compendioestadístico - CNEE · 2013. 8. 1. · compendioestadístico 2012 12 tabla 2....

compendioestadístico 2012

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Estimado lEctorLa Comisión Nacional de Energía Eléctrica, ha compilado en el presente documento la información re-lativa con la calidad de servicio prestada por los agentes transportistas y distribuidores durante 2012, en cumplimiento con la Ley General de Electricidad, el Reglamento de la Ley y las Normas de Calidad aplicables.

La Regulación Eléctrica de Guatemala, establece una relación calidad-precio, la cual vincula los ingresos de las empresas concesionarias, con los requerimientos de calidad exigidos en las normativas, de acuer-do con estándares de calidad internacionales. Para evaluar la calidad prestada, la normativa establece la forma y medio de remisión, cálculo, y aplicación de indemnizaciones o multas por la transgresión a los indicadores de Calidad del Servicio, o por no cumplir con las obligaciones de los concesionarios relacio-nados con el régimen de calidad y lo contemplado en la normativa en cuanto a Diseño y Operación de Instalaciones.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica, de acuerdo a sus facultades, efectúa diversas actividades para incentivar el cumplimiento a las tolerancias, así como para verificar que el proceso de medición de la calidad, evaluación de la misma, y posterior aplicación de indemnizaciones o sanciones cuando se transgreden los indicadores. Durante los últimos años, la CNEE ha realizado acciones para identificar las causas de transgresiones a la calidad de servicio, e incentivar el cumplimiento de los indicadores: auditorías de sistemas, auditorías de redes, fiscalización de procesos, fiscalización de la información regulatoria remitida, fiscalización de mantenimiento, etc., dichas actividades han dado como resultado, la presentación de planes y acciones, que mejorarán la calidad que reciben los usuarios.

El compendio, incluye el detalle histórico de las sanciones (multas e indemnizaciones) impuestas por la transgresión a los indicadores o incumplimientos a las obligaciones por parte de los agentes, la CNEE ha resuelto una cantidad significativa de expedientes de esta temática, con el objetivo de resarcir a los usuarios por las transgresiones a la calidad de servicio.

Durante la experiencia de 14 años de la aplicación normativa vigente, la CNEE ha identificado aspectos de mejora en la Normativa de Calidad, por lo cual estableció un plan de actualización de la misma, que contempla realizar acciones durante 2013 y 2014, que consideren los avances tecnológicos y los resul-tados de la aplicación de la normativa actual, a efecto de mejorar las condiciones de prestación de los servicios, facilitar el cumplimiento normativo y mejorar el control de la calidad de la Energía Eléctrica, en beneficio de los usuarios y de la competitividad del País.

Licda. Carmen Urízar Hernández Presidenta

Licda. Silvia Ruth Alvarado Silva de Córdova Directora

Lic. Jorge Guillermo Aráuz Aguilar Director


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GErENcia dE rEGUlaciÓN dE calidad comisiÓN NacioNal dE ENErGÍa ElÉctrica

Antonio Roberto García EscobarGerente Regulación de Calidad

Jacobo Estuardo Ponce ChavarríaUnidad de Informática y Control Estadístico

Luis Carlos Morales PrillwitzDepartamento de Calidad Comercial

Luis Mauricio SaquilmerDepartamento de Gestión Técnica y Verificación de Instalaciones

Sergio Gabriel Noriega BuchDepartamento de Calidad de Producto y Servicio Técnico


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contenidocarta de Presentación - cNEE ...............................................................................................................3

lista de acrónimos .................................................................................................................................7

1. Usuarios del servicio de distribución final .........................................................................9

2. supervisión de indicadores de calidad de servicio ........................................................ 13

2.1. Calidad comercial del servicio de distribución ..................................................................... 15

2.1.1. Solicitud de servicios nuevos que no requieren modificación de red ......... 16

2.1.2. Solicitud de servicios nuevos que requieren modificación de red ................ 17

2.1.3. Reconexiones .................................................................................................................... 18

2.1.4. Facturación errónea ........................................................................................................ 20

2.1.5. Porcentaje de reclamos (R%) ....................................................................................... 22

2.1.6. Tiempo promedio de procesamiento de reclamos y quejas ........................... 22

2.1.7. Tipificación de reclamos 2012 ..................................................................................... 25

2.1.8. Precisión de la medición del consumo de energía .............................................. 25

2.1.9. Notificación de interrupciones programadas ....................................................... 26

2.1.10. Mapas de calidad - reclamos ....................................................................................... 26

2.1.11. Identificación de comunidades conflictivas, según DEOCSA y DEORSA ..... 28

2.1.12. Indemnizaciones por temas de calidad comercial .............................................. 28

2.2. Producto y servicio técnico .......................................................................................................... 30

2.2.1. Calidad de producto técnico de distribución ........................................................ 30

2.2.1.1. Regulación de tensión ................................................................................... 30

2.2.2. Calidad de servicio técnico de distribución ........................................................... 33

2.2.2.1. Indicadores de la calidad de servicio técnico individuales .............. 33

2.2.2.2. Indicadores de la calidad de servicio técnico globales ..................... 34

2.2.2.3. Mapas de calidad de servicio técnico ....................................................... 34

2.2.2.4. Indemnizaciones de calidad de servicio técnico .................................. 37

2.2.3. Calidad de producto técnico de transporte ........................................................... 37

2.2.3.1. Regulación de tensión ................................................................................... 38

2.2.4. Calidad del servicio técnico de transporte ............................................................. 39

2.2.4.1. Número de indisponibilidades forzadas ................................................. 39

2.2.4.2. Duración de indisponibilidades forzadas................................................ 40

2.2.4.3. Número de indisponibilidades programadas ........................................ 41

2.2.4.4. Duración de indisponibilidades programadas ...................................... 41


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3. Fiscalización de la calidad de servicio ............................................................................... 43

3.1. Fiscalización de calidad comercial ............................................................................................ 45

3.1.1. Supervisión de agencias comerciales....................................................................... 45

3.1.2. Supervisión de ruta de lecturas .................................................................................. 47

3.1.3. Supervisión de la verificación de medidores ......................................................... 48

3.1.4. Inspecciones adicionales calidad comercial .......................................................... 49

3.2. Fiscalización de calidad de producto técnico ....................................................................... 50

3.3. Fiscalización de calidad de servicio técnico ........................................................................... 53

3.3.1. Fiscalizaciones con equipo de monitoreo en tiempo real ................................ 53

3.3.2. Gestión de denuncias calidad de producto y servicio técnico........................ 55

3.4. Fiscalización de NTDOID - distribución ................................................................................... 56

3.4.1. Mantenimientos DEORSA ............................................................................................. 56

3.4.2. Mantenimientos DEOCSA ............................................................................................. 60

3.4.2.1. Verificación selectiva cumplimiento NTDOID en circuitos MT ........ 63

3.4.2.2. Control histórico de incidencias en los sistemas de distribución y transmisión ............................................................................ 67

3.4.2.3. Atención de denuncias NTDOID ................................................................. 68

3.5. Investigaciones black out’s .......................................................................................................... 70

4. Encuestas de calidad de servicio ........................................................................................ 71

4.1. Encuesta de calidad a grandes usuarios 2012 ...................................................................... 73

4.1.1. Antecedentes generales ................................................................................................ 73

4.1.2. Resultados .......................................................................................................................... 74

4.2. Encuesta de calidad a usuarios regulados .............................................................................. 75

4.2.1. Síntesis metodológica .................................................................................................... 76

4.2.2. Resultados de la satisfacción del servicio ............................................................... 77

4.2.3. Resultados publicados ................................................................................................... 78

5. control de sanciones............................................................................................................. 83

6. lista de tablas y gráficas ..................................................................................................... 89


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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, S. A. DEOCSA

Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. DEORSA

Duke Energy International Transmisión, Limitada DEIT

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, S. A. 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

Reglamento de la Ley General de Electricidad RLGE

Secretaría de Planificación y Programación de la Presidencia SEGEPLAN

Sistema de Transporte de Energía Eléctrica STEE

Sistema Nacional Interconectado SNI

Tensión Nominal Vn

Tiempo de Interrupción por Usuarios TIU


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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


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El servicio de distribución final es el suministro de energía eléctrica que se presta a los usuarios, mediante redes eléctricas, en condiciones de calidad de servicio y precios aprobados por la Comisión. Las Normas Técnicas del Servicio de Distribución definen los indicadores y las tole-rancias 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.

La cantidad de usuarios de distribución se repor-tan a CNEE por medio de las tablas mensuales y semestrales.

tabla 1. Usuarios semestrales

distribuidora 1er. semestre 2012

2do. semestre 2012

Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. 1,003,123 1,024,008

Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A. 926,603 948,760

Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A. 546,032 565,894

EEM Quetzaltenango 47,432 50,000

EEM Huehuetenango 26,719 27,500

EEM Puerto Barrios, Izabal 19,985 22,150

EEM Zacapa 12,662 15,314

EEM San Pedro Sacatepéquez, San Marcos 13,362 13,677

EEM Jalapa 11,222 12,062

EHM Retalhuleu 10,158 10,733

EEM Joyabaj, Quiché 8,943 10,656

EEM San Marcos 7,809 8,083

EEM Guastatoya 7,404 7,524

EEM Santa Eulalia, Huehuetenango 3,465 4,147

EEM Gualán 3,524 3,843

EMRE Playa Grande, Ixcán 3,245 3,300

EEM San Pedro Pinula, Jalapa 1,007 1,073

EEM Tacaná, San Marcos 1,017 1,042

EH Patulul 679 711

total 2,654,391 2,730,477

Fuente: Información reportada por los Distribuidores mediante las tablas Datos Técnicos.

En las tres principales distribuidoras en el territorio guatemalteco es necesario conocer la dis-tribución de usuarios urbanos y rurales, así como el detalle para cada uno de los semestres analizados para el año 2012, y así comprender de una mejor manera la información presentada en el compendio.


12

tabla 2. desagregación del peso de los usuarios urbanos y rurales por distribuidora

Primer semestre

Distribuidora URBANO % URBANO RURAL % RURAL TOTAL

EEGSA 587,845 59% 415,278 41% 1,003,123

DEOCSA 279,410 30% 647,193 70% 926,603

DEORSA 204,300 37% 341,732 63% 546,032

TOTAL 1,071,555 43% 1,404,203 57% 2,475,758

segundo semestre

Distribuidora URBANO % URBANO RURAL % RURAL TOTAL

EEGSA 597,295 58% 426,713 42% 1,024,008

DEOCSA 285,843 30% 662,917 70% 948,760

DEORSA 210,945 37% 354,949 63% 565,894

TOTAL 1,094,083 43% 1,444,579 57% 2,538,662

Fuente: Información reportada semestralmente por los distribuidores.

De la información presentada precedentemente podemos deducir lo siguiente: Durante el primer y segundo semestre del año 2012, los datos re-gistrados evidencian que en la República de Gua-temala la mayoría de usuarios pertenecen al área rural, solamente en la región central los usuarios urbanos tienen una mayor representatividad. En el área Central los valores de las áreas urbanas re-presentan aproximadamente al 60% de la totali-dad de usuarios.

En el interior de la República, los usuarios urba-nos representan en su mayoría a las cabeceras departamentales, teniendo porcentajes menos representativos, para las zonas de Occidente y Oriente la mayor representatividad está en los usuarios de las áreas rurales.

Gráfica 1. Ubicación de las Empresas Eléctricas

Fuente: Información reportada por los distribuidores.

Actualmente existen 16 distribuidoras considera-das como Empresas Municipales, de las cuales 9 se encuentran en el área occidental de la Repú-blica y las restantes 7 en el área del oriente.


15

El Marco Regulatorio Guatemalteco, establece un vínculo entre la calidad y el costo de la prestación de los servicios reconocidos vía tarifa a distribui-doras y transportistas, dentro de la normativa eléctrica se establecen los derechos y obligacio-nes relacionadas con el régimen de calidad de servicio, asimismo la forma y medio de la calidad prestada por los agentes.

En el artículo 103 del Reglamento de la Ley Ge-neral de Electricidad y la Resolución CNEE-09-99, Normas Técnicas del Servicio de Distribución, se fijan los Indicadores de calidad del servicio de distribución, los cuales constituyen valores que marcan la tendencia evolutiva en los distintos as-pectos y parámetros de calidad, con la finalidad de orientar tanto a CNEE como a los distribuido-res en aquellas áreas donde es necesario realizar inversión, supervisión y mejora.

El Artículo 56 del RLGE indica que en las Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones (NTCSTS) se establecen las obliga-ciones de generadores, distribuidores y grandes usuarios, conectados directamente al sistema de transporte, en lo referente a la regulación de ten-sión. En los Artículos del 57 al 62 del RLGE se con-ceptualiza la medición de la calidad del servicio, la disponibilidad del equipamiento, las indisponi-bilidades forzadas y programadas.

La calidad de servicio prestado por los agentes, se mide con base en los siguientes parámetros:

1. Distribucióna. Calidad de servicio técnicob. Calidad de producto técnicoc. Calidad comercial

2. Trasmisióna. Calidad de servicio técnicob. Calidad de producto técnico

La forma y medio de cálculo de los indicadores de calidad, así como las indemnizaciones por la transgresión a las tolerancias establecidas se defi-nen en la normativa para cada parámetro evalua-do. Los agentes son los responsables de realizar la recopilación de la información necesaria para

evaluar la calidad prestada, y la Comisión fiscaliza todo el proceso de cálculo de indicadores.

A continuación se presentan los resultados im-portantes de la evaluación de la calidad de ser-vicio del año 2012. La Comisión ha realizado di-versas acciones de fiscalización de acuerdo a sus facultades. Algunos de los resultados están suje-tos a la resolución de acciones legales interpues-tas por algunos agentes.

2.1. calidad comErcial dEl sErvicio dE distribUciÓN

La evaluación de la calidad comercial de la CNEE se realizó durante el primer y segundo semestre de 2012 conteniendo la supervisión de los indi-cadores con base a lo establecido en el Artículo 103 del RLGE, que establece los parámetros que debe controlar la Comisión para verificar la cali-dad comercial. Dentro de ellos se encuentra los Reclamos de los Consumidores, Facturación y Atención al consumidor.

Los Artículos 63 y 68 de las NTSD, establecen que los indicadores de calidad del servicio comercial del distribuidor y calidad de la atención al usua-rio son los siguientes:

Índices de calidad del servicio comercial del distribuidor

• Porcentaje de reclamos y quejas (R%)

• Tiempo promedio de procesamiento de re-clamos y quejas (TPPR)

• Precisión de la medición del consumo de energía eléctrica

• Falta de notificación de interrupciones programadas

Índices de calidad de la atención al usuario

• Solicitud de conexión de nuevos servicios o ampliación de potencia contratada que no requieren modificación de red


16

• Solicitud de conexión de nuevos servicios o ampliación de potencia contratada que re-quieren modificación de la red

• Reconexiones

• Facturación errónea

Los indicadores son calculados semestralmente, utilizando la información que trasladan los dis-tribuidores mensualmente, los incumplimientos a las tolerancias establecidas en el Artículo 64 (Indicadores Globales) de las NTSD, originan una sanción y los incumplimientos a los plazos esta-blecidos en el Artículo 69 (Indicadores Individua-les) de las NTSD, originan el pago de indemniza-ción a los usuarios afectados.

A continuación se presenta información estadís-tica de los resultados del año 2012 de los indica-dores individuales y globales que se fiscalizan.

2.1.1. Solicitud de servicios nuevos que no requieren modificación de red

La fiscalización de este indicador se realiza cum-pliendo con lo establecido en el Artículo 68 inci-so a) del Reglamento de la Ley General de Electri-cidad que establece que los distribuidores tienen 28 días para realizar la conexión de este tipo de servicios, al sobrepasar este plazo el distribuidor debe indemnizar al usuario y además puede ser objeto de una sanción. A continuación los resul-tados de la gestión realizada en este tema.

Gráfica 2. conexiones realizadas en plazo por EEGsa, dEocsa y dEorsa en el año 2012

17,

700

4,1

75

2,2

89

15

100

20

287

74

97

40

249

149

398

8 24

2

10

229

13

12

121

73

281

139

5 250

100

20,

521

4,2

80

2,4

28

10

76

15

728

43

186

94

99

66

514

6

39

9 243

19

18

317

116

201

167

3 229

87

Gua

tem

ala

Escu

intla

Saca

tepé

quez

Chim

alte

nang

o

Chim

alte

nang

o

Escu

intla

Hue

huet

enan

go

Que

tzal

tena

ngo

Qui

ché

Reta

lhul

eu

San

Mar

cos

Solo

lá

Such

itepé

quez

Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

Chiq

uim

ula

El P

rogr

eso

Gua

tem

ala

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Pet

én

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

Zaca

pa

EEGSA DEOCSA DEORSA

1er. Semestre

2do. Semestre

Fuente: Elaboración CNEE, con datos de los distribuidores.

Según la información remitida por los distribuidores, se observa que para el primer semestre EEGSA realizó 24,608, DEOCSA 1,425 y DEORSA 1,491 conexiones en plazo. Para el segundo semestre EEGSA realizó 27,364, DEOCSA 1,829 y DEORSA 1,450. Siendo los departamentos de Guatemala, Escuintla y Sacatepéquez los que tienen mayor cantidad de conexiones en plazo.


17

Gráfica 3. conexiones realizadas fuera de plazo por EEGsa, dEocsa y dEorsa en el año 2012

7

0

1

2

1

6

2 2

1 1

2

1

3

0

1

0

1

0 0 0 0 0

1

0 0 0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Hue

huet

enan

go

Qui

ché

Reta

lhul

eu

Solo

lá

Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

El P

rogr

eso

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

DEOCSA DEORSA

1er. Semestre 2do. Semestre


En relación con las conexiones efectuadas fuera de plazo, los distribuidores reportan para el primer semestre los datos siguientes: DEOCSA 11 y DEOR-SA 18 conexiones fuera de plazo. Para el segundo semestre DEOCSA 2 y DEORSA 1 conexión fuera de plazo. EEGSA no reporta conexiones efectua-das fuera de la tolerancia establecida, Huehuete-nango y Alta Verapaz son los departamentos que tienen más conexiones fuera de plazo.

Gráfica 4. solicitudes que efectuaron el pago de depósito de garantía y que no fueron

conectados en el 2012.

664

818

592 554

63

283

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

EEGSA DEOCSA DEORSA

1er. Semestre 2012

2do. Semestre 2012


Según la información remitida por los distribui-dores, se observa que de las solicitudes que rea-lizaron pago del depósito de garantía, algunas no fueron conectadas siendo reportado el dato siguiente: para el primer semestre EEGSA 664, DEOCSA 818 y DEORSA 592 conexiones pendien-tes. Para el segundo semestre EEGSA reportó 554, DEOCSA 63 y DEORSA 283.

2.1.2. Solicitud de servicios nuevos que requieren modificación de red

Se efectúa la verificación de este indicador cum-pliendo con lo establecido en el Artículo 68 inciso b) del Reglamento de la Ley General de Electrici-dad, que establece que los distribuidores tienen tres meses para realizar la conexión de este tipo de servicios, al sobrepasar este plazo el distribui-dor debe indemnizar al usuario y además puede ser objeto de una sanción. A continuación los resultados de la gestión realizada en este tema para el año 2012.


