSA 41%
DEORSA 53%
La CNEE lleva a cabo actividades de seguimiento para mejorar el cumplimiento
normativo de los Distribuidores, habiendo requerido un plan de mejora a inicios de
2017 para subsanar los 1290 incumplimientos del año 2016.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Ilustración 9. Mapa de ubicación geográfica de hallazgos CNEE de incumplimientos NTDOID del año 2016.
El mapa anterior, muestra los hallazgos de incumplimientos a la normativa
NTDOID derivado de diversas actividades efectuadas. A continuación, se incluye un
detalle de los hallazgos de incumplimientos NTDOID, resultado de las actividades de
fiscalización efectuada por CNEE.
Tabla 14. Hallazgos de Incumplimientos NTDOID encontrados durante las fiscalizaciones.
Departamento Porcentaje Totonicapán 0.2%
Jalapa 1% El Progreso 1%
Chimaltenango 1% Quetzaltenango 1%
Sololá 1% Baja Verapaz 1%
Retalhuleu 1% Zacapa 2% Quiche 2%
Huehuetenango 3% San Marcos 3% Guatemala 5% Chiquimula 6%
Suchitepéquez 7% Santa Rosa 9%
Escuintla 10% Izabal 10%
Alta Verapaz 11% Peten 12%
Jutiapa 13%
La tabla anterior presenta los resultados por departamento del análisis del
cumplimiento a la normativa NTDOID. Puede observarse la cantidad de
incumplimientos. La totalización de hallazgos incluye la fiscalización muestral y
hallazgos adicionales.
0%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
1%
2%
2%
3%
3%
5%
6%
7%
9%
10%
10%
11%
12%
13%
0% 5% 10% 15%
Totonicapán
Jalapa
El Progreso
Chimaltenango
Quetzaltenango
Sololá
Baja Verapaz
Retalhuleu
Zacapa
Quiche
Huehuetenango
San Marcos
Guatemala
Chiquimula
Suchitepéquez
Santa Rosa
Escuintla
Izabal
Alta Verapaz
Peten
Jutiapa
Incumplimientos NTDOID por Departamento
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 15. Tipo de Hallazgos NTDOID derivados de la fiscalización muestral
Tipo de Incumplimientos Porcentaje Cantidad
Invasión de vegetación MT/BT 75.50% 974
Invasión de vegetación MT 12.64% 163
Invasión de vegetación BT 6.28% 81
Poste Inclinado 2.79% 36
Distancias de Seguridad 1.01% 13
Falta aterrizamiento 0.54% 7
Invasión de vegetación BT y Poste Inclinado 0.16% 2
Invasión de Vegetación MT y Poste Inclinado 0.16% 2
Poste en mal estado 0.16% 2
Transformador en mal estado 0.16% 2
Aislador quebrado 0.08% 1
Elemento extraño 0.08% 1
Objeto extraño 0.08% 1
Peligro de colisión 0.08% 1
Poste Inclinado y Retenida Reventada 0.08% 1
Poste Inclinado/Libranza BT
0.08% 1
Poste Inclinado/Rajado 0.08% 1
Retenida Reventada 0.08% 1
La tabla muestra los diferentes tipos de incumplimientos encontrados durante la
fiscalización muestral y los hallazgos adicionales encontrados. Estos hallazgos han
sido notificados a los Distribuidores para realizar las adecuaciones correspondientes.
4.1.3 Seguimiento Plan de Mejora 2016– EEGSA, DEOCSA y DEORSA
En el año 2016, se solicitó a los Distribuidores la corrección de 570
incumplimientos a las Normas Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones
de Distribución. En los gráficos siguientes se presentan las ubicaciones de los
incumplimientos y los resultados finales del plan.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Ilustración 10. Mapa de ubicación de los 570 incumplimientos NTDOID del año 2016.
La imagen presenta en forma geográfica la ubicación de los Hallazgos NTDOID
que formaron parte del plan 2016 de EEGSA, DEORSA y DEOCSA.
4.2 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y Operación de Instalaciones de Transporte
Las personas individuales o jurídicas que tengan relación con diseño,
construcción, supervisión, operación y mantenimiento de las instalaciones del
Servicio de Transporte de Energía Eléctrica, deben cumplir con lo estipulado en la
normativa vigente, tanto en lo relacionado con los parámetros de Calidad de
Servicio, como en lo estipulado en la Normativa de Diseño y Operación del Sistema
de Transporte –NTDOST-, la cual está contenida en la Resolución CNEE-49-99.
La normativa NTDOST posee la particularidad de aplicar conceptos específicos
según el nivel de tensión, lo cual significa que se aplica de la normativa NTDOID, en
los casos en que aplique.
La Comisión desarrolló en los últimos años, procedimientos para velar por el
cumplimiento de la norma NTDOST por parte de los Transportistas, requiriendo
información relacionada con los mantenimientos efectuados en sus instalaciones y
realiza actividades para incentivar el cumplimiento normativo, y la confiabilidad del
sistema.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
4.2.1 Monitoreo de Mantenimientos de Transmisión
Se realizaron actividades para velar por el cumplimiento de la normativa NTDOST
por medio del monitoreo de mantenimientos de EPR, TRELEC, TRANSNOVA,
RECSA, DEGT, TREO, TRECSA y ETCEE.
Se abarca el control para las actividades de operación y mantenimiento de las
instalaciones de líneas, subestaciones y equipo de protección de los diferentes
transportistas. La información analizada, cuyos resultados se presentan en esta
sección, proviene de datos remitidos por los transportistas a CNEE por vía
electrónica, dando a conocer en forma general y resumida los datos de
mantenimiento realizado por los transportistas.
Tabla 16. Acumulado de actividades de mantenimiento realizado por los transportistas.
Acumulado de actividades de mantenimiento realizado por los transportistas en el año 2016
TRANSPORTISTA
MANTENIMIENTO DE LINEAS MANTENIMIENTO SUBESTACIONES MANTENIMIENTO PROTECCIONES
PODA (km)
INSPECCION
(km)
MTTO (unidades)
MEDICION (unidades)
INSPECCION
(unidades)
MTTO (unidades)
MEDICION (unidades)
INSPECCION
(unidades)
MTTO (unidades)
MEDICION (unidades)
DEGT - 19.24 - 186 470 25 79 684 44 63 EPR 51.58 474.05 5 - 2,417 2 13 1,073 - 56 ETCEE 31.33 6,479 6,373 6,463 5,647 851 1,048 2,859 1,064 1,325 RECSA 0.50 146.78 246 - 1,091 166 21 3 12 42 TRANSNOVA 10.91 6.1 80 - - 21 60 12 12 - TRECSA 14.59 644.68 329 - 9,440 97 - 3,877 - - TRELEC 13.83 13 722 243 3,358 6,148 1,326 66 5 86 TREO 50.16 679.2 147 358 6,348 546 135 1,615 288 211
La tabla presenta el resumen de las actividades del año 2016, para 8
transportistas, las que son catalogadas en tres rubros: Líneas, Subestaciones y
Protecciones.
Tabla 17. Acumulado de actividades indirectas o de bajo nivel, realizadas por los transportistas.
DE
GT
EP
R
ET
CE
E
RE
CS
A
TR
AN
SN
OV
A
TR
EC
SA
TR
EL
EC
TR
EO
Líneas - 72 337 205 - 28 34 - Subestaciones - - 120 103 5 1,775 218 1,213 Protecciones 216 45 741 5 - - - 22
Las actividades descritas, abarcan apriete de borneras, extracción de
oscilografías, pintura de gabinetes, aplicación de insecticidas, etc. Las mismas son
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
complementarias y de gran importancia para el buen funcionamiento de las
instalaciones del sistema de transporte.
