Source: https://issuu.com/jupitergua/docs/compendio_estadistico_2012_-_drc_db067e9da1644e
Timestamp: 2017-01-18 14:33:49
Document Index: 111022208

Matched Legal Cases: ['artículo 103', 'Artículo 56', 'Artículo\n103', 'Artículo 64', 'Artículo 69', 'Artículo 68', 'Artículo 68', 'Artículo 110', 'Artículo 71', 'Artículo 4', 'Artículo 4', 'Artículo\n114', 'artículo 102', 'artículo 80']

Compendio%20estadistico%202012%20 %20drc by Jupiter Lucetius - issuu
compendioestadístico 2012
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica, ha compilado en el presente documento la información relativa con la calidad de servicio prestada por los agentes transportistas y distribuidores durante 2012,
en cumplimiento con la Ley General de Electricidad, el Reglamento de la Ley y las Normas de Calidad
La Regulación Eléctrica de Guatemala, establece una relación calidad-precio, la cual vincula los ingresos
de las empresas concesionarias, con los requerimientos de calidad exigidos en las normativas, de acuerdo con estándares de calidad internacionales. Para evaluar la calidad prestada, la normativa establece la
forma y medio de remisión, cálculo, y aplicación de indemnizaciones o multas por la transgresión a los
indicadores de Calidad del Servicio, o por no cumplir con las obligaciones de los concesionarios relacionados con el régimen de calidad y lo contemplado en la normativa en cuanto a Diseño y Operación de
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica, de acuerdo a sus facultades, efectúa diversas actividades
para incentivar el cumplimiento a las tolerancias, así como para verificar que el proceso de medición
de la calidad, evaluación de la misma, y posterior aplicación de indemnizaciones o sanciones cuando
se transgreden los indicadores. Durante los últimos años, la CNEE ha realizado acciones para identificar
las causas de transgresiones a la calidad de servicio, e incentivar el cumplimiento de los indicadores:
auditorías de sistemas, auditorías de redes, fiscalización de procesos, fiscalización de la información
regulatoria remitida, fiscalización de mantenimiento, etc., dichas actividades han dado como resultado,
la presentación de planes y acciones, que mejorarán la calidad que reciben los usuarios.
El compendio, incluye el detalle histórico de las sanciones (multas e indemnizaciones) impuestas por la
transgresión a los indicadores o incumplimientos a las obligaciones por parte de los agentes, la CNEE
ha resuelto una cantidad significativa de expedientes de esta temática, con el objetivo de resarcir a los
usuarios por las transgresiones a la calidad de servicio.
Durante la experiencia de 14 años de la aplicación normativa vigente, la CNEE ha identificado aspectos
de mejora en la Normativa de Calidad, por lo cual estableció un plan de actualización de la misma, que
contempla realizar acciones durante 2013 y 2014, que consideren los avances tecnológicos y los resultados de la aplicación de la normativa actual, a efecto de mejorar las condiciones de prestación de los
servicios, facilitar el cumplimiento normativo y mejorar el control de la calidad de la Energía Eléctrica, en
beneficio de los usuarios y de la competitividad del País.
Licda. Carmen Urízar Hernández
Licda. Silvia Ruth Alvarado Silva de Córdova
Lic. Jorge Guillermo Aráuz Aguilar
Antonio Roberto García Escobar
Gerente Regulación de Calidad
Jacobo Estuardo Ponce Chavarría
Unidad de Informática y Control Estadístico
Luis Carlos Morales Prillwitz
Departamento de Calidad Comercial
Luis Mauricio Saquilmer
Departamento de Gestión Técnica y Verificación de Instalaciones
Sergio Gabriel Noriega Buch
Departamento de Calidad de Producto y Servicio Técnico
Carta de Presentación - CNEE................................................................................................................3
Lista de acrónimos..................................................................................................................................7
Usuarios del servicio de distribución final..........................................................................9
Supervisión de indicadores de calidad de servicio ......................................................... 13
2.1.	Calidad comercial del servicio de distribución...................................................................... 15
2.1.1.	Solicitud de servicios nuevos que no requieren modificación de red.......... 16
2.1.2.	Solicitud de servicios nuevos que requieren modificación de red................. 17
2.1.3.	Reconexiones..................................................................................................................... 18
2.1.4.	Facturación errónea......................................................................................................... 20
2.1.5.	Porcentaje de reclamos (R%)........................................................................................ 22
2.1.6.	Tiempo promedio de procesamiento de reclamos y quejas............................ 22
2.1.7.	Tipificación de reclamos 2012...................................................................................... 25
2.1.8.	Precisión de la medición del consumo de energía............................................... 25
2.1.9.	Notificación de interrupciones programadas........................................................ 26
2.1.10.	Mapas de calidad - reclamos........................................................................................ 26
2.1.11.	Identificación de comunidades conflictivas, según DEOCSA y DEORSA...... 28
2.1.12.	Indemnizaciones por temas de calidad comercial............................................... 28
2.2.	Producto y servicio técnico........................................................................................................... 30
2.2.1.	Calidad de producto técnico de distribución......................................................... 30
2.2.1.1.	Regulación de tensión.................................................................................... 30
2.2.2.	Calidad de servicio técnico de distribución............................................................ 33
2.2.2.1.	Indicadores de la calidad de servicio técnico individuales ............... 33
2.2.2.2.	Indicadores de la calidad de servicio técnico globales ...................... 34
2.2.2.3.	Mapas de calidad de servicio técnico........................................................ 34
2.2.2.4.	Indemnizaciones de calidad de servicio técnico................................... 37
2.2.3.	Calidad de producto técnico de transporte............................................................ 37
2.2.3.1.	Regulación de tensión.................................................................................... 38
2.2.4.	Calidad del servicio técnico de transporte.............................................................. 39
2.2.4.1.	Número de indisponibilidades forzadas.................................................. 39
2.2.4.2.	Duración de indisponibilidades forzadas................................................ 40
2.2.4.3.	Número de indisponibilidades programadas......................................... 41
2.2.4.4.	Duración de indisponibilidades programadas....................................... 41
Fiscalización de la calidad de servicio................................................................................ 43
3.1.	Fiscalización de calidad comercial............................................................................................. 45
3.1.1.	Supervisión de agencias comerciales....................................................................... 45
3.1.2.	Supervisión de ruta de lecturas................................................................................... 47
3.1.3.	Supervisión de la verificación de medidores.......................................................... 48
3.1.4.	Inspecciones adicionales calidad comercial........................................................... 49
3.2.	Fiscalización de calidad de producto técnico........................................................................ 50
3.3.	Fiscalización de calidad de servicio técnico............................................................................ 53
3.3.1.	Fiscalizaciones con equipo de monitoreo en tiempo real................................. 53
3.3.2.	Gestión de denuncias calidad de producto y servicio técnico........................ 55
3.4.	Fiscalización de NTDOID - distribución.................................................................................... 56
3.4.1.	Mantenimientos DEORSA.............................................................................................. 56
3.4.2.	Mantenimientos DEOCSA.............................................................................................. 60
3.4.2.1.	Verificación selectiva cumplimiento NTDOID en circuitos MT......... 63
3.4.2.2.	Control histórico de incidencias en los sistemas de
distribución y transmisión............................................................................. 67
3.4.2.3.	Atención de denuncias NTDOID.................................................................. 68
3.5.	Investigaciones black out’s........................................................................................................... 70
Encuestas de calidad de servicio......................................................................................... 71
4.1.	Encuesta de calidad a grandes usuarios 2012....................................................................... 73
4.1.1.	Antecedentes generales................................................................................................. 73
4.1.2.	Resultados........................................................................................................................... 74
4.2.	Encuesta de calidad a usuarios regulados............................................................................... 75
4.2.1.	Síntesis metodológica..................................................................................................... 76
4.2.2.	Resultados de la satisfacción del servicio................................................................ 77
4.2.3.	Resultados publicados.................................................................................................... 78
6.	Control de sanciones............................................................................................................. 83
Lista de tablas y gráficas...................................................................................................... 89
Distribuidora de Electricidad de Occidente, S. A.