18

Gráfica 5. conexiones con modificación de red en Plazo de EEGsa

1,2

19

261

150

4 49

3 29

5 47

1

15

19

74

1 28

6 1 8 18

1

1,2

33

265

154

3

93

16

375

196

373

87

86

49

85

26

378

23 80

10

1 14

32

358

158

4 26

9

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400 G

uate

mal

a

Escu

intla

Saca

tepé

quez

Chim

alte

nang

o

Chim

alte

nang

o

Escu

intla

Hue

huet

enan

go

Que

tzal

tena

ngo

Qui

ché

Reta

lhul

eu

San

Mar

cos

Solo

lá

Such

itepé

quez

Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

Chiq

uim

ula

El P

rogr

eso

Gua

tem

ala

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Peté

n

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

Zaca

pa

EEGSA DEOCSA DEORSA



Según la información remitida por los distribui-dores, se observa que para el primer semestre EEGSA realizó 1,695, DEOCSA 243 y DEORSA 63 conexiones en plazo. Para el segundo semestre EEGSA realizó 1,674, DEOCSA 1,385 y DEORSA 1,093, siendo Guatemala, Huehuetenango, Qui-ché, Alta Verapaz y Jutiapa los departamentos que más conexiones en plazo tienen.

Gráfica 6. solicitudes que pagaron depósito de garantía y que no fueron conectados

en el 2012

26

249

27

68

189 204

-

50

100

150

200

250

300

EEGSA DEOCSA DEORSA

1er. Semestre de 2012

2do. Semestre de 2012


En relación con las solicitudes que realizaron pago del depósito de garantía, algunas no fueron conectadas siendo reportado el dato siguiente: para el primer semestre EEGSA 26, DEOCSA 249 y DEORSA 27 conexiones pendientes. Para el se-gundo semestre EEGSA reportó 68, DEOCSA 189 y DEORSA 204.

2.1.3. Reconexiones

Cuando un usuario ha sido objeto de corte del servicio y efectúa el pago de la reconexión, el distribuidor tiene 24 horas para realizar la reco-nexión del servicio, este índice debe ser calcu-lado por los distribuidores y validado por la Co-misión en cumplimiento a lo establecido en el Artículo 110 del Reglamento de la Ley General de Electricidad. A continuación se muestran datos estadísticos de las Reconexiones.


19

Gráfica 7. reconexiones en plazo por distribuidor en el año 2012 3

0,38

9

3,4

19

2,1

42

4 1

,935

948

512

3,4

84

1,7

93

738

1,7

16

1,3

17

4,4

25

1,7

21

1,3

96

1,5

57

2,0

96

630

14

24

1,3

77

275

1,4

09

2,7

62

173

1,1

61

1,2

31

28,

942

3,4

50

2,1

09

7 3

,137

1,4

05

580

5,6

35

2,7

97

1,3

52

3,3

98

2,0

99 6,7

87

3,6

64

3,6

03

1,6

48

1,8

44

959

34

53

2,1

45

663

4,0

56

4,0

87

411

2,6

05

590

Gua

tem

ala

Escu

intla

Saca

tepé

quez

Chim

alte

nang

o

Chim

alte

nang

o

Escu

intla

Hue

huet

enan

go

Que

tzal

tena

ngo

Qui

ché

Reta

lhul

eu

San

Mar

cos

Solo

lá

Such

itepé

quez

Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

Chiq

uim

ula

El P

rogr

eso

Escu

intla

Gua

tem

ala

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Peté

n

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

Zaca

pa

EEGSA DEOCSA DEORSA



Según información remitida por los distribui-dores durante el primer y segundo semestre de 2012, las reconexiones en plazo son: primer se-

mestre EEGSA 37,578, DEOCSA 19,203 y DEORSA 15,046. Segundo semestre EEGSA 35,181, DEOC-SA 31,319 y DEORSA 23,295.

Gráfica 8. reconexiones fuera de plazo por distribuidor en el año 2012

72

46

6

-

1,8

73

627

2,4

03 3

,291

2,2

42

768

1,0

96

1,6

70

1,6

30 2,3

50

2,8

01

1,0

28

839

627

45

75

1,2

25

525

2,3

93

1,7

93

190

2,4

11

547

217

40

8

-

2,4

08

685

3,2

20

4,9

12

2,8

43

1,6

46 2,3

84

2,3

13

2,9

82

3,5

20

4,1

30

1,6

16

1,9

82

593

32

127

1,6

38

962

2,4

84

2,6

32

601

3,5

03

312

Gua

tem

ala

Escu

intla

Saca

tepé

quez

Chim

alte

nang

o

Chim

alte

nang

o

Escu

intla

Hue

huet

enan

go

Que

tzal

tena

ngo

Qui

ché

Reta

lhul

eu

San

Mar

cos

Solo

lá

Such

itepé

quez

Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

Chiq

uim

ula

El P

rogr

eso

Escu

intla

Gua

tem

ala

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Pet

én

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

Zaca

pa

EEGSA DEOCSA DEORSA


Fuente: Elaboración CNEE, con datos de los Distribuidores.


20

En relación con las reconexiones que realizaron pago algunas no fueron reconectadas en plazo, siendo reportado el dato siguiente: para el pri-mer semestre EEGSA 64, DEOCSA 18,444 y DEOR-SA 15,057 reconexiones fuera de plazo. Para el segundo semestre EEGSA reportó 80, DEOCSA 27,208 y DEORSA 20,944. Quetzaltenango, Toto-nicapán, Alta Verapaz y Santa Rosa son los depar-tamentos que tienen la mayor cantidad de reco-nexiones fuera de plazo.

2.1.4. Facturación errónea

La CNEE verifica el cumplimiento de lo estableci-do en los pliegos tarifarios y la aplicación de los mismos en la facturación mensual de los distri-buidores, para ello se verifica la totalidad de los reclamos por facturación que reciben los distri-buidores y las refacturaciones efectuadas.

Los distribuidores remiten a la Comisión men-sualmente los reclamos por facturación recibidos en sus agencias y a continuación el detalle de la información remitida.

Gráfica 9. reclamos por Facturación procedentes e improcedentes recibidos por los distribuidores

La gráfica anterior muestra que para EEGSA todos los reclamos son procedentes, DEOCSA reporta un 78% y 69% de reclamos procedentes para los semestres del 2012, DEORSA remite un 66% y 71% de reclamos procedentes en relaciona con la totalidad de los re-clamos por facturación recibidos en el año 2012.

365 510

4,251

2,338 2,382 2,828

1 0

1,266

1,066 1,236

1,171

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1er. Semestre 2do. Semestre 1er. Semestre 2do. Semestre 1er. Semestre 2do. Semestre

EEGSA DEOCSA DEORSA

Improcedente Procedentes


Gráfica 10. Facturación errónea de EEGsa

Q681,532.85 Q466,033.59

Q215,499.26

Q568,129.98

Q308,998.11

Q259,131.87

Q-

Q200,000.00

Q400,000.00

Q600,000.00

Q800,000.00

Q1,000,000.00

Q1,200,000.00

Q1,400,000.00

Monto Reclamado

Monto Eliminado

Monto Nueva Factura



21

La relación entre los montos reclamados y los mon-tos refacturados que reportan los distribuidores es el siguiente: para el primer semestre EEGSA recibe reclamos por un monto de Q 681,532.85, elimina de la cuenta Q 466,033.59 quedando las facturas nuevas con un monto de Q 215,499.26. Para el se-gundo semestre recibe reclamos por Q 568,129.98, elimina de la cuenta Q 308,998.11, quedando las facturas nuevas con un monto de Q 259,131.87.

Gráfica 11. Facturación errónea de dEocsa

Q2,656,139.20

Q 443,187.19

Q2,212,952.01

Q1,110,354.63

Q586,552.36

Q523,802.27

Q-

Q500,000.00

Q1,000,000.00

Q1,500,000.00

Q2,000,000.00

Q2,500,000.00

Q3,000,000.00

Q3,500,000.00

Q4,000,000.00

Monto Reclamado Monto Eliminado Monto Nueva Factura

2do. Semestre

1er. Semestre


Para el primer y segundo semestre de 2012 DEOCSA recibe reclamos por Q 2,656,139.20, elimina de la cuenta Q 443,187.19 quedando las facturas nuevas con un monto de Q 2,212,952.01.

Para el segundo semestre recibe reclamos por Q 1,110,354.63, elimina de la cuenta Q 586,552.36 quedando las facturas nuevas con un monto de Q 523,802.27.

Gráfica 12. Facturación errónea de dEorsa

Q2,331,881.64

Q1,079,468.45 Q1,252,413.19

Q2,000,976.17

Q1,102,307.55 Q1,252,413.19

Q-

Q500,000.00

Q1,000,000.00

Q1,500,000.00

Q2,000,000.00

Q2,500,000.00

Q3,000,000.00

Q3,500,000.00

Q4,000,000.00

Q4,500,000.00

Q5,000,000.00

Monto Reclamado

Monto Eliminado

Monto Nueva Factura

2do. Semestre

1er. Semestre

Fuente: Elaboración CNEE, con datos de los Distribuidores.

DEORSA reporta par el primero y segundo semestre de 2012, que recibe reclamos por Q 2,331,881.64, elimina de la cuenta Q 1,079,468.45 quedando las facturas nuevas con un monto de Q1,252,413.19. Para el segundo semestre recibe reclamos por Q 2,000,976.17, elimina de la cuenta Q 1,102,307.55 quedando las facturas nuevas con un monto de Q 1,252,413.19.

Gráfica 13. Facturación errónea de EEGsa, dEocsa y dEorsa en el año 2012

Q68

1,53

2.85

Q56

8,12

9.98

Q2,

656,

139.

20

Q1,

110,

354.

63

Q2,

331,

881.

64

Q2,

000,

976.

17

Q46

6,03

3.59

Q30

8,99

8.11

Q44

3,18

7.19

Q58

6,55

2.36

Q1,

079,

468.

45

Q1,

102,

307.

55

Q21

5,49

9.26

Q25

9,13

1.87

Q2,

212,

952.

01

Q52

3,80

2.27

Q1,

252,

413.

19

Q1,

252,

413.

19


EEGSA DEOCSA DEORSA

Monto Reclamado Monto Eliminado Monto Nueva Factura



22

De la totalidad de reclamos que reciben los distri-buidores la mayor parte son dados como proce-dentes, como se observa en las gráficas anterio-res, además se muestra el resumen de los datos de EEGSA, DEOCSA y DEORSA.

Los montos de los reclamos por facturación que los distribuidores han dado como procedentes, la Comisión ha ordenado la refacturación de los mismos y estos montos generan un pago de in-demnización y actualmente la Comisión fiscaliza la acreditación de los mismos.

2.1.5. Porcentaje de reclamos (R%)

El indicador se calcula de la siguiente manera:

R%= total de reclamos ÷ Número de usuarios del Distribuidor x 100

La tolerancia es del 5%. A continuación los re-sultados de la evaluación realizada para el año 2012.

Gráfica 14. Porcentaje de reclamos EEGsa, dEocsa y dEorsa, año 2012

0.04

%

0.09

%

0.07

%

0% 2.

36%

4.00

%

1.53

%

2.32

%

2.21

%

2.86

%

2.03

%

2.14

%

2.77

%

1.47

%

4.58

%

4.34

%

2.78

%

2.94

% 5.

12%

6.28

%

3.03

%

2.37

%

3.03

%

3.69

%

2.09

%

3.80

%

3.37

%

0.07

%

0.11

%

0.12

% 2.14

%

0.00

%

4.40

%

1.69

%

3.91

%

2.14

%

10.5

9%

1.93

%

2.19

% 4.

17%

1.46

%

0.00

%

0.00

%

0.00

%

3.72

%

5.42

%

5.26

%

3.16

%

2.43

% 3.61

%

3.53

%

2.19

%

3.84

%

5.38

%

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

Escu

intla

Gua

tem

ala

Saca

tepé

quez

Chim

alte

nang

o

Chim

alte

nang

o

Escu

intla

Hue

huet

enan

go

Que

tzal

tena

ngo

Qui

ché

Reta

lhul

eu

San

Mar

cos

Solo

lá

Such

itepé

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Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

Chiq

uim

ula

El P

rogr

eso

Escu

intla

Gua

tem

ala

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Peté

n

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

Zaca

pa

EEGSA DEOCSA DEORSA

2do. Semestre 1er. Semestre


Durante el año 2012, se puede observar que los distribuidores estuvieron dentro de la tolerancia en el porcentaje reclamos (R%) a nivel distribui-dora, establecido en la normativa legal vigente ya que se encuentran por debajo del 5%, sin em-bargo el departamento de Retalhuleu, en DEOC-SA y Escuintla, Zacapa y Guatemala en DEORSA se encuentran fuera de tolerancia.

2.1.6. Tiempo promedio de procesamiento de reclamos y quejas

Dentro de la información recibida de los distri-buidores, se evalúa la cantidad del tiempo para resolver los reclamos, cuyo promedio es de diez días como tolerancia y a continuación se obser-van los datos del periodo 2007-2011.

Fórmula de cálculo del TPPR

TPPR=(∑tiempo total de atención de reclamos)

(Total de reclamos reportados)


23

Gráfica 15. tiempo Promedio de Procesamiento de reclamos y Quejas 3

.63

3.3

9

3.8

3

0% 4

.04

3.7

6 7.4

6

3.8

8

4.4

7

3.4

1

2.6

2

4.5

5

3.0

5

3.9

4

4.4

8

4.7

8

3.0

3

3.1

5

3.1

0

4.1

4

3.4

3

3.6

6

3.2

1

3.4

7

4.9

8

3.0

5

2.7

3

3.2

2

3.3

0

4.3

5

3.1

2

-

3.3

6 5

.17

13.

74

3.2

2

29.

70

3.7

4

3.7

6

6.7

1

3.4

4

- -

- 2

.59

2.9

5

4.4

2

3.1

5

3.0

2

4.5

5

3.6

7

3.8

6

3.1

8

2.5

9

Escu

intla

Gua

tem

ala

Saca

tepé

quez

Chim

alte

nang

o

Chim

alte

nang

o

Escu

intla

Hue

huet

enan

go

Que

tzal

tena

ngo

Qui

ché

Reta

lhul

eu

San

Mar

cos

Solo

lá

Such

itepé

quez

Toto

nica

pán

Alta

Ver

apaz

Baja

Ver

apaz

Chiq

uim

ula

El P

rogr

eso

Escu

intla

Gua

tem

ala

Izab

al

Jala

pa

Jutia

pa

Peté

n

Qui

ché

Sant

a Ro

sa

Zaca

pa

EEGSA DEOCSA DEORSA

2do. Semestre 1er. Semestre


Durante el periodo 2007-2011, las grandes distribuidoras estuvieron en tolerancia en el Tiempo Promedio de Procesamiento de Recla-mos (TPPR), según dicha información los tiem-pos de atención de los reclamos por parte de

los distribuidores a nivel global fue dentro de los plazos establecidos en la normativa actual, pero Huehuetenango, Retalhuleu y Suchitepé-quez, se encuentran fuera de tolerancia a nivel departamental.

Gráfica 16. modalidad de Presentación de reclamo de EEGsa, año 2012

482

96

34

126 150

116

581

104

49

110

206

119

Escrito Carta EC Correo electrónico EE

Escrito Otro EO

Escrito Libro de Quejas EQ

Verbal Personal VP

VerbalTelefónico VT

Modalidad Reclamo 2012 Modalidad Reclamo 2012



24

Dentro de la modalidad de presentación de reclamos en el año 2012 para EEGSA se observa que recibió en el primer semestre 96 reclamos vía Correo Electróni-

co y 104 para el segundo semestre, estos resultados son producto de las gestiones realizadas por CNEE para la recepción de reclamos por dicha vía.

Gráfica 17. modalidad de presentación de reclamo de dEocsa, año 2012

87

122

19

61

8,12

1

11,5

70

42

47

13

3 8 164

12,1

66

13,4

91

1,01

5

Escrito CartaEC

Correo electrónico EE

Escrito FaxEF

Escrito Memorial EM


Verbal Personal VP

Verbal Telefónico VT

Vacías

Modalidad Reclamo 1_2012 Modalidad Reclamo 2_2012


DEOCSA reporta en el año 2012, que recibió en primer semestre 122 reclamos vía Correo Elec-trónico y 13 para el segundo semestre, estos

resultados son producto de las gestiones reali-zadas por CNEE para la recepción de reclamos por dicha vía.

Gráfica 18. modalidad de presentación de reclamo de dEorsa, año 2012

52

135

5 77

5,66

8

12,9

91

28

132

22

6 78

67,0

44

13,3

42

31

Escrito Carta EC

Correo electrónico EE

Escrito Memorial EM


Verbal PersonalVP

Verbal Telefónico VT

Vacías

Modalidad Reclamo 1_2012 Modalidad Reclamo 2_2012



25

DEORSA reporta en el año 2012, que recibió en primer semestre 135 reclamos vía Correo Elec-trónico y 22 para el segundo semestre, estos resultados son producto de las gestiones reali-zadas por CNEE para la recepción de reclamos por dicha vía.

2.1.7. Tipificación de Reclamos 2012

tabla 3. tipificación de reclamos 2012

motivo total Porcentaje

Interrupciones en el servicio IS 40,405 46%

Cobros altos CA 13,369 15%

Fallas del contador FC 12,627 14%

Otros motivos OT 11,043 12%

No recibe factura RF 4,450 5%

Bajo voltaje BV 3,321 4%

Atraso en la reconexión AR 2,280 3%

Corte sin razón OC 442 0%

Inconformidad con tarifa IT 264 0%

Atraso en la conexión AC 97 0%

Mala atención en oficina AO 90 0%

No conexión del servicio CS 8 0%

Corte por reconexión injustificado RI 8 0%

Señalamiento alterar instrumentos de medición AM 4 0%

Señalamiento consumo fraudulento CF 4 0%

Fallas de transformador FT 1 0%

Total 88,413 100%


En la tabla anterior, se presenta la agrupación de los tipos de reclamos presentados por los usuarios de la República de Guatemala y repor-tados por los distribuidores a la CNEE durante 2012. Puede observarse que un gran porcentaje de los mismos se relaciona con interrupciones de servicio (46%), así mismo que existe una sig-nificativa cantidad de reclamos por aspectos de facturación (cobros altos, fallas en el contador, no recibe factura), los cuales de forma agru-pada significan un 35% de los reclamos de los usuarios.

2.1.8. Precisión de la medición del con-sumo de energía

Actualmente los distribuidores de energía eléc-trica que prestan el servicio en el territorio gua-temalteco tienen la responsabilidad de garanti-zar la calidad con que se efectúa la medición del consumo de energía eléctrica a sus usuarios. La medición de energía eléctrica se lleva a cabo me-diante el uso de un medidor de consumo eléctri-co o contador eléctrico el cual es propiedad de la empresa distribuidora de energía.

