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Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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Comisión Nacional de Energía
Eléctrica COMPENDIO
ESTADÍSTICO 2015
Calidad de servicio en
distribución y
transmisión
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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Carta de Presentación – CNEE
La Ley General de Electricidad establece que el Servicio
de Distribución Final debe prestarse en condiciones de
calidad de servicio y precios aprobados por la Comisión.
El Reglamento de la Ley General de Electricidad define
entre otros aspectos, que la calidad de servicio de
distribución, se mide tomando en cuenta los diferentes
parámetros establecidos para Calidad del Producto,
Calidad del Servicio Técnico y Calidad del Servicio
Comercial.
El Reglamento de la Ley General de Electricidad,
establece que todo propietario de instalaciones
dedicadas a la prestación del Servicio de Transporte de
Energía Eléctrica, estará sujeto a las normas
establecidas; adicionalmente el RLGE establece que los
parámetros de calidad serán medidos de acuerdo a lo
que establezcan las normas, la cual desarrolla la forma y
medio de control de los diferentes parámetros de calidad,
siendo responsables los agentes Distribuidores y
Transportistas, de poseer sistemas que generen la
información necesaria para el monitoreo de la calidad del
servicio, cálculo de indicadores, aplicación de
indemnizaciones, etc.
La CNEE cumpliendo con sus obligaciones, realiza la
fiscalización del cumplimiento al Marco Legal vigente, por
parte de los adjudicatarios y concesionarios de los
servicios de Distribución y Transporte, dentro de dicha
actividad efectúa el seguimiento de los parámetros e
indicadores de calidad de servicio, realiza actividades de
contraste, verificación, validación y fiscalización de
información regulatoria, auditorías diversas y participa
activamente en la imposición de indemnizaciones o
multas por transgresiones a las tolerancias de calidad,
según lo establece la propia normativa.
El presente compendio se realizó con base en la
información presentada por los agentes Distribuidores y
Transportistas, quienes por norma deben recopilar,
evaluar y remitir la información a la CNEE, en
cumplimiento al Marco Regulatorio Vigente, los
resultados presentados están sujetos al resultado de las
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auditorías y procesos de contraste efectuados por la
Comisión, en cumplimiento de sus funciones.
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica se complace
en presentar el Compendio Estadístico de Regulación de
Calidad para el año 2015, el cual incluye información
sobre las Empresas de Distribución y Transporte de
Energía Eléctrica.
Lic. Jorge Guillermo Aráuz Aguilar
Presidente
Licda. Ivanova María Ancheta Alvarado
Directora
Licda. Silvia Ruth Alvarado Silva de Córdova
Directora
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GERENCIA DE REGULACIÓN DE CALIDAD
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Ingeniero PHD Byron Iban Azurdia Martínez
Gerente de Regulación de Calidad
Ingeniero Luis Mauricio Saquilmer
Jefe del Departamento de Gestión Técnica y Verificación de
Instalaciones
Arquitecto Marvin Morales
Master of Business Administration
Jefe del Departamento de Calidad Comercial
Ingeniero Maynor de la Cruz
Jefe del Departamento de Calidad de Producto y Servicio
Ingeniero Jorge Iván Ávila Rosales
Encargado de la Unidad de Apoyo a Empresas Municipales
Ingeniero Jacobo Estuardo Ponce Chavarría
Doctor en Ciencias con especialidad en Energía Renovable
Encargado de la Unidad de Informática y control estadístico
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Contenido
Carta de Presentación – CNEE ....................................... 2
1 Indicadores de calidad .............................................. 7
2 Calidad del Servicio de Transmisión ......................... 7
2.1 Producto Técnico ................................................ 7
2.1.1 Regulación de Tensión ................................ 7
2.1.2 Desbalance de Corriente ............................. 8
2.1.3 Factor de Potencia ....................................... 9
2.2 Servicio Técnico ............................................... 11
2.2.1 Indisponibilidades Forzadas....................... 12
3 Calidad del Servicio de Distribución ........................ 15
3.1 Producto Técnico .............................................. 16
3.1.1 Regulación de Tensión .............................. 16
3.1.2 Desbalance de Tensión en Servicios
Trifásicos ................................................................. 22
3.2 Servicio Técnico ............................................... 23
3.2.1 Fallas de Larga Duración ........................... 23
3.2.2 Causas de Interrupciones que invocaron
Fuerza Mayor .......................................................... 24
3.3 Calidad del Servicio Comercial del Distribuidor 26
3.3.1 Reclamos ................................................... 26
3.3.2 Porcentaje de Reclamos ............................ 28
3.3.3 Tiempo Promedio de Procesamiento de
Reclamos ................................................................ 29
3.3.4 Precisión de la Medición del Consumo de
Energía Eléctrica ..................................................... 29
3.3.5 Falta de Notificación de Interrupciones
Programadas .......................................................... 30
3.4 Calidad de Atención al Usuario ........................ 30
3.4.1 Solicitud de Conexión de Nuevos Servicios o
Ampliación de Potencia Contratada que no requieren
ampliación de Red .................................................. 30
3.4.2 Solicitud de Conexión de Nuevos Servicios o
Ampliación de Potencia Contratada que requiere
ampliación de Red .................................................. 31
3.4.3 Reconexiones ............................................ 32
3.4.4 Facturación Errónea .................................. 32
3.4.5 Tiempo Medio por causa de reclamo ......... 33
3.4.6 Notificación de Interrupciones Programadas
35
3.5 Envíos de información Empresas Eléctricas
Municipales ................................................................ 37
3.5.1 Calidad Comercial ...................................... 38
3.5.2 Calidad del Producto Técnico .................... 39
3.5.3 Calidad del Servicio Técnico ...................... 41
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4 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y
Operación de Instalaciones de Distribución ................... 47
4.1 Monitoreo de Mantenimientos de Distribución .. 48
4.2 Análisis del Estado de las Redes de Distribución
54
4.2.1 Seguimiento Plan de Mejora 2015– EEGSA,
DEOCSA y DEORSA .............................................. 58
5 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y
Operación de Instalaciones de Transporte .................... 59
5.1 Monitoreo de Mantenimientos de Transmisión . 59
5.1.1 Mantenimiento Líneas de Transporte ........ 61
5.2 Mantenimientos Subestaciones de Transporte 64
5.3 Mantenimiento a Protecciones, Sistema de
Transporte. ................................................................. 65
5.4 Monitoreo de eventos en el sistema de
transporte ................................................................... 66
5.5 Cargas esenciales incluidas en el EDACBF ..... 67
6 Estadísticas de fiscalización ................................... 69
6.1 Fiscalizaciones de Calidad Comercial .............. 69
6.2 Supervisión de oficinas comerciales ................. 70
6.3 Supervisión de la verificación de medidores .... 70
6.4 Supervisión del ciclo de facturación ................. 71
6.5 Kiosco informativo ............................................ 72
6.6 Actividades de la oficina de atención al usuario 73
6.6.1 Gestión de Denuncias de los Usuarios ...... 73
6.6.2 Reclamos enviados a los Distribuidores .... 74
6.7 Producto y Servicio Técnico ............................. 76
6.7.1 Verificación de Instalaciones de Distribución
79
7 Multas de indemnizaciones ..................................... 84
8 Estadísticas de transporte y distribución ................. 85
8.1 Información del Servicio de Transporte ............ 85
8.2 Información del Servicio de Distribución........... 88
8.2.1 Distribuidores con más de 100,000 usuarios.
88
8.2.2 Distribuidores con menos de 100,000
usuarios. ................................................................. 91
9 Encuesta de Calidad ............................................... 93
10 Lista de acrónimos ............................................... 94
11 Lista de tablas y gráficas ..................................... 96
11.1 Ilustraciones ..................................................... 99
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1 Indicadores de calidad
2 Calidad del Servicio de Transmisión
2.1 Producto Técnico
La Calidad del Producto Técnico está asociada a la
Calidad de las ondas de Tensión y Corriente, las cuales
deben mantenerse entre los rangos de tolerancia
permitida en la normativa, así como no presentar
perturbaciones que excedan las tolerancias vigentes. Los
transportistas deben prestar a los participantes
conectados a su sistema de transporte un servicio de
calidad según lo establecen las Normas Técnicas de la
Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones –
NTCSTS- y los participantes conectados al Sistema de
Transporte deben cumplir con sus obligaciones en
cuanto a la carga que conectan a dicho sistema, el
control de la Calidad del Producto Técnico se encuentra
establecido en dichas normas en las cuales se definen
los parámetros e índices de referencia, las mismas son
de aplicación obligatoria para toda empresa que presta el
servicio de transporte de energía eléctrica y todos los
participantes que hacen uso de dichos sistemas. Los
datos y gráficas del presente apartado fueron realizados
con base en la información que los transportistas y el
AMM remite mensualmente, quedan sujetos a
actualizaciones según los procesos de validación y
auditorías que realice la CNEE.
2.1.1 Regulación de Tensión
El parámetro de regulación de tensión indica la
desviación porcentual del valor de tensión medido en un
instante k respecto al valor nominal, el índice para
evaluar la tensión en el punto de conexión del
Transportista con los Participantes, se determina como el
valor absoluto de la diferencia entre la media de los
valores eficaces de tensión y el valor de la tensión
nominal, medidos en el mismo punto, expresado como
un porcentaje de la tensión nominal, el periodo de las
mediciones para el parámetro de regulación de tensión
es mensual, el intervalo de medición es cada 15 minutos,
las mediciones se efectúan en cada uno de los puntos de
conexión del sistema de transporte con los Participantes.
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Gráfica 1. Puntos Fuera de tolerancia - Regulación de Tensión
En el gráfico anterior, se puede observar el
comportamiento de los puntos fuera de tolerancia a lo
largo del 2015, para graficar la cantidad de mediciones
se utilizó una escala logarítmica, con el objetivo de poder
observar los datos de los transportistas que efectúan un
menor número de mediciones, se observa que ETCEE
tiene una tendencia casi constante en cuanto al
porcentaje de mediciones fuera de tolerancia.
La incidencia de los participantes en la Calidad del
Producto Técnico se realiza mediante mediciones las
cuales son realizadas en los puntos que los
transportistas consideren necesarios, esto con el objetivo
de identificar a los participantes que afecten la calidad
del servicio en el sistema de transporte, las mediciones
se evalúan para identificar transgresiones a las
tolerancias por parte de los participantes a efecto de
limitar su incidencia en la calidad del servicio del sistema
de transporte.
2.1.2 Desbalance de Corriente
La transgresión al indicador de desbalance de corriente,
se determina sobre la base de comparación de los
valores de corriente de cada fase, medidos en el punto
de entrega (Transportista-Participante).
Actualmente la normativa vigente establece una
tolerancia de diez por ciento (10%), para cada uno de los
registros obtenidos en el intervalo de medición; el
intervalo establecido para el indicador de desbalance de
corriente es de 15 minutos. Por otro lado se considera
que un Participante afecta la calidad del servicio de
energía eléctrica, cuando en un lapso mayor al cinco por
ciento (5%), del correspondiente al período de medición
777981
48 48
6
3630
73
7851024
4840
6
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2 2
17
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Primer Semestre 2015 Segundo Semestre 2015
Mediciones Analizadas Mediciones Fuera de Tolerancia
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mensual, las mediciones muestran que el desbalance de
corriente excedió el rango de tolerancia establecida.
Las Normas de Calidad establecen que el control del
Desbalance de Corriente será efectuado por el
Transportista, en los puntos de entrega que considere
necesarios. Durante el 2015 RECSA reportó puntos de
medición fuera de tolerancia relacionados con DEOCSA
y DEORSA. TRECSA reportó puntos fuera de tolerancia,
Las Empresas Transportistas TRELEC, ETCEE no
reportan mediciones fuera de tolerancia del parámetro
Desbalance de Corriente de los circuitos de los
Distribuidores y Empresas Eléctricas Municipales
conectadas a sus instalaciones.
El AMM efectuó el análisis mensual de las mediciones
efectuadas por cada uno de los transportistas que
reporta a CNEE las mediciones que no cumplían con la
tolerancia establecida para el parámetro de Desbalance
de corriente.
Gráfica 2. Puntos Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia – Desbalance de corriente.
TRELEC, DEGT y TREO no reportaron mediciones fuera
de tolerancia
2.1.3 Factor de Potencia
La normativa contempla que los Distribuidores y Grandes
Usuarios deberán contar con el equipo necesario que
permita el control de tensión y suministro de potencia
reactiva, debiendo tener en sus puntos de conexión con
el sistema de transporte un factor de potencia inductivo,
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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a toda hora de 0.90 a superior, adicionalmente para los
generadores establece que estos deberán contar con
equipos necesarios que permitan el control de tensión y
suministro de potencia reactiva dentro de los límites de
su curva de operación.
El objetivo de establecer estos controles es limitar la
incidencia de los participantes en la Calidad del Producto
Técnico del Sistema de Transporte.
El AMM efectuó el análisis mensual de las mediciones
efectuadas por cada uno de los transportistas que
reporta a CNEE las mediciones que no cumplían con la
tolerancia establecida para el parámetro de Factor de
Potencia.
Gráfica 3. Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia Factor de Potencia
La gráfica muestra el porcentaje de mediciones que
como mínimo registraron al menos una vez dentro del
período de control mensual, la transgresión a la
tolerancia de 0.90 por Factor de Potencia en las cargas
conectadas al Sistema de Transporte.
8351018
48 48
6
3630
73
8561070
4840
6
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26
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21
22%
45%
13%
35%
50%
25%
40%
26%
19%
43%
15%
45%
%
31%
40%
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0
10
20
30
40
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80
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512
1024
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Primer Semestre 2015 Segundo Semestre 2015
Can
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ad
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nes
Mediciones Analizadas Mediciones Fuera de Tolerancia % Mediciones Fuera de Tolerancia
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2.2 Servicio Técnico
La calidad de transporte se mide en función de la
disponibilidad de los equipos que conforman un sistema
de transporte, la normativa establece límites para la
cantidad y duración de indisponibilidades, el control de la
Calidad de Servicio Técnico de transporte se efectúa en
períodos anuales continuos en lo referente al Número de
Salidas o Indisponibilidad Forzada y Duración total de la
Indisponibilidad Forzada, para el caso de
indisponibilidades programadas y los demás indicadores
el período de control será mensual.
Dentro de la evaluación de Calidad del Servicio Técnico
de transporte se realiza la calificación de los casos que
los transportistas invoquen como causas de fuerza
mayor, para proceder posteriormente a realizar el cálculo
de los indicadores de la Calidad de Servicio Técnico,
para indisponibilidades forzadas.
La Calidad del Servicio Técnico de transporte se
determina con base al número de indisponibilidades y la
duración de las mismas, los Transportistas deben
reportar las indisponibilidades suscitadas en su sistema
de transmisión de forma mensual de acuerdo a lo
establecido en las NTCSTS, con la finalidad de
establecer si la calidad del Servicio Técnico se
encuentran dentro de las tolerancias establecidas para
los índices de Calidad; las tolerancias a las
indisponibilidades para cada una de las líneas de
transmisión depende de la categoría y nivel de tensión.
Los datos y gráficas del presente apartado fueron
elaborados con base en la información que el AMM y los
transportistas remiten mensualmente, los mismos
pueden variar según los resultados de las acciones de
revisión y auditoría.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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Gráfica 4. Cantidad de Indisponibilidades de Líneas de Transmisión
La gráfica muestra la cantidad de indisponibilidades
registradas en el sistema de transporte, el gráfico
considera únicamente indisponibilidades superiores a 10
minutos, ya que solo éstas indisponibilidades son objeto
de sanción como lo establece el marco regulatorio
vigente.
2.2.1 Indisponibilidades Forzadas
Todo equipamiento asociado al STEE que se encuentre
fuera de servicio sin que tal situación proviniera de las
órdenes de operación impartidas por el AMM o en
condición de Indisponibilidad Programada, será
considerado en condición de Indisponibilidad Forzada.
Se efectuó el monitoreo de las Indisponibilidades
forzadas de líneas de transmisión, se reportó un total de
562 indisponibilidades forzadas de líneas en el sistema
de transporte, para fines de este informe se consideran
únicamente las indisponibilidades mayores a 10 minutos,
tal y como lo establece la normativa vigente, dentro de la
estadística no se discrimina las indisponibilidades
relacionadas con fuerza mayor, se observa que ETCEE
cuenta con el mayor número de indisponibilidades lo
anterior está relacionado con la cantidad de kilómetros
de líneas que posee ETCEE.
381
56
36
79
1
54
1
398295
29
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43 3
1
2
4
8
16
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256
512
Can
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ad
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dis
po
nib
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ad
es
Forzada Programada
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Gráfica 5. Indisponibilidades Forzadas
Dentro de la gráfica las barras indican la cantidad de
indisponibilidades forzadas de líneas de transmisión
(NTIFL) reportadas por los transportistas, la gráfica de
línea indica la duración acumulada en horas al año
relacionada con las indisponibilidades forzadas (DTIFL).
Indisponibilidades Programadas
Cuando una línea asociada al Sistema de Transporte de
Energía Eléctrica se encuentra fuera de servicio como
consecuencia de mantenimientos programados, se
considera que se encuentra en condición de
indisponibilidad Programada, considerando que para el
caso en particular de las indisponibilidades programadas
los Transportistas deben realizar los procedimientos
establecidos en el marco regulatorio, para que la
indisponibilidad de la línea se considere como
indisponibilidad programada.
Las indisponibilidades programadas están relacionadas a
los trabajos de mantenimiento realizados 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
Servicio Técnico del sistema de transporte.
56
381
5
36
4
79
1 1
7,574
825
243 139 123 105
1
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1
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8
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1,024
2,048
4,096
8,192
1
10
100
1000
TRELEC ETCEE TREO TRECSA DUKE EPR RECSA TRANSNOVA
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Gráfica 6. Indisponibilidades Programadas
Los resultados presentados previamente muestran que
los agentes Transportistas han efectuado acciones de
mantenimiento en sus instalaciones, la gráfica de barras
muestra la cantidad de indisponibilidades programadas
de líneas de transmisión, la gráfica de línea muestra la
duración en horas por indisponibilidades programadas
(DIP). TRANSNOVA no presentó indisponibilidades
programadas.