Distribuidora de Electricidad de Oriente, S. A.
Duke Energy International Transmisión, Limitada
Duración de la Indisponibilidad Programada
Duración Total de Indisponibilidades Forzadas para la línea i
DTIFLi
Empresa Hidroeléctrica Municipal
Empresa Municipal Rural de Electricidad
Frecuencia de Interrupciones por Usuario
Máxima Desviación de Corriente
Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones
Normas Técnicas de Diseño y Operación de las Instalaciones de
Normas Técnicas de Diseño y Operación del Servicio de Transporte
NTDOST
Normas Técnicas del Servicio de Distribución
Número de Indisponibilidades Programadas
Número Total de Indisponibilidades Forzadas para la línea i
NTIFLi
Porcentaje de Desbalance de Corriente
∆DIP
Porcentaje de reclamos
Redes Eléctricas de Centroamérica, S. A.
Tiempo de Interrupción por Usuarios
Transmisora de Energías Renovables, S.A.
Transportadora de Energía de Centroamérica, S.A.
Transporte de Electricidad de Occidente, S. A.
Transportista Eléctrica Centroamericana, S. A.
Valor Eficaz (RMS) de Tensión
El servicio de distribución final es el suministro
de energía eléctrica que se presta a los usuarios,
mediante redes eléctricas, en condiciones de
calidad de servicio y precios aprobados por la
Comisión. Las Normas Técnicas del Servicio de
Distribución definen los indicadores y las 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
La cantidad de usuarios de distribución se reportan a CNEE por medio de las tablas mensuales y
Tabla 1. Usuarios semestrales
EEM Quetzaltenango
EEM Huehuetenango
EEM Puerto Barrios, Izabal
EEM Zacapa
EEM San Pedro Sacatepéquez, San Marcos
EEM Jalapa
EHM Retalhuleu
EEM Joyabaj, Quiché
EEM San Marcos
EEM Guastatoya
EEM Santa Eulalia, Huehuetenango
EEM Gualán
EMRE Playa Grande, Ixcán
EEM San Pedro Pinula, Jalapa
EEM Tacaná, San Marcos
2,654,391
2,730,477
EH Patulul
Fuente: Información reportada por los Distribuidores mediante las tablas Datos Técnicos.
En las tres principales distribuidoras en el territorio guatemalteco es necesario conocer la distribución de usuarios urbanos y rurales, así como el detalle para cada uno de los semestres
analizados para el año 2012, y así comprender de una mejor manera la información presentada
en el compendio.
Tabla 2. Desagregación del peso de los usuarios urbanos y rurales por distribuidora
2,475,758
Fuente: Información reportada semestralmente por los distribuidores.
De la información presentada precedentemente
podemos deducir lo siguiente: Durante el primer
y segundo semestre del año 2012, los datos registrados evidencian que en la República de Guatemala la mayoría de usuarios pertenecen al área
rural, solamente en la región central los usuarios
urbanos tienen una mayor representatividad. En
el área Central los valores de las áreas urbanas representan aproximadamente al 60% de la totalidad de usuarios.
Gráfica 1. Ubicación de las
En el interior de la República, los usuarios urbanos representan en su mayoría a las cabeceras
departamentales, teniendo porcentajes menos
representativos, para las zonas de Occidente y
Oriente la mayor representatividad está en los
usuarios de las áreas rurales.
Fuente: Información reportada por los distribuidores.
Actualmente existen 16 distribuidoras consideradas como Empresas Municipales, de las cuales 9
se encuentran en el área occidental de la República y las restantes 7 en el área del oriente.
El Marco Regulatorio Guatemalteco, establece un
vínculo entre la calidad y el costo de la prestación
de los servicios reconocidos vía tarifa a distribuidoras y transportistas, dentro de la normativa
eléctrica se establecen los derechos y obligaciones relacionadas con el régimen de calidad de
servicio, asimismo la forma y medio de la calidad
prestada por los agentes.
En el artículo 103 del Reglamento de la Ley General de Electricidad y la Resolución CNEE-09-99,
Normas Técnicas del Servicio de Distribución, se
fijan los Indicadores de calidad del servicio de
distribución, los cuales constituyen valores que
marcan la tendencia evolutiva en los distintos aspectos y parámetros de calidad, con la finalidad
de orientar tanto a CNEE como a los distribuidores en aquellas áreas donde es necesario realizar
inversión, supervisión y mejora.
El Artículo 56 del RLGE indica que en las Normas
Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte
y Sanciones (NTCSTS) se establecen las obligaciones de generadores, distribuidores y grandes
usuarios, conectados directamente al sistema de
transporte, en lo referente a la regulación de tensión. En los Artículos del 57 al 62 del RLGE se conceptualiza la medición de la calidad del servicio,
la disponibilidad del equipamiento, las indisponibilidades forzadas y programadas.
La calidad de servicio prestado por los agentes,
se mide con base en los siguientes parámetros:
1.	Distribución
a.	Calidad de servicio técnico
b.	Calidad de producto técnico
c.	Calidad comercial
2.	Trasmisión
La forma y medio de cálculo de los indicadores
de calidad, así como las indemnizaciones por la
transgresión a las tolerancias establecidas se definen en la normativa para cada parámetro evaluado. Los agentes son los responsables de realizar
la recopilación de la información necesaria para
evaluar la calidad prestada, y la Comisión fiscaliza
todo el proceso de cálculo de indicadores.
A continuación se presentan los resultados importantes de la evaluación de la calidad de servicio del año 2012. La Comisión ha realizado diversas acciones de fiscalización de acuerdo a sus
facultades. Algunos de los resultados están sujetos a la resolución de acciones legales interpuestas por algunos agentes.
2.1.	Calidad Comercial del
La evaluación de la calidad comercial de la CNEE
se realizó durante el primer y segundo semestre
de 2012 conteniendo la supervisión de los indicadores con base a lo establecido en el Artículo
103 del RLGE, que establece los parámetros que
debe controlar la Comisión para verificar la calidad comercial. Dentro de ellos se encuentra los
Reclamos de los Consumidores, Facturación y
Los Artículos 63 y 68 de las NTSD, establecen que
los indicadores de calidad del servicio comercial
del distribuidor y calidad de la atención al usuario son los siguientes:
Índices de calidad del servicio comercial del
•	Porcentaje de reclamos y quejas (R%)
•	Tiempo promedio de procesamiento de reclamos y quejas (TPPR)
•	Precisión de la medición del consumo de
•	Falta de notificación de interrupciones
Índices de calidad de la atención al usuario
•	Solicitud de conexión de nuevos servicios o
ampliación de potencia contratada que no
requieren modificación de red
ampliación de potencia contratada que requieren modificación de la red
A continuación se presenta información estadística de los resultados del año 2012 de los indicadores individuales y globales que se fiscalizan.