4.2.2 Mantenimiento Líneas de Transporte
En la tabla siguiente se muestra el reporte de la poda y tala de arbolado que cada
transportista realizó a sus líneas de transmisión, la información se muestra agrupada
de manera trimestral.
Tabla 18. Poda y tala de arbolado realizado por los diferentes transportistas, datos en km.
Control de poda de vegetación (kilómetros)
TRANSPORTISTA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Acumulado Anual
DEGT - - - - - - - - - - - - -
EPR - - - 6.9 13.7 13.8 0.4 - - 1.6 10.2 5.0 51.6
ETCEE 28.1 33.0 40.8 29.0 25.1 27.5 22.9 23.6 36.4 41.9 26.4 25.4 360.1
RECSA - - - 0.2 - 0.1 - 0.1 0.2 - - - 0.5
TRANSNOVA - - - - - 5.5 3.4 - - 1.6 - 0.5 10.9
TRECSA 15.6 - - - - - - - - - - - 15.6
TRELEC 10.9 - - 5.6 - - 0.1 - - 12.6 - - 29.3
TREO 6.7 11.1 - 23.4 8.9 - - - - - - - 50.2
Acumulado 61.3 44.2 40.8 65.1 47.7 46.9 26.8 23.6 36.6 57.7 36.6 30.8 518.08
Gráfica 61. Poda y tala realizada por transportistas mostrada trimestralmente.
Fuente: Fiscalizaciones NTDOID
Se observa una mayor actividad de poda durante los meses de la época de invierno.
Respecto a la inspección de línea que cada transportista hace, se presenta la
información mensual remitida, donde se compara la cantidad de kilómetros de
inspección realizada con la longitud de línea.
Tabla 19. Control de actividades de inspección de línea en kilómetros.
Control de actividades de inspección de línea (kilómetros) Agente ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Total Anual Longitud línea
DEGT 1.4 1.4 1.7 1.4 1.4 2.2 1.9 1.9 1.9 1.5 1.4 1.4 19 32
61.3
44.2 40.8
65.1
47.7 46.9
26.8 23.6
36.6
57.7
36.6 30.8
-
10
20
30
40
50
60
70
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Control mensual de poda de vegetación (kilometros)TREO TRELEC TRECSA TRANSNOVA RECSA ETCEE EPR DEGT Acumulado
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Control de actividades de inspección de línea (kilómetros) Agente ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Total Anual Longitud línea
EPR - 50.4 32.3 55.4 38.8 20.4 52.5 49.6 45.3 50.5 57.0 21.8 474 361
ETCEE 500.7 367.0 347.5 409.8 359.8 1,135.0 527.8 565.5 316.0 904.6 549.4 496.0 6,479 3255
RECSA - - 112.7 - 10.3 - - 18.5 - - 5.2 - 147 31
TRANSNOVA 1.5 2.3 2.4 - - - - - - - - - 6 35
TRECSA 46.6 6.7 92.4 94.8 92.4 92.4 41.5 64.0 28.5 28.5 28.5 28.5 645 343
TRELEC - - 10.6 2.8 - - - - - - - - 13 657
TREO 51.5 69.7 - 61.1 76.4 76.5 39.1 71.1 117.1 4.3 68.9 43.3 679 343
Acumulado 602 497 600 625 579 1,326 663 770 509 989 710 591 8,463
Gráfica 62. Inspección de línea realizada por transportistas
Fuente: Fiscalizaciones NTDOID
Adicional a las actividades de poda y tala de arbolado e inspección de línea, los
transportistas reportaron actividades de mantenimiento a equipos que pertenecen a
las líneas de transmisión, según el siguiente detalle mensual.
Tabla 20. Mantenimiento a equipos de líneas de transporte por mes, en unidades.
Control de actividades de Mantenimientos de línea 2016 TRANSPORTISTA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Anual
DEGT - - - - - - - - - - - - - EPR 3 2 5 ETCEE 558 280 456 608 701 468 645 651 571 551 687 197 6,373 RECSA 37 43 90 76 246 TRANSNOVA
2
30
26 6
6 10
80
TRECSA 304 11
7 7
329 TRELEC 34 195 22 169 27 137 52 41 29 14 2
722
TREO 12 10
117 8
147
Acumulado 908 498 478 961 736 681 710 782 676 571 702 199 7,902
Los datos de la tabla representan mantenimientos realizados a las líneas de
transporte, tales como: limpieza de aisladores, mejora de aislamientos y puestas a
tierras, cambios de pararrayos, etc. La tabla anterior, se muestra en la siguiente
gráfica.
32 361
3,255
31 35 343
657 343
19 474
6,479
147 6
645
13
679
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
DEGT EPR ETCEE RECSA TRANSNOVA TRECSA TRELEC TREO
Inspeccion de las lineas de transporte 2016 (kilometros)
Longitud de linea Acumulado Anual
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 63. Mantenimiento a equipos de líneas de transmisión.
Fuente: Información remitida por el Transportista
La gráfica muestra las actividades de mantenimiento reportadas mensualmente
por cada transportista. Dichas actividades son relacionadas con mantenimiento:
limpieza de aisladores, mejora de aislamientos y puestas a tierras, cambios de
pararrayos, etc.
4.2.3 Mantenimientos Subestaciones de Transporte
El detalle de actividades de mantenimientos reportados en subestaciones de
transporte, ya sea de transformación, conmutación o mixtas, se muestra desglosado
por mes.
Tabla 21. Mantenimiento mensual a equipos de subestaciones de transporte
Control de actividades de mantenimiento de subestaciones 2016 (unidades)
TRANSPORTISTA ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Acumulado Anual
DEGT - - - - - - - - - - 13 12 25
EPR - - 2 - - - - - - - - - 2
ETCEE 168 74 98 59 77 46 39 42 33 91 58 66 851
RECSA 5 1 28 47 50 1 5 23 1 1 4 - 166
TRANSNOVA - - - - - - - - - 6 15 - 21
TRECSA 8 8 9 - 9 9 9 9 9 9 9 9 97
TRELEC 667 639 546 499 667 513 345 989 517 267 499 - 6,148
TREO 10 - - 509 - 1 8 17 1 - - - 546
Acumulado 858 722 683 1,114 803 570 406 1,080 561 374 598 87 7,856
908
498 478
961
736
681 710
782
676
571
702
199
-
200
400
600
800
1,000
1,200
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Mantenimientos a equipos de lineas de transmision
TREO
TRELEC
TRECSA
TRANSNOVA
RECSA
ETCEE
EPR
DEGT
Acumulado
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 64. Actividades de mantenimiento de subestaciones por transportista
El mantenimiento realizado a subestaciones, abarca manteniendo a los
transformadores de potencia, blindaje de la subestación, redes de tierras, equipo de
maniobra, etc.
4.2.4 Mantenimiento a Protecciones, Sistema de Transporte.
Se muestra el detalle de actividades de mantenimientos reportados por los
Transportistas en los Sistemas de Protección.
Tabla 22. Mantenimiento a protecciones de transporte por mes
Control de actividades de mantenimiento de Protecciones 2016 Agente ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Anual
DEGT - - - - - - - - - - 18 26 44 EPR - - - - - - - - - - - - - ETCEE 90 135 109 111 87 111 63 111 61 87 45 54 1,064 RECSA - - - - - - 1 - - - - 11 12 TRANSNOVA - - - - - - - - - - 12 - 12 TRECSA - - - - - - - - - - - - - TRELEC - - 1 1 - - - - 1 2 - - 5 TREO 43 7 10 24 42 58 16 16 28 20 8 16 288 Acumulado 133 142 120 36 129 169 80 127 90 109 83 107 1,425
La tabla anterior se muestra en forma gráfica a continuación:
858
722 683
1,114
803
570
406
1,080
561
374
598
87
-
200
400
600
800
1,000
1,200
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Mantenimiento a equipos en subestaciones de transmisionTREO
TRELEC
TRECSA
TRANSNOVA
RECSA
ETCEE
EPR
DEGT
Acumulado
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 65. Control de mantenimiento realizado a protecciones de transporte.