ETCEE fue el transportista que reportó mayor cantidad
de horas acumuladas al año de indisponibilidades, es
importante señalar que el dato presentado suma todas
las horas en que los equipos estuvieron indisponibles,
esto no implica que el sistema de transporte estuvo
indisponible la cantidad de horas tabuladas, ya que la
indisponibilidad de un transformador pudiese implicar la
desconexión otros elementos.
Para evaluar la calidad del servicio se contabiliza la
cantidad y duración de las indisponibilidades de cada
elemento del sistema de transporte, lo cual resultaría
imposible mostrar gráficamente en este informe por lo
que únicamente se presentan los datos totales.
398 295
29
12
4 3 3
3,571 2,874
326 240
37 35 25
1
2
4
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1,024
2,048
4,096
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ETCEE TRELEC TRECSA EPR RECSA DUKE TREO
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Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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3 Calidad del Servicio de Distribución
Como parte de sus funciones La Comisión Nacional de
Energía Eléctrica debe velar por el cumplimiento de las
tolerancias de calidad del servicio de energía eléctrica; la
CNEE periódicamente evalúa la calidad del producto
suministrado por el Distribuidor a los usuarios finales de
la República de Guatemala.
La Calidad del Producto Técnico se relaciona la calidad
de onda de tensión de la energía eléctrica, esta onda no
debe presentar perturbaciones, o valores que excedan
las tolerancias establecidas en la normativa, la Calidad
del Producto tiene una estrecha relación con parámetros
que afectan el funcionamiento de los equipos eléctricos
de los usuarios, o perturbaciones y efectos que pueden
perjudicar el desempeño las Redes de Distribución y/o
Transporte. Al respecto la CNEE efectúa el análisis y la
verificación del cumplimiento de los índices de calidad, a
efectos de incentivar el cumplimiento de tolerancias y la
aplicación de indemnizaciones por la transgresión a los
mismos.
La información contenida en el presente apartado, se
generó por los Distribuidores y trasladada a la Comisión
Nacional de Energía Eléctrica de acuerdo a la
Metodología para el Control de la Calidad del Producto
Técnico de Distribución (Resolución CNEE-38-2003).
Toda la información remitida está sujeta al resultado de
los procesos de revisión y auditoría que la CNEE efectúa
de acuerdo a sus facultades, puede existir variaciones en
los valores presentados.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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3.1 Producto Técnico
3.1.1 Regulación de Tensión
El control del parámetro de regulación de tensión se
realiza por medio del Sistema de Medición y Control de la
Calidad del Servicio Energía Eléctrica, mediante la
ejecución de mediciones monofásicas o trifásicas, las
cuales son sorteadas por la CNEE mensualmente entre
los usuarios conectados a cada circuito de distribución,
según el nivel de tensión de los usuarios, estas
mediciones son ejecutadas por el Distribuidor, CNEE
supervisa mensualmente la ejecución de una muestra de
estas mediciones a efecto de garantizar la integridad de
la información.
Como resultado de lo establecido en las NTSD, CNEE
procedió a evaluar y analizar cada una de las mediciones
presentadas por el Distribuidor, las mismas se realizaron
con la formula y los criterios establecidos en las NTSD,
dando como resultado lo siguiente:
Tabla 1. Mediciones de regulación de tensión
Mediciones
1er Semestre 2015 2do Semestre 2015
Realizadas Fuera de
tolerancia Realizadas
Fuera de
tolerancia
EEGSA 1250 1 1344 0
DEOCSA 802 151 817 182
DEORSA 731 94 734 116
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
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Gráfica 7. Mediciones Regulación de Tensión- por Distribuidor (cantidad de mediciones realizadas y fuera de tolerancia, porcentaje fuera de tolerancia)
La gráfica anterior muestra el número de mediciones
realizadas por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en cada
uno de los semestres del año 2015, adicionalmente se
muestra el número total de mediciones fuera de
tolerancia en color corinto, así como el porcentaje que
representa en los puntos de color naranja, la cantidad de
mediciones se calcula en función de los circuitos que
poseen los Distribuidores. La gráfica denota que EEGSA
posee un mayor número de circuitos y por ende debe
efectuar más mediciones, adicionalmente efectúa las
mediciones para los puntos obligatorios y adicionales
remitidos por CNEE.
Adicional al análisis por cantidad de mediciones
efectuadas y mediciones fuera de tolerancia CNEE
efectuó, en informes anteriores, análisis de indicadores
por regiones, a continuación se presenta los resultados
de mediciones fuera de tolerancia por región.
Gráfica 8. Mediciones Fuera de Tolerancia - Regulación de Tensión
12501344
802 817731 734
1 0151 182
94 116
0.1% 0%
19%
22%
13%16%
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1er Sem 2015 2do Sem 2015 1er Sem 2015 2do Sem 2015 1er Sem 2015 2do Sem 2015
EEGSA DEOCSA DEORSA
Mediciones realizadas Fuera de Tolerancia % Fuera de Tolerancia
4
5060
72
34
206
93
25
0
50
100
150
200
250
Región I Región II Región III Región IV Región V Región VI Región VII Región VIII
Can
tid
ad
de M
ed
icio
nes
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De la información presentada en la gráfica se determina
que la región I es la región con menos mediciones fuera
de tolerancia, las regiones IV, VI y VII son las que
registran un mayor número de mediciones fuera de
tolerancia.
Plan de Mejora de Calidad de Producto Técnico
A inicios de 2013 DEOCSA y DEORSA, presentaban un
número acumulado considerable de mediciones que
transgredían la tolerancia al indicador de Regulación de
Tensión, se cuenta con un historial desde el año 2006,
fue por ello que CNEE requirió que presentaran un plan
para ejecutar acciones a efecto de corregir los puntos
con transgresión a la Calidad de Producto Técnico.
Como resultado de este requerimiento, los Distribuidores
entregaron a CNEE un plan de mejora que inició en 2013
y se encuentra actualmente en ejecución, el resultado de
este plan cambió la tendencia de acumulación de puntos
fuera de tolerancia de años anteriores que no eran
corregidos, obteniendo los resultados siguientes:
Gráfica 9. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de Tolerancia DEOCSA - Regulación de Tensión
Gráfica 10. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de Tolerancia DEORSA - Regulación de Tensión
172
320
532
744
929
1169
1292
1422 1422
1556 1556
1683
1783 1783
1897
2048
2230
172
320
532
744
929
1169
1292
1422
1022
1156
1027
1154
12541174
1288
1431
1549
0
500
1000
1500
2000
2500
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
1e
r s
em
20
12
2d
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em
20
12
Blo
qu
e 1
Ma
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01
3
1e
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em
20
13
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p-2
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13
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20
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r s
em
20
15
2d
o s
em
20
15
Ca
nti
da
d d
e P
un
tos
Sin PlanDEOCSA
Con PlanDEOCSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
19/99
Los puntos que identifican Bloques, se refieren al envío
de pruebas por parte de los Distribuidores, de haber
efectuado las correcciones en los puntos con mala
calidad de Producto Técnico (Regulación de Tensión). La
evaluación del 1er y 2do Semestre de 2013 dio lugar a
incluir nuevas mediciones fuera de tolerancia resultantes
del proceso de control establecido en la normativa. A
inicios de 2014 se requirió un nuevo plan de mejora a
efecto de corregir los puntos fuera de tolerancia que
fueron identificados al 2do Semestre de 2013. Así
también en 2015 se requirió un nuevo plan de mejora
para los puntos fuera de tolerancia que fueron
identificados durante 2014.
Las gráficas anteriores muestran la tendencia del
acumulado de puntos que transgredían tolerancia para el
indicador de regulación de tensión, los colores claros
denota la tendencia de crecimiento semestral sin la
existencia de un plan de mejora. Se puede observar que
existe un cambio en la tendencia acumulativa de puntos
fuera de tolerancia, la cual está representada por los
colores obscuros.
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 (se
instalan en el poste de Distribución). Debido a que el
punto de medición de Calidad de Producto Técnico es el
poste donde se ubica la Red de Baja Tensión en el cual
se conecta la acometida del usuario sorteado, 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
posible que tengan una calidad que transgreda la
tolerancia de Calidad de Producto Técnico.
Tabla 2. Usuarios en dichas redes con puntos que transgreden la tolerancia
Distribuidor Sin Plan de Mejora
(Diciembre 2013)
Con Plan de Mejora
(Diciembre 2013)
EEGSA 0 0
DEOCSA 127,692 82,448
DEORSA 83,919 42,515
TOTAL 211,611 124,963
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
20/99
La CNEE calculó los indicadores globales de Calidad de
Producto Técnico para el año 2015, los mismos se
realizan con las formulas establecidas en las NTSD, la
normativa contempla el cálculo de los indicadores FEBB,
FEBPER, FEBnoPER, FEBPB y FEECB, sin embargo
únicamente establece tolerancia para el FEBnoPER, los
demás indicadores son utilizados para cálculos de la
indemnización.
A continuación se presenta un breve resumen de la
forma de cálculo de los indicadores Globales de Calidad
de Producto Técnico.
CNEE procedió a efectuar el cálculo del indicador global
FEBnoPER, con la información de las mediciones
remitidas mensualmente por los Distribuidores se
determinaron los siguientes porcentajes del indicador
FEBnoPER durante el primer y segundo semestre 2015,
la cual es el siguiente:
Gráfica 11. Indicador Global FEBnoPER
La tolerancia establecida en las NTSD para este
indicador es del 5% (Línea en color naranja), del cálculo
efectuado se puede determinar que los Distribuidores
EEGSA, DEOCSA y DEORSA no transgredieron la
tolerancia para el indicador FEBnoPER, en cada uno de
los semestres.
Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión fuera de
las tolerancias establecidas.
Este indicador hace referencia a la banda de desviación
que es más frecuente dentro del indicador FEBnoPER,
es decir del porcentaje de registros fuera de tolerancia se
0.04% 0.04%
3.77%4.13%
3.36% 3.38%
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
Primer Semestre 2015 Segundo Semestre de 2015
EEGSA DEOCSA DEORSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
21/99
hace una clasificación por bandas para determinar la
desviación del valor de tensión respecto a la tolerancia.
Tabla 3. Desviaciones en regulación de tensión
FEBPB Banda de
desviación en %
1er Semestre 2015
2do Semestre 2015
EE
GS
A
DE
OC
SA
DE
OR
SA
EE
GS
A
DE
OC
SA
DE
OR
SA
1 0% a 1% 60% 26% 33% 66% 27% 33%
2 1% a 2% 23% 21% 22% 19% 21% 22%
3 2% a 3% 8% 15% 14% 8% 13% 13%
4 3% a 4% 4% 9% 10% 2% 9% 9%
5 4% a 5% 1% 7% 7% 1% 6% 7%
6 5% a 6% 3% 5% 4% 1% 5% 5%
7 6% a 7% 1% 4% 3% 1% 4% 3%
8 7% a 8% 0% 3% 2% 0% 3% 2%
9 8% a 9% 0% 2% 1% 0% 3% 2%
10 9% a 10% 1% 2% 1% 1% 2% 1%
11 > 10% 0% 6% 3% 0% 8% 3%
Como se puede observar en la tabla presentada, los
Distribuidores DEOCSA y DEORSA presentan
desviaciones del más del 8%, lo que denota una mayor
variación en el nivel de tensión.
La gráfica a continuación presenta de forma agrupada y
por semestre el % de registros por banda fuera de
tolerancia.
Gráfica 12. Frecuencia Equivalente por Banda de Tensión fuera de las tolerancias establecidas
91.0%
62.0%
69.0%
93.6%
60.0%
67.9%
8.0
%
21
.0%
21
.0%
4.2
%
19
.7%
20
.7%
1.0
%
9.0
%
6.0
%
1.4
%
10
.3%
7.2
%
1.0
%
8.0
%
4.0
%
0.8
%
10
.0%
4.2
%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
EEGSA DEOCSA DEORSA EEGSA DEOCSA DEORSA
Primer Semestre 2015 Segundo Semestre 2015
0% a 3% de Desviación 3% a 6% de Desviación 6% a 9% de Desviación Mas de 9% de Desviación
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
22/99
3.1.2 Desbalance de Tensión en Servicios Trifásicos
Actualmente se cuenta con la información de puntos de
medición de Desbalance de Tensión de Servicios
Trifásicos, sin embargo el Distribuidor remitió en baja
tensión hasta el mes de Noviembre 2015, derivado de
una reunión sostenida con personal del Distribuidor, se
logró que reportaran a partir del mes de diciembre 2015,
las mediciones en Media Tensión, de conformidad con el
marco regulatorio, por lo que se contará con esta
información en el siguiente ejercicio del compendio
Estadístico.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
23/99
3.2 Servicio Técnico
3.2.1 Fallas de Larga Duración
Durante el año 2015, la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica mediante la Metodología para el Control de la
Calidad del Servicio Técnico, obtuvo los registros
graficados a continuación; en los cuales se observa un
incremento abrupto de interrupciones de larga duración
en los meses de mayo a agosto en la red de DEOCSA,
afectó drásticamente a los usuarios regulados y
conectados a dicha red. Así mismo, puede observarse la
variación de la presencia de fallas de larga duración en la
red de DEOCSA, con una desviación de 11.74
interrupciones superiores a 48 horas respecto de la
media de los registros obtenidos. En cuanto a DEORSA,
se observa la recurrente presencia de interrupciones en
la red, con una desviación de 4.3 interrupciones de larga
duración respecto de la media de los datos presentados.
Gráfica 13. Interrupciones mayores a 48 horas durante el año.
Los departamentos más afectados por las fallas de larga
duración se presentan a continuación:
0 0 0 0 0 0 0 0 01
0 01
0
97
20
15
41
18
3 3
9
13
0
5
9
1314
1211
910
43
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
EEGSA DEOCSA DEORSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
24/99
Gráfica 14. Interrupciones superiores a 48 horas presentadas durante el año 2015
3.2.2 Causas de Interrupciones que invocaron
Fuerza Mayor
En conformidad con la Ley General de Electricidad, su
reglamento y las Normas Técnicas emitidas por la CNEE,
se realizó la evaluación de interrupciones solicitadas por
causa de Fuerza Mayor, lográndose establecer los
porcentajes que rigen las causas invocadas por EEGSA,
DEOCSA y DEORSA.
Gráfica 15. Causas de Interrupciones Solicitadas por Fuerza Mayor EEGSA 2015
Gráfica 16. Causas de Interrupciones de Solicitadas por Fuerza Mayor DEOCSA 2015
1
1
1
2
5
5
6
6
7
10
11
17
18
20
22
25
30
31
SOLOLA
CHIQUIMULA
GUATEMALA
JUTIAPA
QUICHE
ZACAPA
BAJA VERAPAZ
EL PROGRESO
IZABAL
HUEHUETENANGO
PETEN
ESCUINTLA
QUETZALTENANGO
SUCHITEPEQUEZ
SANTA ROSA
RETALHULEU
SAN MARCOS
ALTA VERAPAZ
CANTIDAD DE INTERRUPCIONES
46.0%
22.1%
0.5%
3%
28.6%
Actuación deprotecciones delsistema de transmisión
Daños por terceros
Fenómenos naturales
Restricción sistema detransporte / generación
Vegetación
9.0%1.7%
2.25%
10.6%
0.6%
7.3%
0.85%
30.9%
6.48%
4.4%
13.0%
Actuación de protecciones delsistema de transmisión
Animales
Condiciones climáticas
Daños por terceros
Descargos programados
Falta de poda ymantenimiento
Fenómenos naturales
Mal dimensionamiento delsistema de aislamiento
Manipulación en la red
Restricción sistema detransporte / generación
Vegetación
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
25/99
Gráfica 17. Causas de Interrupciones de Solicitadas por Fuerza Mayor DEORSA 2015
Ilustración 1. Georeferencia de puntos de interrupciones.
A través del Plan Integral 2015, el cual contempla los
objetivos de la calidad del servicio técnico, se alcanzó el
consenso sobre los aspectos a evaluar y con el fin de
velar por la estabilidad y sostenibilidad del subsector
eléctrico de Guatemala, se implementó e íntegro el
Programa de Georreferencia de causas de
interrupciones, contemplando la falta de poda o
mantenimiento y mal dimensionamiento del aislamiento.
5% 2% 0%
5%
24%
0%
39%
9%5%
11%
Actuación de proteccionesdel sistema de transmisión
Animales
Condiciones climáticas
Daños por terceros
Falta de poda ymantenimiento
Fenómenos naturales
Mal dimensionamiento delsistema de aislamiento
Manipulación en la red
Restricción sistema detransporte / generación
Vegetación
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
26/99
3.3 Calidad del Servicio Comercial del Distribuidor
Proteger los derechos de los usuarios del servicio de
energía eléctrica es una de las funciones que la Ley
General de Electricidad le otorga a la Comisión Nacional
de Energía Eléctrica A su vez, el artículo 106 del
Reglamento de la Ley General de Electricidad establece
la obligatoriedad de los Distribuidores a la atención de los
reclamos y quejas de los usuarios de su área de
cobertura. Para ello, la normativa vigente establece que
uno de los parámetros para medidor la calidad del
servicio eléctrico es la Calidad del Servicio Comercial.
A su vez, la Calidad del Servicio Comercial se sub-divide
es tres parámetros, que son Reclamos de los
Consumidores, Facturación y Atención al usuario
En 2015, la Comisión, realizó el cálculo de indicadores
de calidad Comercial de cada uno de los parámetros
establecidos en el Reglamento de la Ley General de
Electricidad.
En este apartado de muestran las estadísticas de los
Distribuidores con más de 100,000 usuarios.
3.3.1 Reclamos
La posibilidad de efectuar un reclamo es un derecho de
los usuarios, protegido por diversas leyes y normativas,
estos pueden expresar su disconformidad cuando
consideran que el servicio eléctrico recibido o la atención
a sus gestiones no cumplen con sus expectativas debido
a errores por parte de los Distribuidores de energía
eléctrica en Guatemala. Los indicadores relacionados a
reclamaciones son: Porcentaje de Reclamos, Tiempo
Promedio de Procesamiento de Reclamos, Tiempo
Medio, Solicitudes de Servicios Nuevos que no
Requieren Modificación de Red, Solicitudes de Servicios
Nuevos que Requieren Modificación de Red,
Reconexiones y Facturación Errónea.