La actividad de verificación de medidores se rea-liza mediante un muestreo estadístico definido en las Normas Técnicas del Servicio de Distribu-ción, el cual se encuentra en función de la can-tidad de usuarios que tenga cada distribuidora. A continuación se muestra la cantidad de lotes y medidores verificados, por distribuidora, hasta el primer semestre de 2013.

Gráfica 19. cantidad de medidores a verificar cada mes

102 146 391

6281

3202

10810

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

EEGSA DEOCSA DEORSA

Lotes veri�cados al primer semestre 2013 Acumulado de medidores al primer semestre 2013


Actualmente la actividad de verificación del equipo de medición de energía eléctrica es efectuada por las tres distribuidoras más gran-des del país como lo son EEGSA, DEOCSA y DEORSA.

Al final del primer semestre de 2013 se habrían verificado muestralmente un total de 10,810 me-didores de energía eléctrica que corresponden a un total de 904,010 usuarios.


26

2.1.9. Notificación de interrupciones programadas

Las interrupciones programadas por parte de la dis-tribuidora, deben hacerse del conocimiento de los usuarios por medio de la respectiva publicación en un diario de mayor circulación y por los medios más directos hacia el usuario, al alcance del distribuidor.

A continuación se presenta el detalle de inte-rrupciones programadas reportadas por EEGSA, DEOCSA y DEORSA durante el primer y segundo semestre de 2012.

tabla 4. interrupciones programadas reportadas por EE, dc y dr para el año 2012.

distribuidora

cantidad de iP

primer semestre

2012

cantidad de iP

segundo semestre

2012

total iP reportadas durante el

2012

EEGSA 28 55 83

DEOCSA 156 150 306

DEORSA 97 61 158


Gráfica 20. interrupciones programadas reportadas por EE, dc y dr para el año 2012

28

55

83

156 150

306

97

61

158

0

50

100

150

200

250

300

350

Cantidad de IP primer semestre 2012 Cantidad de IP segundo semestre 2012 Total IP reportadas durante el 2012

EEGSA

DEOCSA

DEORSA


En la gráfica anterior se observa el detalle del núme-ro de interrupciones programadas reportadas por cada una de las tres grandes distribuidoras del país.

Para el caso de DEOCSA y DEORSA se observa que durante el primer semestre de 2012 se pre-senta una mayor cantidad de interrupciones pro-gramadas reportadas.

En relación con EEGSA se observa un incremen-to en las interrupciones programadas reportadas para el segundo semestre de 2012.

2.1.10. Mapas de calidad - reclamos

La calidad del servicio comercial del distribui-dor se refiere al cumplimiento global de las obligaciones que la Ley General de Electricidad asigna a los distribuidores de energía eléctrica.

Los mapas graficados son los índices de calidad del servicio comercial del distribuidor, porcenta-je de reclamos o quejas y el tiempo promedio de procesamiento de reclamos o quejas.


27

Los indicadores se ven disminuidos en las áreas de gestión diferenciada donde los distribuidores tie-nen obstáculos a las actividades del ciclo comercial.

Tolerancias graficadas:

Paleta:

% R TPPR 0% 0

0.01 - 5.00 % 0.1 - 10.00

5.01 - 50.00 % 10.01 - 50.00

50.01 - 100 % 50.00 - 100.00

Gráfica 21. r % globales primer semestre 2012

Gráfica 22. r % globales segundo semestre 2012

Gráfica 23. tPPr global primer semestre 2012

Gráfica 24. tPPr global segundo semestre 2012



28

2.1.11. Identificación de comunidades conflictivas, según DEOCSA y DEORSA

Las distribuidoras DEOCSA y DEORSA, remitie-ron a la CNEE la identificación de comunidades que realizan acciones que perjudican la pres-tación del servicio en las mismas, afectando el ciclo comercial o limitación de movilidad de personal de las distribuidoras. Se han iniciado acciones para corroborar lo reportado por los distribuidores en cuanto a las comunidades reportadas.

Gráfica 25. comunidades conflictivas según dEocsa y dEorsa

Usuarios en comunidades conflictivas rango

0%

0.1%-5%

5.01%-30%

30.01%-60%

60.01%-90%

90.01%-100%

Fuente: Elaboración CNEE, con reporte presentado a la CNEE por parte de DEOCSA y DEORSA.

En el mapa, se muestran los municipios que po-seen comunidades en conflicto, aplicándoles una paleta de colores que representa el porcentaje de los usuarios de dichas comunidades comparado con la totalidad de usuarios de cada municipio. DEOCSA y DEORSA indican que en los municipios de la gráfica anterior los pobladores no les per-miten realizar actividades relacionadas con la dis-tribución de energía eléctrica. Se puede observar que existen municipios que presentan un por-centaje alto de usuarios en dichas comunidades.

Los mapas de calidad de reclamos presentados en las gráficas 21 a 24, se encuentran afectados directamente por las áreas de conflictividad.

Para abordar esta problemática, DEOCSA y DEOR-SA reportan que han desarrollado una estrategia que incorpora el desarrollo de acciones comercia-les, las cuales son acompañadas por trabajo comu-nitario y acciones jurídicas que actúan de forma coordinada para facilitar los medios de negocia-ción y normalización de las comunidades que pre-sentan alguna problemática para el desarrollo de la actividad de distribución de energía eléctrica.

La gráfica de comunidades conflictivas no incluye información del área central atendida por EEGSA.

2.1.12. Indemnizaciones por temas de Calidad Comercial

La transgresión a la tolerancia de los indicadores in-dividuales (Conexiones nuevas sin modificación de red, Conexiones nuevas con modificación de red, reconexiones y facturación errónea) genera una in-demnización a los usuarios afectados según lo es-tablecido en el Artículo 71 de las Normas Técnicas del Servicio de Distribución, para ello la CNEE efec-túa procesos indemnizatorios donde se ordena a los distribuidores la acreditación de los montos a indemnizar, a continuación los montos solicitados y pagados por concepto de indemnizaciones:

Según datos reportados por los distribuidores de energía eléctrica en la tabla indemnizaciones, indican que las acreditaciones en el 2012, benefi-ciaron a una cantidad grande de usuarios, a con-tinuación el detalle.


29

Gráfica 26. acreditación de indemnizaciones comerciales a usuarios

102 510

20,523 16,707

366 60

1

1,841

2,926

1,875

3

3

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000


EEGSA DEOCSA DEORSA

IFE IRCNX ICNXSMR


Se observa que para el segundo semestre de 2012 se ha incrementado el número de usuarios benefi-ciados con la acreditación de indemnizaciones y el

motivo por el cual se ha realizado la mayor cantidad es el de reconexiones fuera de plazo, DEOCSA repor-ta 20,523 y DEORSA 16,707 usuarios beneficiados.

Gráfica 27. montos indemnizados por proceso de fiscalización.

Q5,

607.

49

Q30

,900

.25

Q1,

728,

241.

52

Q1,

699,

897.

68

Q46

,572

.01

Q4,

857.

14

Q17

2.80

Q11

2,82

1.86

Q36

4,19

9.52

Q15

5,50

0.15

Q30

5.73

Q37

2.67


IRCNX IFE ICNXSMR

EEGSA DEOCSA DEORSA



30

Las acreditaciones efectuadas en los procesos de fiscalización suman un total de ochocientos ochen-ta y cinco mil ochocientos cincuenta y seis quet-zales con setenta y tres centavos (Q 885,856.73). Y como se observa en la gráfica fue en el año 2011 donde se efectuaron acreditaciones mayores por un total de seiscientos cincuenta mil seiscien-tos diecinueve quetzales con cuarenta centavos. (Q 650,619.40), en lo que va del año 2012 ya se han acreditado doscientos un mil doscientos noventa y siete quetzales con trece centavos (Q 201,297.13).

2.2. ProdUcto y sErvicio tÉcNico

En las normas NTSD se establecen los estándares de calidad que deben cumplir los distribuidores. La Calidad del Servicio Técnico se evalúa en fun-ción de la continuidad del servicio de energía eléctrica a los usuarios. Para tal efecto se consi-deran todas aquellas interrupciones que tengan una duración mayor de tres minutos.

La Calidad del producto técnico suministrado por el distribuidor es evaluada mediante el sistema de medición y control de la calidad del servicio eléctrico de distribución, realizado por el propio distribuidor y supervisado por la Comisión para identificar las transgresiones a las tolerancias per-mitidas respecto de los parámetros establecidos para: regulación de tensión, desbalance de ten-sión en servicios trifásicos, distorsión armónica y flícker. Ante los incumplimientos a la normativa vigente los distribuidores deberán reconocer la indemnización que corresponda al usuario afec-tado, de acuerdo al procedimiento establecido en el marco legal vigente.

2.2.1. Calidad de producto técnico de distribución

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica tiene dentro de sus funciones y obligaciones velar por el cumplimiento de las tolerancias de calidad del servicio de energía eléctrica; evalúa la calidad del producto suministrado por el distribuidor a los usuarios finales de la República de Guatemala.

La regulación de tensión, se relaciona con pará-metros que afectan el funcionamiento de los equi-pos eléctricos de los usuarios, o perturbaciones y efectos que pueden perjudicar el desempeño de las redes de distribución y/o transporte. Al respec-to la CNEE efectúa el análisis y la verificación del cumplimiento de los índices de calidad, a efectos de incentivar el cumplimiento de tolerancias y la aplicación de indemnizaciones por la transgresión a los mismos. Se realizó para efectos gráficos la cla-sificación de la información, la cual agrupa la canti-dad o resultados de los parámetros por región.

2.2.1.1. regulación de tensión

El control para la regulación de tensión se realiza por medio del sistema de medición y control de la calidad del servicio de energía eléctrica, mediante la ejecución de mediciones monofásicas o trifási-cas, las cuales son sorteadas por la CNEE mensual-mente, según el nivel de tensión de los usuarios.

Para realizar el cálculo del índice de calidad de re-gulación de tensión se utiliza la siguiente fórmula

∆VK (%)= (|(Vk- Vn|)

×100Vn


31

Gráfica 28. mediciones calidad de Producto técnico –regulación de tensión– por distribuidora 2012

2 1

123 130

109 90

0.02% 0.01% 15% 16% 15% 13%

1134

1266

820 801 717 705

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

50

100

150

200

250

300

1er Sem 2012 2do Sem 2012 1er Sem 2012 2do Sem 2012 1er Sem 2012 2do Sem 2012

EEGSA DEOCSA DEORSA

Fuera de Tolerancia % Fuera de Tolerancia Mediciones Realizadas

Fuente: Elaboración CNEE con datos del distribuidor.

En la gráfica se muestra el número de medicio-nes de calidad de producto que realizaron men-sualmente los distribuidores (EEGSA, DEOCSA y DEORSA), el número de mediciones depende de la cantidad de circuitos que cada distribuidora posee. Se denota que EEGSA es el distribuidor que ha realizado más mediciones de calidad de producto técnico, lo anterior se debe a que actualmente posee más circuitos de distribu-ción, asimismo realiza mediciones en todos los puntos obligatorios y adicionales remitidos por CNEE.

En color rojo se presenta el detalle de las medi-ciones de calidad de producto que resultaron fuera de tolerancia en el parámetro de regulación

de tensión durante el año 2012 para los distribui-dores EEGSA, DEOCSA y DEORSA, y en naranja el porcentaje que representan.

En el monitoreo de la evaluación de la Calidad de Producto Técnico del servicio de distribución, puede observarse que la región I, ha presentado menor número de mediciones que transgreden las tolerancias de Regulación de Tensión, las re-giones restantes presentan la mayoría de medi-ciones con transgresiones a la tolerancia de regu-lación de tensión.

Los procesos de indemnización correspondien-tes a las transgresiones de calidad de producto técnico se encuentran en gestión.


32

Gráfica 29. total de mediciones Fuera de tolerancia durante el año 2012 - regulación de tensión

3

48

57

77

23

88

76

16

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Región I Región II Región III Región IV Región V Región VI Región VII Región VIII




33

En la gráfica anterior se aprecia el total de las me-diciones de calidad de producto que resultaron fuera de tolerancia del parámetro de regulación de tensión en la República de Guatemala, duran-te el año 2012. Se considera que una medición efectuada en períodos anteriores continúa con mala calidad hasta que sea demostrado por me-dio de una nueva medición que el servicio está dentro de tolerancias establecidas en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución. Actualmen-te la CNEE está en el proceso de verificación de la mejora de las mediciones que se han encontrado fuera de tolerancia, además se está gestionando ante los distribuidores los controles necesarios para mejorar la calidad de producto técnico.

Las mediciones que transgreden tolerancias, se ubican en puntos de las redes de distribución de baja tensión, que parten de un mismo centro de transformación. Todos los usuarios conectados “aguas abajo” de la medición efectuada, también tienen mala calidad de producto, y los usuarios “aguas arriba” de la medición efectuada es posi-ble que tengan una calidad que transgreda la to-lerancia de calidad de producto técnico.

La CNEE ha requerido a las distribuidoras DEOCSA y DEORSA, la corrección de los puntos históricos que han presentado transgresión a las tolerancias de calidad de producto técnico, obteniendo un plan que será realizado en el transcurso de 2013.

2.2.2. Calidad de servicio técnico de distribución

La CNEE como parte de sus funciones efectúa el monitoreo constante de los indicadores de la Calidad, la normativa establece que la Calidad de Servicio Técnico debe evaluarse en periodos se-mestrales continuos; previo a efectuar la evalua-ción de la calidad del servicio la CNEE debe efec-tuar la calificación de los casos de fuerza mayor que sean invocados dentro del semestre por los distribuidores, al final del semestre los casos que no son considerados como causas de fuerza ma-yor deben incluirse dentro del cálculo de indica-dores, en este sentido es importante mencionar que la CNEE ha encauzado recursos y esfuerzos a

efecto de notificar el resultado de la calificación de fuerza mayor en periodos considerablemente cortos, para proceder posteriormente a realizar el cálculo de los indicadores de la Calidad de Servi-cio Técnico.

La calidad de servicio técnico se evalúa en fun-ción de las interrupciones considerando canti-dad de interrupciones, tiempo de interrupciones y kVA afectados, la normativa guatemalteca esta-blece que dicha calidad debe medirse por medio de los indicadores individuales y globales.

Para el presente informe estadístico se efectuó una agrupación de la información a efecto de presentar en forma visual los valores promedio de los indi-cadores individuales de calidad de servicio técnico por municipio, con el objetivo de presentar de una forma gráfica el cumplimiento al marco regulatorio en los aspectos de calidad de servicio técnico du-rante el año 2012. Los procesos relacionados con las indemnizaciones por dichas transgresiones a las tolerancias de los indicadores globales e indivi-duales se encuentran actualmente en gestión.

2.2.2.1. indicadores de la calidad de servicio técnico individuales

Los indicadores de la calidad de servicio técnico evalúan la continuidad del servicio de energía eléctrica que el distribuidor brinda a los usuarios, midiendo los siguientes parámetros: frecuencia media de interrupciones, tiempo total de inte-rrupción y la energía no suministrada.

El cálculo de los indicadores individuales se reali-za atendiendo lo establecido en las Normas Téc-nicas del Servicio de Distribución. El cálculo de la Frecuencia de Interrupciones por usuario –FIU– se realiza con la siguiente fórmula:

FIU=∑Ij

El cálculo del Tiempo de Interrupción por Usuario –TIU– se efectúa con la siguiente fórmula:

TIU=∑Tfsuj


34

2.2.2.2. indicadores de la calidad de servicio técnico globales

La normativa actual establece que adicional al cumplimiento de los indicadores individuales los distribuidores deberán cumplir también con indicadores globales, los cuales representan la confiabilidad de la red de los distribuidores, los mismos se calculan tomando en conside-ración la potencia afectada por cada interrup-ción (KVA) en cantidad y duración, tanto para redes urbanas y rurales. Los indicadores globa-les evalúan la gestión de la red del distribuidor y cómo minimizar los efectos ante una falla, si la coordinación de protecciones no es correcta pueden afectarse muchos más usuarios de los que normalmente se afectarían con una gestión eficiente.

Los indicadores globales se calculan utilizando las siguientes fórmulas:

Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)

Representa la cantidad de veces que el kVA pro-medio de distribución sufrió una interrupción de servicio.

FMIK =(∑j Qkfsj)Qki

Donde:

∑j: Sumatoria de todas las interrupciones del servicio durante el semestre.

Qkfsj: Cantidad de kVA fuera de servicio en la in-terrupción j.

Qki: Cantidad de kVA instalados.

Tiempo Total de Interrupción por kVA (TTIK).

Representa el tiempo total, en horas, en que cada kVA promedio estuvo fuera de servicio.

TTIK = (∑j Qkfsj*Tfsj)

Qki

Donde:

∑j: Sumatoria de todas las interrupciones del servicio durante el semestre.

Qkfsj: Cantidad de kVA fuera de servicio en la in-terrupción j.

Qki: Cantidad de kVA instaladosTfsj: Tiempo, en horas, que han permanecido

fuera de servicio los kVA en la interrupción j.

La CNEE como parte de sus procesos ha efectua-do semestralmente el cálculo de dicho indicador, debido a la complejidad de presentar dichos va-lores de forma gráfica, para el presente informe no se incluye información relacionada con dichos indicadores.

2.2.2.3. mapas de calidad de servicio técnico

Los mapas de calidad representan el promedio de los parámetros Frecuencia de Interrupcio-nes por Usuario (Cantidad de Interrupciones) y Tiempo de Interrupción por Usuario (Horas), registrados en los distintos municipios de la República de Guatemala. La información base utilizada para los mapas de calidad es la presen-tada de forma mensual por los distribuidores.

Se efectuó la agrupación por municipio, debido a que los indicadores individuales se calculan para la totalidad de usuarios y para efectos grá-ficos es consistente observar el valor promedio de dichos indicadores a efecto de obtener una tendencia en el comportamiento de la calidad de servicio técnico prestada por los distribui-dores. Los colores presentados en los mapas representan el promedio de los indicadores analizados, para efectos gráficos se analizó la información utilizando la mayor desagregación posible, lograda en el detalle por municipio. Los mapas consideran únicamente interrupciones atribuidas a los Sistemas de Distribución, lue-go del descuento de los casos de fuerza ma-yor resueltos como aprobados por la CNEE, los mismos no consideran interrupciones de larga duración, ya que se evalúan de una forma sepa-rada de los indicadores presentados.


35

Gráfica 30. Gráficas de valores individuales promedio Frecuencia de interrupciones por Usuario (cantidad de interrupciones) –FiU– en el área urbana y rural

Parámetro analizado Primer semestre 2012 vEraNo

segundo semestre 2012 iNviErNo

FIU Urbano

0

0.01 - 6.00

6.01 - 20.00

20.01 - 50.00

50.01 - MAYOR



FIU Rural

0

0.01 - 8.00

8.01 - 20.00

20.01 - 50.00

50.01- MAYOR


En los mapas se observa que las regiones de Oriente y Occidente son las más afectadas por la cantidad de interrupciones, se observa que los usuarios en áreas rurales percibieron un ser-vicio de calidad que transgredió las tolerancias, se observa que los usuarios de la zona central fueron menos afectados por las interrupciones teniendo en promedio menos de ocho interrup-ciones, en los mapas se observa que los depar-tamentos de Petén, Quiché, Alta Verapaz, Izabal

y Santa Rosa fueron los que sufrieron una can-tidad considerable de interrupciones durante el primer y segundo semestre de 2012. Se observa que la zona central presentó una leve mejora en las condiciones de suministro que brindan las distintas distribuidoras, se puede observar que el área de Petén se ve afectada de igual forma por la cantidad de interrupciones así como por la duración de las mismas.