La gráfica presenta la cantidad de mantenimiento en equipos de protección de
línea de las subestaciones. Dichas actividades incluyen mantenimientos a
relevadores de protección, equipos de comunicación, transformadores de medición,
interruptores de potencia, etc.
4.2.5 Investigación de eventos especiales
CNEE investiga semestralmente el cumplimiento de las normas NTDOID y
NTDOST en casos de fallas que afectan en forma repetitiva barras de media tensión,
líneas de transporte y subestaciones, con la finalidad de establecer disposiciones
que minimicen, interrupciones de transporte que afectan a las redes de distribución.
A continuación presentamos un resumen del tema analizado.
Tabla 23. Subestaciones afectadas por interrupciones atribuidas a transporte.
Subestaciones Cantidad de
interrupciones Circuitos afectados Horas
Usuarios por SE
Chicacao 1 3 0.11 11,353 Ixtahuacan 1 2 1.04 28,822 La Esperanza 1 6 0.18 69,903 San Sebastian 1 7 0.02 28,521 Sololá 1 4 0.15 53,900 Chimaltenango 2 4 0.18 71,287 Cocales 2 3 0.24 13,520 Champerico 3 2 3.16 11,598 Tejutla 3 5 0.21 36,953 Coatepeque 5 7 3.59 50,470 Melendres 7 4 1.77 33,109 Malacatán 11 5 16.03 30,695 Ipala 1 2 2.18 14226 La Libertad II 10 3 1.37 6004
133 142
120
136 129
169
80
127
90
109
83
107
-
20
40
60
80
100
120
140
160
180
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Mantenimiento a equipos de proteccion
TREO
TRELEC
TRECSA
TRANSNOVA
RECSA
ETCEE
EPR
DEGT
Acumulado
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Subestaciones Cantidad de interrupciones
Circuitos afectados Horas Usuarios
por SE La Pastoria 2 2 2.65 13576 La Ruidosa 1 5 0.02 30432 Los Esclavos 2 4 0.95 22080 Mario Mendez 1 1 0.08 4599 Mayuelas 3 4 0.61 18999 Panaluya 2 6 3.08 9268 Puerto Barrios 2 2 0.27 8264 Salamá 1 3 0.08 31624 Teleman 1 3 0.23 244
En los datos de la tabla resalta la cantidad de interrupciones, horas, circuitos y
usuarios afectados por la falta de servicio en las subestaciones Melendres, La
Libertad II, Malacatán y Coatepeque. Fueron 599,447 usuarios los afectados por
este tipo de interrupciones del servicio.
Gráfica 66. Muestra los datos de horas fuera de servicio y cantidad de interrupciones de la tabla anterior.
0.11
1.04
0.18
0.02
0.15
0.18
0.24
3.16
0.21
3.59
1.77
16.03
2.18
1.37
2.65
0.02
0.95
0.08
0.61
3.08
0.27
0.08
0.23
0 5 10 15 20
Chicacao
Ixtahuacan
La Esperanza
San Sebastian
Sololá
Chimaltenango
Cocales
Champerico
Tejutla
Coatepeque
Melendres
Malacatán
Ipala
La Libertad II
La Pastoria
La Ruidosa
Los Esclavos
Mario Mendez
Mayuelas
Panaluya
Puerto Barrios
Salama
Teleman
Interrupciones en subestaciones por perdida automatica de tensión en barra MT. 1er semestre 2016
Horas sin servicio
Cantidad interrupciones
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 67. Muestra en forma resumida los totales de las interrupciones atribuidas a fallas de transporte.
Gráfica 68. Muestra el porcentaje de usuarios que fueron afectados por las fallas atribuidas a transporte.
4.3 Verificación de Instalaciones de Distribución
Con el propósito de incentivar la mejora de la calidad del Servicio Técnico que los
Distribuidores brindan a sus instalaciones y velar por la seguridad de las personas y
bienes, la Comisión efectuó diferentes actividades en campo para verificar el estado
de las líneas y los equipos de distribución.
23
64
38.2
87
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Subestaciones Interrupciones MT Horas MT Circuitos MT
Elementos afectados por desconexiones de Barras y Subestaciones y Líneas de transporte
26%
44%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
% Usuarios Oriente % Usuarios Occidente
Porcentaje de Usuarios afectados durante interrupciones relacionadas a Barras MT, Subestaciones y Líneas de transporte
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 24. Actividades Fiscalización de Cumplimiento NTDOID.
Departamento Tramos inspeccionados
Alta Verapaz 136 Baja Verapaz 18
Chimaltenango 11 Chiquimula 76 El Progreso 8
Escuintla 126 Guatemala 60
Huehuetenango 35 Izabal 130 Jalapa 7 Jutiapa 173 Peten 154
Quetzaltenango 15 Quiche 29
Retalhuleu 19 San Marcos 41 Santa Rosa 115
Sololá 17 Suchitepéquez 95 Totonicapán 2
Zacapa 23
En total, se efectuaron 1,290 actividades relacionadas con verificación de
cumplimiento a la normativa NTDOID. La desagregación geográfica de dichas
actividades, se presenta a continuación.
Gráfica 69. Fiscalización de cumplimiento NTDOID en redes de Distribución.
136
1811
76
8
126
60
35
130
7
173
154
1529
19
41
115
17
95
2
23
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Alta
Ver
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Baja
Ver
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Zaca
pa
2016. Verificación de instalaciones de red por Departamento
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Los datos de la gráfica incluyen los seleccionados por sorteo y adicionales a los
mismos. En la fiscalización realizada a las instalaciones de distribución se verificó si
cumplían con la Normativa de Diseño y Operación de las Instalaciones de
Distribución (NTDOID).
Gráfica 70. Resultados de la Fiscalización de cumplimiento NTDOID en redes de Distribución
Fuente: Fiscalizaciones NTDOID
La gráfica muestra la cantidad de tramos fiscalizados muestralmente y la cantidad
de incumplimientos para los Distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA. En total
se fiscalizaron 204 tramos Media/Baja Tensión durante el año; siendo los hallazgos
de incumplimientos normativos 78, lo cual representa un 38 por ciento.
Ilustración 11. Resultados de la Fiscalización (Invasión vegetación) en redes de distribución de Media y Baja Tensión.
En las fotografías, puede observarse tres incumplimientos a la norma NTDOID.
Este tipo de incumplimientos afectan la operación normal de las redes de distribución
y la calidad de energía eléctrica al provocar interrupciones del servicio, las cuales
son fiscalizadas según criterios establecidos en las normas NTSD.
10 19 1732
7853 52 40
59
204
19%
37%43%
54%
38%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
0
50
100
150
200
250
1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Resultados Acumulados
Incumplimientos Tramos Fiscalizados % Incumplimiento
2016. Cantidad tramos, cantidad de incumplimientos NTDOID - % de incumplimiento
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 71. Tipo de Hallazgos, Incumplimientos NTDOID.