Previo a mostrar los resultados de la evaluación de
indicadores de Calidad del Servicio Comercial, a
continuación se muestran de forma gráfica los reclamos
por motivo que recibieron los Distribuidores de energía
eléctrica durante el año 2015.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
27/99
Gráfica 18. Reclamos recibidos en EEGSA
Cobros altos es el motivo que tiene la mayor cantidad de
reclamos con 792 durante el año 2015, Lectura Errónea
tiene 689 y Otros motivos con 351 respectivamente. Los
motivos de facturación errónea, cambio de nombre en
factura y alumbrado público son los que tienen la menor
cantidad de reclamos en EEGSA
Gráfica 19. Reclamos recibidos en DEOCSA
Interrupciones del servicio es el motivo que tiene la
mayor cantidad de reclamos con 23,254 durante el año
2015, seguido de fallas del contador con 20,299 y cobros
altos con 5,925 respectivamente. Los motivos de atraso
en conexión, mala atención en oficinas e inconformidad
con la tarifa, son los motivos que tienen la menor
cantidad de reclamos en DEOCSA
792
689
351
12383
52 40 32 19 18 14 13 11 8 8 6 5 4 3 2 2 2 1
Co
bro
s al
tos
Lect
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Fact
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os
23,254
20,299
5,925
3,065 2,762 2,036 703 144 116 104 29
Inte
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pció
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mo
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Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
28/99
Gráfica 20. Reclamos recibidos en DEORSA
En DEORSA, las Interrupciones del servicio es el motivo
que tiene la mayor cantidad de reclamos con 22,071
durante el año 2015, seguido de fallas del contador con
15,429 y cobros altos con 7,804 respectivamente. Los
motivos de atraso en conexión, mala atención en oficinas
e inconformidad con la tarifa, son los motivos que tienen
la menor cantidad de reclamos.
3.3.2 Porcentaje de Reclamos
Este indicador mide la cantidad de usuarios que
mostraron inconformidad a través de la presentación de
un reclamo, la periodicidad del índice es semestral y para
el cálculo se deben considerar todos los reclamos
recibidos por los Distribuidores de energía eléctrica en
periodo evaluado.
Gráfica 21. Porcentaje de reclamos
El indicador del porcentaje de Reclamos no superó la
tolerancia durante los semestres del año 2015, estando
abajo del cinco por ciento (5%) establecido en las NTSD.
22,071
15,429
7,804
2,766 2,184 2,141 993 120 93 61 37
Inte
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Re
cla
mo
s
0.11%
2.97%
4.37%
0.09%
2.75%
3.90%
0.00%
0.50%
1.00%
1.50%
2.00%
2.50%
3.00%
3.50%
4.00%
4.50%
5.00%
EEGSA DEOCSA DEORSA
Po
rce
nta
je
Primer Semestre 2015 Segundo Semestre 2015
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
29/99
3.3.3 Tiempo Promedio de Procesamiento de
Reclamos
El indicador del Tiempo Promedio de Procesamiento
Reclamos, mide el promedio de días en los que fueron
resueltos los reclamos de los usuarios, con un promedio
máximo de diez 10 días. La periodicidad del índice es
semestral y para el cálculo se deben considerar el plazo
entre la fecha de presentación y la fecha de resolución
de cada uno de los reclamos.
Gráfica 22. Tiempo promedio de procesamiento de
reclamos EE, DC y DR
Durante el primero y segundo semestres del año 2015, el
indicador del Tiempo Promedio de Procesamiento de
Reclamos no superó la tolerancia, estando debajo de los
diez (10) días establecido en las NTSD.
3.3.4 Precisión de la Medición del Consumo de
Energía Eléctrica
Las actividades relacionadas con este indicador inician
con la determinación de una muestra a verificar, el sorteo
se hace sobre los lotes del parque de medidores
reportados por los Distribuidores en el plan quinquenal y
luego en campo se verifica cada uno de los medidores
para establecer si cumple con el porcentaje de exactitud
establecido en las NTSD. En el caso de EEGSA, lo
hacen en el laboratorio y DEOCSA y DEORSA lo hacen
con medidor patrón.
2.83
2.24
3.15 2.99
2.44 2.89
-
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
EEGSA DEOCSA DEORSA
Día
s P
rom
ed
io
Primer Semestre Segundo Semestre
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
30/99
Gráfica 23. Verificaciones realizadas por los
Distribuidores
En relación a la verificación de medidores se observa
que EEGSA verificó 2,412 medidores que corresponde a
21 lotes del parque total de medidores, DEOCSA
verificará 2,309 medidores de 150 lotes y DEORSA
verificará 1,439 medidores de 113 lotes. Cabe mencionar
que DEOCSA y DEORSA todavía están realizando la
verificación de los medidores indicados a la fecha de la
publicación del informe estadístico.
3.3.5 Falta de Notificación de Interrupciones
Programadas
3.4 Calidad de Atención al Usuario
El objetivo de la verificación de la calidad de la atención
al cliente es garantizar que el Distribuidor provea a sus
usuarios una atención que cumpla lo estipulado en las
NTSD, el incumplimiento a los parámetros de calidad
establecidos dará lugar al pago de una indemnización al
Usuario y/o sanción al Distribuidor.
3.4.1 Solicitud de Conexión de Nuevos Servicios o
Ampliación de Potencia Contratada que no
requieren ampliación de Red
El indicador de solicitudes de servicios nuevos que no
requieren modificación de la red, mide el plazo de las
conexiones que realizan los Distribuidores, la conexión
debe efectuarse en un tiempo máximo de 28 días
contados a partir de que el solicitante realiza el pago del
depósito de garantía u otro pago, al exceder el plazo el
Distribuidor debe pagar una indemnización al usuario
afectado.
1,3
73
6
1,0
39
15
1,1
35
75
1,1
74
75
706
57
733
56
-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
Medidores Lotes Medidores Lotes
Primer Semestre 2015 Segundo Semestre 2015
Med
ido
res y
Lo
tes
EEGSA DEOCSA DEORSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
31/99
Gráfica 24. Conexiones de servicios nuevos sin
modificación por Distribuidor
EEGSA recibió 51,738 solicitudes de servicios nuevos
durante el 2015, y conectó 47,985. DEOCSA recibió
44,447 solicitudes y realizó 27,611 conexiones. DEORSA
recibió 41,438 solicitudes e hizo 22,990 conexiones.
3.4.2 Solicitud de Conexión de Nuevos Servicios o
Ampliación de Potencia Contratada que
requiere ampliación de Red
Las solicitudes de servicios nuevos que requieren
modificación de la red, son las que necesitan alguna
ampliación o modificación de la red del Distribuidor para
poder realizar la conexión por lo tanto el tiempo máximo
es de tres meses contados a partir de la fecha en que el
solicitante realiza el pago del depósito de garantía u otro
pago, al exceder el plazo el Distribuidor debe pagar una
indemnización al usuario afectado.
Gráfica 25. Conexiones de servicios nuevos con
modificación por Distribuidor
EEGSA, recibió 3,053 solicitudes de servicios nuevos
durante el año 2015, de las cuales conectó 2,823;
DEOCSA, recibió 8,617 solicitudes y realizó 3,675
25
,44
8
26
,29
0
23
,16
1
21
,28
6
22
,63
5
18
,80
3
25
,44
8
26
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0
13
,56
4
14
,04
7
11
,81
8
11
,17
2
23
,73
9
24
,24
6
13
,56
4
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7
11
,81
8
11
,17
2
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09
2,0
44
9,5
97
7,2
39
10
,81
7
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31
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre
EEGSA DEOCSA DEORSA
Solic
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Solicitudes del semestre Depósitos pagados Conectadas en plazo Pendientes de Conexión
1,57
8
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5
5,04
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3,57
0
3,28
1
2,43
6
1,57
8
1,47
5
1,95
5
1,96
8
1,14
0
1,56
0
1,46
7
1,35
6
1,95
5
1,74
0
1,14
0
1,38
8
41 119
3,09
2
1,83
0
2,14
1
1,04
8
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre
EEGSA DEOCSA DEORSASo
licit
udes
de
Serv
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uevo
s
Solicitudes del semestre Depósitos pagados Conectadas en plazo Pendientes de conexión
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
32/99
conexiones; DEORSA, recibió 5,717 solicitudes y realizó
2,528 conexiones.
3.4.3 Reconexiones
En los casos donde el Distribuidor realizó el corte del
suministro eléctrico, el usuario debe cancelar la deuda y
realizar el pago de la reconexión, el Distribuidor debe
realizar la reconexión en un plazo de 24 horas contadas
a partir de la fecha de pago, al exceder el plazo el
Distribuidor debe pagar una indemnización al usuario
afectado.
Gráfica 26. Cortes y reconexiones por Distribuidor
En relación a las reconexiones efectuadas durante el año
2015, se observa que en el área de cobertura de
EEGSA, pagaron 55,599 reconexiones; en DEOCSA,
pagaron 156,869 reconexiones y en DEORSA, 121,848.
En el caso de EEGSA realizó 718 reconexiones fuera del
plazo de 24 horas, DEOCSA realizó 6,211 fuera de plazo
y DEORSA realizó 12,523 reconexiones fuera de plazo.
3.4.4 Facturación Errónea
La factura consta de varias partes importantes que cada
usuario del servicio de energía eléctrica debe conocer, la
Comisión Nacional de Energía Eléctrica a través de la
Gerencia de Regulación de Calidad, verifica los
indicadores relacionados a este parámetro establecido
en el Reglamento de la Ley General de Electricidad y las
NTSD, los indicadores relacionados a este tema son
Facturación Errónea y Verificación de Medidores.
Las NTSD, establecen que los reclamos por errores en la
facturación deben quedar resueltos en la próxima factura
28,4
69
27,1
30
98,6
29
103,
988
78,5
63
87,1
34
28,4
69
27,1
30
71,9
61 84
,908
53,4
13
68,4
35
28,0
96
26,7
85
68,9
93 81
,466
48,0
61 60
,923
373
345 2,86
3
3,34
8
5,18
4
7,33
9
- - 105
19,1
74
168
18,8
72
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre
EEGSA DEOCSA DEORSA
Cor
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econ
exio
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Total de Cortes Reconexiones pagadas Reconexiones en plazo
Reconexiones fuera de plazo Pendientes de reconexión
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
33/99
y el Distribuidor debe indemnizar al Usuario afectado,
con el diez por ciento de la factura que motivó el reclamo.
Gráfica 27. Errores en la facturación
EEGSA, reportó durante el año 2015 un total de 688
reclamos por facturación procedentes y 420 reclamos
improcedentes, en el caso de DEOCSA, reporta en la
información regulatoria 3,148 procedentes y 11,371
improcedentes. DEORSA, reporta 4,488 procedentes y
11,194 reclamos dados como improcedentes.
Gráfica 28. Montos reclamados, refacturados e
indemnizados
En relación a los montos reclamados se observa que
EEGSA, recibió durante el año 2015 un monto de Q647,
896.78 en concepto de errores en facturación, DEOCSA
recibió Q1,397,436.29 y DEORSA un total de Q2,
703,861.21. A estos valores se les calculó el 10% en
concepto de indemnización a los usuarios afectados con
errores en facturación del servicio de energía eléctrica.
3.4.5 Tiempo Medio por causa de reclamo
El Tiempo Medio, también mide el promedio de días en
los que fueron resueltos los reclamos de los usuarios, sin
371
317
1,9
35
1,2
13
2,3
23
2,1
65
11
6
304
7,0
43
4,3
28
6,3
40
4,8
54
371
317
1,9
35
1,2
13
2,3
23
2,1
65
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre
EEGSA DEOCSA DEORSA
Re
cla
mo
s
Reclamos procedentes Reclamos improcedentes Total de usuarios a indemnizar
1_Semestre
2_Semestre
1_Semestre
2_Semestre
1_Semestre
2_Semestre
EE
GS
AD
EO
CS
AD
EO
RS
A
EEGSA DEOCSA DEORSA1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre
Monto reclamado Q269,257.05 Q378,639.73 Q808,629.78 Q588,806.51 Q1,414,571.97 Q1,289,289.24
Monto refacturado Q97,440.73 Q248,601.71 Q205,026.55 Q132,092.77 Q340,369.61 Q407,666.35
Monto a Indemnizar Q26,925.71 Q37,863.97 Q80,862.98 Q58,880.65 Q141,457.20 Q128,928.92
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
34/99
embargo lo hace por cada uno de los motivos de los
reclamos, el plazo también es de diez (10) días. Se
evalúa semestral y se deben agrupar los reclamos en los
diferentes motivos.
Gráfica 29. Tiempo medio de EEGSA
El Tiempo Medio de Empresa Eléctrica de Guatemala,
muestra que los reclamos por estimación de consumo
con 5.26 días promedio y fallas de transformador con
4.93 días, son los motivos que tienen el tiempo medio
más alto y el motivo de alumbrado público tiene el menor
tiempo con 0.90 días para resolverlo.
Gráfica 30. Tiempo medio de DEOCSA
En relación al Tiempo Medio de atención de reclamos por
motivo, se determinó que los reclamos por atraso en
conexión son los que tienen el tiempo medio más alto de
tiempo con 8.02 días y el motivo de “No Recibe Factura”
tiene 1 día para resolverlo.
5.2
6
4.1
9
3.5
2
3.4
1
3.3
1
3.0
0
2.9
2
2.7
0
2.7
0
2.5
0
2.4
9
2.4
9
2.4
1
2.3
6
2.3
3
2.0
1
1.9
3
1.9
3
1.6
3
1.2
7
1.1
9
1.1
2
4.0
0
4.9
3
4.7
7
3.3
8
0.9
4
2.9
8
3.3
5
2.4
2
2.4
3
2.9
2
2.9
3
2.1
4
2.0
8
2.3
3
2.3
6
2.4
9
2.1
4 3
.24
2.1
7
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0
4.5
1
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0
-
1.00
2.00
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4.00
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EEGSA Primer Semestre EEGSA Segundo Semestre
3.6
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1.8
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3
3.4
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2.8
8
3.0
2
2.4
6
2.2
1
2.0
9
0.8
7
8.0
2
5.9
0
4.5
4
3.3
9
3.2
8
3.0
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2.4
6
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0
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1.00
2.00
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Día
s
DEOCSA Primer Semestre DEOCSA Segundo Semestre
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
35/99
Gráfica 31. Tiempo medio de DEORSA
En el Distribuidor de Electricidad de Oriente, los reclamos
por mala atención en oficinas son los que tienen el
tiempo medio más alto con 5.99 días, seguido de corte
sin razón con 4.64 y el motivo de No Recibe Factura
tiene 0.93 días para resolverlo.
3.4.6 Notificación de Interrupciones Programadas
Las interrupciones del servicio que realizan los
Distribuidores como parte de una programación
establecida, deben ser anunciadas por el Distribuidor a
través de los medios de comunicación masivos por
ejemplo diarios de mayor circulación o radioemisoras de
mayor audiencia, también informarse de forma
personalizada a los Gobernadores Departamentales,
Alcaldes y hospitales Nacionales. La divulgación debe
realizarse con 48 horas de anticipación.
Gráfica 32. Interrupciones del servicio programadas por
Distribuidor
3.2
4
2.2
8
4.0
7
3.4
8
3.3
0
3.6
3
3.0
3
3.3
1
2.4
3 3
.53
1.0
6
5.9
9
4.6
4
3.5
6
3.3
4
3.1
5
2.7
5
2.7
0
2.4
6
2.4
0
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8
0.9
3
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DEORSA Primer Semestre DEORSA Segundo Semestre
51
93
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251
7181
51
93
222
251
7181
0
50
100
150
200
250
300
1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre 1_Semestre 2_Semestre
EEGSA DEOCSA DEORSA
Inte
rru
pci
on
es
Interrupciones Programadas Publicaciones de Interrupciones
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
36/99
EEGSA, realizó 144 interrupciones del servicio de forma
programada; DEOCSA, realizó 473 durante el año 2015 y
DEORSA efectuó 152 interrupciones programadas, el
total de interrupciones programadas que realizaron los
Distribuidores durante el primero y segundo semestre de
2015 fueron notificadas a los usuarios por los medios de
comunicación. La Comisión realiza verificaciones en
campo de esta actividad.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
37/99
3.5 Envíos de información Empresas Eléctricas
Municipales
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica por medio de
la Unidad de Apoyo a Empresas Eléctricas Municipales
EEMs, con el afán de que las 16 Empresas Eléctricas
Municipales que prestan el servicio de distribución final a
sus usuarios cumplan con las obligaciones contenidas en
la Norma Técnica del Servicio de distribución implementó
un plan de apoyo y seguimiento a las mismas, el cual
contempla de manera general los siguiente:
Asesoría para el levantamiento del sistema de
distribución por parte de las EEMs.
Apoyo en la implementación del sistema de
Gestión de calidad, para la evaluación de los servicios
técnico y comercial y calidad del producto suministrado.
Ciclo comercial, en los aspectos de facturación y
aplicación adecuada de los pliegos autorizados.
Aspectos técnicos, como la reducción de pérdidas
y alumbrado público.
Tabla 4. Calificación de la información remitida por las EEMs, correspondiente al 2do semestre 2015.
Empresa Eléctrica Municipal
Comercial Producto
mensual semestral mensual semestral
Zacapa 45.1% 0.0% 66.8% 33.3%
Gualán 63.7% 38.0% 99.5% 100.0%
San Pedro Pinula 65.0% 36.0% 99.5% 100.0%
Jalapa 65.3% 37.0% 94.3% 76.7%
Puerto Barrios 56.9% 38.0% 93.5% 100.0%
Guastatoya 0.0% 0.0% 0.0% 33.3%
Quetzaltenango 1.2% 0.0% 0.0% 0.0%
Retalhuleu 64.9% 32.0% 95.6% 83.3%
San Pedro Sacatepéquez
59.3% 31.0% 100.0% 100.0%
Huehuetenango 49.8% 0.0% 0.0% 0.0%
Joyabaj 51.0% 0.0% 97.4% 33.3%
Santa Eulalia 20.4% 0.0% 0.0% 0.0%
Tacaná 26.3% 0.0% 3.8% 0.0%
EMRE 59.5% 39.0% 96.9% 100.0%
San Marcos 51.0% 36.0% 98.7% 100.0%
Patulul 55.6% 32.0% 97.5% 100.0%
Nota: no incluye servicio técnico ya que se encuentra en
la etapa de validación del levantamiento del sistema de
distribución.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
38/99
3.5.1 Calidad Comercial
El objetivo de la medición de la Calidad del Servicio
Comercial es el de garantizar que el Distribuidor preste al
Usuario una atención pronta y adecuada a sus
requerimientos, quejas o reclamos, sin menoscabo de la
calidad del Servicio Eléctrico de Distribución.