2.1.1.	•	Facturación errónea
Los indicadores son calculados semestralmente,
utilizando la información que trasladan los distribuidores mensualmente, los incumplimientos
a las tolerancias establecidas en el Artículo 64
(Indicadores Globales) de las NTSD, originan una
sanción y los incumplimientos a los plazos establecidos en el Artículo 69 (Indicadores Individuales) de las NTSD, originan el pago de indemnización a los usuarios afectados.
Solicitud de servicios nuevos que
no requieren modificación de red
La fiscalización de este indicador se realiza cumpliendo con lo establecido en el Artículo 68 inciso a) del Reglamento de la Ley General de Electricidad que establece que los distribuidores tienen
28 días para realizar la conexión de este tipo de
servicios, al sobrepasar este plazo el distribuidor
debe indemnizar al usuario y además puede ser
objeto de una sanción. A continuación los resultados de la gestión realizada en este tema.
Gráfica 2. Conexiones realizadas en plazo por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012
Fuente: Elaboración CNEE, con datos de los distribuidores.
Según la información remitida por los distribuidores, se observa que para el primer semestre EEGSA
realizó 24,608, DEOCSA 1,425 y DEORSA 1,491 conexiones en plazo. Para el segundo semestre EEGSA
realizó 27,364, DEOCSA 1,829 y DEORSA 1,450. Siendo los departamentos de Guatemala, Escuintla y
Sacatepéquez los que tienen mayor cantidad de conexiones en plazo.
Gráfica 3. Conexiones realizadas fuera de plazo por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012
En relación con las conexiones efectuadas fuera
de plazo, los distribuidores reportan para el primer
semestre los datos siguientes: DEOCSA 11 y DEORSA 18 conexiones fuera de plazo. Para el segundo
semestre DEOCSA 2 y DEORSA 1 conexión fuera
de plazo. EEGSA no reporta conexiones efectuadas fuera de la tolerancia establecida, Huehuetenango y Alta Verapaz son los departamentos que
tienen más conexiones fuera de plazo.
Gráfica 4. Solicitudes que efectuaron el pago
de depósito de garantía y que no fueron
conectados en el 2012.
Según la información remitida por los distribuidores, se observa que de las solicitudes que realizaron pago del depósito de garantía, algunas
no fueron conectadas siendo reportado el dato
siguiente: para el primer semestre EEGSA 664,
DEOCSA 818 y DEORSA 592 conexiones pendientes. Para el segundo semestre EEGSA reportó 554,
DEOCSA 63 y DEORSA 283.
2.1.2.	Solicitud de servicios nuevos que
Se efectúa la verificación de este indicador cumpliendo con lo establecido en el Artículo 68 inciso
b) del Reglamento de la Ley General de Electricidad, que establece que los distribuidores tienen
tres meses para realizar la conexión de este tipo
de servicios, al sobrepasar este plazo el distribuidor debe indemnizar al usuario y además puede
ser objeto de una sanción. A continuación los
resultados de la gestión realizada en este tema
Gráfica 5. Conexiones con Modificación de Red en Plazo de EEGSA
Según la información remitida por los distribuidores, se observa que para el primer semestre
EEGSA realizó 1,695, DEOCSA 243 y DEORSA 63
conexiones en plazo. Para el segundo semestre
EEGSA realizó 1,674, DEOCSA 1,385 y DEORSA
1,093, siendo Guatemala, Huehuetenango, Quiché, Alta Verapaz y Jutiapa los departamentos
que más conexiones en plazo tienen.
Gráfica 6. Solicitudes que pagaron depósito
de garantía y que no fueron conectados
En relación con las solicitudes que realizaron
pago del depósito de garantía, algunas no fueron
conectadas siendo reportado el dato siguiente:
para el primer semestre EEGSA 26, DEOCSA 249
y DEORSA 27 conexiones pendientes. Para el segundo semestre EEGSA reportó 68, DEOCSA 189
y DEORSA 204.
2.1.3.	Reconexiones
Cuando un usuario ha sido objeto de corte del
servicio y efectúa el pago de la reconexión, el
distribuidor tiene 24 horas para realizar la reconexión del servicio, este índice debe ser calculado por los distribuidores y validado por la Comisión en cumplimiento a lo establecido en el
Artículo 110 del Reglamento de la Ley General de
Electricidad. A continuación se muestran datos
estadísticos de las Reconexiones.
Según información remitida por los distribuidores durante el primer y segundo semestre de
2012, las reconexiones en plazo son: primer se-
Gráfica 7. Reconexiones en plazo por distribuidor en el año 2012
mestre EEGSA 37,578, DEOCSA 19,203 y DEORSA
15,046. Segundo semestre EEGSA 35,181, DEOCSA 31,319 y DEORSA 23,295.
Gráfica 8. Reconexiones fuera de plazo por distribuidor en el año 2012
En relación con las reconexiones que realizaron
pago algunas no fueron reconectadas en plazo,
siendo reportado el dato siguiente: para el primer semestre EEGSA 64, DEOCSA 18,444 y DEORSA 15,057 reconexiones fuera de plazo. Para el
segundo semestre EEGSA reportó 80, DEOCSA
27,208 y DEORSA 20,944. Quetzaltenango, Totonicapán, Alta Verapaz y Santa Rosa son los departamentos que tienen la mayor cantidad de reconexiones fuera de plazo.
2.1.4.	Facturación errónea
La CNEE verifica el cumplimiento de lo establecido en los pliegos tarifarios y la aplicación de los
mismos en la facturación mensual de los distribuidores, para ello se verifica la totalidad de los
reclamos por facturación que reciben los distribuidores y las refacturaciones efectuadas.
Los distribuidores remiten a la Comisión mensualmente los reclamos por facturación recibidos
en sus agencias y a continuación el detalle de la
Gráfica 9. Reclamos por Facturación procedentes e improcedentes recibidos por los Distribuidores
La gráfica anterior muestra que para EEGSA todos los
reclamos son procedentes, DEOCSA reporta un 78%
y 69% de reclamos procedentes para los semestres
del 2012, DEORSA remite un 66% y 71% de reclamos
procedentes en relaciona con la totalidad de los reclamos por facturación recibidos en el año 2012.
Gráfica 10. Facturación errónea de EEGSA
Q568,129.98
Q308,998.11
Q681,532.85
Q259,131.87
Q466,033.59
Q215,499.26
La relación entre los montos reclamados y los montos refacturados que reportan los distribuidores es
el siguiente: para el primer semestre EEGSA recibe
reclamos por un monto de Q 681,532.85, elimina
de la cuenta Q 466,033.59 quedando las facturas
nuevas con un monto de Q 215,499.26. Para el segundo semestre recibe reclamos por Q 568,129.98,
elimina de la cuenta Q 308,998.11, quedando las
facturas nuevas con un monto de Q 259,131.87.
Gráfica 11. Facturación errónea de DEOCSA
Para el segundo semestre recibe reclamos por
Q 1,110,354.63, elimina de la cuenta Q 586,552.36
quedando las facturas nuevas con un monto de
Q 523,802.27.
Gráfica 12. Facturación errónea de DEORSA
Q2,000,976.17
Q1,110,354.63
Q523,802.27
Q2,656,139.20
Q586,552.36
Q2,212,952.01
Q1,252,413.19
Monto Nueva
Q 443,187.19
Q1,079,468.45
Q1,102,307.55
Q2,331,881.64
Para el primer y segundo semestre de 2012
DEOCSA recibe reclamos por Q 2,656,139.20,
elimina de la cuenta Q 443,187.19 quedando las
facturas nuevas con un monto de Q 2,212,952.01.