36

Gráfica 31. Gráficas de valores individuales promedio de tiempo de interrupción por usuario (Horas Fuera de servicio) –tiU– en el área urbana y rural



TIU Urbano

0

0.01 - 12.00

12.01 - 20.00

20.01 - 50.00

50.01- MAYOR



TIU Rural

0

0.01 - 14.00

14.01 - 20.00

20.01 - 50.00

50.01-MAYOR


Se observa la comparación de los valores pro-medio de los indicadores individuales en el área urbana y rural, relacionados con el tiempo de in-terrupción semestral por usuario, se observa que en la región central existe una tendencia similar a la del indicador FIU, es decir en promedio los usuarios perciben una calidad dentro de la to-lerancia, aunque existen regiones que aún son afectadas por la mala calidad, se observa que para dicha región en promedio el tiempo de in-terrupción por usuario no superó las 14 horas al semestre, para usuarios rurales se observa que los valores promedió están muy por encima de la tolerancia (colores rojo y negro). Los gráficos

dan a conocer que el área rural se ve afectada de manera considerable por la duración de las inte-rrupciones, llegando a percibir en promedio más de 50 horas al semestre sin energía eléctrica.

La relación del mapa promedio de cantidad de inte-rrupciones (Promedio FIU) por municipio, compa-rado con el tiempo promedio de interrupciones por municipio (Promedio TIU), da a conocer que es más relevante el tiempo de duración de las interrupcio-nes, en comparación con la cantidad de las mismas. Lo anterior significa que los usuarios están siendo afectados de mayor forma por la duración de las interrupciones que por la cantidad de las mismas.


37

2.2.2.4. indemnizaciones de calidad de servicio técnico

Como parte de la fiscalización de indicadores de calidad de servicio del año 2012, la CNEE resolvió los montos de indemnización corres-pondientes, para las tres grandes distribuido-ras de Guatemala –EEGSA, DEOCSA y DEORSA–

sumando un total de Q. 101,273,510.04, es importante resaltar que el cálculo de dichos resultados es producto de la gestión eficiente efectuada por la CNEE. La acreditación a los usuarios de dichos montos de indemnización está sujeta a la resolución de los procesos le-gales y jurídicos interpuestos por algunos de los distribuidores.

Gráfica 32. monto por distribuidora de las indemnizaciones de calidad de servicio técnico para el año 2012

Q764,840.00

Q46,195,242.00

Q54,313,429.00

Q-

Q10,000,000.00

Q20,000,000.00

Q30,000,000.00

Q40,000,000.00

Q50,000,000.00

Q60,000,000.00

EEGSA DEOCSA DEORSA

Fuente: Elaboración de CNEE.

La mayoría de estos montos corresponden a usuarios del interior de la República, para los cuales los distribuidores transgredieron las tole-rancias de los indicadores de calidad de servicio técnico establecidos en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución, la distribución de dichos montos está relacionada con la calidad presenta-da mediante los mapas del apartado 2.2.2.3, la Comisión como parte de sus funciones continua-rá con el seguimiento de los procesos correspon-dientes a efecto que los montos sean acreditados a los usuarios afectados, luego de la resolución de las acciones legales que correspondan.

2.2.3. Calidad de producto técnico de transporte

El control de la Calidad de Producto Técnico se encuentra establecido en las Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y Sancio-nes (NTCSTS), en las cuales se definen los índices de referencia, para calificar la calidad con que se proveen los servicios de energía eléctrica en el sis-tema de transporte, las mismas son de aplicación obligatoria para toda empresa que presta el servi-cio de transporte de energía eléctrica y todos los participantes que hacen uso de dichos sistemas.


38

2.2.3.1. regulación de tensión

El índice para evaluar la tensión en el punto de conexión del Transportista con los participan-tes, se determina como el valor absoluto de la diferencia entre la media de los valores efica-ces de tensión y el valor de la tensión nominal, medidos en el mismo punto, expresado como un porcentaje de la tensión nominal, el Trans-portista debe efectuar mediciones durante el período mensual, de acuerdo con un interva-lo de cada 15 minutos, de los niveles de ten-sión de cada uno de los puntos de conexión de sus sistema de transporte con cada uno de los participantes.

El detalle de la cantidad de puntos de medición de Regulación de Tensión para el año 2012, remi-tidos de forma mensual por cada transportista, es el siguiente:

tabla 5. Puntos de medición de regulación de tensión para el año 2012

TRELEC 165 puntos de medición

ETCEE 144 puntos de medición

RECSA 06 puntos de medición

DEIT 08 puntos de medición

TREO 01 punto de medición

Fuente: Elaboración de CNEE.

Gráfica 33. Puntos fuera de tolerancia –regulación de tensión– por transportista año 2012

1 1 1 1 1 1 1 2

0 1 1 1

12

6

9 9 9

7 7 6

17

13 13

11

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

ETCEE

TRELEC

RECSA

DEIT

TREO

Fuente: Elaboración CNEE con datos del AMM.


39

En la gráfica anterior, se puede observar el com-portamiento de los puntos fuera de tolerancia a lo largo del año 2012, septiembre es el mes que presentó menor número de puntos fuera de tolerancia.

En el caso de TRELEC, realiza mediciones de Re-gulación de Tensión en todos los circuitos o sa-lidas de media tensión conectado a sus insta-laciones; por el contrario ETCEE, RECSA y DEIT miden únicamente en los puntos de conexión de sus instalaciones con otros participantes (dis-tribuidores, generadores y grandes usuarios), lo cual significa en el caso de ETCEE, que remite in-formación agrupada de circuitos de distribución conectados a sus instalaciones, disminuyendo la cantidad de puntos a medir.

2.2.4. Calidad del servicio técnico de transporte

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 indis-ponibilidades programadas el período de control será mensual. Dentro del proceso para realizar este control la CNEE debe realizar la calificación de los casos que los distribuidores invoquen como causas de fuerza mayor, para proceder pos-teriormente a realizar el cálculo de los indicado-res de la Calidad de Servicio Técnico.

La calidad del servicio técnico de transporte se determina con base al número de indisponibili-dades y la duración de las mismas, los transpor-

tistas deben reportar las indisponibilidades sus-citadas en su sistema de transmisión de forma mensual a la CNEE de acuerdo a lo establecido en las NTCSTS, con la finalidad de establecer si la calidad del servicio técnico se encuentra dentro de las tolerancias establecidas para los índices de Calidad; las tolerancias a las indisponibilidades para cada una de las líneas de transmisión de-pende de la categoría y nivel de tensión.

La resolución de los montos por transgresión a las tolerancias para indicadores de Servicio Técni-co de Transmisión, está sujeta a la resolución de los recursos interpuestos por algunos agentes a la Resolución CNEE-222-2011, que establece los coeficientes de sanciones a aplicar por transgre-sión a las tolerancias de calidad de servicio.

2.2.4.1. Número de indisponibilidades forzadas

Todo equipamiento asociado al STEE que se en-cuentre fuera de servicio sin que tal situación proviniera de las órdenes de operación imparti-das por el AMM o en condición de Indisponibili-dad Programada, será considerado en condición de Indisponibilidad Forzada.

Para el año 2012 se efectuó el monitoreo de las Indisponibilidades forzadas de líneas de transmi-sión, durante el año 2012 se reportó un total de 1,212 indisponibilidades forzadas para todos los transportistas, se observa que ETCEE cuenta con el mayor número de indisponibilidades, lo ante-rior está relacionado con la cantidad de kilóme-tros de líneas que posee ETCEE. Se observa que los meses de marzo y agosto del año 2012, que presentaron los mayores registros de incidencias en el sistema de transporte.


40

Gráfica 34. indisponibilidades forzadas por transportista 2012

36

71

167

46

104 75

39

175

58 54 54 34 32

11

41

16 26 30 35 33

18 20

8 10

3

1

3 2

1 1 1 1 1

2 2

1

0

4

40

400

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Cant

idad

Acu

mul

ada

Men

sual

de

Indi

spon

ibili

dade

s Fo

rzad

as N

TIFL

ETCEE TRELEC RECSA DEIT TREO

Fuente: Elaboración CNEE con datos de Transportistas y el AMM.

La gráfica presenta una escala logarítmica para obtener una mejor visualización y apreciación de la gestión de los transportistas con menor núme-ro de indisponibilidades forzadas.

2.2.4.2. duración de indisponibilidades forzadas

Se efectuó el análisis mensual de la duración de las indisponibilidades forzadas, en la cual se pue-

de observar que para el mes de enero de 2012, TRELEC presentó una duración considerable en las indisponibilidades forzadas, para el mes de marzo ETCEE presentó una duración por encima del comportamiento de los demás meses del año 2012, para los demás meses en gestión se puede observar que la duración de las indisponibilida-des forzadas sufrió un decremento considerable, observándose una tendencia casi estable en la duración de las indisponibilidades forzadas.

Gráfica 35. duración de indisponibilidades forzadas por transportista 2012

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

ETCEE 2,258 4,570 17,165 1,618 4,643 2,723 3,855 6,296 3,638 1,117 5,289 2,160

TRELEC 19,813 1,472 4,264 419 5,202 5,816 7,769 3,256 58 1,864 1,363 1,244

RECSA - - 517 - 7 - - 95 - - - -

DEIT - - 166 52 42 - 135 - - - 612 -

TREO - - - 11 32 766 127 - - - - -

Min

utos

Acu

mul

ados

Men

sual

men

te p

or

Indi

spon

ibili

dade

s Fo

rzad

as D

TIFL

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000



41

2.2.4.3. Número de indisponibilidades programadas

Cuando una línea asociada al sistema de trans-porte de energía eléctrica se encuentra fuera de servicio como consecuencia de mantenimientos programados, se considera que se encuentra en condición de indisponibilidad programada, con-siderando que para el caso en particular de las in-disponibilidades programadas los transportistas deben realizar los procedimientos establecidos

en el marco regulatorio, para que la indisponibili-dad de la línea sea considerada como indisponi-bilidad programada.

Las indisponibilidades programadas están rela-cionadas a los trabajos de mantenimiento rea-lizados por los transportistas a las instalaciones que forman parte de su sistema de transmisión, la importancia de dichos trabajos se refleja de forma indirecta en la mejora de la calidad de ser-vicio técnico del sistema de transporte.

Gráfica 36. Número de indisponibilidades Programadas por transportista 2012

25

18

27 30 41

21 26

36 29

20

41

12

20

33

15 20

16

10 13

9 12 11 10

3

1

2

1

2

1 1

2 2

0

1

2

3

6

13

26

51

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Cant

idad

acu

mul

ada

men

sual

de

Indi

spon

ibili

dade

s Pr

ogra

mad

as

ETCEE TRELEC RECSA DEIT TREO


Los resultados presentados previamente mues-tran que los agentes transportistas han efec-tuado acciones de mantenimiento en sus insta-laciones, se observa que la transportista ETCEE registra el mayor número de mantenimientos, lo anterior está relacionado directamente con la cantidad de kilómetros de líneas propiedad de la transportista.

2.2.4.4. duración de indisponibilidades programadas

Las indisponibilidades programadas están rela-cionadas a los trabajos de mantenimiento rea-lizados por los transportistas a las instalaciones que forman parte de su sistema de transmisión, la importancia de dichos trabajos se refleja de forma indirecta en la mejora de la calidad de ser-vicio técnico del sistema de transporte, es impor-tante que las transportistas gestionen de forma eficiente el tiempo utilizado para los manteni-mientos programados.


42

Gráfica 37. duración de indisponibilidades programadas por transportista 2012

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

ETCEE 9,184 9,083 12,770 16,095 19,992 10,711 11,595 12,787 13,019 9,272 24,170 4,490

TRELEC 12,494 18,272 6,377 11,126 9,378 5,473 6,176 4,655 5,417 6,261 5,723 1,905

RECSA - - - - - 634 - - 196 249 1,055 -

DEIT - - - 327 - 674 - - - - - 1,808

TREO - - - - 1,009 - - - - - - -

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Min

utos

Acu

mul

ados

Men

sual

men

te

Indi

spon

ibili

dade

s Pr

ogra

mad

as D

IP


Los resultados presentados en la gráfica mues-tran que ETCEE es el transportista que ha regis-trado el mayor acumulado de minutos de dura-ción de indisponibilidades programadas durante los meses del año 2012, en consistencia con la representatividad de sus redes en el S.N.I.


45

Gráfica 38. Esquema de fiscalización

Calidad del Producto Técnico

Regulación de la Tensión

Desbalance de la Tensión (servicios

trifásicos)

Distorsión Armónica de la

Tensión

Flícker en la Tensión

Calidad del Servicio Técnico

Interrupciones de fuerza mayor

Indisponibilidades del Sistema de

Transporte

Calidad Comercial

Calidad de atención al

usuario

Conexiones sin/ con modi�cación a la red

Reconexiones

Facturación

Calidad del servicio comercial

Reclamos

Disponibilidad de libro de quejas

Noti�cación de interrupciones programadas

Atención del usuario en agencias

comerciales

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 4 de la Ley General de Electricidad, la Comisión además de emitir las normas técnicas relacionadas con el subsector, debe fiscalizar su cumplimiento en congruen-cia con prácticas internacionales aceptadas. La CNEE realiza las inspecciones físicas y de campo para establecer las condiciones dentro de las cuales se presta el servicio de energía eléctrica. En el esquema siguiente pueden apreciarse los aspectos fiscalizados por la Comisión.

La CNEE está facultada para fiscalizar el cumpli-miento de los niveles de calidad del servicio, pu-diendo auditar cualquier etapa del proceso de determinación de indicadores y los procedimien-tos utilizados por los Distribuidores. Dentro de la fiscalización realizada por CNEE, se encuentran las auditorías a los sistemas que generan la infor-mación regulatoria de calidad de servicio remiti-da a la CNEE.

3.1. FiscalizaciÓN dE calidad comErcial

La CNEE efectuó diversas actividades durante 2012, para fiscalizar la calidad comercial prestada por las distribuidoras, a continuación se presen-tan las actividades más relevantes efectuadas.

3.1.1. Supervisión de agencias comerciales

La CNEE, verifica la calidad de atención a los usua-rios y el funcionamiento de los procesos que han sido establecidos por los distribuidores para las Gestiones Comerciales, visitando agencias insta-ladas en el área de cobertura de EEGSA, DEOCSA y DEORSA. Verificando libro de quejas, áreas de cobertura, atención a usuarios, procedimientos y conocimientos normativos del personal de los distribuidores que atienden solicitudes, reclama-ciones, variantes de la red, cambios de nombre de servicio, aumentos de voltaje, actualización de potencia, bajas de servicio, pagos mensuales y pagos parciales, así como las condiciones en que son atendidos, y las instituciones con las que se ha concertado la atención de usuarios.


46

Gráfica 39. agencias supervisadas por distribuidor en el año 2012

14

11

7

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Agencias Comercialesde DEOCSA

Agencias Comercialesde DEORSA

Agencias Comerciales de EEGSA

Fuente: Elaboración CNEE, con informacion de campo.

Se visitaron 32 agencias en el año 2012, que co-rresponden a los datos siguientes: EEGSA 7, DEOC-SA 14 y DEORSA 11, dicha actividad se realiza en cumplimiento al plan de supervisión en campo. A continuación el detalle de las agencia visitadas.

tabla 6. agencias comerciales visitadas del área de cobertura de EEGsa en el año 2012

No. agencias comerciales de EEGsa

tipo de agencia

1 Agencia Puerto de San José Propia

2 Agencia Escuintla Propia

3 Agencia Antigua Propia

4 Agencia Amatitlán Propia

5 Agencia Villa Nueva Propia

6 Agencia Mega Centro Propia

7 Agencia Unicentro Propia


Las agencias visitadas se encuentran ubicadas en los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla, esta actividad se realiza como parte de las actividades de presencia en campo desa-rrolladas por la CNEE.

tabla 7. agencias comerciales visitadas del área de cobertura de dEocsa en el año 2012

No. agencias comerciales de dEocsa tipo de agencia No. agencias comerciales de dEocsa tipo de agencia

1 Agencia San Marcos Propia 8 Agencia Tecpán Concertada

2 Agencia Totonicapán Propia 9 Agencia Mazatenango Concertada

3 Agencia San Francisco el Alto Concertada 10 Agencia San Antonio Suchitepéquez Concertada

4 Agencia Quetzaltenango Concertada 11 Agencia Tiquisate Propia

5 Agencia Panajachel Concertada 12 Coatepeque Concertada

6 Agencia Sololá Concertada 13 Retalhuleu Concertada

7 Agencia Chimaltenango Propia 14 San Felipe Retalhuleu Propia


En el área de cobertura de DEOCSA se visitaron los departamentos de San Marcos, Totonicapán, Quetzaltenango, Sololá, Chimaltenango, Suchite-péquez, Escuintla y Retalhuleu, esta actividad se realiza como parte de las actividades de presen-cia en campo desarrolladas por la CNEE.


47

tabla 8. agencias comerciales visitadas del área de cobertura de dEorsa en el año 2012

No. agencias comerciales de dEorsa tipo de agencia No. agencias comerciales de dEorsa tipo de agencia

1 Agencia Sanarate Concertada 7 Jalpatagua Concertada

2 Agencia Chiquimula Propia 8 Cobán Concertada

3 Agencia Esquipulas Concertada 9 San Pedro Carchá Concertada

4 Agencia Teculután Propia 10 Salamá Concertada

5 Jutiapa Concertada 11 Chisec Clausurada

6 Asunción Mita Concertada


Las agencias visitadas en DEORSA se encuentran ubi-cadas en los departamentos del Progreso, Chiquimu-la, Zacapa, Jutiapa, Alta Verapaz y Baja Verapaz, esta actividad se realiza como parte de las actividades de presencia en campo desarrolladas por la CNEE.

3.1.2. Supervisión de ruta de lecturas

Personal de la CNEE ha efectuado rutas de lec-tura teniendo presencia en departamentos del

país. Dicha verificación se efectuó en el área de cobertura de DEOCSA y DEORSA con la finali-dad de establecer la correcta ejecución de los ciclos de lectura, la correcta aplicación de los pliegos tarifarios, de los cargos autorizados que contiene la facturación así como la detección de estimaciones y con ello dar cumplimiento a lo establecido en el Artículo 4 de la Ley Gene-ral de Electricidad “proteger los derechos de los usuarios”.

Gráfica 40. lecturas por municipios dEocsa en el año 2012

10 10

20

25

20

25

22 20 20 21 21

23 21

24 23 22 22

0

5

10

15

20

25

30

Esquipulas P

alo Gordo

San Cristó

bal Cuch

o

San Carlos S

ija

San Cristó

bal

Totonica

pán

Santa Catarina Palopó

San Antonio Palaopó

Sololá

San Lucas T

olimán

Tecpán

San Antonio N

ejapa

Tiquisate

Patzicía

Chimalte

nango

Panajachel

Olintepeque

Totonica

pán

San Anto.