Gráfica 33. Comparación con la información remitida por
las EEMs posterior al apoyo de la CNEE con relación a la
calidad del servicio comercial.
3.2%
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
0.6%
24.2%
22.6%
12.6%
16.5%
2.5%
17.6%
20.3%
24.1%
4.2%
0.0%
0.0%
0.6%
10.2%
13.1%
22.5%
24.9%
25.5%
43.5%
43.8%
45.2%
47.5%
48.5%
49.2%
50.5%
50.9%
51.1%
EEM Guastatoya
EEM Quetzaltenango
EEM Santa Eulalia
EEM Tacaná
EEM Zacapa
EEM Huehuetenango
EEM Joyabaj
EEM San Marcos
EH Patulul
EEM San Pedro Sacatepéquez
EEM Puerto Barrios
EHM Retalhuleu
EMRE
EEM San Pedro Pinula
EEM Gualán
EEM Jalapa
2S_2015 2S_2013
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
39/99
3.5.2 Calidad del Producto Técnico
La calidad del servicio de distribución se evalúa con
mediciones de varios parámetros, dentro de los cuales se
encuentra el nivel de tensión. El objetivo de medir el
nivel de tensión es el de calcular el indicador de
regulación de tensión, el cual luego pueda ser
contrastado con la tolerancia, de manera que pueda
concluirse respecto a cada medición si tiene o no mala
regulación de tensión, todo esto conforme a lo indicado a
las NTSD y la Resolución CNEE-38-2003. Es de esta
manera que las Empresas Eléctricas Municipales
realizan mensualmente la evaluación del producto
suministrado.
Gráfica 34. Mediciones con mala regulación de tensión
en las EEMs -2015.
1
1
1
1
5
12
0
11
10
2
2
5
9
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
18
24
24
EEM Tacaná
EEM Guastatoya
EMRE
EEM Gualán
EEM Jalapa
EEM Patulul
EEM San Pedro Sacatepéquez
EEM San Pedro Pinula
EEM Joyabaj
EEM San Marcos
EEM Zacapa
EEM Retalhuleu
EEM Puerto Barrios
Mediciones/año Supera Tolernacia
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
40/99
Gráfica 35. Mediciones con mala regulación de tensión
en las EEMs -2016.
En el año 2015 de un total de 192 mediciones sorteadas
y notificadas por CNEE a las EEMs que cuentan con
equipo de medición, existen 60 mediciones con mala
regulación de tensión por corregir. Al mes de abril de
2016 de un total de 192 al año, se tienen 10 mediciones
que superan las tolerancias y que es necesario corregir.
Gráfica 36. Comparación con información remitida por
las EEMs posterior al apoyo de la CNEE con relación a la
calidad del producto técnico.
2
1
0
1
0
2
0
2
1
0
0
1
0
2
12
12
12
12
12
12
12
12
12
24
24
24
EEM Jalapa
EEM Tacaná
EEM Guastatoya
EMRE
EEM Gualán
EEM Patulul
EEM San Pedro Sacatepéquez
EEM San Pedro Pinula
EEM Joyabaj
EEM San Marcos
EEM Zacapa
EEM Retalhuleu
EEM Puerto Barrios
Mediciones/año Supera Tolernacia
0.0%
0.0%
0.0%
0.0%
16.8%
44.9%
46.3%
0.0%
80.1%
77.2%
97.0%
98.5%
86.6%
97.9%
91.4%
95.8%
0.0%
0.0%
0.0%
1.9%
16.7%
50.1%
65.4%
85.5%
89.5%
96.7%
98.5%
98.8%
99.3%
99.8%
99.8%
100.0%
EEM Joyabaj
EEM San Pedro Sacatepéquez
EHM Retalhuleu
EMRE
EEM Huehuetenango
EEM Guastatoya
EEM Puerto Barrios
EEM Tacaná
EEM San Marcos
EEM Zacapa
EEM San Pedro Pinula
EEM Jalapa
EEM Gualán
EEM Quetzaltenango
EEM Santa Eulalia
EH Patulul
2S_2015 2S_2013
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
41/99
3.5.3 Calidad del Servicio Técnico
3.5.3.1 Procedimiento para el levantamiento del
sistema de distribución de las Empresas
Eléctricas Municipales
El objetivo principal es lograr que las EEMs cuenten con
un procedimiento para el levantamiento e identificación
de sus redes de distribución y para el pleno conocimiento
de sus usuarios, de manera que cuenten de manera
sistemática con la información básica necesaria para la
evaluación del servicio de distribución, indicado las
NTSD. Además con la implementación de este
procedimiento, como valor agregado estas empresas
contaran con la información necesaria para la
planificación, administración, gestión, operación y
análisis de redes tanto en sus circuitos primarios como
secundarios.
Y cuyos objetivos específico son los siguientes:
Establecer las condiciones generales del catastro
y la forma como deberán ser ejecutados los trabajos de
campo.
Brindar al personal de las EEMs un adiestramiento
teórico-práctico para el levantamiento de la información
de la red de distribución.
Que las EEMs cuenten con la información
necesaria para evaluar el estado de sus redes de
distribución por medio de simulaciones. Además de
contar con la información necesaria para una adecuada
gestión y planeación de la red de distribución.
Conocimiento pleno del usuario y el vínculo de red
(información básica necesaria para el cumplimiento
normativo).
Facilitar el cumplimiento normativo en las EEMs.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
42/99
Ilustración 2 Diagrama Red Distribución EEM Gualán Zacapa.
Empresas con el levantamiento finalizado, falta únicamente la validación de la información remitida a CNEE.
Tabla 5. Avance de las EEMs en cuanto al levantamiento del sistema de distribución.
EEM Km Red
MT
Km Red BT
Centros de Transforma-
ción
Us
ua
rio
s
Zacapa 150.00 0.00 947 645
Gualán 62.00 17.16 295 1,335
San Pedro Pinula
19.00 13.54 43 1,265
Jalapa 55.00 0.00 310 0
Puerto Barrios 195.41 0.00 1239 0
Guastatoya 0.00 0.00 485 0
Quetzaltenango 0.00 0.00 0 0
Retalhuleu 62.00 65.00 441 10,582
San Pedro Sacatepéquez
99.90 11.47 565 0
Huehuetenango 0.00 0.00 4 0
Joyabaj 253.00 10.00 451 978
Santa Eulalia 0.00 0.00 0 0
Tacaná 0.00 0.00 7 0
EMRE 72.00 80.00 192 4,031
San Marcos 83.00 6.61 346 1,000
Patulul 10.00 10.00 42 1,096
Total general 1,061.31 213.78 5,367 20,932
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
43/99
Ilustración 3 Diagrama Red Distribución EEM San Marcos.
El levantamiento del sistema de distribución es un
proceso definido por la Unidad de Apoyo a EEMs, con el
objetivo principal es asesorar a estos Distribuidores, para
que las mismas recaben con sus propios recursos la
información inicial necesaria para articular el
cumplimiento normativo al cual están sometidas.
Tabla 6. Avance del levantamiento del sistema de distribución por EEMs.
Empresa
Eléctrica
Km
Re
d M
T
Km
Re
d M
T
Ce
ntr
os
de
Tra
ns
form
ac
ión
Nú
me
ro d
e
Us
ua
rio
s
Av
an
ce
Quetzaltenango 0.0%
Huehuetenango 0.0%
Puerto Barrios 341.01 136.87 1,237
43.4%
Zacapa 150.00 947 645 18.0%
San Pedro Sacatepéquez
100.21 166.30 565 47.1%
Jalapa 55.00
310 23.3%
Retalhuleu 36.90 18.79 73 2,650 50.0%
Joyabaj 253.00 10.00 451 978 64.0%
San Marcos 83.45 17.58 346 39.3%
Guastatoya
0.0%
Gualán 58.65 24.62 297 48.8%
EMRE 83.77 79.59 195 4,343 76.3%
Santa Eulalia 0.0%
Tacaná 7
0.0%
San Pedro Pinula 8.17 18.96 43 1,265 87.77%
Patulul 9.97 13.77 42 760 85.5%
TOTAL 1,180 486 4,513 10,641 36.47%
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
44/99
En la tabla anterior se presenta la parte de información
que se validó por la CNEE, respecto a la totalidad de la
información levantada por cada Empresa Eléctrica
Municipal.
Gráfica 37. Porcentaje avance levantamiento sistema distribución de las EEMs.
Ilustración 4. Diagrama EEM San Pedro Sacatepéquez
0.0%0.0%
43.4%18.0%
47.1%23.3%
50.0%64.0%
39.3%0.0%
48.8%76.3%
0.0%0.0%
87.77%85.5%
0.0
%
10.0
%
20.0
%
30.0
%
40.0
%
50.0
%
60.0
%
70.0
%
80.0
%
90.0
%
100.0
%
QuetzaltenangoHuehuetenango
Puerto BarriosZacapa
San Pedro SacatepéquezJalapa
RetalhuleuJoyabaj
San MarcosGuastatoya
GualánEMRE
Santa EulaliaTacaná
San Pedro PinulaPatulul
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
45/99
3.5.3.2 Evaluación de las puestas a tierra instaladas
en la red de distribución en las Empresas
Eléctricas Municipales
Las gráficas muestran las mediciones realizadas por
EEM y las mediciones con mala regulación de tensión,
para las cuales el Distribuidor debe realizar alguna
adecuación en la red de distribución posterior a una
evaluación, de manera que el voltaje suministrado a esos
usuarios este dentro de tolerancia, además de acreditar
las indemnizaciones correspondientes.
Ilustración 5. Equipo GPS
Ilustración 6. Amperímetro de gancho
Ilustración 7. Centro de transformación
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
46/99
Las puestas a tierra fungen un papel principal dentro de
la red de distribución, ya que estas son un sumidero para
las fallas o rayos que incidan dentro de la misma,
además de servir de referencia y evitar variaciones de
voltaje. Por lo que esta Comisión realizó una campaña
de revisión y medición en las tierras de las distintas
Empresas Eléctricas Municipales, de manera que puedan
evaluarse las mismas. En las NTDOID, en el artículo
33.1 se indica que la resistencia de una conexión
individual a través de un electrodo deberá ser lo más
cercana a 25 ohmios, y cuando la resistencia sea mayor
de este valor, deberá utilizarse dos o más electrodos
hasta reducirlo a un valor aceptable.
La gráfica muestra que de las 35 evaluaciones realizadas
en las distintas EEMs, deben ser mejoradas 6 puestas a
tierra ya que tienen una resistencia mayor de 25 ohm.
Ilustración 8. Ubicación Puestas a Tierra Evaluadas.
Gráfica 38. Evaluación de puestas a tierra en las EEMs.
4
12
9
6
4
2
1
2
1
0
Patulul
Puerto Barrios
San Marcos
San Pedro Pinula
San Pedro Sacatepéquez
>25 ohm Evaluaciones
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
47/99
4 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y
Operación de Instalaciones de Distribución
Las empresas prestadoras del Servicio de Distribución
Final, deben cumplir con lo estipulado en la normativa
vigente, tanto en lo relacionado con los parámetros de
Calidad de Servicio, como en lo estipulado en la Normas
Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de
Distribución –NTDOID-, la cual está contenida en la
Resolución CNEE-47-99.
Las normas NTDOID, abarcan aspectos relacionados
con la seguridad de las personas, bienes y continuidad
del servicio y establece obligaciones a los Distribuidores
para las actividades de diseño, operación y
mantenimiento, etc., aplicable a líneas de distribución y
subestaciones.
La Comisión desarrolló procedimientos para velar por el
cumplimiento de dicha norma, requiriendo información
relacionada con los mantenimientos efectuados en las
instalaciones de distribución y realiza actividades de
fiscalización muestral a efecto de establecer indicadores
que permitan determinar el estado de las redes de
distribución y su relación con la calidad del servicio
estipulada en la norma técnica de calidad NTSD.
Gráfica 39. Actividades de mantenimiento en líneas de
Media Tensión.
*La información de EEGSA se encuentra actualizada
hasta el mes de Noviembre 2015.
La gráfica anterior representa la cantidad de actividades
de mantenimiento al equipo eléctrico instalado en líneas
de distribución de Media Tensión reportadas por los
Distribuidores. Dentro de las actividades reportadas se
puede encontrar: aplomado de postes, anclajes, cambio
2,100
3,757
3,403
1,644 1,722 1,785
2,887
2,469
1,181
3,557
2,144 2,068
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
EEGSA
DEOCSA
DEORSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
48/99
de aisladores, cambio de fusible, cambio de pararrayos,
mejora de tierras, entre otras.
4.1 Monitoreo de Mantenimientos de Distribución
CNEE realizó la fiscalización integral al cumplimiento en
las Redes de Distribución al marco regulatorio vigente
relacionado con la normativa NTDOID, en los temas de
operación y mantenimiento de las instalaciones de red de
los Distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA.
Tabla 7. Actividades de mantenimiento a líneas de Media Tensión.
EEGSA DEOCSA DEORSA
Tip
o d
e
ma
nte
nim
iento
(%)
Pre
ve
ntivo
Corr
ectivo
Pre
ve
ntivo
Corr
ectivo
Pre
ve
ntivo
Corr
ectivo
46% 51% 30% 70% 11% 89%
Po
da
Tra
mo
s
15,835 - - - - -
km
- - - 3,365.21 - 4,951.63
Insp
ecció
n
Tra
mo
s
- 129 - - - -
km
- - 3,128 - 2,168 -
Activid
ades
div
ers
as
Unid
ad
5,342.96 5,561.04 1,606.80 3,749 984.5 7,965.50
Total de circuitos
con actividad
184 de 191 123 de 134 122 de 126
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
49/99
Con relación al mantenimiento de poda y tala de
arbolado y la inspección de línea correspondiente a
EEGSA la información se presenta en apartados
separados ya que la información reportada se encuentra
en unidades diferentes, debido a la metodología de
trabajo que ésta maneja, actualmente se está realizando
una serie de reuniones de trabajo con EEGSA, DEOCSA
y DEORSA con el objetivo de estandarizar la información
remitida y desarrollar los perfiles generales de
mantenimiento.
Planes de mantenimiento anual de Distribución
Se presenta resumidamente la información de
mantenimiento reportado por EEGSA, DEOCSA y
DEORSA, en cumplimiento al artículo 34.3 de la norma
NTDOID. Se observa en esta tabla datos de actividades
de mantenimientos realizados durante el año, los cuales
se han desglosado en preventivos y correctivos. Así
mismo se han catalogado los datos en tres rubros, como
lo son: Poda y tala de arbolado, inspección de línea, y
actividades de mantenimiento de equipos de línea, tales
como postes, fusibles, aisladores, retenidas, tierras, hilos
de guarda, etc.
Gráfica 40.Tipo de mantenimiento realizado en las
instalaciones de red de Media Tensión
La gráfica presenta información en cuanto al peso del
tipo de mantenimiento que realizaron DEOCSA,
DEORSA y EEGSA a sus redes de distribución de media
tensión, se puede observar que el mantenimiento
correctivo realizado por DEORSA representa el 89%,
5,343
1,607
985
5,561
3,749
7,966
0% 25% 50% 75% 100%
EEGSA
DEOCSA
DEORSA
PREVENTIVO CORRECTIVO
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
50/99
para DEOCSA el 70% y para EEGSA el 51% del total de
actividades reportadas.
Se observa, según la información reportada, la
distribución anual de la poda y tala de arbolado realizada
por los Distribuidores. En DEOCSA existe una mayor
actividad en el segundo trimestre. En el caso de
DEORSA se observa una mayor actividad en el primer y
tercer trimestre y en EEGSA se observa un incremento
durante el año en la realización de dicha actividad.
Gráfica 41. Control mensual de poda y tala de arbolado
2,580 2,373
4,853
6,029
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de poda de vegetación (tramos)
EEGSA
963
1,204
633 565
2,031
1,118 1,274
528
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de poda de vegetación (km)
DEOCSA DEORSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
51/99
Gráfica 42. Actividades de inspección de línea por
trimestre
La gráfica muestra los kilómetros reportados con relación
a la actividad de inspección de línea media tensión por
parte de DEOCSA realizó 3,128 km de inspección de
línea y DEORSA inspeccionó 2,168 km. EEGSA por su
parte desglosa su actividad de inspección de línea en
diferentes actividades de inspección de equipo.
23
362
926
1,818
176
526 648
818
-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de Inspección de Linea (km)
DEOCSA DEORSA
17
34 35
43
-
5 10 15
20
25
30
35 40 45
50
1er trimestre 2do trimestre 3er trimestre 4to trimestre
Control de actividades de Inspección (unidades)
EEGSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
52/99
Tabla 8. Actividades de mantenimiento reportadas por
DEOCSA y DEORSA
Tipo de mante-
nimiento Actividad
Eje
cu
ció
n
DE
OC
SA
Eje
cu
ció
n
DE
OR
SA
Unidad
Pre
ve
ntivo
Inspección de línea 3,128 2,168 km
Anclajes 219 398 Unidades
Aplomado de postes 234 244 Unidades
Cambio de cruceros 381 240 Unidades
Cambio de cortacircuitos 355 174 Unidades
Limpieza de conductores 251 52 km
Medición de tierras 380 285 Unidades
Mejora de tierras 973 618 Unidades
Reconductorado - - km
Protección de postes - - Unidades
Retranqueos 94 109 Unidades
Poda de vegetación - - km
Limpieza subestación - - Unidades
Cambio de centros transformación
640 654 Unidades
Revisión de centros transformación y suministros
- - Unidades
Cambio de fase de centros de transformación
- - Unidades
Mantenimiento Preventivo Subestación
- - Unidades
Limpieza de aisladores 322 793 Unidades
Correctivo
Traccionar conductor - - km
Cambio de Bushing Media Tensión
- - Unidades
Cambio de Fusible 370 304 Unidades
Tipo de mante-
nimiento Actividad
Eje
cu
ció
n
DE
OC
SA
Eje
cu
ció
n
DE
OR
SA
Unidad
Reparación de línea rota - - Unidades
Cambio de Retenidas 213 65 Unidades
Cambio de conductor por deterioro.