Tipo de Incumplimientos Peso de
los hallazgos
Hallazgos 2016
Invasión de vegetación MT/BT 75.50% 974
Invasión de vegetación MT 12.64% 163
Invasión de vegetación BT 6.28% 81
Poste Inclinado 2.79% 36 Distancias de Seguridad 1.01% 13 Falta aterrizamiento 0.54% 7 Invasión de vegetación BT y Poste Inclinado 0.16% 2
Invasión de Vegetación MT y Poste Inclinado
0.16% 2
Poste en mal estado 0.16% 2 Transformador en mal estado 0.16% 2 Aislador quebrado 0.08% 1 Elemento extraño 0.08% 1 Objeto extraño 0.08% 1 Peligro de colisión 0.08% 1 Poste Inclinado y Retenida Reventada 0.08% 1
Poste Inclinado/Libranza BT 0.08% 1 Poste Inclinado/Rajado 0.08% 1
Retenida Reventada 0.08% 1
La gráfica y tabla anterior muestran los tipos de incumplimientos encontrados en
las fiscalizaciones de CNEE, que en total suman 1,290. Aproximadamente 1,218 que
equivale al 94.4% de los incumplimientos se relacionan con falta de poda o control
de vegetación.
4.3.1 Atención de Denuncias NTDOID 2006-2016 CNEE tiene la función de proteger a los usuarios así como la de velar por la
seguridad de las personas, sus bienes y la continuidad del servicio, a través de
hacer cumplir lo establecido en las Normas Técnicas de Diseño y Operación de las
Instalaciones de Distribución -NTDOID-, tanto de oficio como en las denuncias
interpuestas por violación a distancias de seguridad y falta de mantenimiento.
En la presente sección se presentan datos estadísticos de 201 Denuncias que
abarcan los años 2006 al 2016.
0.08%
0.08%
0.08%
0.08%
0.08%
0.08%
0.08%
0.08%
0.16%
0.16%
0.16%
0.16%
0.54%
1.01%
2.79%
6.28%
12.64%
75.50%
Aislador quebrado
Elemento extraño
Objeto extraño
Peligro de colisión
Poste Inclinado y Retenida Reventada
Poste Inclinado/Libranza BT
Poste Inclinado/Rajado
Retenida Reventada
Invasión de vegetación BT y Poste Inclinado
Invasión de Vegetación MT y Poste Inclinado
Poste en mal estado
Transformador en mal estado
Falta aterrizamiento
Distancias de Seguridad
Poste Inclinado
Invasión de vegetación BT
Invasión de vegetación MT
Invasión de vegetación MT/BT
Peso de los hallazgos
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 72. Porcentaje de denuncias resueltas por año.
En la gráfica anterior se presentan el porcentaje de trámite técnico y jurídico de los
casos de denuncias dentro de la Comisión.
Gráfica 73. Resultados de 201 expedientes de denuncias.
Esta gráfica presenta resultados obtenidos en la resolución de los casos de
denuncias, donde cada una se tramita respetando el debido proceso. Los casos tipo
ORDEN DE REUBICAR representan aquellos donde fue accionado recurso de
revocatoria, por lo que aún no se han reubicado las instalaciones para cumplir las
distancias de seguridad de las normas NTDOID.
100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
83%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Denuncias 2009-2016. Tramite completo
30
50
1 1
30
79
2 3 1 1 1 20
102030405060708090
HIZ
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19
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RIO
DENUNCIAS NTDOID. Resultados 201 expedientes 2006-2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 74. Atención de denuncias NTDOID por departamento.
La gráfica presenta la distribución geográfica de las denuncias de usuarios y agentes
relacionadas con distancias de seguridad, falta de mantenimiento, etc.
Gráfica 75. Denuncias NTDOID por Agente.
La gráfica presenta la distribución de las denuncias NTDOID por Agente
relacionado, en casos de distancias de seguridad, falta de mantenimiento, etc.
4.3.2 Fiscalización de programa de inspección de distancias de seguridad
CNEE fiscaliza el cumplimiento del artículo 34.3 A) Programa de verificación de
distancias de seguridad, por medio de actividades de gabinete y campo, para las
tres distribuidoras más grandes, DEORSA, DEOCSA y DEORSA.
6
21
1 3 4
13
61
7
1 1
14
49
14 4
15 139
3 4 3
0
10
20
30
40
50
60
70
Alta
Ver
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San
Mar
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Zaca
pa
Denuncias NTDOID por Departamento 2006-2016
1
74
42
1
69
1 2 15
1 1 3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
AMM
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DENUNCIAS NTDOID por Agente 2006-2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 76. Presenta 57 puntos de red reportadas por DEORSA, con invasión de distancias de seguridad, establecidas en la norma NTDOID.
Gráfica 77. Presenta 107 puntos de red reportadas por DEOCSA, con invasión de distancias de seguridad, establecidas en la norma NTDOID.
Gráfica 78. Presenta 1,757 puntos de red reportadas por EEGSA, con invasión de distancias de seguridad, establecidas en la norma NTDOID.
1
5
3
1
3
1 1
3
4
3
2
5
2 2 2
4
5
9
1
2
1
10
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Ch
iqu
imu
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Sin
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best
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n
DEORSA. Puntos de red con invasión distancias de seguridad por subestación
10
1
10
1 2 2
5
9
6
1
8
1 1 1 1
18
12
6
1
7
13
02468
101214161820
SIN
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AN
DEOCSA. Puntos de red invasión distancias de seguridad por subestación
4 2
115 119
4
193
61
19
99
411
16
332
1
196
135
50
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
EL
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EEGSA. Puntos de red invasión distancias de seguridad por subestación
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
4.3.3 Fiscalización de programa de reemplazo de transformadores sobrecargados
CNEE fiscaliza el cumplimiento del artículo 34.3 F) Programa de verificación de
transformadores sobrecargados, por medio de actividades de gabinete y campo,
para las principales distribuidoras. Durante el año 2016 se llevó a cabo
verificaciones de campo de transformadores de distribución cuyos resultados se
presentan a continuación.
Tabla 25. Presenta resumen de los resultados de la fiscalización de 25 transformadores de distribución y el inventario de 986 usuarios conectados a los mismos.
Agente Centros
Fiscalizados Usuarios
reales
Usuarios Registrados
Datos Técnicos
Usuarios no encontrados
Usuarios no registrados en
BD
Usuarios si coinciden BD
Usuarios registrados en otros centros
DEOCSA 13 487 1206 1054 116 169 210
87% 24% 35% 43%
DEORSA 12 499 2157 1903 81 257 158
88% 4% 12% 32%
El total de usuarios registrados en bases de datos en los 25 transformadores
fiscalizados es de 2,957 (según información regulatoria de las normas NTSD y su
metodología de calidad de producto técnico Resolución CNEE-39-2003, TABLA
Datos Técnicos).
Ilustración 12. Se presenta en forma geográfica los 986 usuarios pertenecientes a los 25 transformadores fiscalizados.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
4.3.4 Fiscalización de subestaciones importantes del Sistema Nacional Interconectado
La Gerencia de Regulación de Calidad con la finalidad de fiscalizar en campo el
cumplimiento de las normas NTDOST y NTDOID desde el punto de vista de la
seguridad del sistema y la continuidad del servicio a los usuarios en general. Los
hallazgos son corregidos por los Agentes bajo el criterio de mantenimiento
preventivo, lo cual reduce el tiempo fuera de servicio minimizando la afectación en la
prestación del servicio al usuario en general.
Gráfica 79. Muestra las Agentes fiscalizados y la cantidad de subestaciones.
Se visitó un total de 13 subestaciones durante el año.
Gráfica 80. Da a conocer los hallazgos encontrados en las subestaciones visitadas.
7
2 2
1 1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
ETCEE TRELEC RECSA GENOR DEOCSA
Cantidad de subestaciones por Agente
13
1
2
1
1
1
1
2
1
1
3
1
1
1
0 2 4 6 8 10 12 14
Puntos calientes
Nidos de pajaro
Canaletas defectuosas
Aisladores quebrados
Hundimiento en patio de maniobras
Corrosion puestas a tierra
Vegetación en patio
Extintores expirados
Aire acondicionado defectuoso
Tuberias corroídas
Rotulos de advertencia deteriorados
Fuga aceite transformador
Cableado sobre patio maniobras
Celda defectuosa banco capacitivo
Hallazgos en subestaciones fiscalizadas
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Se encontraron 30 hallazgos de importancia en las subestaciones de transporte,
destacan los 13 de puntos calientes.