DEORSA reporta par el primero y segundo semestre
de 2012, que recibe reclamos por Q 2,331,881.64,
elimina de la cuenta Q 1,079,468.45 quedando las
facturas nuevas con un monto de Q1,252,413.19.
Q 2,000,976.17, elimina de la cuenta Q 1,102,307.55
Q 1,252,413.19.
Gráfica 13. Facturación errónea de EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012
Monto Nueva Factura
Q443,187.19
De la totalidad de reclamos que reciben los distribuidores la mayor parte son dados como procedentes, como se observa en las gráficas anteriores, además se muestra el resumen de los datos
de EEGSA, DEOCSA y DEORSA.
Los montos de los reclamos por facturación que
los distribuidores han dado como procedentes,
la Comisión ha ordenado la refacturación de los
mismos y estos montos generan un pago de indemnización y actualmente la Comisión fiscaliza
la acreditación de los mismos.
2.1.5.	Porcentaje de reclamos (R%)
R%= total de reclamos ÷ Número de usuarios del
Distribuidor x 100
La tolerancia es del 5%. A continuación los resultados de la evaluación realizada para el año
Gráfica 14. Porcentaje de Reclamos EEGSA, DEOCSA y DEORSA, año 2012
Durante el año 2012, se puede observar que los
distribuidores estuvieron dentro de la tolerancia
en el porcentaje reclamos (R%) a nivel distribuidora, establecido en la normativa legal vigente
ya que se encuentran por debajo del 5%, sin embargo el departamento de Retalhuleu, en DEOCSA y Escuintla, Zacapa y Guatemala en DEORSA
se encuentran fuera de tolerancia.
2.1.6.	Tiempo promedio de procesamiento
de reclamos y quejas
Dentro de la información recibida de los distribuidores, se evalúa la cantidad del tiempo para
resolver los reclamos, cuyo promedio es de diez
días como tolerancia y a continuación se observan los datos del periodo 2007-2011.
Fórmula de cálculo del TPPR
TPPR=
(∑tiempo total de atención de reclamos)
(Total de reclamos reportados)
Gráfica 15. Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos y Quejas
Durante el periodo 2007-2011, las grandes
distribuidoras estuvieron en tolerancia en el
Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos (TPPR), según dicha información los tiempos de atención de los reclamos por parte de
los distribuidores a nivel global fue dentro de
los plazos establecidos en la normativa actual,
pero Huehuetenango, Retalhuleu y Suchitepéquez, se encuentran fuera de tolerancia a nivel
Gráfica 16. Modalidad de Presentación de Reclamo de EEGSA, año 2012
Escrito Carta EC
Modalidad Reclamo 2012
Escrito Otro
Escrito Libro de
Quejas EQ
Personal VP
Telefónico VT
Dentro de la modalidad de presentación de reclamos
en el año 2012 para EEGSA se observa que recibió en
el primer semestre 96 reclamos vía Correo Electróni-
co y 104 para el segundo semestre, estos resultados
son producto de las gestiones realizadas por CNEE
para la recepción de reclamos por dicha vía.
Escrito Carta
Escrito Fax
Memorial EM
Modalidad Reclamo 1_2012
Gráfica 17. Modalidad de presentación de reclamo de DEOCSA, año 2012
Modalidad Reclamo 2_2012
DEOCSA reporta en el año 2012, que recibió en
primer semestre 122 reclamos vía Correo Electrónico y 13 para el segundo semestre, estos
resultados son producto de las gestiones realizadas por CNEE para la recepción de reclamos
por dicha vía.
Escrito Memorial
Verbal Personal
Verbal Telefónico
Gráfica 18. Modalidad de presentación de reclamo de DEORSA, año 2012
DEORSA reporta en el año 2012, que recibió en
primer semestre 135 reclamos vía Correo Electrónico y 22 para el segundo semestre, estos
2.1.7.	Tipificación de Reclamos 2012
Tabla 3. Tipificación de reclamos 2012
2.1.8.	Actualmente los distribuidores de energía eléctrica que prestan el servicio en el territorio guatemalteco tienen la responsabilidad de garantizar la calidad con que se efectúa la medición del
consumo de energía eléctrica a sus usuarios. La
medición de energía eléctrica se lleva a cabo mediante el uso de un medidor de consumo eléctrico o contador eléctrico el cual es propiedad de la
La actividad de verificación de medidores se realiza mediante un muestreo estadístico definido
en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución, el cual se encuentra en función de la cantidad de usuarios que tenga cada distribuidora.
A continuación se muestra la cantidad de lotes y
medidores verificados, por distribuidora, hasta el
Interrupciones en el servicio IS
Cobros altos CA
Fallas del contador FC
Otros motivos OT
No recibe factura RF
Bajo voltaje BV
Atraso en la reconexión AR
Corte sin razón OC
Inconformidad con tarifa IT
Atraso en la conexión AC
Mala atención en oficina AO
No conexión del servicio CS
Corte por reconexión injustificado RI
Señalamiento alterar instrumentos
de medición AM
Señalamiento consumo fraudulento CF
Fallas de transformador FT
Precisión de la medición del consumo de energía
Gráfica 19. Cantidad de medidores
a verificar cada mes
Lotes verificados al primer semestre 2013
Acumulado de medidores al primer semestre 2013
En la tabla anterior, se presenta la agrupación
de los tipos de reclamos presentados por los
usuarios de la República de Guatemala y reportados por los distribuidores a la CNEE durante
2012. Puede observarse que un gran porcentaje
de los mismos se relaciona con interrupciones
de servicio (46%), así mismo que existe una significativa cantidad de reclamos por aspectos de
facturación (cobros altos, fallas en el contador,
no recibe factura), los cuales de forma agrupada significan un 35% de los reclamos de los
Actualmente la actividad de verificación del
equipo de medición de energía eléctrica es
efectuada por las tres distribuidoras más grandes del país como lo son EEGSA, DEOCSA y
DEORSA.
Al final del primer semestre de 2013 se habrían
verificado muestralmente un total de 10,810 medidores de energía eléctrica que corresponden a
un total de 904,010 usuarios.
2.1.9.	Notificación de interrupciones
Tabla 4. Interrupciones programadas
reportadas por EE, DC y DR para el año 2012.
Las interrupciones programadas por parte de la distribuidora, deben hacerse del conocimiento de los
usuarios por medio de la respectiva publicación en
un diario de mayor circulación y por los medios más
directos hacia el usuario, al alcance del distribuidor.
A continuación se presenta el detalle de interrupciones programadas reportadas por EEGSA,
DEOCSA y DEORSA durante el primer y segundo
Gráfica 20. Interrupciones programadas reportadas por EE, DC y DR para el año 2012
Cantidad de IP primer semestre 2012
Cantidad de IP segundo semestre 2012
Total IP reportadas durante el 2012
En la gráfica anterior se observa el detalle del número de interrupciones programadas reportadas por
cada una de las tres grandes distribuidoras del país.
Para el caso de DEOCSA y DEORSA se observa
que durante el primer semestre de 2012 se presenta una mayor cantidad de interrupciones programadas reportadas.
En relación con EEGSA se observa un incremento en las interrupciones programadas reportadas
para el segundo semestre de 2012.