27.55 17.75 km
Substituir capacitor - - Unidades
Substituir regulador - - Unidades
Maniobras de reposición del servicio
- - Unidades
Retensado de retenidas 127 163 Unidades
Cambio de Bushing Baja Tensión
- - Unidades
Cambio de Bajadas de centro de transformación
- - Unidades
Reparación de Acometida
111 1970 Unidades
Mantenimiento acometida por falso contacto
- - Unidades
Sustituir aceite del transformador
- - Unidades
Cambio puente auxiliar - - Unidades
Preventivo y correctivo
Cambio de aisladores 2831 1383 Unidades
Cambio de postes 586 901 Unidades
Cambio de pararrayos 127 50 Unidades
Cambio de Conectores 478 429 Unidades
La tabla anterior muestra el desglose de actividades de
mantenimiento reportadas por DEOCSA y DEORSA
mediante los procesos definidos para tal fin.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
53/99
Tabla 9. Actividades de mantenimiento reportadas por
EEGSA T
ipo
de
ma
nte
nim
iento
Actividad de mantenimiento Media Tensión
Ejecución EEGSA (unidades)
Corr
ectivo
Cambio de fusible 37 Cambio de Recloser 1 Instalación de conductor 8 Instalación de cortacircuitos y portafusibles
8
Instalación de transformador 72 Reparación de aislador 165 Reparación de conductor 1574 Reparación de cortacircuitos 450 Reparación de fusible 262 Reparación de pararrayos 116 Reparación de poste 2 Reparación de reconectador 5 Reparación de Seccionalizador 16 Reparación de transformador 1755
Pre
ve
ntivo Cambio de aislamiento 1
Cambio de banco de capacitores 1 Cambio de crucero 638 Cambio de extensión primaria 30 Cambio de herrajes 4 Cambio de soporte y/o aislador 1532
Tip
o d
e
ma
nte
nim
iento
Actividad de mantenimiento Media Tensión
Ejecución EEGSA (unidades)
Instalación de ancla 102 Instalación de cortacircuito o seccionador
15
Instalación de pararrayos 289 Instalación de poste 29 Instalación de puentes 2 Instalación de puesta a tierra 2 Mantenimiento de seccionador 1 Reparación de tirante aéreo 178
Pre
ve
ntivo
y
Corr
ectivo
Cambio de aislador 1027 Cambio de conductor 823 Cambio de cortacircuitos 164 Cambio de pararrayos 228 Cambio de poste 810 Cambio de transformador 556
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
54/99
Tabla 10. Actividades de mantenimiento reportadas por
EEGSA en líneas de baja tensión.
Tipo mantenimiento
Actividad de mantenimiento Baja Tensión
Ejecución EEGSA
Preventivo Aplomado de poste 7
Cambio de soporte secundario 641
Correctivo
Cambio de acometida 85
Cambio de aislador 19
Cambio de contador 81
Cambio de poste 222
Instalación de acometida 6
Instalación de conductor 12
Instalación de contador 3
Reparación de acometida 8082
Reparación de aislador 74
Reparación de conductor 1540
Reparación de contador 251
Preventivo y Correctivo
Cambio de conductor 364
La ejecución actual de las actividades de operación y
mantenimiento se refleja en forma directa en los
indicadores de calidad de servicio establecidos en la
normativa técnica correspondiente. La CNEE realiza
acciones a efecto de incentivar la realización de
mantenimientos en red que signifiquen una mejora en la
calidad de servicio prestado.
4.2 Análisis del Estado de las Redes de Distribución
Con el propósito de estimar el estado de las redes, se
efectuó el análisis del estado de las instalaciones de
EEGSA, DEORSA y DEOCSA a través de la auditoría a
una muestra aleatoria de los tramos de Media Tensión
reportados por las mismas, calculando una muestra
estadística con un 10% de error. Posteriormente, se
efectuó el sorteo de los tramos a auditar y fiscalizadores
de la Comisión visitaron dichos tramos durante el
transcurso del año, obteniendo resultados acumulados y
un resultado final en el mes de diciembre.
Durante la fiscalización a cada tramo, se verificó el
cumplimiento a la Normativa de Diseño y Operación de
las Instalaciones de Distribución (NTDOID), obteniendo
para cada actividad efectuada una evaluación de
cumplimiento por tramo de distribución en media tensión.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
55/99
A inicios del año 2016, como complemento a la actividad
de fiscalización efectuada, se requirió a los Distribuidores
presentar el plan de adecuación de los incumplimientos
encontrados y mejorar los programas de mantenimiento
en sus redes de distribución.
Tabla 11. Resultado de la fiscalización de tramos.
% Incumpli-
miento Incumpli-mientos
Tramos Fiscalizados
1º Trimestre 37% 10 27
2º Trimestre 67% 37 55
3º Trimestre 55% 18 33
4º Trimestre 67% 60 89
Acumulados 61% 125 204
La tabla anterior muestra la cantidad de tramos
fiscalizados por trimestre para EEGSA, DEOCSA y
DEORSA y la cantidad con hallazgos de
incumplimientos. En total se fiscalizaron 204 tramos de
media o baja tensión, los hallazgos de incumplimientos
normativos encontrados fueron 125, lo cual representa
un 61% del total fiscalizado.
Tabla 12. Resultados de la auditoría por Distribuidor
para determinar el estado de las instalaciones.
Distribuidor Tramos fiscalizados que presentaron incumplimientos
EEGSA 46%
DEOCSA 69%
DEORSA 69%
La CNEE está efectuando las actividades de seguimiento
que corresponden para mejorar el cumplimiento
normativo de los Distribuidores, habiendo requerido un
plan de mejora a inicios de 2016 para subsanar los
incumplimientos del año anterior y, recomendando
efectuar mejoras en los planes de mantenimiento de los
Distribuidores.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
56/99
Ilustración 9. Mapa de ubicación geográfica de hallazgos de incumplimientos NTDOID.
|
El mapa anterior, muestra los hallazgos de
incumplimientos a la normativa NTDOID derivado de
diversas actividades efectuadas. A continuación, se
incluye un detalle de los hallazgos de incumplimientos
NTDOID, resultado de las actividades de fiscalización
que se llevó a cabo.
Tabla 13. Hallazgos de Incumplimientos NTDOID
encontrados durante las fiscalizaciones.
Departamento
Cantida
d d
e
tram
os
fiscaliz
ados
Cantida
d d
e
tram
os c
on
incum
plim
iento
% d
e
Incum
plim
iento
Halla
zgos
adic
iona
les
Alta Verapaz 15 11 73% 13
Chimaltenango 3 1 33% 0
Chiquimula 3 2 67% 5
El Progreso 1 1 100% 0
Escuintla 12 3 25% 4
Guatemala 53 28 53% 35
Huehuetenango 10 9 90% 9
Izabal 10 7 70% 7
Jalapa 1 1 100% 0
Jutiapa 16 11 69% 16
Mazatenango 0 0 0% 2
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
57/99
Departamento
Cantida
d d
e
tram
os
fiscaliz
ados
Cantida
d d
e
tram
os c
on
incum
plim
iento
% d
e
Incum
plim
iento
Halla
zgos
adic
iona
les
Petén 13 9 69% 101
Quetzaltenango 11 3 27% 12
Quiché 15 14 93% 5
Retalhuleu 1 1 100% 8
Sacatepéquez 3 0 0% 0
San Marcos 7 6 86% 17
Santa Rosa 5 4 80% 19
Sololá 2 1 50% 0
Suchitepéquez 16 9 56% 200
Totonicapán 3 3 100% 2
Zacapa 4 1 25% 1
204 125
456
La tabla anterior presenta los resultados por
departamento del análisis del cumplimiento a la
normativa NTDOID. Puede observarse la cantidad de
tramos que presentaron incumplimiento y su relación con
los tramos sorteados para cada departamento.
La totalización de hallazgos incluye una la fiscalización
muestral, y puntos adicionales en la red, que ameritaran
corrección por parte de los Distribuidores.
Tabla 14. Tipo de Hallazgos NTDOID derivados de la
fiscalización muestral
Tipo de Incumplimientos Hallazgos
2015 Peso de los hallazgos
Poste inclinado 36 6.2%
Invasión de vegetación MT 238 40.8%
Invasión de vegetación BT 139 23.8%
Invasión de vegetación MT/BT 137 23.5%
Neutral reventado 1 0.2%
Pararrayos Quemado 1 0.2%
Cable de retenida suelto 1 0.2%
Aislador doblado MT 1 0.2%
Transformador derramando aceite 2 0.3%
Cable MT Bajo 3 0.5%
Línea de MT sin aislador 1 0.2%
Poste quebrado 5 0.9%
Línea fuera de aislador 4 0.7%
Pararrayos Dañado 4 0.7%
Cables bajos BT 3 0.5%
Fusible en mal estado 1 0.2%
Poste en mal estado 2 0.3%
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
58/99
Tipo de Incumplimientos Hallazgos
2015 Peso de los hallazgos
Cable de MT Dañado 1 0.2%
Invasión de Distancia de Seguridad 1 0.2%
Crucero en mal estado 2 0.3%
La tabla muestra los diferentes tipos de incumplimientos
encontrados durante la fiscalización muestral y los
hallazgos adicionales encontrados. Estos hallazgos han
sido notificados a los Distribuidores para realizar las
adecuaciones correspondientes.
4.2.1 Seguimiento Plan de Mejora 2015– EEGSA, DEOCSA y
DEORSA
En el año 2015, se solicitó a los Distribuidores la
corrección de 231 incumplimientos a las Normas
Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de
Distribución. Se presentan las ubicaciones de los
incumplimientos y los resultados finales del plan.
La imagen muestra en forma geográfica la ubicación de
los Hallazgos NTDOID que formaron parte del plan 2015
de EEGSA, DEORSA y DEOCSA.
Ilustración 10. Mapa de ubicación de los 231 incumplimientos NTDOID del año 2014.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
59/99
5 Cumplimiento Normas Técnicas de Diseño y
Operación de Instalaciones de Transporte
Las personas individuales o jurídicas que tengan relación
con diseño, construcción, supervisión, operación y
mantenimiento de las instalaciones del Servicio de
Transporte de Energía Eléctrica, deben cumplir con lo
estipulado en la normativa vigente, tanto en lo
relacionado con los parámetros de Calidad de Servicio,
como en lo estipulado en la Normativa de Diseño y
Operación del Sistema de Transporte –NTDOST-, la cual
está contenida en la Resolución CNEE-49-99.
La normativa NTDOST posee la particularidad de aplicar
conceptos específicos según el nivel de tensión, lo cual
significa que se aplica de la normativa NTDOID, en los
casos en que aplique.
La Comisión desarrolló en los últimos años,
procedimientos para velar por el cumplimiento de la
norma NTDOST por parte de los Transportistas,
requiriendo información relacionada con los
mantenimientos efectuados en sus instalaciones y realiza
actividades para incentivar el cumplimiento normativo, y
la confiabilidad del sistema.
5.1 Monitoreo de Mantenimientos de Transmisión
Se realizaron actividades para velar por el cumplimiento
de la normativa NTDOST por medio del monitoreo de
mantenimientos de EPR, TRELEC, TRANSNOVA,
RECSA, DEGT, TREO, TRECSA y ETCEE.
Se abarca el control para las actividades de operación y
mantenimiento de las instalaciones de líneas,
subestaciones y equipo de protección de los diferentes
transportistas. La información analizada, cuyos
resultados se presentan en esta sección, proviene de
datos remitidos por los transportistas a CNEE por vía
electrónica, dando a conocer en forma general y
resumida los datos de mantenimiento realizado por los
transportistas.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
60/99
Tabla 15. Acumulado de actividades de mantenimiento
realizado por los transportistas.
E
TC
EE
TR
ELE
C
EP
R
TR
EO
DE
GT
TR
AN
SN
OV
A
RE
CS
A
TR
EC
SA
Lín
eas
Poda 385.5 21.67 42.09 40.65 - 23.98 0.72 148.58
Inspección 8,751 384 283 984 4 31 72 987
Mtto 8,484 355 113 1,205 - 3 134 15
Medición 9,252 5 422 246 - - 155 3
Subesta
-
cio
nes Inspección 5,962 3,352 2,566 7,022 254 3 1,010 6,679
Mtto 1,064 5,364 14 471 - 35 152 9
Medición 972 1,303 80 359 - 42 59 2
Pro
teccio
-nes
Inspección 1,500 95 992 2,048 375 12 30 3,236
Mtto 1,074 17 - 336 - 50 15 7
Medición 1,445 152 305 537 - - 6 24
Dimensionales:
Poda (km), Inspección (km), Mantenimiento (unidades) y
Medición (unidades)
Tabla 16. Acumulado de actividades indirectas o de bajo
nivel, realizadas por los transportistas
Actividades de mantenimiento indirectas en Líneas
Actividades de mantenimiento indirectas en Subestaciones
Actividades de mantenimiento indirectas en protecciones
ETCEE 562 97 441
TRELEC 11 193 4
EPR 2 0 75
TREO 4 1228 48
DEGT 0 0 119
TRANSNOVA 0 7 0
RECSA 197 109 10
TRECSA 19 1020 165
Las actividades descritas, abarcan apriete de borneras,
extracción de oscilografías, pintura de gabinetes,
aplicación de insecticidas, etc. Las mismas son
complementarias y de gran importancia para el buen
funcionamiento de las instalaciones del sistema de
transporte.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
61/99
5.1.1 Mantenimiento Líneas de Transporte
En la tabla siguiente se muestra el reporte de la poda y
tala de arbolado que cada transportista realizó a sus
líneas de transmisión, la información se muestra
agrupada de manera trimestral.
Gráfica 43. Poda y tala realizada por transportistas mostrada trimestralmente, en km.
Respecto a la inspección de línea que cada transportista
hace, se presenta la información mensual remitida,
donde se compara la cantidad de kilómetros de
inspección realizada con la longitud de línea.
Tabla 17. Poda y tala de arbolado realizado por los
diferentes transportistas, datos en km.
Mes
ET
CE
E
TR
EL
EC
EP
R
TR
EO
DE
GT
TR
AN
SN
OV
A
RE
CS
A
TR
EC
SA
1 11.5 0.3 0.8 - - - - -
2 12.1 0.5 3.3 - - - - -
3 29.2 - 10.8 - - - - -
4 11.6 8.7 7.7 20 - 6 - -
5 9.5 0 10.8 14.9 - 12.4 0.1 -
6 33.9 - - 5.7 - 4.3 - -
7 41.2 - 0.5 - - - 0.1 4.3
8 31.8 - 4.8 - - - 0 51.9
9 77.4 - 1.7 - - - 0.5 34.7
10 46.1 5.1 0.7 - - 0.6 - 34.7
11 52.4 7 1 - - 0.6 - 11.5
12 28.8 - - - - - 0.1 11.5
Anual 385.5 21.7 42.1 40.7 - 24 0.7 148.6
Se observa una mayor actividad de poda durante los
meses de la época de invierno en el país.
12.5 16.0
40.0
54.0 47.7 43.9 46.1
88.6
114.3
87.2
72.5
40.4
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
-
20
40
60
80
100
120
140
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
TRECSA RECSA TRANSNOVA DEGT TREO EPR TRELEC ETCEE Acumulado
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
62/99
Tabla 18. Control de actividades de inspección de línea
en kilómetros.
Mes
ET
CE
E
TR
EL
EC
EP
R
TR
EO
DE
GT
TR
AN
SN
OV
A
RE
CS
A
TR
EC
SA
Acu
mu
lad
o
1 770.6 41.72 29.91 99.8 - - - 127 1,069
2 387.2 77.18 33.33 100.1 - - - 127 725
3 776.2 22.48 20.08 90.5 - - - 127 1,036
4 736.5 40.01 20.94 81.2 - - - 127 1,006
5 536.5 - 38.46 109.1 - - 11 123.3 818
6 720 17.46 31.62 92.79 1.36 - 0.11 - 863
7 799.6 2.64 32.47 64.8 1.36 8 35.16 49.75 994
8 847.22 106.91 16.24 57.49 - 10.65 16.79 44.06 1,099
9 975.5 - 12.39 76.44 - 4.1 3.52 65.91 1,138
10 1,052.06 75.76 31.19 78.17 1.36 5.75 - 65.91 1,310
11 727.8 - 16.24 73.4 - 1.4 4.99 77.17 901
12 421.8 - - 60.51 - 1.45 - 53.05 537
Acumulado Anual
8,751 384 283 984 4 31 72 987 11,496
Longitud de línea
3,255 657 361 132 32 35 31 343
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
63/99
Gráfica 44. Inspección de línea realizada por
transportistas
Adicional a las actividades de poda y tala de arbolado e
inspección de línea, los transportistas reportaron
actividades de mantenimiento a equipos que pertenecen
a las líneas de transmisión, según el siguiente detalle
mensual.
Tabla 19. Mantenimiento a equipos de líneas de
transporte por mes, en unidades.
Mes
ET
CE
E
TR
EL
EC
EP
R
TR
EO
DE
GT
TR
AN
SN
OV
A
RE
CS
A
TR
EC
SA
Acu
mu
lad
o
1 862 9 - 1,180 - - - 1 2,052
2 548 44 - - - 1 - - 593
3 1,627 15 99 - - - - - 1,741
4 1,179 27 1 19 - - - - 1,226
5 757 54 - - - - 16 - 827
6 393 63 - 6 - - - - 462
7 504 21 13 - - - 75 - 613
8 721 33 - - - - 11 6 771
9 429 8 - - - 2 24 - 463
10 574 15 - - - - - - 589
11 767 41 - - - - - - 808
12 123 25 - - - - 8 8 164 A
cu
mu
lad
o
An
ua
l
8,484 355 113 1,205 - 3 134 15 10,309
3,255
657 361
132 32 35 31 343
8,751
384 283
984
4 31 72
987
-
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
ETCEE TRELEC EPR TREO DEGT TRANSNOVA RECSA TRECSA
Longitud de linea Acumulado Anual
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
64/99
Los datos de la tabla representan mantenimientos
realizados a las líneas de transporte, tales como:
limpieza de aisladores, mejora de aislamientos y puestas
a tierras, cambios de pararrayos, etc. La tabla anterior,
se muestra en la siguiente gráfica.