Gráfica 81. Los datos siguientes muestran los diferentes tipos de hallazgos en las instalaciones de distribución en las subestaciones visitadas.
Hallazgos en campos de distribución que presentan riesgo para las instalaciones
y su operación.
4.3.5 Fiscalización de sistemas de tierras de distribución
Gerencia de Regulación de Calidad verificó de forma muestral 169 puntos de red
para fiscalizar el cumplimiento los artículos 33 y 34.3 C de la norma NTDOID.
Gráfica 82. Presenta los resultados de la fiscalización de redes de tierra de distribución llevada a cabo durante el año 2016.
Agente Total Incumple Porcentaje DEOCSA 45 4 9% DEORSA 62 5 8% EEGSA 62 1 2%
6
1
1
1
2
2
0 1 2 3 4 5 6 7
Puntos calientes
Nidos de pajaro
Tuberias corroídas
Cableado no tensado conductores MT
Tuberias sobre patio maniobras
Cajas de control no adecuadas
Hallazgos en campos de distribución fiscalizadas
9%8%
2%
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
DEOCSA DEORSA EEGSA
Fiscalización sistemas de tierras 2016
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
La información recopilada servirá de punto de partida para la propuesta de
indicadores correspondientes.
5 Multas de Indemnizaciones
Con relación al mandato que la Ley General de Electricidad en su artículo 4 literal
indica: “…a) Cumplir y hacer cumplir la presente ley y sus reglamentos, en materia
de su competencia e imponer las sanciones a los infractores…”, la Comisión efectúa
las fiscalizaciones correspondientes y algunas se resuelven sancionando a los
infractores.
Según lo establecido en el Marco Regulatorio de Electricidad, la CNEE está
facultada para emitir las sanciones que correspondan por concepto de Multas y/o
indemnizaciones, derivadas de incumplimientos a la normativa.
Las indemnizaciones, sanciones y/o multas se establecen sin perjuicio de que,
por cualquier daño que se cause, la parte afectada sea indemnizada de conformidad
con lo que al respecto determina el Código Civil. Las sanciones proceden cuando
existen incumplimientos a obligaciones o prohibiciones expresas, contenidas en el
marco regulatorio vigente.
En la siguiente gráfica se muestra el histórico actualizado de las indemnizaciones
por año de resolución, el cual considera expedientes que se encuentran en diversos
recursos legales, los cuales están sujetos a la resolución de los mismos.
Gráfica 83. Histórico de indemnizaciones en millones de quetzales por año de notificación
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
6 Estadísticas de transporte y distribución
6.1 Información del Servicio de Transporte
El Artículo 56 del Reglamento de la Ley General de Electricidad establece la
obligación de emitir las Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y
Sanciones. La Resolución CNEE-37-2003, Metodología para el control de la calidad
del Servicio Técnico de las NTCSTS tiene por objeto viabilizar los mecanismos tanto
de control, como de recepción y remisión de la información para la correcta y
adecuada aplicación de las normas.
Se muestra la información reportada por los transportistas dentro de los procesos
establecidos en la normativa de calidad de servicio. Los datos se encuentran
sujetos a las acciones de verificación o fiscalización que realiza la CNEE de acuerdo
a sus facultades. La información remitida por los agentes fue complementada con
solicitudes, validación de cálculo, y otras acciones efectuadas por la Comisión.
Tabla 26 Líneas de transmisión
Transportista Cantidad de
líneas Tensión en
kV Longitud de líneas
en Km ( %)
Cobertura
ETCEE
103 69 2,536.98
66%
22 138 399.74 26 230 761.3 1 400 71.15
TRELEC 317 69 564.28
11% 2 230 61 RECSA 4 69 31.48 1% DUKE 1 230 32 1% TREO 2 230 131.8 2% TRANSNOVA 1 230 32 1% EPR 5 230 361.47 6%
TRECSA
3 69 8.84
12% 2 138 0.67 13 230 696.09
Total 502 5,689 100%
ETCEE, TRELEC y TRECSA representan las empresas con más cobertura
geográfica en un 90% del total de kilómetros de líneas de transporte del SNI.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 27. Transformadores
Propietario Cantidad de
Transformadores
Capacidad de Transporte Máxima en
MVA
Tensión Primaria en
kV Cantidad
DUKE 1 2 13.8
6 3 75 230 2 270 230
EPR 0 0 0 0
ETCEE
1 1.5 34.5
95
1 2.5 69
1 3.25 69 1 3.75 69 2 6.25 69
10 7 69 30 14 69 2 14 138 1 15 138 1 22 69
16 28 69 4 28 138 1 41 138
1 42 138 1 50 69
1 60 138 1 70 230 2 75 138 1 90 138 1 100 138 1 105 138
11 150 230 3 195 230 1 225 400
RECSA 6 14 69 7 1 5 69
TRANSNOVA 0 0 0 0
TRELEC
6 7 67.7
62 34 14 67.7 21 28 67.7 1 18.5 67.7
TREO 0 0 0 0 TRECSA 4 150 230 4
Total
1,932 174
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 28. Equipo de compensación
Propietario Cantidad de bancos de
Compensación Tensión Cantidad
MVAR
DUKE 0 0 0 EPR 0 0 0
ETCEE
53 13.8 147.08 28 34.5 42.21 22 69 201.9 2 230 40 1 400 50
RECSA 0 0 0 TRANSNOVA 0 0 0 TRECSA 2 230 60 TRELEC 0 0 0 TREO 0 0 0
6.2 Información del Servicio de Distribución
Los prestadores del servicio de distribución y los usuarios deben suscribir un
contrato de compra-venta de energía eléctrica, de conformidad con la Ley General
de Electricidad, su Reglamento y las Normas. Los Usuarios deben realizar todas las
instalaciones internas, incluyendo las reparaciones o modificaciones, que sean
necesarias para evitar introducir perturbaciones en la red del Distribuidor que afecte
la calidad del Servicio Eléctrico de Distribución.
Las Normas Técnicas del Servicio de Distribución –NTSD– definen los
indicadores y las tolerancias para que los Distribuidores presten a la población un
servicio con calidad, continuidad y sin distorsiones que menoscaben la calidad. En
esta sección se presentan datos estadísticos generales de las Empresas de
Distribución de Energía Eléctrica.
6.2.1 Distribuidores con más de 100,000 usuarios
La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de
Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el
proporcionar electricidad a los usuarios finales. Esta actividad se lleva a cabo por
los Distribuidores. El sistema de distribución de energía eléctrica comprende
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
muchos kilómetros de líneas y millares de transformadores, y numerosos
dispositivos eléctricos complementarios.