Suchite

péquez



48

Se realizaron rutas de lectura en 17 municipios del área de cobertura de DEOCSA, donde se veri-ficó que se apliquen las tarifas autorizadas y que el proceso de facturación se realice como lo indi-ca la Normativa Legal Vigente.

Gráfica 41. lecturas por municipios dEorsa en el año 2012

25

35

25 25 25 25 25 25

20 20 20

24

10 12

15

20

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Jutia

pa

Sanarate

San Agustin Aca

saguastl

án

San Juan La Erm

ita

Joco

tán

Esquipulas

Quetzalte

peque

Usumatlá

n

Estanzu

ela

Cobán

Salamá

San Pedro Carch

á

Rabinal

Chisec

Quezada

El Pro

greso Ju

tiapa


La CNEE por medio del personal técnico realizó ru-tas de lectura en 16 municipios del área de cobertu-ra de DEORSA, donde se verificó que se apliquen las tarifas autorizadas y que el proceso de facturación se realice como lo indica la Normativa Legal Vigente.

3.1.3. Supervisión de la verificación de medidores

Durante la etapa de ejecución de la verificación de medidores, el personal de la CNEE ha efec-tuado la supervisión de dicha actividad a EEGSA, DEOCSA y DEORSA en los diferentes departa-mentos del área de cobertura de cada distribui-dora. Lo anterior con el objetivo de observar las actividades en campo y laboratorio para validar los resultados finales correspondientes.

La actividad de fiscalización es realizada por per-sonal técnico de CNEE, tanto en campo como en

laboratorio. A continuación se muestra la canti-dad de mediciones fiscalizadas en el año 2012.

Gráfica 42. verificación de medidores realizadas por EEGsa durante el 2012

17

11

17 17

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Ciudad Vieja Palencia Fraijanes Puerto de San José, Masagua



49

La CNEE realizó supervisión de la actividad de verifica-ción de medidores de energía eléctrica en los muni-cipios del área de cobertura de EEGSA, supervisando un total de 64 medidores en el año 2012, cabe men-cionar que la verificación se realiza en laboratorio.

Gráfica 43. verificación realizada en las casas de los usuarios con equipo portátil por

dEocsa en el 2012.

3

2

6

2

0

1

2

3

4

5

6

7

8

San Juan

Ostunca

lco

San Martí

n

Sacatepéquez

Zaragoza

Cunén

Nuevo San

Carlos

San Sebastián

Sacapulas

7

6

3


En el año 2012, la CNEE realizó supervisión de la actividad de verificación de medidores de ener-gía eléctrica en los municipios del área de co-bertura de DEOCSA, supervisando un total de 29 medidores, cabe mencionar que la verificación se realiza en campo con equipo portátil.

Gráfica 44. verificación realizada en las casas de los usuarios con equipo portátil por

dEorsa en el 2012

6

2

5

6

5

0

1

2

3

4

5

6

7

Cobán San PedroCarchá

San AgustínAcasaguastlán

Sanarate Chiquimula


La CNEE realizó supervisión de la actividad de verificación de medidores de energía eléctrica en los municipios del área de cobertura de DEORSA, supervisando un total de 24 medidores en el año 2012, cabe mencionar que la verificación se reali-za en campo con equipo portátil.

3.1.4. Inspecciones adicionales calidad comercial

Como parte del complemento para dictaminar ex-pedientes de temática diversa se efectúan inspec-ciones de campo con la finalidad de complemen-tar los datos necesarios para resolverlos, los puntos que se consideran son los de medición de distancia desde el punto de solicitud hasta la red más cer-cana del distribuidor, mediciones de voltaje, veri-ficación de conexiones e instalaciones, registro de lectura, instalación de equipos de medición.

Gráfica 45. Fotografías de la actividad de inspección



50

En las imágenes se observa al personal de CNEE realizando inspecciones de campo en diferentes lugares y las actividades que se realizan.

tabla 9. inspecciones de campo realizadas por distribuidor en el año 2012

EEGsa dEorsa dEocsa

Santa Rosita zona 16

La Iguana, Zacapa La Ceiba, Sololá

Pamplona zona 13

Potrero Carrillo, Jalapa

Tacaná, San Marcos

Majadas San Agustín El Progreso

San Andrés Se-metabaj, Sololá

Encinal Zona 7 de Mixco Zona · Cobán.

La Brigada El Cacao, Salamá

Villalobos

Amatitlán

Puerto de San José

Fuente: Elaboración CNEE, con información de campo.

En la tabla se observa el detalle de los lugares donde se efectuaron las inspecciones de campo relacionadas a la resolución de expedientes de denuncias de los usuarios.

Gráfica 46. inspecciones de campo realizadas por distribuidor en el año 2012

9

5

3

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

EEGSA DEOCSA DEORSA

Fuente: Elaboración CNEE, con información de campo.

Como complemento a la resolución de denun-cias de usuarios la CNEE realiza inspecciones de

campo para contrastar la información remitida por los distribuidores y usuarios y en el año 2012 se tiene el dato siguiente: para el área de EEGSA 9 inspecciones, en el área de cobertura de DEOCSA 5 y en DEORSA 3 para un total de 17 inspecciones realizadas.

3.2. FiscalizaciÓN dE calidad dE ProdUcto tÉcNico

Mensualmente, se realiza el sorteo de los usua-rios a los cuales se les realizará una medición de Calidad de Producto Técnico, el distribuidor pro-grama la fecha de instalación y retiro del equipo de verificación. La CNEE fiscaliza de forma mues-tral dicha instalación y/o retiro mensual, y obtie-ne los archivos originales de descarga de datos del equipo.

En el año 2012, el personal de CNEE realizó el proceso de fiscalización de CPT a las tres distribuidoras de energía eléctrica del país (EEGSA, DEORSA y DEOCSA).

La fiscalización consiste en que personal de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica esté presente en la instalación y/o retiro de equipos registradores, y obtenga la descar-ga de datos del equipo sin ningún tipo de procesamiento, logrando realizar la fiscaliza-ción de 1,276 puntos con personal propio de CNEE, que corresponde al 33.61% de la totali-dad de puntos fiscalizados versus los puntos programados.


51

Gráfica 47. mediciones Fiscalizadas por región 2012

1049

180

576

262

562 716

325

126

463

62 149

96 203 222

74

7

36.36%

27.74% 29.95%

34.20%

41.84%

35.86%

21.54%

27.81%

0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

1

2

4

8

16

32

64

128

256

512

1024

2048


Mediciones programadas Mediciones �scalizadas Porcentaje de �scalización

Fuente: CNEE.

La gráfica muestra el total de mediciones efec-tuadas por región y el detalle de la cantidad de mediciones fiscalizadas por personal de la CNEE durante el año 2012, asimismo el porcentaje de puntos fiscalizados. En dicha actividad la CNEE mantiene presencia en un porcentaje importan-te de mediciones efectuadas a lo largo de toda la República.

Gráfica 48. En el año 2012, se fiscalizaron 1,276 mediciones de cPt por personal de cNEE

1569

1100 1127

582

310 384

37.09% 28.18%

34.07%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

EEGSA DEORSA DEOCSA

Mediciones Programadas Mediciones Fiscalizadas Porcentaje de Fiscalización

Fuente: CNEE.

La gráfica anterior muestra los porcentajes fiscali-zados por distribuidora.


52

Gráfica 49. mediciones con incidencia por región, para el año 2012

463

62

149

96

203 222

74

7

291

13

31

19

28 27

14

1

63%

21% 21% 20%

14% 12%

19% 14%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

1

2

4

8

16

32

64

128

256

512


Mediciones �scalizadas Mediciones con incidencias Porcentaje de incidencias

Fuente: CNEE.

Dentro de la fiscalización de calidad de pro-ducto técnico personal de CNEE observa el procedimiento realizado por los técnicos ins-taladores de los distribuidores, en la gráfica

se puede observar las incidencias registradas en la instalación y/o retiro de los equipos uti-lizados en la medición de calidad de producto técnico.

Gráfica 50. Porcentaje de incidencias en la Fiscalización de mediciones durante el año 2012

Equipo no descargó información, 0.47%

Equipo sin instalar, no se realizó la medición, 2.83%

Sector sin energía, 1.65%

Medición realizada en el secundario de

los CT, 35.14%

Equipo reubicado no se encontró al usuario, 1.11%

Equipo desconectado 0.24%

Equipo reubicado en otro CT, 37.03%

Equipo no corresponde con programado, 21.93%

Fuente: CNEE.


53

La gráfica muestra el detalle de hallazgos encon-trados al momento de realizar las fiscalizaciones. La CNEE realiza procesos de seguimiento deriva-do de dichas fiscalizaciones.

En el año 2012 se efectuó el proceso de fiscali-zación, como lo establece la Normativa Legal Vi-gente, en esta actividad se realiza la programa-ción de fiscalización mensual tomando en cuenta la información (cronograma de actividades) que remiten los distribuidores, en las cuales se incluye ID de usuario, fecha del retiro/instalación de cada uno de los equipos registradores. En los procesos de fiscalización de la calidad de Producto Técnico que se lleva a cabo por medio de una campaña de medición mensual, donde se fiscaliza la insta-lación y/o retiro de equipos se observaron acti-vidades inherentes a la normativa. (Equipo insta-lado no corresponde con el equipo programado por el distribuidor, el equipo registrador lo reubi-can en otro usuario, contrario a lo establecido en la normativa).

3.3. FiscalizaciÓN dE calidad dE sErvicio tÉcNico

Como parte de los procesos efectuados por CNEE durante 2012, se encuentra el monitoreo de la Calidad de Servicio Técnico el cual se lleva a cabo mediante la instalación de equipos de interrup-ciones en las regiones con más incidencias en la red de distribución, como parte de este proceso se muestra el siguiente mapa el cual detalla en color verde los puntos en los cuales CNEE tiene instalados equipos registradores de interrupcio-nes, dicha información es de gran utilidad en la verificación de la información que los distribui-dores remiten a CNEE.

Gráfica 51. Ubicación de los medidores de interrupciones

Fuente: CNEE.

3.3.1. Fiscalizaciones con Equipo de Monitoreo en Tiempo Real

La CNEE como parte de sus procesos de fiscali-zación, ha implementado la medición de pará-metros de Calidad de Producto y Servicio Técnico por medio de equipos de monitoreo en tiempo real, en la primera fase de este proceso se han ins-talado equipos en la red de Empresa Eléctrica de Guatemala.


54

PrimEra FasE dE iNstalaciÓN dE EQUiPos

Cuando el equipo se instala es posible recibir in-formación de parámetros de calidad de energía, teniendo capacidad para registrar los parámetros de tiempo y duración de interrupciones, variacio-nes y distorsiones en la calidad de energía de las Redes de Distribución, entre otros, obteniendo la información vía mail interno y siendo posible la interrogación del equipo en cualquier momento y así obtener datos reales de las condiciones de la red en donde se encuentra instalado el mismo.

Al momento de suscitarse una interrupción, los equipos remiten un correo de manera inmedia-ta a la CNEE, indicando que se han quedado sin energía, asimismo remiten un informe luego de la finalización de la interrupción suscitada. De la misma forma remiten informes cuando existen eventos especiales en la red de distribución a la cual están conectados, eventos de frecuencia, re-gulación de voltaje, etc.

Gráfica 52. Pantalla de reporte de los equipos de monitoreo en tiempo real

Fuente: Software del equipo de medición.


55

La implementación de la tecnología en la fisca-lización y el monitoreo en tiempo real permite a CNEE corroborar la información que brindan los distribuidores, pudiendo efectuarse un mejor control de los parámetros de calidad de Producto y Servicio.

3.3.2. Gestión de Denuncias Calidad de Producto y Servicio Técnico

Durante el año 2012, se gestionaron denuncias re-lacionadas con la Calidad de Producto y Servicio Técnico, en el proceso de dichas denuncias CNEE requiere a los distribuidores que efectúen medi-ciones de los parámetros de calidad establecidos en la normativa, posteriormente el distribuidor debe remitir los resultados de dichas mediciones para que CNEE evalúe la calidad brindada a los usuarios, a continuación se presenta el detalle de denuncias gestionadas para estos temas.

Gráfica 53. Gestión de denuncias por tema

2

4

3

2 2 2

0

1

2

3

4

EEGSA DEOCSA DEORSA

Calidad de producto Calidad de servicio

5DENUNCIAS GESTIONADAS AÑO 2012

Fuente: CNEE.

Como parte del proceso integral de la atención de denuncias la CNEE efectúa procesos de fiscali-zación e instalación de equipos de monitoreo de los parámetros de calidad, los cuales son instala-dos en las redes asociadas a las denuncias, estos equipos registran parámetros como niveles de voltaje, desbalance de fases, corrientes, factor de potencia, interrupciones, entre otros.

Gráfica 54. inspección Efectuada Expediente drcs-12-41

Fuente: CNEE.

Como resultado de dichos procesos de investi-gación CNEE ha requerido a los distribuidores la adecuación de sus instalaciones a efecto de sub-sanar las inconformidades de los usuarios, dentro de dichas actividades realizadas por los distribui-dores se encuentra la redistribución de usuarios en los centros de transformación, mantenimien-to de las instalaciones, control de vegetación, en-tre otras.


56

Gráfica 55. Gestión del mantenimiento para la mejora del Producto y servicio técnico

Fuente: CNEE.

3.4. FiscalizaciÓN dE Ntdoid - distribUciÓN

Mediante procesos de investigación de oficio se realizaron fiscalizaciones en instalaciones de media y baja tensión en circuitos seleccionados por sus bajos índices de calidad de servicio téc-nico, realizándose diversos hallazgos de incum-plimientos NTDOID, los cuales son fiscalizados de acuerdo al Marco Legal Vigente.

Como parte integral del análisis de los causantes que afectan la calidad de servicio prestada a los usuarios y que se observa en los mapas de cali-dad del presente compendio, la CNEE ha elabo-rado procedimientos de reporte y fiscalización de actividades de mantenimiento efectuadas por los distribuidores, a efecto de identificar mejoras en las redes, y acciones que permitan el cumpli-

miento de los indicadores de calidad de servicio establecidos en la normativa de calidad. Para tal efecto, se requiere información de forma perió-dica, comparándola con la definición de empre-sa eficiente que se establece en nuestro Marco Regulatorio.

3.4.1. Mantenimientos DEORSA

Según la información remitida por el distribui-dor, durante el año 2012, DEORSA realizó una cantidad de 9,438 actividades de mantenimien-to preventivo y correctivo en las redes de distri-bución de 13.8 y 34.5 kV, las cuales están asocia-das a 39 Subestaciones y 105 Circuitos de Media Tensión.

Las actividades de mantenimiento se presentan a continuación, en forma gráfica.


57

Gráfica 56. mantenimientos por subestación

1554

1344

904

776

568 564

425

329 287 273 245 238 216 176 169 156 145 115 100 92 89 75 74 63 61 57 56 54 43 40 33 31 30 19 14 8 8 4 3

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

LOS ESCLA

VOS

CHIQ

UIM

ULILLA

CHIQ

UIM

ULA

EL PROG

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YUTA

SAN

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EL LAS FLO

RES

POPTÚ

N 34.5

PASTO

RIA

COBÁ

N

IXPAN

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L

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PA

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A PETÉN

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EL RAN

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34.5

EL JÍCARO

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PAN

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ND

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N

EL ESTOR 13.8 KV

SAYA

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S

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O H

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FRAY BA

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MÉ D

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O

EL RAN

CHO

13.8 KV

Actividades asociadas por Subestación, DEORSA 2012

DICIEMBRE NOVIEMBRE OCTUBRE SEPTIEMBRE AGOSTO JULIO JUNIO MAYO ABRIL MARZO FEBRERO ENERO Total general

Fuente: elaboración en CNEE con los datos de los distribuidores.

En la gráfica anterior se puede apreciar que la mayor acumulación de mantenimientos se dio en los circuitos Barberena, Las Lisas, Cuilapa, Taxisco, Nueva Santa Rosa, Pedro de Alvarado, Asunción Mita, San Luis y Pueblo Nuevo Viñas.

Se identificó 37 tipos de actividades de mantenimien-to realizadas por DEORSA en 2012, a continuación se muestra gráficamente las 9,438 actividades (5,591 Preventivo y 3,847 Correctivo) en 13.8 y 34.5 KV, des-glosada por cada Actividad realizada, Tipo y Mes.

En la gráfica anterior se puede apreciar que la ma-yor cantidad de mantenimientos se realizó en las

subestaciones Los Esclavos, Chiquimulilla, Chiqui-mula, El Progreso Moyuta y San Rafael Las Flores.

Gráfica 57. mantenimientos por circuito

770

631 626

314 294 253 236

208 197 189 159

144 142 133 131 127 111 97 83 80 75 73 68 67 63 53 50

0

100

200

300

400

500

600

700

800

BA

RBERENA

LAS LISA

S CU

ILAPA

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XISCO

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69 JA

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A

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ND

RÉS SA

NTA

ELENA

PETÉN

SAN

JERÓN

IMO

Actividades de Mantenimiento asociadas por Circuito, DEORSA 2012 DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

JUNIO

MAYO

ABRIL

MARZO

FEBRERO

ENERO

Total general



58

Gráfica 58. tipos de actividades de mantenimiento realizadas por dEorsa en 2012

1 4 11 27 30 36 55 86 96 97 113 127 133 142 144 155 190 197 201 205 220 220 227 257 282 291 297 303 356 400 409 412 421 495

760 896

1142

0 200 400 600 800

1000 1200 1400 1600 1800

INSTA

LACIÓ

N CA

JA D

ERIVACIÓ

N

CAM

BIO SECCIO

NA

DO

R

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CTORA

DO

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INSTA

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ERRAJES CRU

CERO/PO

STE

Clasi�cación de las Actividades de Mantenimiento por mes, DEORSA 2012

DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

JUNIO

MAYO

ABRIL

MARZO

FEBRERO

ENERO

Total general


En la gráfica anterior se puede apreciar que los mantenimientos fueron progresivamente en au-mento hacia finales del año 2012, por ejemplo en la actividad de cambio de crucero/poste.

Las actividades que tuvieron incidencia en 12 departamentos del área oriental del país y 6 Re-giones territoriales se presentan en las gráficas siguientes.

Gráfica 59. actividades por departamento

4359

966 945 712 645 592

378 334 245 156 63 43

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000 SA

NTA

ROSA

PETÉN

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Z

CHIQ

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ZACA

PA

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PA

BAJA

VERAPA

Z

GU

ATEM

ALA

ESCUIN

TLA

Actividades asociadas a la Red MT por Departamento, DEORSA 2012



En la gráfica anterior se observa que la mayor cantidad de mantenimientos se hizo en el depar-

tamento de Santa Rosa, donde se ubican los cir-cuitos con menor calidad de servicio.