Gráfica 45. Mantenimiento a equipos de líneas de
transmisión.
La gráfica muestra las actividades de mantenimiento
reportadas mensualmente por cada transportista. Dichas
actividades son relacionadas con mantenimiento a líneas
de transmisión.
5.2 Mantenimientos Subestaciones de Transporte
El detalle de actividades de mantenimientos reportados
en subestaciones de transporte, ya sea de
transformación, conmutación o mixtas, se muestra
desglosado por mes.
Tabla 20. Mantenimiento mensual a equipos de
subestaciones de transporte
Mes
ET
CE
E
TR
EL
EC
EP
R
DE
GT
TR
EO
TR
AN
SN
OV
A
RE
CS
A
TR
EC
SA
Acu
mu
lad
o
1 135 876 - - 1 - - - 1,012
2 102 746 3 - 1 - 23 - 875
3 165 338 11 - - - 8 - 522
4 65 244 - - 461 3 3 - 776
5 96 781 - - 4 18 47 - 946
6 79 478 - - 4 8 - 1 570
7 91 590 - - - 2 - 2 685
8 25 561 - - - - 25 1 612
9 62 130 - - - - 23 1 216
10 56 130 - - - 1 - 1 188
11 104 276 - - - 3 - 1 384
12 84 214 - - - - 23 2 323
Acumulado Anual
1,064 5,364 14 - 471 35 152 9 7,109
2,052
593
1,741
1,226
827
462
613
771
463
589
808
164
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
TRECSA
RECSA
TRANSNOVA
DEGT
TREO
EPR
TRELEC
ETCEE
Acumulado
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
65/99
Gráfica 46. Actividades de mantenimiento de
subestaciones por transportista
El mantenimiento realizado a subestaciones, abarca
manteniendo a los transformadores de potencia, blindaje
de la subestación, redes de tierras, equipo de maniobra,
etc.
5.3 Mantenimiento a Protecciones, Sistema de
Transporte.
Se muestra el detalle de actividades de mantenimientos
reportados por los Transportistas en los Sistemas de
Protección.
Tabla 21. Mantenimiento a protecciones de transporte
por mes
Mes
ET
CE
E
TR
EL
EC
EP
R
TR
EO
DE
GT
TR
AN
SN
OV
A
RE
CS
A
TR
EC
SA
Acu
mu
lad
o
1 117 2 - 45 - - - - 164
2 113 - - 28 - - 2 3 146
3 90 - - 13 - - - - 103
4 111 2 - 23 - 3 - 2 141
5 71 1 - 23 - 23 10 - 128
6 109 6 - 24 - 3 - 2 144
7 85 5 - 43 - - 1 - 134
8 98 - - 33 - 3 - - 134
9 83 - - 34 - - 2 - 119
10 53 1 - 8 - 12 - - 74
11 125 - - 35 - 6 - - 166
12 19 - - 27 - - - - 46
Acumulado Anual
1,074 17 - 336 - 50 15 7 1,499
1,012
875
522
776
946
570
685 612
216 188
384 323
-
200
400
600
800
1,000
1,200
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
ETCEE TRELEC EPR DEGT TREO TRANSNOVA RECSA TRECSA Acumulado
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
66/99
La tabla anterior se muestra en forma gráfica a
continuación:
Gráfica 47. Control de mantenimiento realizado a
protecciones de transporte.
La gráfica presenta la cantidad de mantenimiento en
equipos de protección de línea de las subestaciones.
Dichas actividades incluyen mantenimientos a
relevadores de protección, equipos de comunicación,
transformadores de medición, interruptores de potencia,
etc.
5.4 Monitoreo de eventos en el sistema de
transporte
Entre los temas del presente se monitorea el esquema
de desconexión automática de carga por baja frecuencia
–EDACBF-, del cual presentamos el resumen.
Tabla 22. Cargas relacionadas con el EDACBF.
AGENTE
ET
AP
A Carga típica desconectada
en demanda (MW) Demandas registradas
por región
Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima
EEGSA/TRELEC 1 45.6 32.4 19.2
567 485 342
EEGSA/TRELEC 2 27.9 19.4 10.9
EEGSA/TRELEC 3 104.9 75.4 47.7
EEGSA/TRELEC 4 85.8 60.9 36
EEGSA/TRELEC 5 36.3 26.2 16.1
DEOCSA 1 15.9 9.5 6.4
387 248 204
DEOCSA 2 48.3 29.4 21.5
DEOCSA 3 46.7 28.3 20.1
DEOCSA 4 17.7 10 7.1
DEOCSA 5 17.1 9.8 6.5
EEMQ/ ETCEE-OCC
1 42.8 28.8 20.4
EEMQ/ ETCEE-OCC
2 0 0 0
EEMQ/ ETCEE-OCC
3 16.8 11.8 8.4
EEMQ/ ETCEE-OCC
4 0 0 0
164
146
103
141
128
144 134 134
119
74
166
46
-
20
40
60
80
100
120
140
160
180
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
ETCEE TRELEC EPR TREO DEGT TRANSNOVA RECSA TRECSA Acumulado
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
67/99
AGENTE
ET
AP
A Carga típica desconectada
en demanda (MW) Demandas registradas
por región
Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima
DEORSA 1 10.4 7.4 5.5
275 204 177
DEORSA 2 9.6 6.9 5
DEORSA 3 33.7 21.2 14
DEORSA 4 30.5 20.2 14
DEORSA 5 9.2 6.3 4.8
EEMQ/ ETCEE-ORI
1 8.9 7.9 5.4
EEMQ/ ETCEE-ORI
2 3.2 3 2.7
EEMQ/ ETCEE-ORI
3 13.5 11.8 10.7
EEMQ/ ETCEE-ORI
4 8.1 7.5 6.1
Grandes usuarios
3 84.6 81.79 76.51 148 144 138
* Los Grandes Usuarios están sujetos en algunos casos
a la desconexión que realicen los Distribuidores, ya que
estos son los encargados de incluirlos en los EDACBF.
5.5 Cargas esenciales incluidas en el EDACBF
Los distribuidores presentan información de Cargas
Esenciales (Hospitales, comisarías, cuarteles de
bomberos, estaciones de radio, torres de control de
aeropuertos, otras instalaciones de seguridad pública),
las cuales son las últimas a desconectar. EEGSA: tiene
178 circuitos, en los cuales existen 251 cargas
esenciales.
Gráfica 48. Cargas esenciales de EEGSA.
4
1
2
27
45
37
37
25
34
4
13
22
0 10 20 30 40 50
Bancos
Aeropuerto
Contraloría General de Cuentas
Universidades
Municipalidades
Ministerios
EMPAGUA
Telecomunicaciones
Hospitales
Embajadas
Institutos
Otras cargas
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
68/99
DEOCSA: tiene 134 circuitos a los cuales están
conectadas 826 cargas esenciales.
Gráfica 49. Cargas Esenciales DEOCSA.
DEORSA: en 45 de 126 circuitos de éste Distribuidor,
están conectadas 165 cargas esenciales las cuales se
desconectan cuando actúa el esquema EDACBF.
Gráfica 50. Cargas Esenciales DEORSA.
1
3
502
128
4
1
34
37
66
20
30
0 200 400 600
Direccion General de Aeronáutica Civil
Direccion General del Sistema Penitenciario
Ministerio de Salúd Publica y Asistencia Social
Policiía Nacional Civil
Bomberos Voluntarios
Bomba de Agua
Hospitales
Ministerio Público
Organismo Judicial
Cuerpos Militares
Otros
4
4
227
85
104
0 50 100 150 200 250
Dirección General de Aeronáutica Civil
Dirección General del SistemaPenitenciario
Ministerio de Salud Pública y AsistenciaSocial
Policia Nacional Civil
Otros
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
69/99
6 Estadísticas de fiscalización
Durante el año 2015, La Gerencia de Regulación de
Calidad realiza diversas actividades en campo, con el
propósito de verificar el cumplimiento normativo. El
resultado de las fiscalizaciones que realiza la Comisión
en sitio, permite establecer la calidad de servicio y
atención que reciben los usuarios en cada una de las
regiones que le corresponde a los diferentes
Distribuidores de energía eléctrica, las actividades
realizadas son las siguientes: rutas del lectura,
supervisión de agencias comerciales, inspecciones,
visitas del Infokiosco, supervisión de la sustitución de
medidores e interrupciones del servicio.
6.1 Fiscalizaciones de Calidad Comercial
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica con el
propósito de gestionar las denuncias de los usuarios de
una mejor forma y con fundamentos técnicos apropiados,
efectúa a través de fiscalizadores de campo inspecciones
en las residencias de los usuarios que presentaron
denuncias, esto permite que los dictámenes y
resoluciones de la Comisión tengan el sustento
apropiado para cada caso en particular.
Gráfica 51. Inspecciones de calidad comercial por
departamento
Durante el año 2015, los fiscalizadores del Departamento
de Calidad Comercial, realizaron un total de 35
inspecciones en 14 municipios del país, cabe mencionar
que esta actividad depende del flujo de denuncias
6 6
4 4
3
2 2 2
1 1 1 1 1 1
Ju
tiap
a
Que
tzalte
nan
go
Alta V
era
pa
z
Ch
ima
lte
na
ng
o
Gua
tem
ala
Baja
Vera
paz
Hu
eh
uete
na
ngo
To
ton
ica
pá
n
Ch
iquim
ula
El P
rog
reso
Escuin
tla
Saca
tep
équ
ez
San
Ma
rco
s
Za
cap
a
Ins
pe
cc
ion
es
de
Co
me
rcia
l
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
70/99
nuevas recibidas en la Oficina de Atención al Usuario de
la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.
6.2 Supervisión de oficinas comerciales
La Comisión supervisa la atención que brindan los
Distribuidores en las oficinas comerciales reciben,
verificando que le provean a los usuarios una atención
que cumpla con lo establecido en la Ley General de
Electricidad, el Reglamento de la Ley General de
Electricidad y las Normas aprobadas por la CNEE.
Durante el año 2015 se visitaron 35 agencias de los
Distribuidores en 14 municipios del país.
En la gráfica se observa que durante el año 2015 se
visitaron 35 agencias de los Distribuidores, supervisando
en cada una de ellas la calidad de la atención que se le
proporciona a los usuarios en las gestiones que realizan,
cabe mencionar que los lugares elegidos surgieron del
plan de mejora que la Comisión le requirió a los
Distribuidores del país, siendo 14 municipios los
visitados, derivado de la actividad surgen procesos de
investigación y sancionatorios.
Gráfica 52. Agencias comerciales supervisadas por
departamento
6.3 Supervisión de la verificación de medidores
DEOCSA y DEORSA continuaron en el año 2015 con el
plan de substitución de medidores, el cual consiste en el
reemplazo 105,000 medidores durante 5 años. La
Comisión supervisa la actividad en los diferentes
departamentos del área de cobertura de Energuate.
La sustitución se realiza para que los medidores de
energía eléctrica que utilizan los Distribuidores cumplan
8
4 4 4
3
2 2 2
1 1 1 1 1 1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
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Ag
en
cia
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ad
as
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
71/99
con los niveles de exactitud que establecen las NTSD y
normas internacionales.
Gráfica 53: Supervisiones de la sustitución de medidores
por departamento
La actividad se realizó en el departamento de Jutiapa del
área de cobertura de DEORSA en 12 oportunidades y
San Marcos 10 veces, Chimaltenango 6 ocasiones,
Quetzaltenango en 5 oportunidades y Totonicapán 3
actividades, estas del área de cobertura de DEOCSA. En
total suman 36 actividades.
6.4 Supervisión del ciclo de facturación
La actividad de verificación de las rutas de lectura se
realiza para determinar que el consumo facturado a los
usuarios sea efectuado con base a lecturas reales y no
producto de una estimación del consumo. Se hicieron
990 validaciones de la correcta aplicación de cargos en
la factura.
Gráfica 54. Verificaciones de rutas de lectura por
departamento
12
10
6
5
3
Ju
tiap
a
San
Marc
os
Chim
alte
na
ng
o
Que
tzalte
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Toto
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perv
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100 100 100 100
65
50 50 50 50 50 50 49 49 4740 40
0
20
40
60
80
100
120
Liv
ingsto
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Salc
ajá
San
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Za
cua
lpa
Le
ctu
ra
s
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
72/99
La gráfica muestra los departamentos en los cuales se
realizaron las actividades de verificación de la facturación
de los usuarios a través de rutas de lectura, siendo los
municipios de Livingston, Salcajá, Santa Cruz del Quiché
y Tecpán donde se realizó la mayor cantidad de
verificaciones, efectuando 100 en cada. El resultado de
las fiscalizaciones que realiza la Comisión se ve reflejado
en la correcta aplicación de los cargos en facturación.
6.5 Kiosco informativo
En el año 2015 la actividad del infokiosco se realizó a
petición de comunidades donde existía algún tipo de
problemática relacionada con el servicio de energía
eléctrica, brindando apoyo a los líderes comunitarios en
la solución a temas de reclamos, denuncias, alumbrado
público, facturación errónea, cobros no autorizados entre
otros. También se informa a los usuarios los derechos y
obligaciones que tienen al momento de firmar un contrato
con los Distribuidores de energía eléctrica del país.
Gráfica 55. Visitas del infokiosco por departamento
En el departamento de Huehuetenango se visitaron los
municipios de Colotenango, Huehuetenango, San Rafael
Petzal y San Sebastián; en el departamento de
Chimaltenango se visitaron los municipios de Comalapa,
Pochuta y Zaragoza; En El Progreso los municipios de El
Jícaro, Sansare y San Antonio la Paz; En Sacatepéquez
se visitó los municipios de Ciudad Viaja, Pastores y
Santiago Sacatepéquez, además la actividad se
desarrolló en San José, Petén y Playa Grande, Ixcán.
4
3 3 3
1 1
Huehuetenango Chimaltenango El Progreso Sacatepéquez Petén Quiché
Vis
itas
del
Info
kio
sco
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
73/99
6.6 Actividades de la oficina de atención al usuario
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica, cumpliendo
con lo ordenado en la Ley General de electricidad en
relación a proteger los derechos de los usuarios y
considerando que la satisfacción es un reflejo importante
de la labor de la CNEE. Por esta razón, pone a
disposición de los usuarios la Oficina de Atención al
Usuario, mediante la cual los visitantes disponen de la
oportunidad de transmitir sus inquietudes, sugerencias o
reclamos relacionados con la prestación del servicio
eléctrico.
Además, ofrece mecanismos virtuales tales como correo
electrónico, pagina Web y atención de llamadas, donde
los usuarios pueden realizar las gestiones necesarias vía
remota. A continuación se muestran algunos resultados
de las gestiones que realiza la Oficina de Atención al
Usuario de la CNEE.
6.6.1 Gestión de Denuncias de los Usuarios
Las Normas para la Atención de Reclamos y Quejas de
los Usuarios del Servicio de Distribución Final de Energía
Eléctrica, Artículo 11 nonies, citan lo siguiente: “En caso
de no ser atendido el reclamo o queja y de persistir la
inconformidad, el usuario podrá acudir ante la Comisión
para la presentación de la denuncia respectiva, de
conformidad con el Reglamento de la Ley General de
Electricidad”.
Gráfica 56. Gestión de denuncias en CNEE
En la gráfica se observa que fueron gestionadas en la
Oficina de Atención al Usuario 171 denuncias por
3 3
7 5
7
4 6 6
3 5
3
-
6
1
11
3 1
1
2
6
6
6
-
10
11
6
6
13
6
6 1
6
2
3
2
1
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
1
-
5
10
15
20
25
30
Ene
ro
Fe
bre
ro
Ma
rzo
Abri
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Ma
yo
Ju
nio
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bre
De
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nc
ias
EEM Puerto Barrios DEORSA DEOCSA EEGSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
74/99
inconformidades con el servicio de energía eléctrica,
siendo 63 del área de cobertura de DEORSA, 53 del área
de DEOCSA, 52 del área de EEGSA y 3 de la Empresa
Eléctrica Municipal de Puerto Barrios.
6.6.2 Reclamos enviados a los Distribuidores
Para facilitar la gestión de reclamos de los usuarios la
Comisión a través de la Resolución CNEE-121-2013,
aprobó un procedimiento para trasladar al Distribuidor los
reclamos de los usuarios por medio del correo
electrónico y la Oficina de Atención al Usuario, remite al
Distribuidor los reclamos recibidos en la CNEE y les da
seguimiento para que sean resueltos en el plazo
establecido en las Normas para la Atención de
Reclamos y Quejas de los Usuarios del Servicio de
Distribución Final de Energía Eléctrica.
Gráfica 57. Reclamos enviados a los Distribuidores
Durante el año 2015 fueron enviados a través de la
Oficina de Atención al Usuario, 91 reclamos vía correo
electrónico, siendo 25 del área de DEORSA, 40 del área
de cobertura de DEOCSA y 26 del área de EEGSA. La
CNEE le da seguimiento a este tipo de reclamos a través
de los procesos de fiscalización que se realizan mensual
y semestralmente. En el mes de mayo se recibió la
1
3 2
4 5
3 3
1 2
1 1 -
5
5
3
4
4
2
7
-
4
1
5
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3
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1
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3
3
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1
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2
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12
14
16
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DEORSA DEOCSA EEGSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
75/99
mayor cantidad de reclamos a través del correo
electrónico.
Gráfica 58. Estatus de los reclamos enviados a los
Distribuidores
Del total de reclamos remitidos al Distribuidor fueron
gestionados 46 en el plazo establecido, están en trámite
20 reclamos y fueron resueltos fuera del plazo 25
reclamos. También se observa que EEGSA resolvió la
mayor cantidad de inconformidades en plazo con 24,
seguido de DEOCSA con 12 y DEORSA con 10
gestionadas en el plazo de 7 días máximo.