Tabla 29 Cantidad de Usuarios a diciembre de 2016
Distribuidor de electricidad Usuarios 1 EEGSA 1,162,169 2 DEOCSA 1,037,951 3 DEORSA 664,608 Total 2,864,728
Tabla 30. Capacidad instalada en las redes de distribución de los tres principales Distribuidores
DEOCSA DEORSA EEGSA Semestre 1-2016 2-2016 1-2016 2-2016 1-2016 2-2016
Centros 46,521 46,851 37,212 37,258 54,195 53,461
Urbanos 9,673 9,744 8,397 8,332 23,344 23,477
Rurales 36,848 37,107 28,815 28,926 30,851 29,984
KVA instalados 983,034 992,576 878,150 877,391 2,938,687 2,866,100
Urbanos 287,293 289,756 256,961 253,676 1,630,069 1,619,703
Rurales 695,740 702,820 621,189 623,715 1,308,618 1,246,397
Transformadores 49,716 50,042 40,273 40,267 70,526 69,801
Urbanos 11,042 11,113 9,625 9,515 33,939 34,276
Rurales 38,674 38,929 30,648 30,752 36,587 35,525
Subestaciones 38 39 41 41 60 60
Circuitos 135 136 123 123 183 183
kVA/Usuario 0.9 0.9 1.3 1.3 2.5 2.5
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 84. Evolución de Potencia Instalada DEOCSA
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
Gráfica 85. Evolución de Potencia Instalada DEORSA
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
41,78842,604
43,55544,375
44,817 45,143 45,47245,907 46,087
46,651 46,521 46,851
906,745
923,252
942,065
954,129959,969 959,603
967,323
975,481978,826
990,868
983,034
992,576
860,000
880,000
900,000
920,000
940,000
960,000
980,000
1,000,000
39,000
40,000
41,000
42,000
43,000
44,000
45,000
46,000
47,000
48,000
1s2011 2s2011 1s2012 2s2012 1s2013 2s2013 1s2014 2s2014 1s2015 2s2015 1S2016 2S2016
Evolución de Potencia Instalada - DEOCSA
Centros KVA Instalados
KVA InstaladosCentros
31,28332,237
32,755 33,19233,741 33,992 33,740
34,99136,001
37,300 37,212 37,258773,306
794,885
806,345
824,441
842,550848,233
853,668860,956
865,169
890,841
878,437 877,673
700,000
720,000
740,000
760,000
780,000
800,000
820,000
840,000
860,000
880,000
900,000
24,500
26,500
28,500
30,500
32,500
34,500
36,500
38,500
1s2011 2s2011 1s2012 2s2012 1s2013 2s2013 1s2014 2s2014 1s2015 2s2015 1s2016 2s2016
Evolución de Potencia Instalada - DEORSA
Centros KVA InstaladosKVA InstaladosCentros
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 86. Evolución de Potencia Instalada EEGSA
Fuente: Información regulatoria del Distribuidor
6.2.2 Distribuidores con menos de 100,000 usuarios.
Actualmente existen 16 Distribuidores con menos de 100,000 usuarios, las cuales
en su mayoría están vinculadas a la municipalidad las cuales prestan el servicio de
distribución final en las regiones de oriente y occidente, a las cuales llamamos
Empresas Eléctricas Municipales (EEMs).
Gráfica 87 Cantidad de Usuarios de las EEMs
49,539 49,998 50,526 51,095 51,431 51,908 52,321 52,865
69,300 70,098 70,670 71,462 2,573,587
2,617,684 2,649,289
2,682,916 2,712,025
2,751,689
2,796,972
2,851,387 2,883,312
2,932,987 2,943,349 2,944,321
2,300,000
2,400,000
2,500,000
2,600,000
2,700,000
2,800,000
2,900,000
3,000,000
43,000
48,000
53,000
58,000
63,000
68,000
73,000
1s2011 2s2011 1s2012 2s2012 1s2013 2s2013 1s2014 2s2014 1s2015 2s2015 1s2016 2s2016
Evolución de Potencia Instalada - EEGSA
Centros KVA InstaladosKVA InstaladosCentros
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Tabla 31 Usuarios de las EEMs
Empresa Eléctrica 2012 2013 2014 2015 2016
Quetzaltenango 47,432 50,000 50,665 49,572 56,842
Huehuetenango 27,500 28,000 33,982 36,066 38,657
Puerto Barrios 22,150 22,350 22,888 23,991 24,392
Zacapa 13,843 14,350 16,480 20,367 21,564
San Pedro Sacatepéquez 14,083 14,350 15,190 15,793 16,380
Jalapa 12,062 12,050 12,111 13,143 14,348
Retalhuleu 10,733 11,501 13,767 14,172 14,912
Joyabaj 10,656 10,890 11,387 13,442 15,275
San Marcos 8,083 8,150 8,889 9,816 10,543
Guastatoya 7,524 7,650 8,035 8,163 9,646
Gualán 3,843 3,950 4,985 6,098 6,731
Playa Grande, Ixcán 4,147 4,290 4,329 4,691 4,883
Santa Eulalia 3,245 3,350 4,071 4,309 4,310
Tacaná 1,073 1,075 1,137 1,132 1,117
San Pedro Pinula 1,042 1,090 1,338 1,373 1,461
Hidroeléctrica Patulul 679 680 711 668 1,130
TOTAL 188,095 193,726 209,965 222,796 242,191
Durante el año 2017 las EEMs alcanzaron en conjunto un número de usuarios de
242,191, siendo este número un valor considerable de usuarios. El número de
usuarios de estas empresas tuvo un crecimiento sostenido:
Gráfica 88. Número de Usuarios por EEMs.
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
7 Encuesta de Calidad
En cumplimiento a lo establecido en el Artículo 114 del Reglamento de la Ley
General de Electricidad, todos los años se publica la calificación de las empresas de
distribución final de energía eléctrica, de acuerdo a los resultados obtenidos en la
Encuesta de Percepción de la Calidad efectuada en el año 2016, la cual fue
realizada por empresas especializadas en realización de encuestas.
Ilustración 13. Encuesta de Calidad de servicio
Información más detallada se puede encontrar en la página web de la Comisión (www.cnee.gob.gt)
Tabla 32. Resultados Encuesta de Calidad, promedios de satisfacción, cifras en porcentaje
Empresa
Pro
med
io
Gen
eral
Ver
ano
Invi
ern
o
EEGSA 82.21% 80.29% 84.12%
DEOCSA 44.42% 40.57% 48.28%
DEORSA 50.27% 52.67% 47.88%
EEM GUALÁN 86.53% 82.97% 90.08%
EEM GUASTATOYA 59.09% 37.42% 80.76%
EEM HUEHUETENANGO 47.76% 46.93% 48.59%
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Empresa
Pro
med
io
Gen
eral
Ver
ano
Invi
ern
o
EEM JALAPA 65.41% 69.26% 61.56%
EEM JOYABAJ 67.72% 76.62% 58.81%
EEM PUERTO BARRIOS 51.99% 51.56% 52.43%
EEM QUETZALTENANGO * 0.00% 0.00% 0.00%
EEM RETALHULEU 52.12% 40.39% 63.85%
EEM SAN MARCOS 52.38% 60.13% 44.63%
EEM SAN PEDRO PINULA 67.09% 71.04% 63.15%
EEM SAN PEDRO SAC. 83.27% 87.37% 79.17%
EEM SANTA EULALIA * 0.00% 0.00% 0.00%
EEM TACANA 30.55% 29.26% 31.84%
EEM ZACAPA 58.45% 47.97% 68.92%
EH PATULUL 41.65% 40.56% 42.74%
EMRE IXCÁN 57.37% 48.19% 66.55%
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
8 Lista de Acrónimos
Administrador del Mercado Mayorista AMM
Calidad Comercial CC
Calidad del Producto Técnico CPT
Calidad del Servicio Técnico CST
Comisión Nacional de Energía Eléctrica CNEE
Distribuidora de Electricidad de Occidente, Sociedad Anónima DEOCSA
Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima DEORSA
Duke Energy International Transmisión, Limitada DEGT
Duración de la Indisponibilidad Programada DIP
Duración Total de Indisponibilidades Forzadas para la línea i DTIFLi
Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica ETCEE
Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima EEGSA
Empresa Hidroeléctrica Municipal EHM
Empresa Municipal Rural de Electricidad EMRE
Empresas Eléctricas Municipales EEMs
Frecuencia de Interrupciones por Usuario FIU
Kilo Vatios KW
Kilo Voltio Amperio KVA
Kilo Voltios KV
Kilómetros Km
Ley General de Electricidad LGE
Máxima Desviación de Corriente Imp
Megavatio MW
Megavatio-hora MWH
Mercado Mayorista MM
Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones NTCSTS
Normas Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de Distribución NTDOID
Normas Técnicas de Diseño y Operación del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica NTDOST
Normas Técnicas del Servicio de Distribución NTSD
Número de Indisponibilidades Programadas NIP
Número Total de Indisponibilidades Forzadas para la línea i NTIFLi
Porcentaje de Desbalance de Corriente ∆DIP
Porcentaje de reclamos R%
Redes Eléctricas de Centroamérica, S. A. RECSA
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Reglamento de la Ley General de Electricidad RLGE
Sistema de Transporte de Energía Eléctrica STEE
Sistema Nacional Interconectado SNI
Tensión Nominal Vn
Tiempo de Interrupción por Usuarios TIU
Transformador de Corriente CT
Transformador de Potencial PT
Transmisora de Energías Renovables, S.A. TRANSNOVA
Transportadora de Energía de Centroamérica, S.A. TRECSA
Transporte de Electricidad de Occidente, S. A. TREO
Transportista Eléctrica Centroamericana, S. A. TRELEC
Valor Eficaz (RMS) de Tensión Vk
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
9 Lista de Tablas y Gráficas Tabla 1. Mediciones corregidas durante el año 2016 ........................................................... 20
Tabla 2. Usuarios beneficiados ............................................................................................ 22
Tabla 3. Tabla de desviaciones de los Indicadores Globales ............................................... 23
Tabla 4. Mediciones que resultaron fuera de tolerancia:....................................................... 24
Tabla 5. Fiscalización de Calidad del Producto y Servicio Técnico ....................................... 32
Tabla 6. Calificación de la información remitida por las EEMs, correspondiente al 2do semestre 2016. .................................................................................................................... 48