2.1.10.	Mapas de calidad - reclamos
La calidad del servicio comercial del distribuidor se refiere al cumplimiento global de las
obligaciones que la Ley General de Electricidad
asigna a los distribuidores de energía eléctrica.
Los mapas graficados son los índices de calidad
del servicio comercial del distribuidor, porcentaje de reclamos o quejas y el tiempo promedio de
procesamiento de reclamos o quejas.
Los indicadores se ven disminuidos en las áreas de
gestión diferenciada donde los distribuidores tienen obstáculos a las actividades del ciclo comercial.
Tolerancias graficadas:
0.01 - 5.00 %
0.1 - 10.00
5.01 - 50.00 %
10.01 - 50.00
50.01 - 100 %
Gráfica 21. R % globales primer semestre
Gráfica 22. R % globales segundo semestre
Gráfica 23. TPPR global primer semestre
Gráfica 24. TPPR global segundo semestre
2.1.11.	Identificación de comunidades
conflictivas, según DEOCSA y
Las distribuidoras DEOCSA y DEORSA, remitieron a la CNEE la identificación de comunidades
que realizan acciones que perjudican la prestación del servicio en las mismas, afectando el
ciclo comercial o limitación de movilidad de
personal de las distribuidoras. Se han iniciado
acciones para corroborar lo reportado por los
distribuidores en cuanto a las comunidades
Gráfica 25. Comunidades conflictivas según
En el mapa, se muestran los municipios que poseen comunidades en conflicto, aplicándoles una
paleta de colores que representa el porcentaje de
los usuarios de dichas comunidades comparado
con la totalidad de usuarios de cada municipio.
DEOCSA y DEORSA indican que en los municipios
de la gráfica anterior los pobladores no les permiten realizar actividades relacionadas con la distribución de energía eléctrica. Se puede observar
que existen municipios que presentan un porcentaje alto de usuarios en dichas comunidades.
Los mapas de calidad de reclamos presentados
en las gráficas 21 a 24, se encuentran afectados
directamente por las áreas de conflictividad.
Para abordar esta problemática, DEOCSA y DEORSA reportan que han desarrollado una estrategia
que incorpora el desarrollo de acciones comerciales, las cuales son acompañadas por trabajo comunitario y acciones jurídicas que actúan de forma
coordinada para facilitar los medios de negociación y normalización de las comunidades que presentan alguna problemática para el desarrollo de
La gráfica de comunidades conflictivas no incluye
información del área central atendida por EEGSA.
2.1.12.	Indemnizaciones por temas de
Usuarios en comunidades
5.01%-30%
30.01%-60%
60.01%-90%
90.01%-100%
Fuente: Elaboración CNEE, con reporte presentado a la CNEE por parte de
DEOCSA y DEORSA.
La transgresión a la tolerancia de los indicadores individuales (Conexiones nuevas sin modificación de
red, Conexiones nuevas con modificación de red,
reconexiones y facturación errónea) genera una indemnización a los usuarios afectados según lo establecido en el Artículo 71 de las Normas Técnicas
del Servicio de Distribución, para ello la CNEE efectúa procesos indemnizatorios donde se ordena a
los distribuidores la acreditación de los montos a
indemnizar, a continuación los montos solicitados
y pagados por concepto de indemnizaciones:
Según datos reportados por los distribuidores
de energía eléctrica en la tabla indemnizaciones,
indican que las acreditaciones en el 2012, beneficiaron a una cantidad grande de usuarios, a continuación el detalle.
Gráfica 26. Acreditación de indemnizaciones comerciales a usuarios
ICNXSMR
IRCNX
Se observa que para el segundo semestre de 2012
se ha incrementado el número de usuarios beneficiados con la acreditación de indemnizaciones y el
motivo por el cual se ha realizado la mayor cantidad
es el de reconexiones fuera de plazo, DEOCSA reporta 20,523 y DEORSA 16,707 usuarios beneficiados.
Q155,500.15
Q372.67
Q1,699,897.68
Q364,199.52
Q305.73
Q172.80
Q112,821.86
Q4,857.14
Q30,900.25
Q46,572.01
Q5,607.49
Q1,728,241.52
Gráfica 27. Montos indemnizados por proceso de fiscalización.
Las acreditaciones efectuadas en los procesos de
fiscalización suman un total de ochocientos ochenta y cinco mil ochocientos cincuenta y seis quetzales con setenta y tres centavos (Q 885,856.73). Y
como se observa en la gráfica fue en el año 2011
donde se efectuaron acreditaciones mayores por
un total de seiscientos cincuenta mil seiscientos diecinueve quetzales con cuarenta centavos.
(Q 650,619.40), en lo que va del año 2012 ya se han
acreditado doscientos un mil doscientos noventa y
siete quetzales con trece centavos (Q 201,297.13).
2.2.	Producto y Servicio
En las normas NTSD se establecen los estándares
de calidad que deben cumplir los distribuidores.
La Calidad del Servicio Técnico se evalúa en función de la continuidad del servicio de energía
eléctrica a los usuarios. Para tal efecto se consideran todas aquellas interrupciones que tengan
una duración mayor de tres minutos.
La Calidad del producto técnico suministrado por
el distribuidor es evaluada mediante el sistema
de medición y control de la calidad del servicio
eléctrico de distribución, realizado por el propio
distribuidor y supervisado por la Comisión para
identificar las transgresiones a las tolerancias permitidas respecto de los parámetros establecidos
para: regulación de tensión, desbalance de tensión en servicios trifásicos, distorsión armónica y
flícker. Ante los incumplimientos a la normativa
vigente los distribuidores deberán reconocer la
indemnización que corresponda al usuario afectado, de acuerdo al procedimiento establecido
2.2.1.	Calidad de producto técnico de
La Comisión Nacional de Energía Eléctrica tiene
dentro de sus funciones y obligaciones velar por
el cumplimiento de las tolerancias de calidad del
servicio de energía eléctrica; evalúa la calidad del
producto suministrado por el distribuidor a los
usuarios finales de la República de Guatemala.
La regulación de tensión, se relaciona con parámetros que afectan el funcionamiento de los equipos eléctricos de los usuarios, o perturbaciones y
efectos que pueden perjudicar el desempeño de
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. Se realizó para efectos gráficos la clasificación de la información, la cual agrupa la cantidad o resultados de los parámetros por región.
2.2.1.1.	Regulación de tensión
El control para la regulación de tensión se realiza
por medio del sistema de medición y control de la
calidad del servicio de energía eléctrica, mediante
la ejecución de mediciones monofásicas o trifásicas, las cuales son sorteadas por la CNEE mensualmente, según el nivel de tensión de los usuarios.
Para realizar el cálculo del índice de calidad de regulación de tensión se utiliza la siguiente fórmula
∆VK (%)=
(|(Vk- Vn|)
Gráfica 28. Mediciones Calidad de Producto Técnico –Regulación de Tensión– por distribuidora 2012
2do Sem 2012
% Fuera de Tolerancia
Fuente: Elaboración CNEE con datos del distribuidor.
En la gráfica se muestra el número de mediciones de calidad de producto que realizaron mensualmente los distribuidores (EEGSA, DEOCSA y
DEORSA), el número de mediciones depende de
la cantidad de circuitos que cada distribuidora
posee. Se denota que EEGSA es el distribuidor
que ha realizado más mediciones de calidad
de producto técnico, lo anterior se debe a que
actualmente posee más circuitos de distribución, asimismo realiza mediciones en todos los
puntos obligatorios y adicionales remitidos por
de tensión durante el año 2012 para los distribuidores EEGSA, DEOCSA y DEORSA, y en naranja el
porcentaje que representan.