24
-1
12
10
14
10 9
10
1 -
-
5
10
15
20
25
30
En Plazo En Tramite Fuera de Plazo
Re
cla
mo
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es
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do
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EEGSA DEOCSA DEORSA EEM Huehuetenango
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
76/99
6.7 Producto y Servicio Técnico
La Comisión efectúa diversas actividades, a efecto de
verificar el cumplimiento a los indicadores de Calidad de
Servicio, tal como se indicó en el apartado anterior, se
verifican tanto aspectos comerciales, como el
cumplimiento a los parámetros relacionados con la
calidad de la onda (Producto Técnico), y la continuidad
del servicio o interrupciones (Servicio Técnico). Se
efectuaron diversas actividades de campo, para velar por
el cumplimiento a los parámetros anteriormente
indicados. A continuación se presentará a detalle las
actividades efectuadas.
En total, se efectuaron 527 visitas de campo
relacionadas con la fiscalización de cumplimiento a los
Parámetros de Calidad del Producto Técnico y Servicio
Técnico.
Tabla 23. Fiscalización de Calidad del Producto y Servicio Técnico
EEGSA DEOCSA DEORSA Total
Inspecciones CPT / CST
0 1 3 4
Inspecciones denuncias de MP
12 28 29 69
Fiscalizaciones CPT
156 107 118 381
Inspección de expedientes / notificaciones
22 33 18 73
Total 190 169 168 527
Para cada visita se realizaron varias actividades. Las
actividades efectuadas se reportan por medición, dichas
actividades se presenta a continuación:
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
77/99
Gráfica 59. Desglose Actividades Producto Técnico y
Servicio
Puede observarse la cobertura por Distribuidor de las
actividades regulatorias, las cuales se realizan de forma
diferenciada y según las características de servicio,
redes, usuarios, acceso de los usuarios a la información
regulatoria, etc.
Con el objetivo de medir las condiciones de calidad del
suministro mensualmente la Comisión realiza el sorteo
de los usuarios a los cuales se les debe realizar una
medición de Calidad del Producto Técnico, el Distribuidor
programa la fecha de instalación y retiro del equipo de
verificación de la calidad según los usuarios
seleccionados mediante el sorteo. Se fiscaliza dicho
proceso, participando en cualquier punto del proceso ya
sea en la instalación o el retiro, cuando se participa en
los procesos de retiro se obtiene los archivos originales
de descarga de datos de los equipos. Se tuvo presencia
en 381 puntos de medición, visitando diferentes
municipios de la República de Guatemala, realizando la
supervisión de las mediciones que efectúan EEGSA,
DEOCSA y DEORSA.
El objetivo de realizar esta supervisión es validar que se
efectúen las mediciones requeridas y garantizar la
integridad de las mediciones con las que se evalúa la
Calidad del Producto Técnico suministrado por los
Distribuidores.
190
169 168
165
170
175
180
185
190
195
0
50
100
150
200
250
EEGSA DEOCSA DEORSA
INSPECCIONES CPT / CST
INSPECCIONES DENUNCIAS DE MP
FICALIZACIONES CPT
INSPECCION DE EXPEDINTES / NOTIFICACIONES
Total
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
78/99
Gráfica 60. Desglose de fiscalización por empresa
La gráfica anterior muestra los porcentajes fiscalizados
por Distribuidor, es importante indicar que en el área de
EEGSA se cubren más puntos debido a la cercanía de
los circuitos, en el área gestionada por DEOCSA y
DEORSA la cobertura de puntos es menor debido a las
distancias entre cada uno de los puntos de medición, se
continúa verificando los procesos de medición abarcando
cada vez más municipios del País con el objetivo de
verificar la calidad del suministro.
Ilustración 11. Actividad de fiscalización
2880
1782 1805
156 107 118
5% 6%7%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
EEGSA DEORSA DEOCSA
Mediciones Programadas
Mediciones Fiscalizadas CNEE
Porcentaje Fiscalizado CNEE
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
79/99
Ilustración 12. Supervisión y Retiro Equipo
6.7.1 Verificación de Instalaciones de Distribución
Con el propósito de incentivar la calidad del Servicio
Técnico que los Distribuidores brindan a sus
instalaciones, la Comisión efectuó diferentes actividades
en campo para verificar el estado de las líneas y los
equipos de distribución, la fiscalización se realizó de
forma muestral y aleatoria a las redes de distribución en
cuanto al cumplimiento de la normativa de diseño e
instalaciones, que establece entre las obligaciones
relativas al mantenimiento de redes de Distribución, y
circunstancias que atentan contra la seguridad de las
personas y bienes.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
80/99
Tabla 24. Actividades Fiscalización de Cumplimiento
NTDOID.
Departamento Tramos inspeccionados
Alta Verapaz 29
Chimaltenango 3
Chiquimula 8
El Progreso 1
Escuintla 16
Guatemala 89
Huehuetenango 19
Izabal 17
Jalapa 1
Jutiapa 32
Petén 115
Quetzaltenango 23
Quiché 20
Retalhuleu 9
Sacatepéquez 3
San Marcos 24
Santa Rosa 24
Sololá 2
Suchitepéquez 216
Totonicapán 5
Zacapa 5
Total 661
En total, se efectuaron 663 actividades relacionadas con
verificación de cumplimiento a la normativa NTDOID. La
desagregación geográfica de dichas actividades, se
presenta a continuación.
Gráfica 61. Fiscalización de cumplimiento NTDOID en
redes de Distribución
Los datos de la gráfica incluyen los seleccionados por
sorteo y adicionales a los mismos. En la fiscalización
realizada a las instalaciones de distribución se verificó si
cumplían con la Normativa de Diseño y Operación de las
Instalaciones de Distribución.
216
115
89
32 29 24 24 23 20 19 17 169 8 5 5 3 3 2 1 1
0
50
100
150
200
250
Such
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Peté
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tem
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Jutiapa
Alta V
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Solo
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El P
rog
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Ja
lap
a
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
81/99
Gráfica 62. Resultados de la Fiscalización de
cumplimiento NTDOID en redes de Distribución
La gráfica muestra la cantidad de tramos fiscalizados por
trimestre para los tres Distribuidores EEGSA, DEOCSA y
DEORSA, y la cantidad con hallazgos de
incumplimientos. En total se fiscalizaron 204 tramos
Media/Baja Tensión durante el año; los hallazgos de
incumplimientos normativos encontrados fueron 125, lo
cual representa un 61 por ciento del total fiscalizado.
Ilustración 13. Resultados de la Fiscalización (Invasión vegetación) en redes de distribución de Media y Baja Tensión.
En las fotografías, puede observarse el tipo de
incumplimientos encontrados. Se iniciaron los
expedientes respectivos a efecto de que los
incumplimientos sean corregidos. Los mismos afectan la
calidad de energía eléctrica, que es evaluada mediante
los indicadores de calidad semestrales que se establecen
en la normativa. La transgresión a los mismos significa la
10
3718
60
125
27
55
33
89
204
37%
67%
55%
67% 61%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
0
50
100
150
200
250
1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre ResultadosAcumulados
Incumplimientos Tramos Fiscalizados % Incumplimiento
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
82/99
aplicación de indemnizaciones a los usuarios por las
dichas transgresiones.
Gráfica 63. Tipo de Hallazgos, Incumplimientos NTDOID
Tabla 25. De Incumplimientos NTDOID
Tipo de Incumplimientos Peso de los hallazgos
Hallazgos 2014
Invasión de vegetación MT
40.8% 238
Invasión de vegetación BT
23.8% 139
Invasión de vegetación MT/BT
23.5% 137
Poste inclinado 6.2% 36
Poste quebrado 0.9% 5
Línea fuera de aislador 0.7% 4
Pararrayos Dañado 0.7% 4
Cable MT Bajo 0.5% 3
Cables bajos BT 0.5% 3
Transformador derramando aceite
0.3% 2
Poste en mal estado 0.3% 2
Crucero en mal estado 0.3% 2
Neutral reventado 0.2% 1
Pararrayos Quemado 0.2% 1
Cable de retenida suelto 0.2% 1
Aislador doblado MT 0.2% 1
Línea de MT sin aislador
0.2% 1
Fusible en mal estado 0.2% 1
Cable de MT Dañado 0.2% 1
Invasión de Distancia de Seguridad
0.2% 1
40.8%
23.8%
23.5%
6.2%
0.9%
0.7% 0.7%
0.5%
0.5%
0.3%
0.3%
0.3% 0.2%
0.2% 0.2%
0.2%
0.2%
0.2%
0.2%
Invasión de vegetación MT Invasión de vegetación BT
Invasión de vegetación MT/BT Poste inclinado
Poste quebrado Línea fuera de aislador
Pararrayos Dañado Cable MT Bajo
Cables bajos BT Transformador derramando aceite
Poste en mal estado Crucero en mal estado
Neutral reventado Pararrayos Quemado
Cable de retenida suelto Aislador doblado MT
Línea de MT sin aislador Fusible en mal estado
Cable de MT Dañado Invasión de Distancia de Seguridad
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
83/99
La gráfica muestra los tipos de incumplimientos
encontrados en la muestra aleatoria y también los
incumplimientos adicionales encontrados, que en total
suman 583. Aproximadamente 514, el 88% de los
incumplimientos se relacionan con falta de poda o control
de vegetación.
La CNEE efectúa las actividades de seguimiento para
mejorar el cumplimiento normativo de los Distribuidores,
requiriendo un plan de mejora en el presente año para
los incumplimientos del año anterior, y una mejora en los
planes de mantenimiento de los Distribuidores.
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
84/99
7 Multas de indemnizaciones Con relación al mandato que la Ley General de
Electricidad en su artículo 4 literal indica: “…a) Cumplir y
hacer cumplir la presente ley y sus reglamentos, en
materia de su competencia e imponer las sanciones a los
infractores…”, la Comisión efectúa las fiscalizaciones
correspondientes y algunas se resuelven sancionando a
los infractores.
Según lo establecido en el Marco Regulatorio de
electricidad, la CNEE está facultada para emitir las
sanciones que correspondan por concepto de Multas y/o
indemnizaciones, derivadas de incumplimientos a la
normativa.
Las indemnizaciones, sanciones y/o multas se
establecen sin perjuicio de que, por cualquier daño que
se cause, la parte afectada sea indemnizada de
conformidad con lo que al respecto determina el Código
Civil. Las sanciones proceden cuando existen
incumplimientos a obligaciones o prohibiciones expresas,
contenidas en el marco regulatorio vigente.
En la siguiente grafica se muestra el histórico actualizado
de las indemnizaciones por año de resolución, el cuál
considera expedientes que se encuentran en diversos
recursos legales, los cuáles están sujetos a la resolución
de los mismos.
Gráfica 64. Histórico de indemnizaciones en millones de
quetzales por año de notificación
Q10.29
Q108.68
Q10.45 Q3.47
Q-
Q20.00
Q40.00
Q60.00
Q80.00
Q100.00
Q120.00
2012 2013 2014 2015
Mill
on
es
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
85/99
8 Estadísticas de transporte y distribución
8.1 Información del Servicio de Transporte
El Artículo 56 del Reglamento de la Ley General de
Electricidad establece la obligación de emitir las Normas
Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y
Sanciones. La Resolución CNEE-37-2003, Metodología
para el control de la calidad del Servicio Técnico de las
NTCSTS tiene por objeto viabilizar los mecanismos tanto
de control, como de recepción y remisión de la
información para la correcta y adecuada aplicación de las
normas.
Se muestra la información reportada por los
transportistas dentro de los procesos establecidos en la
normativa de calidad de servicio. Los datos se
encuentran sujetos a las acciones de verificación o
fiscalización que realiza la CNEE de acuerdo a sus
facultades. La información remitida por los agentes fue
complementada con solicitudes, validación de cálculo, y
otras acciones efectuadas por la Comisión.
En 2014 inició operaciones y envío de información
regulatoria, el Agente “Transportadora de Energía de
Centroamérica S.A. (TRECSA)”.
Tabla 26. Líneas de transmisión
Tensión en kV Longitud de líneas en Km
ETCEE
69 2,226.05
138 399.07
230 761.30
400 71.15
TRELEC 69 564.28
230 61.00
RECSA 69 31.48
DEGT 230 32.00
TREO 230 131.80
TRANSNOVA 230 32.00
EPR 230 361.47
TRECSA 69 8.84
230 696.10
Total 5,376.54
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
86/99
ETCEE representa el 64.3% del total de kilómetros de
líneas de transporte del SNI, su sistema de transporte es
el que posee mayor cobertura en la República de
Guatemala.
TRELEC representa el 11.6% del total de kilómetros de
líneas de transmisión del SNI, su sistema de transporte
abastece la región metropolitana y la región central en la
República de Guatemala.
EPR tiene el 6.7% de las líneas de transporte. TREO
representa el 2.5% del total de kilómetros de líneas de
transmisión del SNI, su sistema de transporte cuenta con
una sola línea de transmisión la cual suministra energía
en la región V.
RECSA, DEGT y Transnova tienen un 0.6% cada uno del
total de kilómetros de líneas de transmisión del SNI.
TRECSA tiene un 13.1% y TREO un 2.5% de la longitud
de las líneas de transmisión.
Tabla 27. Transformadores
o Tensión Primaria
en Kv
Cantidad de Transformadores
Capacidad de Transporte Máxima en
MVA
DE
GT
7.97 1 2
132.79 5 765
ET
CE
E
34.5 1 1.5
69 63 1032
138 14 643
230 16 2405
400 1 225
RE
CS
A
69 7 89
TR
EC
SA
230 3 450
TR
EL
EC
66 4 70
67.65 49 914.5
69 4 56
69.3 4 70
Total 172 6,723.00
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
87/99
Tabla 28. Equipo de compensación
Cantidad de
bancos de
Compensación
Tensión Cantidad
MVAR
DEGT 0
0
ETCEE
53 13.8 147.08
28 34.5 42.21
22 69 201.9
1 400 50
RECSA 0 0
TRANSNOVA 0 0
TREO 0 0
TRELEC 0 0
EPR 1 13.8 22.5
TRECSA 2 230 60
Total 107 523.69
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
88/99
8.2 Información del Servicio de Distribución Los prestadores del servicio de distribución y los usuarios deben suscribir un contrato de compra-venta de energía eléctrica, de conformidad con la Ley General de Electricidad, su Reglamento y las Normas. Los Usuarios deben realizar todas las instalaciones internas, incluyendo las reparaciones o modificaciones, que sean necesarias para evitar introducir perturbaciones en la red del Distribuidor que afecte la calidad del Servicio Eléctrico de Distribución. Las Normas Técnicas del Servicio de Distribución –NTSD- definen los indicadores y las tolerancias para que los Distribuidores presten a la población un servicio con calidad, continuidad y sin distorsiones que menoscaben la calidad. En esta sección se presentan datos estadísticos generales de las Empresas de Distribución de Energía Eléctrica.
8.2.1 Distribuidores con más de 100,000 usuarios.
La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema
de Distribución de Energía Eléctrica es la parte del
sistema de suministro eléctrico cuya función es el
proporcionar electricidad a los usuarios finales. Esta
actividad se lleva a cabo por los Distribuidores. El
sistema de distribución de energía eléctrica comprende
muchos kilómetros de líneas y millares de
transformadores, y numerosos dispositivos eléctricos
complementarios
Tabla 29. Cantidad de Usuarios a diciembre de 2015
Distribuidor de electricidad Usuarios
1 EEGSA 1,146,098
2 DEOCSA 1,004,196
3 DEORSA 627,809
Total 2,778,103
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
89/99
Tabla 30. Capacidad instalada en las redes de distribución de los tres principales Distribuidores
DEOCSA DEORSA EEGSA
Semestre 1-2015 2-2015 1-2015 2-2015 1-2015 2-2015
Centros 46,087 46,651 36,001 37,300 53,382 53,382
Urbanos 9,600 9,752 8,312 8,499 23,109 23,109
Rurales 36,487 36,899 27,689 28,801 30,273 30,273
KVA instalados 978,825.5 990,867.5 865,168.5 890,840.5 2,883,252.0 2,883,312.0
Urbanos 247,729.5 289,221.0 254,383.5 259,193.5 1,617,377.0 1,617,437.0
Rurales 730,936.0 701,646.5 610,785.0 631,647.0 1,265,875.0 1,265,875.0
Transformadores 49,422 49,963 39,256 40,522 69,282 69,282
Urbanos 11,036 11,159 9,612 9,769 33,458 33,458
Rurales 38,386 38,804 29,644 30,753 35,824 35,824
Subestaciones 38 38 43 43 59 59
Circuitos 134 134 126 126 178 178
kVA/Usuario 0.98 0.99 1.40 1.42 2.57 2.52
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
90/99
Gráfica 65. Evolución de Potencia Instalada DEOCSA
Gráfica 66. Evolución de Potencia Instalada DEORSA
Gráfica 67. Evolución de Potencia Instalada EEGSA
40
,46
5
41
,03
5
41
,78
8
42
,60
4
43
,55
5
44
,37
5
44
,81
7
45
,14
3
45
,47
2
45
,90
7
46
,08
7
46
,65
1
874,442
906,745
942,065
959,969967,323
978,826
990,868
800,000
820,000
840,000
860,000
880,000
900,000
920,000
940,000
960,000
980,000
1,000,000
37,000
38,000
39,000
40,000
41,000
42,000
43,000
44,000
45,000
46,000
47,000
48,000
1s2010 2s2010 1s2011 2s2011 1s2012 2s2012 1s2013 2s2013 1s2014 2s2014 1s2015 2s2015
Centros KVA Instalados
KVA InstaladosCentros
29
,11
6
29
,71
2
31
,28
3
32
,23
7
32
,75
5
33
,19
2
33
,74
1
33
,99
2
33
,74
0
34
,99
1
36
,00
1
37
,30
0
720,156
773,306 806,345
842,550 853,668 865,169890,841
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
1,000,000
24,500
26,500
28,500
30,500
32,500
34,500
36,500
38,500
1s2010 2s2010 1s2011 2s2011 1s2012 2s2012 1s2013 2s2013 1s2014 2s2014 1s2015 2s2015
Centros KVA InstaladosKVA Instalados
Centros
48
,00
8
48
,65
5
49
,53
9
49
,99
8
50
,52
6
51
,09
5
51
,431
51
,90
8
52
,32
1
52
,86
5
69
,30
0
70
,09
8
2,478,512 2,511,057
2,573,587
2,617,684 2,649,289
2,682,916 2,712,025
2,751,689
2,796,972
2,851,387 2,883,312
2,932,987
2,200,000
2,300,000
2,400,000
2,500,000
2,600,000
2,700,000
2,800,000
2,900,000
3,000,000
43,000
48,000
53,000
58,000
63,000
68,000
73,000
1s2010 2s2010 1s2011 2s2011 1s2012 2s2012 1s2013 2s2013 1s2014 2s2014 1s2015 2s2015
Centros KVA Instalados KVA InstaladosCentros
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
91/99
8.2.2 Distribuidores con menos de 100,000 usuarios.
Actualmente existen 16 Distribuidores con menos de
100,000 usuarios, las cuales en su mayoría están
vinculadas a la municipalidad las cuales prestan el
servicio de distribución final en las regiones de oriente y
occidente, a las cuales llamamos Empresas Eléctricas
Municipales (EEMs).