Tabla 7. Avance del levantamiento del sistema de distribución por EEM............................. 53
Tabla 8. Actividades de mantenimiento a líneas de Media Tensión. .................................... 58
Tabla 9. Ejecución de actividades de mantenimiento reportadas por DEOCSA y DEORSA 60
Tabla 10. Ejecución de actividades de mantenimiento reportadas por EEGSA en MT. ....... 61
Tabla 11. Actividades de mantenimiento reportadas por EEGSA en líneas de baja tensión. ............................................................................................................................................. 62
Tabla 12. Resultado de la fiscalización de tramos. .............................................................. 63
Tabla 13. Resultados de la auditoría por Distribuidor para determinar el estado de las instalaciones. ....................................................................................................................... 63
Tabla 14. Hallazgos de Incumplimientos NTDOID encontrados durante las fiscalizaciones. 64
Tabla 15. Tipo de Hallazgos NTDOID derivados de la fiscalización muestral ...................... 65
Tabla 16. Acumulado de actividades de mantenimiento realizado por los transportistas. ..... 67
Tabla 17. Acumulado de actividades indirectas o de bajo nivel, realizadas por los transportistas. ....................................................................................................................... 67
Tabla 18. Poda y tala de arbolado realizado por los diferentes transportistas, datos en km. 68
Tabla 19. Control de actividades de inspección de línea en kilómetros. ............................... 68
Tabla 20. Mantenimiento a equipos de líneas de transporte por mes, en unidades. ............. 69
Tabla 21. Mantenimiento mensual a equipos de subestaciones de transporte ..................... 70
Tabla 22. Mantenimiento a protecciones de transporte por mes ........................................... 71
Tabla 23. Subestaciones afectadas por interrupciones atribuidas a transporte. .................. 72
Tabla 24. Actividades Fiscalización de Cumplimiento NTDOID. ........................................... 75
Tabla 25. Presenta resumen de los resultados de la fiscalización de 25 transformadores de distribución y el inventario de 986 usuarios conectados a los mismos. ................................. 81
Tabla 26 Líneas de transmisión ............................................................................................ 85
Tabla 27. Transformadores .................................................................................................. 86
Tabla 28. Equipo de compensación...................................................................................... 87
Tabla 29 Cantidad de Usuarios a diciembre de 2016 ........................................................... 88
Tabla 30. Capacidad instalada en las redes de distribución de los tres principales Distribuidores ....................................................................................................................... 88
Tabla 31 Usuarios de las EEMs ........................................................................................... 91
Tabla 32. Resultados Encuesta de Calidad, promedios de satisfacción, cifras en porcentaje ............................................................................................................................................. 92
Gráfica 1. Puntos Fuera de tolerancia - Regulación de Tensión (ETCEE y TRELEC) ...........7
Gráfica 2. Puntos fuera de tolerancia - Regulación de Tensión (RECSA, DUKE, TREO, TRANSNOVA, EPR y TRECSA) ............................................................................................7
Gráfica 3. Mediciones fuera de tolerancia - Regulación de Tensión (ETCEE) .......................8
Gráfica 4. Puntos Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia – Desbalance de corriente (Todos los Transportistas) ......................................................................................................9
Gráfica 5. Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia Factor de Potencia. (Todos los Transportistas) ..................................................................................................................... 10
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 6. Mediciones Fuera de tolerancia – Factor de Potencia (ETCEE) .......................... 10
Gráfica 7. Mediciones Fuera de tolerancia – Factor de Potencia (EPR) .............................. 11
Gráfica 8. Cantidad de Indisponibilidades de Transformadores ............................................ 12
Gráfica 9. Cantidad de Indisponibilidades de Líneas de Transmisión ................................... 12
Gráfica 10. Indisponibilidades Forzadas en Transformadores .............................................. 13
Gráfica 11. Indisponibilidades Forzadas en Líneas de Transmisión ..................................... 14
Gráfica 12. Indisponibilidades Programadas en Transformadores ........................................ 15
Gráfica 13. Duración promedio Indisponibilidades Programadas en Transformadores ......... 15
Gráfica 14. Indisponibilidades Programadas en Líneas de Transmisión ............................... 16
Gráfica 15. Duración promedio Indisponibilidades Programadas en Líneas de Transmisión 16
Gráfica 16. Mediciones Regulación de Tensión- por Distribuidora, año 2016 (cantidad de mediciones realizadas y fuera de tolerancia, porcentaje fuera de tolerancia) ....................... 18
Gráfica 17. Mediciones Fuera de Tolerancia durante el año 2016 - Regulación de Tensión 19
Gráfica 18. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de Tolerancia DEOCSA - Regulación de Tensión ......................................................................................................... 20
Gráfica 19. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de Tolerancia DEORSA - Regulación de Tensión ......................................................................................................... 21
Gráfica 20. Usuarios que resultaron beneficiados con la corrección del punto con mala Regulación de Tensión, año 2016 ........................................................................................ 22
Gráfica 21. Indicador Global FEBNoPER año 2016 .............................................................. 23
Gráfica 22. Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión fuera de las tolerancias establecidas año 2016.......................................................................................................... 24
Gráfica 23. Mediciones Regulación de Desbalance de Tensión, año 2016 (fuera de tolerancia) ............................................................................................................................ 25
Gráfica 24. Histograma de Interrupciones por agente de Distribución durante el año 2016. 29
Gráfica 25. Fallas Superiores a 48 horas durante el año 2016 ............................................. 29
Gráfica 26. Fallas Superiores a 48 horas durante el año 2016 por departamento ................ 30
Gráfica 27. Causas de Interrupciones solicitadas por Fuerza Mayor – EEGSA 2016 ........... 30
Gráfica 28. Causas de Interrupciones solicitadas por Fuerza Mayor – DEOCSA 2016......... 31
Gráfica 29. Causas de Interrupciones solicitadas por Fuerza Mayor – DEORSA 2016......... 31
Gráfica 30. Desglose Actividades Producto Técnico y Servicio ............................................ 32
Gráfica 31. Desglose de fiscalización por empresa .............................................................. 33
Gráfica 32. Porcentaje de Reclamos por Distribuidor del Año 2016 ..................................... 35
Gráfica 33. Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos del Año 2016 ...................... 36
Gráfica 34. Tiempo Medio de Empresa Eléctrica de Guatemala S. A., del Año 2016 ........... 36
Gráfica 35. Tiempo Medio de Distribuidora de Electricidad de Occidente S. A. .................... 37
Gráfica 36. Tiempo Medio de Distribuidora de Electricidad de Oriente S. A. ........................ 37
Gráfica 37. Interrupciones Programadas .............................................................................. 38
Gráfica 38. Solicitudes de Servicio Nuevo sin Modificación de Red...................................... 39
Gráfica 39. Solicitudes de Servicio Nuevo con Modificación de Red .................................... 39
Gráfica 40. Reconexiones del Año 2016 .............................................................................. 40