59

Gráfica 60. mantenimientos por región

5549

2016

966 801

63 43 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

REG

IÓN

IV

REG

IÓN

III

REG

IÓN

VIII

REG

IÓN

II

REGIÓ

N I

REGIÓ

N V

Actividades asociadas a la Red MT por Región, DEORSA 2012



En la gráfica anterior se observa que los man-tenimientos se concentraron en mayor grado en la región IV que incluye los departamentos de Jutiapa, Santa Rosa y Jalapa. La región II que contiene a los departamentos de Alta y Baja Ve-

rapaz, tiene 801 actividades, 6 veces menos que la región IV. Las regiones I y V presentan bajos ín-dices de mantenimientos, lo cual ocurre porque son áreas de frontera con otros distribuidores.

Gráfica 61. El distribuidor en 2012, realizó actividades de Poda (corte de ramas) una cantidad de 876 Km de su red

131.165

90.75

61.245 57.565 45.966

39.525 22.25

21.175 18.89 15.815 14.5 13.595 12.265 11.01 9.927 8.014 5.905 5.445 4.165 4.005 3.655 3.3 3 2 2 1.078 1 1 1 1 1 1 0

20

40

60

80

100

120

140

MO

RAZÁ

N

SAN

AN

TON

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PAZ

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R DE M

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S TIKAL

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DO

PA

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S SA

NTA

CRUZ

EL ESTOR

Actividades de Poda asociadas por Circuito, DEORSA 2012 DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

JUNIO

MAYO

ABRIL

MARZO

FEBRERO

ENERO

Total (km)


En la gráfica anterior se desglosa la información de kilómetros de mantenimiento de poda por

mes y por circuito, lo cual se refleja en forma di-recta en la calidad del servicio.


60

3.4.2. Mantenimientos DEOCSA

Según la información remitida por el distribuidor, durante el año 2012, DEOCSA realizó una canti-dad de 12,904 actividades de mantenimiento

preventivo y correctivo en las redes de distribu-ción de 13.8 y 34.5 KV, las cuales están asocia-das a 38 Subestaciones y 126 Circuitos de Media Tensión.

Gráfica 62. mantenimientos por subestación

1450

1302

1011

894

723 692 659

510 495 488 449 446

360 331 306 304 263

255 233 195 191 176 174 172 110 108 97 93 90 79 59 51 34 31 26 19 19 9

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

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SAN

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SAN

TA M

ARÍA

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SOLO

MA

EL SEMILLERO

Actividades asociadas por Subestación, DEOCSA 2012



En la gráfica anterior se puede apreciar que la mayor cantidad de mantenimientos se realizó en

las subestaciones Mazatenango, La Esperanza, Coatepeque y Chimaltenango.

Gráfica 63. mantenimientos por circuito

607 566

554

434 395

361 331 313

278 263

200 183 171 165 162 151 136 127 120 118 106 104 93 90 83 82 81 73 72

0

100

200

300

400

500

600

700

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BARTO

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N

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Actividades de Mantenimiento asociadas por Circuito, DEOCSA 2012 DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

JUNIO

MAYO

ABRIL

MARZO

FEBRERO

ENERO

Total general



61

En la gráfica anterior se puede apreciar que la mayor acumulación de los mantenimientos se dio en los cir-cuitos Mazatenango Ciudad, San Martín Jilotepeque, Palestina de los altos, Santiago Atitlán, Pajapita, etc.

A continuación se muestra gráficamente las 12,904 actividades (3,324 Preventivo y 9,580 Co-rrectivo) en 13.8 y 34.5 KV, desglosada por cada actividad realizada, Tipo y Mes.

Gráfica 64. actividades de mantenimiento realizadas por dEocsa en el año 2012

2 17 20 21 21 68 69 79 89 141 150 152 159 200 202 211 216 241 243 253 259 268 287 376 376 404 416 418 419 432 498 501 529

683

1302 1346

1836

0 200 400 600 800

1000 1200 1400 1600 1800

INSTA

LACIÓ

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BT (M)

CAM

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METID

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CON

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ECUA

CIÓN

RED M

T/BT

CAM

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ERRAJES CRU

CERO/PO

STE

Clasi�cación de las Actividades de Mantenimiento por Mes, DEOCSA 2012

DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

JUNIO

MAYO

ABRIL

MARZO

FEBRERO

ENERO

Total general


En la gráfica anterior se verifica que los mante-nimientos fueron progresivamente en aumento hacia finales del año 2012, especialmente en las actividades de cambio de crucero/poste y ade-cuación de red.

Las actividades que tuvieron incidencia en 12 departamentos del área oriental del país y 4 Re-giones territoriales se presentan en las gráficas siguientes.


62

Gráfica 65. actividades por departamento

2864

2402

1464 1200 1191

852 806 783 705

488 90 59

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

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SOLO

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TON

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N

BA

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PAZ

SA

CATEPÉQ

UEZ

Actividades asociadas a la Red MT por Departamento, DEOCSA 2012



En la gráfica anterior se observa que la mayor cantidad de mantenimientos se hizo en Quetzal-tenango y Suchitepéquez, departamentos don-de existe mal servicio de energía.

Gráfica 66. mantenimientos por región

Actividades asociadas a la Red MT por Región, DEOCSA 2012

8775

2065 1974

90 0

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

10000

REGIÓ

N VI

REGIÓ

N V

REGIÓ

N VII

REGIÓ

N II



En la gráfica anterior se observa 8,775 manteni-mientos en la región VI, región que incluye los departamentos de San Marcos, Quetzaltenango, Sololá, Retalhuleu y Suchitepéquez. La región VII que contiene a los departamentos de Quiché y Huehuetenango, tiene 1,974 actividades, 4 ve-ces menos que la región VI. La región II presenta bajos índices de mantenimientos, lo cual ocurre debido a que es un área de frontera con DEORSA.


63

Gráfica 67. dEocsa realizó actividades de Poda (corte de ramas) una cantidad de 2,844 Km de su red

341.55

290

200

160

130 105

90 80 75 70 61 58.2 48.609 45

34.733 30 21 19.2 17.4 16.5 13.135 12 11 10 8 7.775 7 5.51 4 4 3.8 3.52 3.4 3.2 3.095 3 3 2 2 1.578 1.088

1 1 1 1 1 1 1 1 0

50

100

150

200

250

300

350

400

CENTRO

2 LAS TRO

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CHIM

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AN

GO

SAN

LOREN

ZO PA

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SO

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Actividades de Poda asociadas por Circuito, DEOCSA 2012 DICIEMBRE

NOVIEMBRE

OCTUBRE

SEPTIEMBRE

AGOSTO

JULIO

JUNIO

MAYO

ABRIL

MARZO

FEBRERO

ENERO

Total (km)


La información de la gráfica está siendo corro-borada por CNEE para validar los datos propor-cionados, lo cual se refleja en forma directa en la calidad del servicio.

3.4.2.1. verificación selectiva cumplimiento Ntdoid en circuitos mt

En la gráfica siguiente se puede apreciar geo-gráficamente los circuitos donde se fiscalizó el

cumplimiento de las normas NTDOID duran-te el año 2012. En el caso de ENERGUATE, ac-tualmente los incumplimientos son objeto de procesos por falta de mantenimiento e incum-plimientos a las distancias mínimas de seguri-dad que se encuentran en gestión. En cuanto a EEGSA el proceso iniciado fue resuelto técnica y jurídicamente.


64

Gráfica 68. incumplimientos Ntdoid en circuitos mt/bt de EEGsa, dEorsa y dEocsa

Nomenclatura:

= Incumplimiento normativo NTDOID, Energuate, DEOCSA-DEORSA

= Incumplimiento normativo NTDOID, EEGSA

Fuente: CNEE.

En la gráfica anterior se observan en el mapa, los circuitos MT/BT que fueron objeto de fiscalización muestral durante al año 2012. Las tablas propor-cionan los nombres de los circuitos fiscalizados,

bajo los criterios de mantenimiento y distancias de seguridad establecidos en la norma NTDOID. Los incumplimientos detectados afectan directa-mente la calidad del servicio de los usuarios.


65

tabla 10. setenta y tres circuitos fiscalizados en forma muestral, durante el año 2012

Nº subestación cto. dEocsa Nº subestación circuito EEGsa

1 20000029 SE COCALES 10000077 SICASA 1 ARRAZOLA 216

2 20000001 SE CHIMALTENANGO 10000002 SAN MARTIN JILOTEPEQUE 2 CARLOS DORIÓN 125

3 20100526 SE HUEHUETENANGO 10000082 LOS HUISTAS 3 EL SAUCE 214

4 20100526 SE HUEHUETENANGO 10000084 MALACATANCITO 4 HÉCTOR FLORES 114

5 20000039 SE POLOGUÁ 10000112 SAN BARTOLO 5 HÉCTOR FLORES 113

6 20000029 SE COCALES 10000078 RIO BRAVO 6 LOS LIRIOS 67

7 20100047 SE CHICACAO 10100186 SAN JOSE EL ÍDOLO 7 LOS LIRIOS 65

8 20000037 SE MAZATENANGO 10000108 CUYOTENANGO 8 LOS LIRIOS 502

9 20000032 SE LA ESPERANZA 10100208 ALMOLONGA CANTEL 9 MONTECRISTO 151

10 20000043 SE SAN SEBASTIÁN 10000128 EL ASINTAL 10 PALÍN 221

11 20000045 SE SOLOLÁ 10000136 SOLOLÁ 11 PALÍN 220

12 20000046 SE SOLOMA 10100028 SAN RAFAEL INDEPENDENCIA 12 PALMERAS 63

13 20100033 SE BARILLAS 10100112 BARILLAS 13 PORTUARIA 79

14 20000039 SE POLOGUÁ 10000113 RANCHO DE TEJA 14 SAN GASPAR 200

15 20000001 SE CHIMALTENANGO 10000001 EL TEJAR RESIDENCIAL 15 SAN GASPAR 92

16 20000001 SE CHIMALTENANGO 10000005 PATZICÍA 16 SAN JOSÉ 75

17 20100050 SE LAS GUACAMAYAS 10100202 LA DEMOCRACIA 17 SAN LUCAS 93

18 20100019 SE IXTAHUACÁN 10100053 LA MESILLA 18 SAN MIGUEL PETAPA 119

19 20100526 SE HUEHUETENANGO 10000081 SAN PEDRO NECTA 19 SAN MIGUEL PETAPA 117

20 20100538 SE NUEVA CONCEPCIÓN 10100264 NUEVA CONCEPCIÓN 20 SANTA LUCÍA 71

21 20100032 SE LA TROCHA 10100105 CENTRO 2 LAS TROCHAS 21 SANTA LUCÍA 72

22 20100023 SE SAN JUAN IXCOY 10100063 HUEHUETENANGO 22 SANTA MARÍA CAUQUÉ 225

23 SANTA MARÍA CAUQUÉ 226

24 SANTA MARÍA MÁRQUEZ 69

Nº subestación cto. dEorsa

1 20100522 SE IXPANPAJUL 10100233 MELCHOR DE MENCOS TIKAL

2 20000003 SE LOS ESCLAVOS 10000014 ORATORIO

3 20100001 SE PASTORÍA 10100001 CERINAL

4 20000012 SE CHIQUIMULILLA 10100132 MONTERRICO

5 20100008 SE MOYUTA 10100011 JALPATAGUA - LA FRONTERA

6 20100007 SE MAYUELAS 10100014 LOS AMATES

7 20100017 SE CHISEC 10100025 RAXUHÁ

8 20000010 SE SAN JULIÁN 10000031 TACTIC

9 20000003 SE LOS ESCLAVOS 10000016 BARBERENA

10 20000003 SE LOS ESCLAVOS 10000013 CUILAPA

11 20000002 SE EL PROGRESO 10000025 QUEZADA

12 20000014 SE LA RUIDOSA 10100211 CAYUGA

13 20000009 SE QUEZALTEPEQUE 10000037 SAN JACINTO

14 20100529 SE TELEMÁN 10100237 LA TINTA

15 20100028 SE EL ESTOR 13.8 KV 10100204 PANZÓS

16 20000010 SE SAN JULIÁN 10000041 TAMAHÚContinúa…


66

Nº subestación cto. dEorsa

17 20000021 SE PUERTO BARRIOS 10100130 LÍNEA 69

18 20100007 SE MAYUELAS 10100108 VALLE DORADO

19 20000011 SE PANALUYA 10000062 LA PEPESCA

20 20100016 SE JALAPA 10100057 SAN PEDRO PINULA

21 20000004 SE CHIQUIMULA 10100046 SAN JOSÉ LA ARADA

22 20000002 SE EL PROGRESO 10000006 SANTA CATARINA MITA

23 20100017 SE CHISEC 10100024 CHISEC

24 20000026 SE FRAY BARTOLOMÉ DE LAS CASAS 10000058 CHAHAL

25 20100025 SE RÍO DULCE 10100079 PARACAIDISTA

26 20000012 SE CHIQUIMULILLA 10000023 TAXISCO

27 20100008 SE MOYUTA 10100067 PEDRO DE ALVARADO

Fuente: CNEE.

Gráfica 69. Principales hallazgos de incumplimientos Ntdoid realizados en las fiscalizaciones indicadas anteriormente

En total se fiscalizaron 600 puntos de red.

6% 0% 0% 1%

0%

42% 46%

1% 0% 3% 1%

0%

Aislador quebrado

Cortacircuito en mal estado Crucero mal estado

Elemento invasivo en MT/BT Hilo guarda dañado Invasión Vegetación MT

Invasión Vegetación MT/BT

Incumplimientos NTDOID en Circuitos de Distribución 2012

Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT de EEGSA

4% 2%

77%

12%

1% 1% 3%

Aislador quebrado

Crucero mal estado

Invasión Vegetación MT Invasión Vegetación MT/BT Neutro/Tierra desconectado Poste dañado

Poste inclinado

Fuente: CNEE.


67

tabla 11. incumplimientos Ntdoid

causa cantidad % sobre el total

Aislador quebrado 34 5.7%

Cortacircuito en mal estado 1 0.2%

Crucero mal estado 2 0.3%

Elemento invasivo en MT/BT 4 0.7%

Hilo guarda dañado 1 0.2%

Invasión Vegetación MT 255 42.5%

Invasión Vegetación MT/BT 275 45.8%

Neutro/Tierra desconectado 7 1.2%

Poste dañado 1 0.2%

Poste inclinado 16 2.7%

Puente en Cortacircuito 3 0.5%

Transformador dañado 1 0.2%

TOTAL 600 100.00%

Fuente: CNEE.

Se observa que el mayor hallazgo de incumpli-mientos NTDOID corresponde a la invasión de vegetación en redes de distribución MT y BT. Lo anterior afecta la calidad del servicio técnico brindado por los distribuidores, aparte de ser un incumplimiento a las distancias mínimas de seguridad establecidas en las NTDOID y falta de mantenimiento, actividades reconocidas vía tari-fa a las empresas distribuidoras.

Gráfica 70. Principales hallazgos de incumplimientos Ntdoid en instalaciones de los distribuidores EEGsa, dEorsa y dEocsa

Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT, DEORSA

5% 1% 1%

0%

27%

62%

2% 2% 0%

Aislador quebrado Elemento invasivo en MT/BT Hilo guarda dañado Invasión Vegetación MT

Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT, DEOCSA

9%

53%

32%

5% 1%

Aislador quebrado

Invasión Vegetación MT Invasión Vegetación MT/BT Poste inclinado Puente en Cortacircuito

Fuente: CNEE.

Se observa que la mayor cantidad de incumpli-mientos corresponde a invasión de vegetación en redes de media y baja tensión. Los incumpli-mientos fueron subsanados por parte de EEGSA y en el caso de DEOCSA y DEORSA aún se hacen los trámites para su cumplimiento, esto incide en los índices de calidad de distribución, lo que se puede verificar en los mapas de calidad de servi-cio técnico.

3.4.2.2. control Histórico de incidencias en los sistemas de distribución y transmisión

En el año 2012 se recopiló por parte de Comisión Nacional de Energía Eléctrica la información de instalaciones eléctricas del sistema eléctrico na-cional que fueron afectadas por el terremoto de noviembre. La información identifica geográfica-mente los eventos que afectaron las instalaciones de transporte y distribución, la cual es presenta-da en la gráfica siguiente. Los eventos reportados fueron caídas de líneas, choque de conductores, caída de estructuras, caída de árboles sobre ins-talaciones, viviendas derrumbadas donde se reti-ró el servicio de energía.


68

Gráfica 71. mapa de incidencia del terremoto de noviembre 2012 sobre la red eléctrica

Colores por departamento afectado:

Totonicapán, Quiché, Quetzaltenango, Sololá, Escuintla,

Suchitepéquez, Retalhuleu, Chimaltenango, Huehuetenango.

Fuente: CNEE con datos proporcionados por agentes.

En el mapa anterior se visualiza el área afecta-da por los eventos reportados por los distribui-dores: DEOCSA, EEGSA, las empresas eléctricas municipales de San Marcos, San Pedro San Mar-cos; y por el transportista ETCEE, que afectaron la continuidad del servicio de energía eléctrica. La incidencia del terremoto se tuvo en las ins-talaciones de distribución en los departamen-tos de San Marcos, Quetzaltenango, Sololá, Retalhuleu, Chimaltenango, Suchitepéquez, Es-cuintla, Huehuetenango, y en menor grado, en Guatemala.

3.4.2.3. atención de denuncias Ntdoid

El proceso de atención de denuncias por incumpli-mientos a la Norma Técnica de Diseño y Operación de Instalaciones de Distribución, NTDOID, contie-ne los casos de violaciones a las distancias de segu-ridad, instalaciones en mal estado (postes o líneas) que ponen en peligro la seguridad de las personas y la continuidad del servicio de energía eléctrica.

Se presentan a continuación algunas gráficas re-lacionadas con la resolución de denuncias por ca-sos de incumplimientos a la norma NTDOID.


69

Gráfica 72. denuncias Ntdoid, porcentaje de resueltas incluyen año 2010, drcs y GJ

100% 94% 93%

76%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

AÑO 2009 AÑO 2010 AÑO 2011 AÑO 2012

Expedientes denuncias resueltos 2009-2012

21/21 15/16 27/40

19/25

Fuente: CNEE

Gráfica 73. mapa de atención denuncias Ntdoid, 2009-2012

Fuente: CNEE


70

3.5. iNvEstiGacioNEs blacK oUt’s

Un Black Out o apagón general constituye una condición de tensión cero, que es causada por la pérdida de estabilidad del sistema o cuando el balance carga-generación del sistema es afecta-do por fallas en puntos críticos del sistema, al no ser liberadas por los sistemas de protección las fallas suscitadas en instalaciones de transporte o generación. Un Black Out o apagón general es la pérdida total de la utilidad del Sistema Nacio-nal Interconectado. A continuación se presenta el registro de desconexiones totales del Sistema Nacional Interconectado del año 2012, median-te la tabla siguiente.

tabla 12. registro black out’s, instalación afectada y causa del mismo

Nº Fechainstalación

afectada del sin

causademanda afectada

(mW)

11 27/03/2012Línea 230 KV PQP-Escuintla 2.