Gráfica 68. Cantidad de Usuarios de las EEMs.
Tabla 31. Usuarios de las EEMs.
Empresa Eléctrica 2012 2013 2014 2015 2016
Quetzaltenango 47,432 50,000 50,665 49,572 55,459
Huehuetenango 27,500 28,000 33,982 36,066 37,300
Puerto Barrios 22,150 22,350 22,888 23,991 24,225
Zacapa 13,843 14,350 16,480 20,367 20,902
San Pedro Sacatepéquez 14,083 14,350 15,190 15,793 16,574
Jalapa 12,062 12,050 12,111 13,143 14,556
Retalhuleu 10,733 11,501 13,767 14,172 14,502
Joyabaj 10,656 10,890 11,387 13,442 14,300
San Marcos 8,083 8,150 8,889 9,816 10,132
Guastatoya 7,524 7,650 8,035 8,163 8,589
Gualán 3,843 3,950 4,985 6,098 5,325
Playa Grande, Ixcán 4,147 4,290 4,329 4,691 4,779
Santa Eulalia 3,245 3,350 4,071 4,309 4,309
Tacaná 1,073 1,075 1,137 1,132 1,132
San Pedro Pinula 1,042 1,090 1,338 1,373 1,414
Hidroeléctrica Patulul 679 680 711 668 666
TOTAL 188,095 193,726 209,965 222,796 234,164
A inicios del 2016 las EEMs alcanzaron en conjunto un
número de usuarios de 234,224, siendo este número un
valor considerable de usuarios.
181,393
187,234
187,706
188,095
193,726
209,965
222,796
234,164
0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
A
ñ
o
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
92/99
El número de usuarios de estas empresas tuvo un
crecimiento sostenido:
Gráfica 69. Número de usuarios por EEMs.
En la gráfica se presentan los usuarios por Empresa
Eléctrica Municipal, dato que esta actualizado al mes de
abril del 2016.
55,459
37,300
24,225
20,902
16,574
14,556
14,502
14,300
10,132
8,589
5,325
4,779
4,309
1,132
1,414
666
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000
Quetzaltenango
Huehuetenango
Puerto Barrios
Zacapa
San Pedro Sacatepéquez
Jalapa
Retalhuleu
Joyabaj
San Marcos
Guastatoya
Gualán
Playa Grande, Ixcán
Santa Eulalia
Tacaná
San Pedro Pinula
Hidroeléctrica Patulul
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
93/99
9 Encuesta de Calidad En cumplimiento a lo establecido en el Artículo 114 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, todos los años se publica la calificación de las empresas de distribución final de energía eléctrica, de acuerdo a los resultados obtenidos en la Encuesta de Percepción de la Calidad efectuada en el año 2014, la cual fue realizada por empresas especializadas realización de encuestas.
Información más detallada se puede encontrar en la página web de la Comisión (www.cnee.gob.gt).
Tabla 32. Resultados Encuesta de Calidad, promedios de
satisfacción, cifras en %
Distribuidor
Pro
me
dio
gen
era
l
Ve
ran
o
Invie
rno
EEGSA 81.90% 78.13% 85.67%
DEOCSA 69.16% 70.84% 67.48%
DEORSA 78.24% 85.51% 70.97%
EEM Gualán 89.96% 89.48% 90.44%
EEM Guastatoya 32.40% 64.79% No realizó
EEM Huehuetenango 45.48% 38.40% 52.57%
EEM Jalapa 87.04% 95.59% 78.48%
EEM Joyabaj 64.34% 71.13% 57.54%
EEM Puerto Barrios 64.13% 89.55% 38.70%
EEM Quetzaltenango 51.72% 50.73% 52.71%
EEM Retalhuleu 51.39% 49.27% 53.51%
EEM San Marcos 50.52% 46.81% 54.24%
EEM San Pedro Pinula 66.28% 56.19% 76.37%
EEM SAN Pedro Sacatepéquez 80.79% 85.21% 76.37%
EEM Santa Eulalia 65.15% 68.60% 61.71%
EEM Tacaná 57.50% 61.57% 53.43%
EEM Zacapa 77.53% 91.49% 63.56%
EH Patulul 46.56% 42.85% 50.26%
EMRE Ixcán 76.99% 71.57% 82.41%
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
94/99
10 Lista de acrónimos
Administrador del Mercado Mayorista AMM
Calidad Comercial CC
Calidad del Producto Técnico CPT
Calidad del Servicio Técnico CST
Comisión Nacional de Energía Eléctrica CNEE
Distribuidora de Electricidad de Occidente, Sociedad Anónima
DEOCSA
Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima
DEORSA
Duke Energy International Transmisión, Limitada
DEGT
Duración de la Indisponibilidad Programada
DIP
Duración Total de Indisponibilidades Forzadas para la línea i
DTIFLi
Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica
ETCEE
Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima
EEGSA
Empresa Hidroeléctrica Municipal EHM
Empresa Municipal Rural de Electricidad EMRE
Empresas Eléctricas Municipales EEMs
Frecuencia de Interrupciones por Usuario FIU
Kilo Vatios KW
Kilo Voltio Amperio KVA
Kilo Voltios KV
Kilómetros Km
Ley General de Electricidad LGE
Máxima Desviación de Corriente Imp
Megavatio MW
Megavatio-hora MWH
Mercado Mayorista MM
Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones
NTCSTS
Normas Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de Distribución
NTDOID
Normas Técnicas de Diseño y Operación del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica
NTDOST
Normas Técnicas del Servicio de Distribución
NTSD
Número de Indisponibilidades Programadas
NIP
Número Total de Indisponibilidades Forzadas para la línea i
NTIFLi
Porcentaje de Desbalance de Corriente ∆DIP
Porcentaje de reclamos R%
Redes Eléctricas de Centroamérica, S. A. RECSA
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
95/99
Reglamento de la Ley General de Electricidad
RLGE
Sistema de Transporte de Energía Eléctrica
STEE
Sistema Nacional Interconectado SNI
Tensión Nominal Vn
Tiempo de Interrupción por Usuarios TIU
Transformador de Corriente CT
Transformador de Potencial PT
Transmisora de Energías Renovables, S.A.
TRANSNOVA
Transportadora de Energía de Centroamérica, S.A.
TRECSA
Transporte de Electricidad de Occidente, S. A.
TREO
Transportista Eléctrica Centroamericana, S. A.
TRELEC
Valor Eficaz (RMS) de Tensión Vk
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
96/99
11 Lista de tablas y gráficas
Tabla 1. Mediciones de regulación de tensión ............... 16
Tabla 2. Usuarios en dichas redes con puntos que
transgreden la tolerancia ............................................... 19
Tabla 3. Desviaciones en regulación de tensión ........... 21
Tabla 4. Calificación de la información remitida por las
EEMs, correspondiente al 2do semestre 2015. ............. 37
Tabla 5. Avance de las EEMs en cuanto al levantamiento
del sistema de distribución. ........................................... 42
Tabla 6. Avance del levantamiento del sistema de
distribución por EEMs. ................................................... 43
Tabla 7. Actividades de mantenimiento a líneas de
Media Tensión. .............................................................. 48
Tabla 8. Actividades de mantenimiento reportadas por
DEOCSA y DEORSA..................................................... 52
Tabla 9. Actividades de mantenimiento reportadas por
EEGSA .......................................................................... 53
Tabla 10. Actividades de mantenimiento reportadas por
EEGSA en líneas de baja tensión. ................................ 54
Tabla 11. Resultado de la fiscalización de tramos. ....... 55
Tabla 12. Resultados de la auditoría por Distribuidor
para determinar el estado de las instalaciones. ............. 55
Tabla 13. Hallazgos de Incumplimientos NTDOID
encontrados durante las fiscalizaciones. ....................... 56
Tabla 14. Tipo de Hallazgos NTDOID derivados de la
fiscalización muestral..................................................... 57
Tabla 15. Acumulado de actividades de mantenimiento
realizado por los transportistas. ..................................... 60
Tabla 16. Acumulado de actividades indirectas o de bajo
nivel, realizadas por los transportistas ........................... 60
Tabla 17. Poda y tala de arbolado realizado por los
diferentes transportistas, datos en km. .......................... 61
Tabla 18. Control de actividades de inspección de línea
en kilómetros. ................................................................ 62
Tabla 19. Mantenimiento a equipos de líneas de
transporte por mes, en unidades. .................................. 63
Tabla 20. Mantenimiento mensual a equipos de
subestaciones de transporte.......................................... 64
Tabla 21. Mantenimiento a protecciones de transporte
por mes ......................................................................... 65
Tabla 22. Cargas relacionadas con el EDACBF. ........... 66
Tabla 23. Fiscalización de Calidad del Producto y
Servicio Técnico ............................................................ 76
Tabla 24. Actividades Fiscalización de Cumplimiento
NTDOID. ........................................................................ 80
Tabla 25. De Incumplimientos NTDOID ........................ 82
Tabla 26. Líneas de transmisión .................................... 85
Tabla 27. Transformadores ........................................... 86
Tabla 28. Equipo de compensación .............................. 87
Tabla 29. Cantidad de Usuarios a diciembre de 2015 ... 88
Tabla 30. Capacidad instalada en las redes de
distribución de los tres principales Distribuidores .......... 89
Tabla 31. Usuarios de las EEMs. ................................. 91
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
97/99
Tabla 32. Resultados Encuesta de Calidad, promedios de
satisfacción, cifras en % ................................................ 93
Gráfica 1. Puntos Fuera de tolerancia - Regulación de
Tensión ............................................................................ 8
Gráfica 2. Puntos Cantidad de Mediciones Fuera de
Tolerancia – Desbalance de corriente. ............................ 9
Gráfica 3. Cantidad de Mediciones Fuera de Tolerancia
Factor de Potencia ........................................................ 10
Gráfica 4. Cantidad de Indisponibilidades de Líneas de
Transmisión ................................................................... 12
Gráfica 5. Indisponibilidades Forzadas .......................... 13
Gráfica 6. Indisponibilidades Programadas ................... 14
Gráfica 7. Mediciones Regulación de Tensión- por
Distribuidor (cantidad de mediciones realizadas y fuera
de tolerancia, porcentaje fuera de tolerancia) ................ 17
Gráfica 8. Mediciones Fuera de Tolerancia - Regulación
de Tensión ..................................................................... 17
Gráfica 9. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera de
Tolerancia DEOCSA - Regulación de Tensión .............. 18
Gráfica 10. Tendencia Acumulada de Mediciones Fuera
de Tolerancia DEORSA - Regulación de Tensión ......... 18
Gráfica 11. Indicador Global FEBnoPER ....................... 20
Gráfica 12. Frecuencia Equivalente por Banda de
Tensión fuera de las tolerancias establecidas ............... 21
Gráfica 13. Interrupciones mayores a 48 horas durante el
año. ............................................................................... 23
Gráfica 14. Interrupciones superiores a 48 horas
presentadas durante el año 2015 .................................. 24
Gráfica 15. Causas de Interrupciones Solicitadas por
Fuerza Mayor EEGSA 2015 .......................................... 24
Gráfica 16. Causas de Interrupciones de Solicitadas por
Fuerza Mayor DEOCSA 2015 ....................................... 24
Gráfica 17. Causas de Interrupciones de Solicitadas por
Fuerza Mayor DEORSA 2015 ....................................... 25
Gráfica 18. Reclamos recibidos en EEGSA .................. 27
Gráfica 19. Reclamos recibidos en DEOCSA ............... 27
Gráfica 20. Reclamos recibidos en DEORSA ............... 28
Gráfica 21. Porcentaje de reclamos .............................. 28
Gráfica 22. Tiempo promedio de procesamiento de
reclamos EE, DC y DR .................................................. 29
Gráfica 23. Verificaciones realizadas por los
Distribuidores ................................................................. 30
Gráfica 24. Conexiones de servicios nuevos sin
modificación por Distribuidor ......................................... 31
Gráfica 25. Conexiones de servicios nuevos con
modificación por Distribuidor ......................................... 31
Gráfica 26. Cortes y reconexiones por Distribuidor ....... 32
Gráfica 27. Errores en la facturación ............................. 33
Gráfica 28. Montos reclamados, refacturados e
indemnizados ................................................................ 33
Gráfica 29. Tiempo medio de EEGSA ........................... 34
Gráfica 30. Tiempo medio de DEOCSA ........................ 34
Gráfica 31. Tiempo medio de DEORSA ........................ 35
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
98/99
Gráfica 32. Interrupciones del servicio programadas por
Distribuidor .................................................................... 35
Gráfica 33. Comparación con la información remitida por
las EEMs posterior al apoyo de la CNEE con relación a la
calidad del servicio comercial. ....................................... 38
Gráfica 34. Mediciones con mala regulación de tensión
en las EEMs -2015. ....................................................... 39
Gráfica 35. Mediciones con mala regulación de tensión
en las EEMs -2016. ....................................................... 40
Gráfica 36. Comparación con información remitida por
las EEMs posterior al apoyo de la CNEE con relación a la
calidad del producto técnico. ......................................... 40
Gráfica 37. Porcentaje avance levantamiento sistema
distribución de las EEMs. .............................................. 44
Gráfica 38. Evaluación de puestas a tierra en las EEMs.
...................................................................................... 46
Gráfica 39. Actividades de mantenimiento en líneas de
Media Tensión. .............................................................. 47
Gráfica 40.Tipo de mantenimiento realizado en las
instalaciones de red de Media Tensión ......................... 49
Gráfica 41. Control mensual de poda y tala de arbolado
...................................................................................... 50
Gráfica 42. Actividades de inspección de línea por
trimestre ......................................................................... 51
Gráfica 43. Poda y tala realizada por transportistas
mostrada trimestralmente, en km. ................................. 61
Gráfica 44. Inspección de línea realizada por
transportistas ................................................................. 63
Gráfica 45. Mantenimiento a equipos de líneas de
transmisión. ................................................................... 64
Gráfica 46. Actividades de mantenimiento de
subestaciones por transportista ..................................... 65
Gráfica 47. Control de mantenimiento realizado a
protecciones de transporte. ........................................... 66
Gráfica 48. Cargas esenciales de EEGSA. ................... 67
Gráfica 49. Cargas Esenciales DEOCSA. ..................... 68
Gráfica 50. Cargas Esenciales DEORSA. .................... 68
Gráfica 51. Inspecciones de calidad comercial por
departamento ................................................................ 69
Gráfica 52. Agencias comerciales supervisadas por
departamento ................................................................ 70
Gráfica 53: Supervisiones de la sustitución de medidores
por departamento .......................................................... 71
Gráfica 54. Verificaciones de rutas de lectura por
departamento ................................................................ 71
Gráfica 55. Visitas del infokiosco por departamento ..... 72
Gráfica 56. Gestión de denuncias en CNEE ................. 73
Gráfica 57. Reclamos enviados a los Distribuidores ..... 74
Gráfica 58. Estatus de los reclamos enviados a los
Distribuidores ................................................................. 75
Gráfica 59. Desglose Actividades Producto Técnico y
Servicio .......................................................................... 77
Gráfica 60. Desglose de fiscalización por empresa ...... 78
Compendio estadístico 2015 – Calidad de servicio en distribución y transmisión
99/99
Gráfica 61. Fiscalización de cumplimiento NTDOID en
redes de Distribución ..................................................... 80
Gráfica 62. Resultados de la Fiscalización de
cumplimiento NTDOID en redes de Distribución ........... 81
Gráfica 63. Tipo de Hallazgos, Incumplimientos NTDOID
...................................................................................... 82
Gráfica 64. Histórico de indemnizaciones en millones de
quetzales por año de notificación .................................. 84
Gráfica 65. Evolución de Potencia Instalada DEOCSA . 90
Gráfica 66. Evolución de Potencia Instalada DEORSA . 90
Gráfica 67. Evolución de Potencia Instalada EEGSA .... 90
Gráfica 68. Cantidad de Usuarios de las EEMs. ............ 91
Gráfica 69. Número de usuarios por EEMs. .................. 92
11.1 Ilustraciones
Ilustración 1. Georeferencia de puntos de interrupciones.
...................................................................................... 25
Ilustración 2 Diagrama Red Distribución EEM Gualán
Zacapa. .......................................................................... 42
Ilustración 3 Diagrama Red Distribución EEM San
Marcos. .......................................................................... 43
Ilustración 4. Diagrama EEM San Pedro Sacatepéquez
...................................................................................... 44
Ilustración 5. Equipo GPS ............................................. 45
Ilustración 6. Amperímetro de gancho .......................... 45
Ilustración 7. Centro de transformación ........................ 45
Ilustración 8. Ubicación Puestas a Tierra Evaluadas. ... 46
Ilustración 9. Mapa de ubicación geográfica de hallazgos
de incumplimientos NTDOID. ........................................ 56
Ilustración 10. Mapa de ubicación de los 231
incumplimientos NTDOID del año 2014. ...................... 58
Ilustración 11. Actividad de fiscalización ...................... 78
Ilustración 12. Supervisión y Retiro Equipo ................... 79
Ilustración 13. Resultados de la Fiscalización (Invasión
vegetación) en redes de distribución de Media y Baja
Tensión. ......................................................................... 81