En color rojo se presenta el detalle de las mediciones de calidad de producto que resultaron
fuera de tolerancia en el parámetro de regulación
Los procesos de indemnización correspondientes a las transgresiones de calidad de producto
técnico se encuentran en gestión.
En el monitoreo de la evaluación de la Calidad
de Producto Técnico del servicio de distribución,
puede observarse que la región I, ha presentado
menor número de mediciones que transgreden
las tolerancias de Regulación de Tensión, las regiones restantes presentan la mayoría de mediciones con transgresiones a la tolerancia de regulación de tensión.
Gráfica 29. Total de Mediciones Fuera de Tolerancia durante el año 2012 - Regulación de Tensión
En la gráfica anterior se aprecia el total de las mediciones de calidad de producto que resultaron
fuera de tolerancia del parámetro de regulación
de tensión en la República de Guatemala, durante el año 2012. Se considera que una medición
efectuada en períodos anteriores continúa con
mala calidad hasta que sea demostrado por medio de una nueva medición que el servicio está
dentro de tolerancias establecidas en las Normas
Técnicas del Servicio de Distribución. Actualmente la CNEE está en el proceso de verificación de la
mejora de las mediciones que se han encontrado
fuera de tolerancia, además se está gestionando
ante los distribuidores los controles necesarios
para mejorar la calidad de producto técnico.
Las mediciones que transgreden tolerancias, se
ubican en puntos de las redes de distribución de
baja tensión, que parten de un mismo centro de
transformación. Todos los usuarios conectados
“aguas abajo” de la medición efectuada, también
tienen mala calidad de producto, y los usuarios
“aguas arriba” de la medición efectuada es posible que tengan una calidad que transgreda la tolerancia de calidad de producto técnico.
La CNEE ha requerido a las distribuidoras DEOCSA
y DEORSA, la corrección de los puntos históricos
que han presentado transgresión a las tolerancias
de calidad de producto técnico, obteniendo un
plan que será realizado en el transcurso de 2013.
2.2.2.	Calidad de servicio técnico de
La CNEE como parte de sus funciones efectúa
el monitoreo constante de los indicadores de la
Calidad, la normativa establece que la Calidad de
Servicio Técnico debe evaluarse en periodos semestrales continuos; previo a efectuar la evaluación de la calidad del servicio la CNEE debe efectuar la calificación de los casos de fuerza mayor
que sean invocados dentro del semestre por los
distribuidores, al final del semestre los casos que
no son considerados como causas de fuerza mayor deben incluirse dentro del cálculo de indicadores, en este sentido es importante mencionar
que la CNEE ha encauzado recursos y esfuerzos a
efecto de notificar el resultado de la calificación
de fuerza mayor en periodos considerablemente
cortos, para proceder posteriormente a realizar el
cálculo de los indicadores de la Calidad de Servicio Técnico.
La calidad de servicio técnico se evalúa en función de las interrupciones considerando cantidad de interrupciones, tiempo de interrupciones
y kVA afectados, la normativa guatemalteca establece que dicha calidad debe medirse por medio
de los indicadores individuales y globales.
Para el presente informe estadístico se efectuó una
agrupación de la información a efecto de presentar
en forma visual los valores promedio de los indicadores individuales de calidad de servicio técnico
por municipio, con el objetivo de presentar de una
forma gráfica el cumplimiento al marco regulatorio
en los aspectos de calidad de servicio técnico durante el año 2012. Los procesos relacionados con
las indemnizaciones por dichas transgresiones a
las tolerancias de los indicadores globales e individuales se encuentran actualmente en gestión.
2.2.2.1.	Indicadores de la calidad de servicio
técnico individuales
Los indicadores de la calidad de servicio técnico
evalúan la continuidad del servicio de energía
eléctrica que el distribuidor brinda a los usuarios,
midiendo los siguientes parámetros: frecuencia
media de interrupciones, tiempo total de interrupción y la energía no suministrada.
El cálculo de los indicadores individuales se realiza atendiendo lo establecido en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución. El cálculo de la
Frecuencia de Interrupciones por usuario –FIU– se
realiza con la siguiente fórmula:
FIU=∑Ij
El cálculo del Tiempo de Interrupción por Usuario
–TIU– se efectúa con la siguiente fórmula:
TIU=∑Tfsuj
2.2.2.2.	Indicadores de la calidad de servicio
técnico globales
∑j:	La normativa actual establece que adicional al
cumplimiento de los indicadores individuales
los distribuidores deberán cumplir también con
indicadores globales, los cuales representan
la confiabilidad de la red de los distribuidores,
los mismos se calculan tomando en consideración la potencia afectada por cada interrupción (KVA) en cantidad y duración, tanto para
redes urbanas y rurales. Los indicadores globales evalúan la gestión de la red del distribuidor
y cómo minimizar los efectos ante una falla, si
la coordinación de protecciones no es correcta
pueden afectarse muchos más usuarios de los
que normalmente se afectarían con una gestión
Los indicadores globales se calculan utilizando
Frecuencia Media de Interrupción por kVA (FMIK)
Representa la cantidad de veces que el kVA promedio de distribución sufrió una interrupción de
(∑j Qkfsj)
∑j:	Sumatoria de todas las interrupciones del
servicio durante el semestre.
Qkfsj:	Cantidad de kVA fuera de servicio en la interrupción j.
Qki:	Cantidad de kVA instalados.
Tiempo Total de Interrupción por kVA (TTIK).
Representa el tiempo total, en horas, en que cada
kVA promedio estuvo fuera de servicio.
(∑j Qkfsj*Tfsj)
Sumatoria de todas las interrupciones del
Qki:	Cantidad de kVA instalados
Tfsj:	Tiempo, en horas, que han permanecido
fuera de servicio los kVA en la interrupción j.
La CNEE como parte de sus procesos ha efectuado semestralmente el cálculo de dicho indicador,
debido a la complejidad de presentar dichos valores de forma gráfica, para el presente informe
no se incluye información relacionada con dichos
2.2.2.3.	Mapas de calidad de servicio técnico
Los mapas de calidad representan el promedio
de los parámetros Frecuencia de Interrupciones por Usuario (Cantidad de Interrupciones)
y Tiempo de Interrupción por Usuario (Horas),
registrados en los distintos municipios de la
República de Guatemala. La información base
utilizada para los mapas de calidad es la presentada de forma mensual por los distribuidores.
Se efectuó la agrupación por municipio, debido
a que los indicadores individuales se calculan
para la totalidad de usuarios y para efectos gráficos es consistente observar el valor promedio
de dichos indicadores a efecto de obtener una
tendencia en el comportamiento de la calidad
de servicio técnico prestada por los distribuidores. Los colores presentados en los mapas
representan el promedio de los indicadores
analizados, para efectos gráficos se analizó la
información utilizando la mayor desagregación
posible, lograda en el detalle por municipio. Los
mapas consideran únicamente interrupciones
atribuidas a los Sistemas de Distribución, luego del descuento de los casos de fuerza mayor resueltos como aprobados por la CNEE, los
mismos no consideran interrupciones de larga
duración, ya que se evalúan de una forma separada de los indicadores presentados.