No actua-ción de protec-ciones y contacto de ramas con la línea

1090

Fuente: CNEE

En la tabla anterior se describe la fecha en la cual ocurrió el Black Out del sistema eléctrico nacional durante el año 2012, las instalaciones afectadas y sus características técnicas, también se incluyen las causas generales que los ocasio-naron y la demanda afectada por cada uno de los eventos.

Actualmente la CNEE realiza el proceso de inves-tigación técnica del Black Out, para deducir las responsabilidades correspondientes de acuerdo al marco legal en vigencia.


73

4.1. ENcUEsta dE calidad a GraNdEs UsUarios 2012

En el 2012 se realizó por segunda vez la Encuesta de Calidad a Grandes Usuarios, a través del portal de la CNEE, permitiendo la agilización de la información y así poder acceder a la misma en una forma rápida y confiable. Se desarrolló un cuestionario buscando obtener la percepción del Gran Usuario acerca de la calidad de la energía y aspectos de conocimientos regulatorios, de mercado y eficiencia energética.

De una población de 836 Razones Sociales se ob-tuvo una respuesta de 69 Grandes Usuarios. Se obtuvo una participación estadísticamente acep-table, que resultó en un margen de error estadís-tico del 9.6% con una confiabilidad del 90%.

Se concluyó que las interrupciones menores a una hora son las que más le afectan a los grandes usuarios, incluyendo los microcortes; el tema de reducción de demanda (demanda interrumpible) es desconocido para la mayoría de grandes usua-rios. Un alto porcentaje posee en su empresa un medidor de respaldo, pero no tienen conoci-miento si el mismo tiene la capacidad de registrar parámetros de calidad de la energía eléctrica.

4.1.1. Antecedentes Generales

Dentro de las actividades principales de la Comi-sión Nacional de Energía Eléctrica se ha llevado a cabo por segundo año la Encuesta de Calidad a Grandes Usuarios conociendo la opinión e in-quietudes del gran usuario.

Metodología: El listado de grandes usuarios fue proporcionado por el Administrador del Mercado Mayorista –AMM– .

De una población de 836 Grandes Usuarios, con un margen de error del 9.6% y un nivel de con-fianza del 90%, se obtuvo una muestra de 69 grandes usuarios.

Gráfica 74. Ubicación geográfica de los grandes usuarios encuestados

UBICACIÓN GEOGRÁFICA

EL PROGRESO 1

ESCUINTLA 18

GUATEMALA 46

PETÉN 1

SACATEPÉQUEZ 1

SUCHITEPÉQUEZ 1

ZACAPA 1

Fuente: CNEE.

El cuestionario aplicado a dicha encuesta fue di-señado por la División de Regulación de Calidad y el apoyo de la División de Mercado, constando el mismo de 52 preguntas.

Para llenar dicha encuesta el gran usuario ingresó al sitio de la Comisión Nacional de Energía Eléctri-ca www.cnee.gob.gt, en el apartado de Calidad, en la opción Encuesta a Grandes Usuarios; para acceder a la misma, se le asignó al gran usuario un Usuario y una Contraseña por punto de cone-xión o razón social.


74

4.1.2. Resultados

1. El 51% de la población no conoce los dere-chos y obligaciones que como gran usuario tiene en el Mercado Mayorista. Las interrup-ciones menores a una hora son las que más le afectan a los grandes usuarios, incluyendo los microcortes.

Gráfica 75. derechos y obligaciones de los grandes usuarios

No 51%

Si 49%

¿Conoce los derechos y obligaciones que tiene como Participante del Mercado Mayorista guatemalteco?

Fuente: CNEE.

2. El tema de reducción de demanda (demanda interrumpible) es desconocido para la mayo-ría de grandes usuarios.

Gráfica 76. demanda interrumpible

¿Ha considerado su empresa efectuar algún contrato de reducción de demanda?

Si 2%

No 65%

No tengo conocimiento sobre el tema, 33%

Fuente: CNEE.

3. Un alto porcentaje posee en su empresa un medidor de respaldo, pero no tienen cono-cimiento si el medidor de respaldo tiene la capacidad de registrar parámetros de calidad de la energía eléctrica.

Gráfica 77. medidor de respaldo

64%

32%

4%

Si

No

No Sabe

¿Dentro de su empresa posee un medidor de respaldo para la Medición Comercial?

48%

52%

Sí

No

¿Tiene conocimiento si el medidor de respaldo instalado tiene capacidad de registrar?

Fuente: CNEE.

4. Indicó la mayoría de encuestados que ha te-nido problemas con la regulación de voltaje o desbalance de tensión en el último semestre.


75

Gráfica 78. regulación de voltaje

10%

20%

32%

22%

16%

Diario Semanal Quincenal No Tiene No Sabe

¿Ha tenido en su empresa problemas de Regulación de Voltaje o Desbalance de Tensión (durante el último semestre)?

15

11

17

De producción

Equipo o maquinaria

Otro

¿Cuál es el impacto de las variaciones de voltaje que han afectado a su empresa?

Fuente: CNEE.

4.2. ENcUEsta dE calidad a UsUarios rEGUlados

En cumplimiento a lo establecido con el Artículo 114 del Reglamento de la Ley General de Elec-tricidad, todos los años la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), 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 efec-tuada durante el año 2012, la cual fue realizada por empresas especializadas en realización de encuestas.

La Encuesta de Calidad 2012 mide la PERCEPCIÓN de los usuarios en relación con el servicio de Dis-tribución Final que le es prestado por su empre-sa distribuidora, específicamente sobre aspectos relacionados con la atención al cliente por parte de las empresas, interrupciones de suministro y calidad del voltaje.

Para algunas empresas, existe una diferenciación marcada entre la satisfacción de sus usuarios por el servicio prestado en verano versus el prestado en invierno, afectando todos sus aspectos (cali-dad comercial, interrupciones y nivel de voltaje).

Todos los años el Distribuidor realizará a su cos-to, una encuesta representativa a consumidores ubicados en la zona en la que brinda el servicio, en la que éstos calificarán la calidad del servicio recibido. La encuesta se referirá a los aspectos de calidad de servicio que se indican en este Regla-mento y a cualquier otro que señale la Comisión.

La encuesta será diseñada por la Comisión y de-berá efectuarse a través de empresas especializa-das registradas en la Comisión. La selección de los consumidores a encuestar se efectuará al azar, to-mando como base los antecedentes que para este


76

efecto proporcione el distribuidor en medio com-putacional estándar. La Comisión podrá nombrar un representante para verificar la elección al azar de los consumidores. Los resultados serán comuni-cados directamente a la Comisión y al distribuidor.

La Comisión efectuará al 31 de diciembre de cada año una clasificación de las empresas en cuanto

su calidad de servicio, tomando en consideración la encuesta, y el índice representativo de la cali-dad de servicio. Esta clasificación será informada públicamente en un diario de mayor circulación.

En la Encuesta se evalúan los parámetros de Cali-dad Comercial, Calidad del Servicio Técnico y Ca-lidad del Producto Técnico.

Gráfica 79. Proceso de la entrevista a un usuario, en la cual se evalúa la percepción de la calidad prestada en sus diferentes parámetros

Fuente: CNEE.

4.2.1. Síntesis metodológica

La CNEE precalifica a empresas especializadas según lo estipulado en la Resolución CNEE-41-2011. Se realizó un estudio cuantitativo con un universo que comprende a todos los usuarios reportados por los distribuidores cuyo consu-mo promedio mensual superara los 10 kWh. El tamaño total de la muestra fue de 10,200

usuarios en cada fase (seleccionada por CNEE), con un margen de error de 2.5% a 5% depen-diendo del Distribuidor. Se realizaron 20,400 encuestas en todo el país, separadas en dos fases: primera Fase (verano) Mayo - Junio; se-gunda Fase (invierno) Septiembre - Octubre del 2012.


77

Gráfica 80. realización de la Encuesta 2012

Fuente: CNEE.

Se efectúa la encuesta en ambas fases, para iden-tificar cuánto cambia la percepción de los usua-rios acerca de la prestación de los servicios en verano e invierno.

4.2.2. Resultados de la satisfacción del servicio

En la siguiente gráfica, se presenta el promedio de satisfacción de los usuarios sobre la presta-ción del Servicio de Distribución.

Gráfica 81. Promedio de satisfacción

67.0

0%

31.8

8%

25.5

5%

70.2

8%

65.9

2%

45.7

4%

52.5

8%

58.4

4%

50.3

1%

39.2

9%

37.3

9%

37.8

8%

59.6

9%

68.4

2%

34.8

4%

62.5

6%

61.6

9%

51.4

7% 68

.28%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

Promedio Satisfacción

Zacapa

Área Central -

EEGSA

Área Occ

idente – ENERGUATE

Área Orie

nte - ENERGUATE

Gualán

Guastato

ya

Huehuetenango Ixcá

n

Jalapa

Joyabaj

Patulul

Puerto Barri

os

Quetzalte

nango

Retalhuleu

San Marco

s

San Pedro Pinula

San Pedro Saca

tepéquez

Santa Eulalia

Tacaná

Fuente: CNEE.


78

A continuación se muestran los resultados de la percepción de la calidad de todos los usuarios de la República de Guatemala, según los paráme-tros de calidad establecidos en el artículo 102 del RLGE, según los resultados de verano e invierno.

Gráfica 82. Promedio de la percepción

53.39%

49.50%

55.15%

49.75% 48.90%

55.69%

44.00%

46.00%

48.00%

50.00%

52.00%

54.00%

56.00%

58.00%

Calidad Comercial

Verano Invierno

Promedio de la percepción según la temporada

Calidad de Producto Técnico

Calidad de Servicio Técnico

Fuente: CNEE.

4.2.3. Resultados publicados

En cumplimiento a lo establecido con el Artículo 114 del Reglamento de la Ley General de Elec-tricidad, todos los años la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), 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 efec-tuada durante el año 2012, la cual fue realizada por empresas especializadas en realización de encuestas.


79

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80


83

5. control dE saNcioNEsLa Comisión, de acuerdo con lo estipulado por la Ley General de Electricidad, sancionará con multa las infracciones a cualquier disposición de la misma. Las sanciones regulan la conducta de los administrados, a fin de que cumplan a cabali-dad con las disposiciones que les sean aplicables y previenen conductas que atenten contra la se-guridad y el medio ambiente, así como contra la calidad de los servicios regulados.

Según el Marco Regulatorio Vigente, las sancio-nes pueden establecerse como indemnizaciones a los afectados, o por medio de multas impuestas por la Comisión por incumplimiento a las obliga-ciones establecidas en la normativa. Las multas se establecen sin perjuicio de que, por cualquier daño que se cause, la parte afectada sea indem-nizada de conformidad con lo que al respecto de-termina el Código Civil. Las sanciones proceden cuando existen incumplimientos a obligaciones o prohibiciones expresas, contenidas en el marco regulatorio vigente.

Las multas se expresan en términos de la tarifa del componente de energía aplicable a 1 kWh, a nivel de cliente residencial en ciudad de Guatemala, en las condiciones que estipule el reglamento de esta ley. Cuando se trate de usuarios, las multas estarán comprendidas entre 100 y 10,000 kWh. En el caso de generadores, transportistas y distri-buidores, dependiendo de la gravedad de la falta, las multas estarán comprendidas entre 10,000 y 1,000,000 kWh, correspondiente al primer día del mes en que se está aplicando la multa. En el artí-culo 80 de la Ley General de Electricidad se deta-llan los valores de las sanciones con multas por las infracciones a dicha ley.

A continuación se presenta un resumen histórico de los montos de sanciones resueltos por CNEE, y su desagregación por tema y empresa, actualiza-dos al 15 de abril de 2013. Dicho resumen corres-ponde a lo resuelto por la CNEE de conformidad con el cumplimiento al Marco Regulatorio Vigen-te. Una cantidad importante de dichos montos presentados están sujetos a procesos judiciales y podrían variar de acuerdo a la resolución legal de dichos procesos.

Gráfica 83. total de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013

Fuente: CNEE.


84

El monto anual presentado, corresponde al mon-to resuelto por la CNEE, que puede ser relaciona-do con años anteriores, el mismo está actualiza-do al 15 de abril de 2013. Como ejemplo puede observarse que el monto resuelto en 2013, co-rresponde al control de indicadores de años anteriores.

Los montos de las sanciones van en incremento en relación con la primera década del siglo XXI debido a la aplicación gradual de la normativa de Calidad, que establece la imposición de indemni-zaciones a partir de la Etapa de Régimen. En esta etapa se exigirá a todos los participantes, el cum-plimiento de los índices o indicadores individua-les y globales de calidad de todos los parámetros contenidos en estas Normas, que les correspon-dan. En caso de incumplimiento en las toleran-cias admisibles por Desbalance de Tensión para servicios trifásicos, por Distorsión Armónica de Tensión o Corriente y por Flícker, las indemniza-ciones se aplicarán a partir del décimo tercer mes de iniciada la Etapa de Régimen. Para el caso de las Indemnizaciones Globales por Servicio Técni-co en Distribución, en la normativa se excluye el

cálculo de los mismos para los dos primeros se-mestres de la Etapa de Régimen.

Asimismo, las Metodologías para el Control de la Calidad de Servicio que fueron establecidas a partir del año 2003, significó una mejor aplica-ción del control de la Calidad de Servicio, el cual va ligado directamente al resultado histórico pre-sentado precedentemente.

Entre las obligaciones de los distribuidores se en-cuentran las siguientes:

• Responder ante otros participantes, por elpago de las indemnizaciones ocasionadas por la transgresión a las tolerancias estable-cidas en las Normas.

• Pagarasususuarioslasindemnizacionesquecorrespondan, acreditándolas en la factura-ción inmediatamente posterior al período de control, por incumplimiento de la calidad del servicio de energía eléctrica, independiente-mente de que la causa se deba a deficiencias propias o ajenas, salvo casos de fuerza mayor.

Gráfica 84. monto acumulado de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013

Fuente: CNEE.


85

La Gráfica 84, muestra el acumulado histórico de la resolución de montos de multas o indemniza-ciones, relacionadas con Calidad de Servicio en Distribución y Transmisión.

En la tabla siguiente puede observarse el deta-lle de los montos por año año de las sanciones

impuestas a los diferentes agentes del sector, por incumplimientos relacionados con la calidad del servicio. El monto acumulado de multas por temas de calidad desde el año 2000 es superior a los Q 95 millones. El monto acumulado de in-demnizaciones por temas de calidad desde el año 2000 es superior a los Q 277 millones.

tabla 13. sanciones por año

año mUltas iNdEmNizacioNEs total saNcioNEs

acUmUlado HistÓrico saNcioNEs

Por rÉGimEN dE calidad

2000 Q 60,486.00 Q 60,486.00 Q 60,486.00

2001 Q 703,910.00 Q 158,148.16 Q 862,058.16 Q 922,544.16

2002 Q 771,592.00 Q - Q 771,592.00 Q 1,694,136.16

2003 Q 1,049,759.00 Q 160,214.21 Q 1,209,973.21 Q 2,904,109.37

2004 Q 4,366,743.80 Q 1,077,185.57 Q 5,443,929.37 Q 8,348,038.74

2005 Q 6,990,687.49 Q 35,062,237.95 Q 42,052,925.44 Q 50,400,964.18

2006 Q 13,262,438.61 Q 2,319,704.82 Q 15,582,143.43 Q 65,983,107.61

2007 Q 9,760,006.00 Q 4,251,715.21 Q 14,011,721.21 Q 79,994,828.82

2008 Q 14,584,331.11 Q 25,051,391.64 Q 39,635,722.75 Q 119,630,551.57

2009 Q 23,784,778.21 Q 74,976,309.19 Q 98,761,087.40 Q 218,391,638.97

2010 Q 8,013,638.40 Q 10,571,651.74 Q 18,585,290.14 Q 236,976,929.11

2011 Q 8,011,842.14 Q 12,527,942.48 Q 20,539,784.62 Q 257,516,713.73

2012 Q 4,378,905.38 Q 10,291,363.08 Q 14,670,268.46 Q 272,186,982.19

2013 Q - Q 101,505,060.02 Q 101,505,060.02 Q 373,692,042.21

Totales Q 95,739,118.14 Q 277,952,924.07 Q 373,692,042.21

Fuente: CNEE.

La gráfica siguiente muestra un resumen de los montos de indemnizaciones resueltos por CNEE, y su desagregación por Parámetro de Calidad, ac-tualizados al 15 de abril de 2013. Dicho resumen corresponde a lo resuelto por la CNEE de confor-

midad con el cumplimiento al Marco Regulato-rio Vigente. Una cantidad importante de dichos montos presentados están sujetos a procesos judiciales y podrían variar de acuerdo a la resolu-ción legal de dichos procesos.


86

Gráfica 85. total acumulado de indemnizaciones resueltas por la cNEE por

transgresión a los indicadores de calidad de servicio

1%

34%

3%

62%

Comercial Desbalance de Corriente PT ST

Fuente: CNEE.

En lo que corresponde a la Calidad del Servicio y como resultado de los diversos procesos ad-ministrativos realizados, se resolvieron procesos de indemnizaciones, con un monto acumulado de más de 277 millones en indemnizaciones por transgresiones a las tolerancias de los siguientes indicadores de calidad.

• Solicitud de conexión de Nuevos Serviciossin Modificación de Red (CNXSMR)

• Solicitud de conexión de Nuevos Servicioscon Modificación de Red (CNXCMR)

• Reconexiones(RCNX)

• Facturaciónerrónea

• Indemnizaciones IndividualesdeCalidaddeServicio Técnico Distribución (FIU y TIU)

• IndemnizacionesGlobalesdeCalidaddeSer-vicio Técnico Transmisión (TTIK y FMIK)

• Indemnizacionesportransgresiónalastole-rancias de Calidad de Producto Técnico.

• DesbalancedeCorriente-(ProductoTécnicode Transporte).

A continuación se muestra la desagregación de los montos de indemnizaciones resueltas por año y por empresa.

La CNEE ha resuelto una cantidad importante de multas por transgresiones a la normativa. El mon-to total de multas impuestas por CNEE por temas de Calidad de Servicio es superior a los Q 95 mi-llones de quetzales desde 2001.

Gráfica 86. total acumulado de multas resueltas por la por transgresión a los

indicadores de calidad de servicio

19%

1%

4%

5%

4%

0% 42%

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Facturación

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NTDOST NTSD

PT ST

Comercial

Fuente: CNEE.

La CNEE ha detectado incumplimientos de diver-sas índoles en el desempeño de las obligaciones de los Distribuidores y Transportistas, que resul-taron en multas. A continuación se presenta el detalle de las multas resueltas y notificadas (en quetzales) por parte de la Comisión en los años comprendidos de 2000 a abril 2013 por temas de Calidad, las cuales han resultado de la gestión y trámite de distintos expedientes.