Gráfica 41. Corte sin Razón del Año 2016............................................................................ 41
Gráfica 42. Montos de Facturación Errónea del Año 2016 ................................................... 41
Gráfica 43. Reclamos por Facturación Errónea del Año 2016 .............................................. 42
Gráfica 44. Supervisión de Agencias Comerciales 2016 ...................................................... 43
Gráfica 45. Rutas de Lectura 2016 ....................................................................................... 43
Gráfica 46. Supervisiones en Campo y Laboratorio .............................................................. 44
Gráfica 47. Supervisiones en Campo y Laboratorio .............................................................. 45
Gráfica 48. Atención al usuario CNEE .................................................................................. 46
Gráfica 49. Usuarios por EEMs. .......................................................................................... 47
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 50. Histórico de Usuarios Atendidos por las EEMs. ................................................ 47
Gráfica 51. Evolución de la información remitida por las EEMs en el tema de Calidad Comercial. ............................................................................................................................ 48
Gráfica 52. Evolución de la información remitida por las EEMs en el tema de Calidad del Producto Técnico. ................................................................................................................ 49
Gráfica 53. Mediciones con mala regulación de tensión en las EEMs, para el año 2016. .... 50
Gráfica 54. Porcentaje de avance del levantamiento del sistema de distribución. ............... 53
Gráfica 55. Número y duración de interrupciones del dispositivo de protección del circuito de salida por EEM, para el 1er Semestre 2016. ........................................................................ 54
Gráfica 56. Número y duración de interrupciones del dispositivo de protección del circuito de salida por EEM, para el 2do Semestre 2016. ....................................................................... 54
Gráfica 57. Actividades de mantenimiento en líneas de Media Tensión. .............................. 57
Gráfica 58. Tipo de mantenimiento realizado en las instalaciones de red de Media Tensión 59
Gráfica 591. Control mensual de poda y tala de arbolado 2016 .......................................... 59
Gráfica 60. Actividades de inspección de línea por trimestre ............................................... 60
Gráfica 61. Poda y tala realizada por transportistas mostrada trimestralmente.................... 68
Gráfica 62. Inspección de línea realizada por transportistas ................................................ 69
Gráfica 63. Mantenimiento a equipos de líneas de transmisión. ........................................... 70
Gráfica 64. Actividades de mantenimiento de subestaciones por transportista ..................... 71
Gráfica 65. Control de mantenimiento realizado a protecciones de transporte. .................... 72
Gráfica 66. Muestra los datos de horas fuera de servicio y cantidad de interrupciones de la tabla anterior. ....................................................................................................................... 73
Gráfica 67. Muestra en forma resumida los totales de las interrupciones atribuidas a fallas de transporte. ............................................................................................................................ 74
Gráfica 68. Muestra el porcentaje de usuarios que fueron afectados por las fallas atribuidas a transporte. ......................................................................................................................... 74
Gráfica 69. Fiscalización de cumplimiento NTDOID en redes de Distribución. ..................... 75
Gráfica 70. Resultados de la Fiscalización de cumplimiento NTDOID en redes de Distribución .......................................................................................................................... 76
Gráfica 71. Tipo de Hallazgos, Incumplimientos NTDOID. ................................................... 77
Gráfica 72. Porcentaje de denuncias resueltas por año. ....................................................... 78
Gráfica 73. Resultados de 201 expedientes de denuncias. .................................................. 78
Gráfica 74. Atención de denuncias NTDOID por departamento. ........................................... 79
Gráfica 75. Denuncias NTDOID por Agente. ........................................................................ 79
Gráfica 76. Presenta 57 puntos de red reportadas por DEORSA, con invasión de distancias de seguridad, establecidas en la norma NTDOID. ............................................................... 80
Gráfica 77. Presenta 107 puntos de red reportadas por DEOCSA, con invasión de distancias de seguridad, establecidas en la norma NTDOID. .............................................. 80
Gráfica 78. Presenta 1,757 puntos de red reportadas por EEGSA, con invasión de distancias de seguridad, establecidas en la norma NTDOID. ............................................................... 80
Gráfica 79. Muestra las Agentes fiscalizados y la cantidad de subestaciones. ..................... 82
Gráfica 80. Da a conocer los hallazgos encontrados en las subestaciones visitadas. ......... 82
Gráfica 81. Los datos siguientes muestran los diferentes tipos de hallazgos en las instalaciones de distribución en las subestaciones visitadas. ............................................... 83
Gráfica 82. Presenta los resultados de la fiscalización de redes de tierra de distribución llevada a cabo durante el año 2016. ..................................................................................... 83
Gráfica 83. Histórico de indemnizaciones en millones de quetzales por año de notificación 84
Gráfica 84. Evolución de Potencia Instalada DEOCSA......................................................... 89
Gráfica 85. Evolución de Potencia Instalada DEORSA......................................................... 89
Gráfica 86. Evolución de Potencia Instalada EEGSA ........................................................... 90
Compendio estadístico 2016 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
Gráfica 87 Cantidad de Usuarios de las EEMs ..................................................................... 90
Gráfica 88. Número de Usuarios por EEMs. ......................................................................... 91
9.1 Ilustraciones Ilustración 1. Promedio de Tiempo de Interrupción por Usuario (Horas Fuera de Servicio) – TIU-. ..................................................................................................................................... 26
Ilustración 2. Promedio de Frecuencia de Interrupción por Usuario (Interrupciones por Usuario) – FIU-. .................................................................................................................... 27
Ilustración 3. Mejora en sector de la Regulación de tensión, EEM de Jalapa. ..................... 50
Ilustración 4. Diagrama Red Distribución EEM Gualán. ....................................................... 51
Ilustración 5. Diagrama Red Distribución EEM San Pedro Pinula. ...................................... 52
Ilustración 6. Diagrama Red Distribución EMRE Playa Grande Ixcán. ................................. 52
Ilustración 7. Mediciones de algunas puestas a tierra en las EEMs. ................................... 56
Ilustración 8. Hallazgos conteniendo algunos puntos calientes en las EEMs. ...................... 56
Ilustración 9. Mapa de ubicación geográfica de hallazgos CNEE de incumplimientos NTDOID del año 2016. ....................................................................................................................... 64
Ilustración 10. Mapa de ubicación de los 570 incumplimientos NTDOID del año 2016. ....... 66
Ilustración 11. Resultados de la Fiscalización (Invasión vegetación) en redes de distribución de Media y Baja Tensión. ..................................................................................................... 76
Ilustración 12. Se presenta en forma geográfica los 986 usuarios pertenecientes a los 25 transformadores fiscalizados. ............................................................................................... 81
Ilustración 13. Encuesta de Calidad de servicio ................................................................... 92