Gráfica 30. Gráficas de valores individuales promedio Frecuencia de Interrupciones por Usuario
(Cantidad de Interrupciones) –FIU– en el área urbana y rural
FIU Urbano
50.01 - MAYOR
FIU Rural
8.01 - 20.00
50.01- MAYOR
En los mapas se observa que las regiones de
Oriente y Occidente son las más afectadas por
la cantidad de interrupciones, se observa que
los usuarios en áreas rurales percibieron un servicio de calidad que transgredió las tolerancias,
se observa que los usuarios de la zona central
fueron menos afectados por las interrupciones
teniendo en promedio menos de ocho interrupciones, en los mapas se observa que los departamentos de Petén, Quiché, Alta Verapaz, Izabal
y Santa Rosa fueron los que sufrieron una cantidad considerable de interrupciones durante el
primer y segundo semestre de 2012. Se observa
que la zona central presentó una leve mejora en
las condiciones de suministro que brindan las
distintas distribuidoras, se puede observar que
el área de Petén se ve afectada de igual forma
por la cantidad de interrupciones así como por
Gráfica 31. Gráficas de valores individuales promedio de tiempo de interrupción por usuario
(Horas Fuera de Servicio) –TIU– en el área urbana y rural
TIU Urbano
0.01 - 12.00
TIU Rural
0.01 - 14.00
14.01 - 20.00
50.01-MAYOR
Se observa la comparación de los valores promedio de los indicadores individuales en el área
urbana y rural, relacionados con el tiempo de interrupción semestral por usuario, se observa que
en la región central existe una tendencia similar
a la del indicador FIU, es decir en promedio los
usuarios perciben una calidad dentro de la tolerancia, aunque existen regiones que aún son
afectadas por la mala calidad, se observa que
para dicha región en promedio el tiempo de interrupción por usuario no superó las 14 horas al
semestre, para usuarios rurales se observa que
los valores promedió están muy por encima de
la tolerancia (colores rojo y negro). Los gráficos
dan a conocer que el área rural se ve afectada de
manera considerable por la duración de las interrupciones, llegando a percibir en promedio más
de 50 horas al semestre sin energía eléctrica.
La relación del mapa promedio de cantidad de interrupciones (Promedio FIU) por municipio, comparado con el tiempo promedio de interrupciones por
municipio (Promedio TIU), da a conocer que es más
relevante el tiempo de duración de las interrupciones, en comparación con la cantidad de las mismas.
Lo anterior significa que los usuarios están siendo
afectados de mayor forma por la duración de las
interrupciones que por la cantidad de las mismas.
2.2.2.4.	Indemnizaciones de calidad de
Como parte de la fiscalización de indicadores
de calidad de servicio del año 2012, la CNEE
resolvió los montos de indemnización correspondientes, para las tres grandes distribuidoras de Guatemala –EEGSA, DEOCSA y DEORSA–
sumando un total de Q. 101,273,510.04, es
importante resaltar que el cálculo de dichos
resultados es producto de la gestión eficiente
efectuada por la CNEE. La acreditación a los
usuarios de dichos montos de indemnización
está sujeta a la resolución de los procesos legales y jurídicos interpuestos por algunos de
Gráfica 32. Monto por distribuidora de las indemnizaciones de Calidad de Servicio Técnico
Q60,000,000.00
Q54,313,429.00
Q46,195,242.00
Q50,000,000.00
Q40,000,000.00
Q30,000,000.00
Q20,000,000.00
Q10,000,000.00
Q764,840.00
QEEGSA
Fuente: Elaboración de CNEE.
La mayoría de estos montos corresponden a
usuarios del interior de la República, para los
cuales los distribuidores transgredieron las tolerancias de los indicadores de calidad de servicio
técnico establecidos en las Normas Técnicas del
Servicio de Distribución, la distribución de dichos
montos está relacionada con la calidad presentada mediante los mapas del apartado 2.2.2.3, la
Comisión como parte de sus funciones continuará con el seguimiento de los procesos correspondientes a efecto que los montos sean acreditados
a los usuarios afectados, luego de la resolución
de las acciones legales que correspondan.
2.2.3.	Calidad de producto técnico de
El control de la Calidad de Producto Técnico se
encuentra establecido en las Normas Técnicas
de Calidad del Servicio de Transporte y Sanciones (NTCSTS), en las cuales se definen los índices
de referencia, para calificar la calidad con que se
proveen los servicios de energía eléctrica en el sistema de transporte, 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.
2.2.3.1.	Regulación de tensión
El detalle de la cantidad de puntos de medición
de Regulación de Tensión para el año 2012, remitidos de forma mensual por cada transportista, es
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 Transportista debe efectuar mediciones durante el
período mensual, de acuerdo con un intervalo de cada 15 minutos, de los niveles de tensión de cada uno de los puntos de conexión de
sus sistema de transporte con cada uno de los
Tabla 5. Puntos de medición de regulación
de tensión para el año 2012
165 puntos de medición
144 puntos de medición
06 puntos de medición
08 puntos de medición
01 punto de medición
Gráfica 33. Puntos fuera de tolerancia –regulación de tensión– por transportista año 2012
Fuente: Elaboración CNEE con datos del AMM.
En la gráfica anterior, se puede observar el comportamiento de los puntos fuera de tolerancia a
lo largo del año 2012, septiembre es el mes que
presentó menor número de puntos fuera de
En el caso de TRELEC, realiza mediciones de Regulación de Tensión en todos los circuitos o salidas de media tensión conectado a sus instalaciones; por el contrario ETCEE, RECSA y DEIT
miden únicamente en los puntos de conexión
de sus instalaciones con otros participantes (distribuidores, generadores y grandes usuarios), lo
cual significa en el caso de ETCEE, que remite información agrupada de circuitos de distribución
conectados a sus instalaciones, disminuyendo la
cantidad de puntos a medir.
2.2.4.	Calidad del servicio técnico de
El control de la Calidad de Servicio Técnico de
Transporte es efectuado en períodos anuales
continuos en lo referente al Número de Salidas
o Indisponibilidad Forzada y Duración total de la
Indisponibilidad Forzada, para el caso de indisponibilidades programadas el período de control
será mensual. Dentro del proceso para realizar
este control la CNEE debe realizar la calificación
de los casos que los distribuidores invoquen
como causas de fuerza mayor, para proceder posteriormente a realizar el cálculo de los indicadores de la Calidad de Servicio Técnico.
La calidad del servicio técnico de transporte se
determina con base al número de indisponibilidades y la duración de las mismas, los transpor-
tistas deben reportar las indisponibilidades suscitadas en su sistema de transmisión de forma
mensual a la CNEE de acuerdo a lo establecido
en las NTCSTS, con la finalidad de establecer si la
calidad del servicio técnico se encuentra dentro
de las tolerancias establecidas para los índices de
Calidad; las tolerancias a las indisponibilidades
para cada una de las líneas de transmisión depende de la categoría y nivel de tensión.
La resolución de los montos por transgresión a
las tolerancias para indicadores de Servicio Técnico de Transmisión, está sujeta a la resolución de
los recursos interpuestos por algunos agentes a
la Resolución CNEE-222-2011, que establece los
coeficientes de sanciones a aplicar por transgresión a las tolerancias de calidad de servicio.
2.2.4.1.	Número de 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.
Para el año 2012 se efectuó el monitoreo de las
Indisponibilidades forzadas de líneas de transmisión, durante el año 2012 se reportó un total de
1,212 indisponibilidades forzadas para todos los
transportistas, se observa que ETCEE cuenta con
el mayor número de indisponibilidades, lo anterior está relacionado con la cantidad de kilómetros de líneas que posee ETCEE. Se observa que
los meses de marzo y agosto del año 2012, que
presentaron los mayores registros de incidencias
en el sistema de transporte.