87

tabla 14. detalle de indemnizaciones resueltas por año de resolución

AÑO DEOCSA DEORSA EEGSA EEM Quetzaltenango EEM Puerto Barrios2001 Q158,148.16 Q- Q- Q158,148.16 Q- Q- 2002 Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2003 Q160,214.21 Q34,552.64 Q- Q125,661.57 Q- Q- 2004 Q1,077,185.57 Q153,836.69 Q90,305.36 Q833,043.52 Q- Q- 2005 Q35,062,237.95 Q14,284,296.42 Q19,430,620.62 Q999,406.34 Q- Q- 2006 Q2,319,704.82 Q1,155,572.51 Q1,164,132.31 Q- Q- Q- 2007 Q4,251,715.21 Q1,718,846.21 Q2,532,447.10 Q421.90 Q- Q- 2008 Q25,051,391.64 Q8,970,050.71 Q16,001,321.49 Q80,019.44 Q- Q- 2009 Q74,976,309.19 Q34,874,244.91 Q35,630,901.18 Q487.70 Q2,621,613.15 Q432,804.23 2010 Q10,571,651.74 2447445.78 Q3,856,688.25 Q- Q1,393,027.47 Q1,527,568.27 2011 Q12,527,942.48 Q2,725,504.54 Q3,423,680.20 Q317,701.88 Q4,021,613.30 Q243,410.41 2012 Q10,291,363.08 Q891,150.31 Q1,231,088.40 Q601,935.44 Q7,038,562.02 Q62,966.59 2013 Q101,505,060.02 Q46,211,187.09 Q54,525,905.82 Q767,967.11 Q- Q-

TOTALES Q277,952,924.07 Q113,466,687.81 Q137,887,090.73 Q3,884,793.06 Q15,074,815.94 Q2,266,749.50 100% 40.82% 49.61% 1.40% 5.42% 0.82%

AÑO EEM Guastatoya EHM Retalhueleu EEM Gualán EEM Jalapa EEM San Marcos2001 Q158,148.16 Q- Q- Q- Q- Q- 2002 Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2003 Q160,214.21 Q- Q- Q- Q- Q- 2004 Q1,077,185.57 Q- Q- Q- Q- Q- 2005 Q35,062,237.95 Q1,844.49 Q92,254.51 Q- Q- Q237,215.57 2006 Q2,319,704.82 Q- Q- Q- Q- Q- 2007 Q4,251,715.21 Q- Q- Q- Q- Q- 2008 Q25,051,391.64 Q- Q- Q- Q- Q- 2009 Q74,976,309.19 Q394,211.47 Q440,380.36 Q287,190.86 Q131,490.76 Q130,702.11 2010 Q10,571,651.74 Q570,020.93 Q395,182.45 Q195,277.06 Q121,784.74 Q30,846.91 2011 Q12,527,942.48 Q19,345.53 Q179,461.04 Q1,040,208.99 Q77,592.59 Q45,522.99 2012 Q10,291,363.08 Q46,611.71 Q32,191.13 Q278,677.23 Q- Q5,710.73 2013 Q101,505,060.02 Q- Q- Q- Q- Q-

TOTALES Q277,952,924.07 Q1,032,034.13 Q1,139,469.49 Q1,801,354.14 Q330,868.09 Q449,998.31 100% 0.38% 0.41% 0.65% 0.12% 0.16%

AÑO EEM San Pedro Sac. EMRE EEM Zacapa EEM Huehuetenango2001 Q158,148.16 Q- Q- Q- Q- 2002 Q- Q- Q- Q- Q- 2003 Q160,214.21 Q- Q- Q- Q- 2004 Q1,077,185.57 Q- Q- Q- Q- 2005 Q35,062,237.95 Q- Q- Q- Q- 2006 Q2,319,704.82 Q- Q- Q- Q- 2007 Q4,251,715.21 Q- Q- Q- Q- 2008 Q25,051,391.64 Q- Q- Q- Q- 2009 Q74,976,309.19 Q24,332.15 Q7,950.31 Q- Q- 2010 Q10,571,651.74 Q12,198.71 Q17,352.53 Q4,258.64 Q- 2011 Q12,527,942.48 Q- Q135,472.71 Q286,739.65 Q11,688.65 2012 Q10,291,363.08 Q- Q5,440.33 Q42,205.76 Q54,823.43 2013 Q101,505,060.02 Q- Q- Q- Q-

TOTALES Q277,952,924.07 Q36,530.86 Q166,215.88 Q333,204.05 Q66,512.08 100% 0.01% 0.06% 0.12% 0.02%

Fuente: CNEE.


88

tabla 15. detalle de multas resueltas por año de resolución

AÑO DEOCSA DEORSA EEGGSA ETCEE TRELEC DUKE RECSA2000 Q60,486.00 Q- Q- Q60,486.00 Q- Q- Q- Q- 2001 Q703,910.00 Q288,669.00 Q227,914.00 Q187,327.00 Q- Q- Q- Q- 2002 Q771,592.00 Q333,250.00 Q427,755.00 Q10,587.00 Q- Q- Q- Q- 2003 Q1,049,759.00 Q628,068.00 Q421,691.00 Q- Q- Q- Q- Q- 2004 Q4,366,743.80 Q1,489,095.00 Q2,550,780.00 Q312,925.80 Q- Q- Q- Q- 2005 Q6,990,687.49 Q2,306,743.00 Q2,488,234.00 Q100,697.00 Q1,665,233.49 Q429,780.00 Q- Q- 2006 Q13,262,438.61 Q4,343,301.00 Q8,459,854.00 Q28,612.00 Q384,238.15 Q15,251.46 Q- Q- 2007 Q9,760,006.00 Q7,630,215.00 Q2,099,894.00 Q29,897.00 Q- Q- Q- Q- 2008 Q14,584,331.11 Q8,695,982.64 Q4,655,876.24 Q329,891.88 Q367,687.10 Q518,077.25 Q- Q- 2009 Q23,784,778.21 Q10,382,319.84 Q6,480,312.74 Q421,029.02 Q3,027,206.76 Q926,782.65 Q1,091,475.99 Q156,127.02 2010 Q8,013,638.40 Q728,544.15 Q1,740,392.50 Q205,920.17 Q2,427,468.85 Q315,534.20 Q631,865.78 Q753,465.11 2011 Q8,011,872.14 Q3,078,861.27 Q1,884,000.18 Q578,024.62 Q1,751,161.50 Q39,354.67 Q645,416.67 Q19,281.36 2012 Q4,378,905.38 Q1,849,699.68 Q1,683,730.80 Q94,412.06 Q295,331.15 Q67,058.34 Q22,149.41 Q617.94 2013 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q-

TOTALES Q95,739,148.14 Q41,754,748.58 Q33,120,434.46 Q2,359,809.55 Q9,918,327.00 Q2,311,838.57 Q2,390,907.85 Q929,491.43

AÑO EEM Quetzaltenango

EEM Puerto Barrios EEM Guastatoya EHM Retalhuleu EEM Gualán EEM Jalapa EEM San Marcos

2000 Q60,486.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2001 Q703,910.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2002 Q771,592.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2003 Q1,049,759.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2004 Q4,366,743.80 Q13,943.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2005 Q6,990,687.49 Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2006 Q13,262,438.61 Q- Q- Q- Q- Q14,318.00 Q- 2007 Q9,760,006.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2008 Q14,584,331.11 Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2009 Q23,784,778.21 Q657,068.17 Q67,759.50 Q41,625.68 Q39,337.84 Q12,350.00 Q29,275.68 Q157,867.56 2010 Q8,013,638.40 Q98,738.42 Q117,743.38 Q114,687.68 Q96,994.14 Q95,682.72 Q101,794.12 Q17,693.54 2011 Q8,011,872.14 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2012 Q4,378,905.38 Q45,738.25 Q- Q- Q45,738.25 Q45,738.25 Q45,738.25 Q- 2013 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q-

TOTALES Q95,739,148.14 Q815,487.84 Q185,502.88 Q156,313.36 Q182,070.23 Q168,088.97 Q176,808.05 Q175,561.10

AÑO EEM San Pedro Sac. EMRE EEM Zacapa EEM San

Pedro Pin. EEM Tacaná EEM Huehue-tenango EEM Joyabaj EEM Sayaxché EEM Santa

Eulalia2000 Q60,486.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2001 Q703,910.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2002 Q771,592.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2003 Q1,049,759.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2004 Q4,366,743.80 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2005 Q6,990,687.49 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2006 Q13,262,438.61 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q16,864.00 Q- 2007 Q9,760,006.00 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- 2008 Q14,584,331.11 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q16,816.00 Q- 2009 Q23,784,778.21 Q43,913.52 Q- Q39,916.82 Q- Q- Q53,975.68 Q12,350.00 Q131,733.74 Q12,350.00 2010 Q8,013,638.40 Q53,080.62 Q50,024.92 Q70,774.16 Q128,471.50 Q14,637.84 Q129,325.52 Q67,718.46 Q- Q53,080.62 2011 Q8,011,872.14 Q- Q- Q- Q- Q- Q15,741.87 Q- Q- Q30.00 2012 Q4,378,905.38 Q- Q- Q- Q45,738.25 Q- Q91,476.50 Q- Q- Q45,738.25 2013 Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q- Q-

TOTALES Q95,739,148.14 Q96,994.14 Q50,024.92 Q110,690.98 Q174,209.75 Q14,637.84 Q290,519.57 Q80,068.46 Q165,413.74 Q111,198.87

Fuente: CNEE.


89

6. lista dE tablas y GráFicasTabla 1. Usuarios semestrales ................................................................................................................................... 11

Tabla 2. Desagregación del peso de los usuarios urbanos y rurales por distribuidora ........................ 12

Tabla 3. Tipificación de Reclamos 2012 ................................................................................................................. 25

Tabla 4. Interrupciones programadas reportadas por EE, DC y DR para el año 2012. .......................... 26

Tabla 5. Puntos de medición de Regulación de Tensión para el año 2012 ............................................... 38

Tabla 6. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de EEGSA en el año 2012 ................ 46

Tabla 7. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de DEOCSA en el año 2012............. 46

Tabla 8. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de DEORSA en el año 2012 ............. 47

Tabla 9. Inspecciones de Campo Realizadas por Distribuidor en el año 2012 ........................................ 50

Tabla 10. Setenta y tres circuitos fiscalizados en forma muestral, durante el año 2012 ........................ 65

Tabla 11. Incumplimientos NTDOID.......................................................................................................................... 67

Tabla 12. Registro Black Out’s, instalación afectada y causa del mismo ...................................................... 70

Tabla 13. Sanciones por año ........................................................................................................................................ 85

Tabla 14. Detalle de indemnizaciones resueltas por año de resolución ...................................................... 87

Tabla 15. Detalle de multas resueltas por año de resolución .......................................................................... 88

Gráfica 1. Ubicación de las Empresas Eléctricas .................................................................................................... 12

Gráfica 2. Conexiones realizadas en plazo por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012 .................. 16

Gráfica 3. Conexiones realizadas fuera de plazo por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012 ...... 17

Gráfica 4. Solicitudes que efectuaron el pago de Depósito de Garantía y que no fueron conectados en el 2012. .................................................................................................. 17

Gráfica 5. Conexiones con Modificación de Red en Plazo de EEGSA ............................................................. 18

Gráfica 6. Solicitudes que pagaron depósito de garantía y que no fueron conectados en el 2012 ... 18

Gráfica 7. Reconexiones en Plazo por Distribuidor en el año 2012 ................................................................ 19

Gráfica 8. Reconexiones Fuera de Plazo por Distribuidor en el año 2012 .................................................... 19

Gráfica 9. Reclamos por Facturación procedentes e improcedentes recibidos por los Distribuidores .................................................................................................................................. 20

Gráfica 10. Facturación Errónea de EEGSA ................................................................................................................. 20

Gráfica 11. Facturación Errónea de DEOCSA ............................................................................................................. 21

Gráfica 12. Facturación Errónea de DEORSA ............................................................................................................. 21

Gráfica 13. Facturación Errónea de EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012 .......................................... 21

Gráfica 14. Porcentaje de Reclamos EEGSA, DEOCSA y DEORSA, año 2012 .................................................. 22

Gráfica 15. Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos y Quejas ....................................................... 23

Gráfica 16. Modalidad de Presentación de Reclamo de EEGSA, año 2012 ..................................................... 23

Gráfica 17. Modalidad de Presentación de Reclamo de DEOCSA, año 2012 ................................................. 24


90

Gráfica 18. Modalidad de Presentación de Reclamo de DEORSA, año 2012 ................................................. 24

Gráfica 19. Cantidad de medidores a verificar cada mes ...................................................................................... 25

Gráfica 20. Interrupciones programadas reportadas por EE, DC y DR para el año 2012 ........................... 26

Gráfica 21. R % globales primer semestre 2012 ....................................................................................................... 27

Gráfica 22. R % globales segundo semestre 2012 ................................................................................................... 27

Gráfica 23. TPPR global primer semestre 2012 ......................................................................................................... 27

Gráfica 24. TPPR global segundo semestre 2012 .................................................................................................... 27

Gráfica 25. Comunidades conflictivas según DEOCSA y DEORSA ..................................................................... 28

Gráfica 26. Acreditación de indemnizaciones comerciales a usuarios ............................................................ 29

Gráfica 27. Montos indemnizados por proceso de fiscalización. ....................................................................... 29

Gráfica 28. Mediciones Calidad de Producto Técnico –Regulación de Tensión– por distribuidora 2012 ................................................................................................................................ 31

Gráfica 29. Total de Mediciones Fuera de Tolerancia durante el año 2012 - Regulación de Tensión .... 32

Gráfica 30. Gráficas de valores individuales promedio Frecuencia de Interrupciones por Usuario (Cantidad de Interrupciones) –FIU– en el área urbana y rural ...................................................... 35

Gráfica 31. Gráficas de valores individuales promedio de tiempo de interrupción por usuario (Horas Fuera de Servicio) –TIU– en el área urbana y rural .............................................................. 36

Gráfica 32. Monto por distribuidora de las indemnizaciones de Calidad de Servicio Técnico para el año 2012 ............................................................................................................................................ 37

Gráfica 33. Puntos Fuera de tolerancia –Regulación de Tensión– por transportista año 2012 ............... 38

Gráfica 34. Indisponibilidades Forzadas por Transportista 2012 ....................................................................... 40

Gráfica 35. Duración de Indisponibilidades Forzadas por Transportista 2012 ............................................. 40

Gráfica 36. Número de Indisponibilidades Programadas por Transportista 2012 ....................................... 41

Gráfica 37. Duración de Indisponibilidades Programadas por Transportista 2012 ..................................... 42

Gráfica 38. Esquema de fiscalización ........................................................................................................................... 45

Gráfica 39. Agencias Supervisadas por Distribuidor en el año 2012 ................................................................ 46

Gráfica 40. Lecturas por municipios DEOCSA en el año 2012 ............................................................................. 47

Gráfica 41. Lecturas por municipios DEORSA en el año 2012 ............................................................................. 48

Gráfica 42. Verificación de medidores realizadas por EEGSA durante el 2012 ............................................. 48

Gráfica 43. Verificación realizada en las casas de los usuarios con equipo portátil por DEOCSA en el 2012. ..................................................................................................................................... 49

Gráfica 44. Verificación realizada en las casas de los usuarios con equipo portátil por DEORSA en el 2012 ....................................................................................................................................... 49

Gráfica 45. Fotografías de la Actividad de Inspección ........................................................................................... 49

Gráfica 46. Inspecciones de Campo Realizadas por Distribuidor en el año 2012 ........................................ 50

Gráfica 47. Mediciones Fiscalizadas por Región 2012 ........................................................................................... 51

Gráfica 48. En el año 2012, se fiscalizaron 1,276 Mediciones de CPT por personal de CNEE ................... 51

Gráfica 49. Mediciones con Incidencia por región, para el año 2012 ............................................................... 52


91

Gráfica 50. Porcentaje de Incidencias en la Fiscalización de Mediciones durante el año 2012 .............. 52

Gráfica 51. Ubicación de los medidores de interrupciones ................................................................................. 53

Gráfica 52. Pantalla de reporte de los equipos de monitoreo en Tiempo Real ............................................ 54

Gráfica 53. Gestión de denuncias por tema .............................................................................................................. 55

Gráfica 54. Inspección Efectuada Expediente DRCS-12-41 .................................................................................. 55

Gráfica 55. Gestión del mantenimiento para la mejora del Producto y Servicio Técnico ......................... 56

Gráfica 56. Mantenimientos por subestación ........................................................................................................... 57

Gráfica 57. Mantenimientos por circuito .................................................................................................................... 57

Gráfica 58. Tipos de actividades de mantenimiento realizadas por DEORSA en 2012 .............................. 58

Gráfica 59. Actividades por departamento ................................................................................................................ 58

Gráfica 60. Mantenimientos por región ...................................................................................................................... 59

Gráfica 61. El Distribuidor en 2012, realizó actividades de Poda (Corte de Ramas) una cantidad de 876 Km de su Red ........................................................................................................ 59

Gráfica 62. Mantenimientos por subestación ........................................................................................................... 60

Gráfica 63. Mantenimientos por circuito .................................................................................................................... 60

Gráfica 64. Actividades de mantenimiento realizadas por DEOCSA en el año 2012 .................................. 61

Gráfica 65. Actividades por departamento ................................................................................................................ 62

Gráfica 66. Mantenimientos por región ...................................................................................................................... 62

Gráfica 67. DEOCSA realizó actividades de Poda (Corte de Ramas) una cantidad de 2,844 Km de su Red .......................................................................................................................................................... 63

Gráfica 68. Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT de EEGSA, DEORSA y DEOCSA ...................... 64

Gráfica 69. Principales hallazgos de incumplimientos NTDOID realizados en las fiscalizaciones indicadas anteriormente ............................................................. 66

Gráfica 70. Principales hallazgos de incumplimientos NTDOID en instalaciones de los distribuidores EEGSA, DEORSA y DEOCSA ........................................................................................... 67

Gráfica 71. Mapa de incidencia del terremoto de noviembre 2012 sobre la red eléctrica ....................... 68

Gráfica 72. Denuncias NTDOID, porcentaje de resueltas incluyen año 2010, DRCS y GJ .......................... 69

Gráfica 73. Mapa de atención denuncias NTDOID, 2009-2012 ........................................................................... 69

Gráfica 74. Ubicación geográfica de los grandes usuarios encuestados ........................................................ 73

Gráfica 75. Derechos y obligaciones de los grandes usuarios ............................................................................ 74

Gráfica 76. Demanda interrumpible ............................................................................................................................. 74

Gráfica 77. Medidor de respaldo ................................................................................................................................... 74

Gráfica 78. Regulación de voltaje .................................................................................................................................. 75

Gráfica 79. Proceso de la entrevista a un usuario, en la cual se evalúa la percepción de la calidad prestada en sus diferentes parámetros ...................................................................... 76

Gráfica 80. Realización de la Encuesta 2012 .............................................................................................................. 77

Gráfica 81. Promedio de satisfacción ........................................................................................................................... 77

Gráfica 82. Promedio de la percepción ....................................................................................................................... 78


92

Gráfica 83. Total de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013 .............................................................. 83

Gráfica 84. Monto acumulado de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013 ................................... 84

Gráfica 85. Total acumulado de indemnizaciones resueltas por la CNEE por transgresión a los indicadores de Calidad de Servicio ........................................................................................................ 86

Gráfica 85. Total acumulado de indemnizaciones resueltas por la CNEE por transgresión a los indicadores de Calidad de Servicio ........................................................................................................ 86

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