Cantidad Acumulada Mensual de
Indisponibilidades Forzadas NTIFL
Gráfica 34. Indisponibilidades forzadas por transportista 2012
Fuente: Elaboración CNEE con datos de Transportistas y el AMM.
La gráfica presenta una escala logarítmica para
obtener una mejor visualización y apreciación de
la gestión de los transportistas con menor número de indisponibilidades forzadas.
de observar que para el mes de enero de 2012,
TRELEC presentó una duración considerable en
las indisponibilidades forzadas, para el mes de
marzo ETCEE presentó una duración por encima
del comportamiento de los demás meses del año
2012, para los demás meses en gestión se puede
observar que la duración de las indisponibilidades forzadas sufrió un decremento considerable,
observándose una tendencia casi estable en la
duración de las indisponibilidades forzadas.
2.2.4.2.	Duración de indisponibilidades
Se efectuó el análisis mensual de la duración de
las indisponibilidades forzadas, en la cual se pue-
Minutos Acumulados Mensualmente por
Indisponibilidades Forzadas DTIFL
Gráfica 35. Duración de indisponibilidades forzadas por transportista 2012
2.2.4.3.	Número de indisponibilidades
en el marco regulatorio, para que la indisponibilidad de la línea sea considerada como indisponibilidad programada.
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
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.
Gráfica 36. Número de Indisponibilidades Programadas por Transportista 2012
ETCEE TRELEC RECSA DEIT TREO
Los resultados presentados previamente muestran que los agentes transportistas han efectuado acciones de mantenimiento en sus instalaciones, se observa que la transportista ETCEE
registra el mayor número de mantenimientos,
lo anterior está relacionado directamente con la
cantidad de kilómetros de líneas propiedad de la
2.2.4.4.	Duración de indisponibilidades
forma indirecta en la mejora de la calidad de servicio técnico del sistema de transporte, es importante que las transportistas gestionen de forma
eficiente el tiempo utilizado para los mantenimientos programados.
Gráfica 37. Duración de indisponibilidades programadas por transportista 2012
Minutos Acumulados Mensualmente
Indisponibilidades Programadas DIP
Los resultados presentados en la gráfica muestran que ETCEE es el transportista que ha registrado el mayor acumulado de minutos de duración de indisponibilidades programadas durante
los meses del año 2012, en consistencia con la
representatividad de sus redes en el S.N.I.
De acuerdo a lo establecido en el Artículo 4 de la Ley General de Electricidad, la Comisión además de
emitir las normas técnicas relacionadas con el subsector, debe fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas. La CNEE realiza las inspecciones físicas y de campo para
establecer las condiciones dentro de las cuales se presta el servicio de energía eléctrica. En el esquema
siguiente pueden apreciarse los aspectos fiscalizados por la Comisión.
Gráfica 38. Esquema de fiscalización
Desbalance de la
Tensión (servicios
trifásicos)
Conexiones sin/ con
modificación a la red
Armónica de la
Flícker en la
La CNEE está facultada para fiscalizar el cumplimiento de los niveles de calidad del servicio, pudiendo auditar cualquier etapa del proceso de
determinación de indicadores y los procedimientos utilizados por los Distribuidores. Dentro de la
fiscalización realizada por CNEE, se encuentran
las auditorías a los sistemas que generan la información regulatoria de calidad de servicio remitida a la CNEE.
3.1.	Fiscalización de Calidad
La CNEE efectuó diversas actividades durante
2012, para fiscalizar la calidad comercial prestada
por las distribuidoras, a continuación se presentan las actividades más relevantes efectuadas.
3.1.1.	Supervisión de agencias
La CNEE, verifica la calidad de atención a los usuarios y el funcionamiento de los procesos que han
sido establecidos por los distribuidores para las
Gestiones Comerciales, visitando agencias instaladas en el área de cobertura de EEGSA, DEOCSA
y DEORSA. Verificando libro de quejas, áreas de
cobertura, atención a usuarios, procedimientos
y conocimientos normativos del personal de los
distribuidores que atienden solicitudes, reclamaciones, variantes de la red, cambios de nombre
de servicio, aumentos de voltaje, actualización
de potencia, bajas de servicio, pagos mensuales y
pagos parciales, así como las condiciones en que
son atendidos, y las instituciones con las que se
ha concertado la atención de usuarios.
Tabla 6. Agencias comerciales visitadas del
área de cobertura de EEGSA en el año 2012
Gráfica 39. Agencias supervisadas por
distribuidor en el año 2012
de DEOCSA
de DEORSA
de EEGSA
Fuente: Elaboración CNEE, con informacion de campo.
Se visitaron 32 agencias en el año 2012, que corresponden a los datos siguientes: EEGSA 7, DEOCSA 14 y DEORSA 11, dicha actividad se realiza en
cumplimiento al plan de supervisión en campo. A
continuación el detalle de las agencia visitadas.
Agencias Comerciales de
Agencia Puerto de San José
Agencia Antigua
Agencia Amatitlán
Agencia Mega Centro
Agencia Unicentro
Las agencias visitadas se encuentran ubicadas en
los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez
y Escuintla, esta actividad se realiza como parte
de las actividades de presencia en campo desarrolladas por la CNEE.
Tabla 7. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de DEOCSA en el año 2012
Agencias Comerciales de DEOCSA
Tipo de Agencia No.
Agencia San Francisco el Alto
10 Agencia San Antonio Suchitepéquez Concertada
11 Agencia Tiquisate
Agencia Panajachel
12 Coatepeque
13 Retalhuleu
14 San Felipe Retalhuleu
En el área de cobertura de DEOCSA se visitaron
los departamentos de San Marcos, Totonicapán,
Quetzaltenango, Sololá, Chimaltenango, Suchitepéquez, Escuintla y Retalhuleu, esta actividad se
realiza como parte de las actividades de presencia en campo desarrolladas por la CNEE.
Tabla 8. Agencias comerciales visitadas del área de cobertura de DEORSA en el año 2012
Agencias Comerciales de DEORSA
Agencia Sanarate
Agencia Chiquimula
Agencia Esquipulas
Agencia Teculután
10 Salamá
11 Chisec
Las agencias visitadas en DEORSA se encuentran ubicadas en los departamentos del Progreso, Chiquimula, Zacapa, Jutiapa, Alta Verapaz y Baja Verapaz, esta
actividad se realiza como parte de las actividades de
presencia en campo desarrolladas por la CNEE.
3.1.2.	Supervisión de ruta de lecturas
Personal de la CNEE ha efectuado rutas de lectura teniendo presencia en departamentos del
país. Dicha verificación se efectuó en el área de
cobertura de DEOCSA y DEORSA con la finalidad de establecer la correcta ejecución de los
ciclos de lectura, la correcta aplicación de los
pliegos tarifarios, de los cargos autorizados que
contiene la facturación así como la detección
de estimaciones y con ello dar cumplimiento a
lo establecido en el Artículo 4 de la Ley General de Electricidad “proteger los derechos de los
Gráfica 40. Lecturas por municipios DEOCSA en el año 2012
ite o.
To an C
Ol án
Se realizaron rutas de lectura en 17 municipios
del área de cobertura de DEOCSA, donde se verificó que se apliquen las tarifas autorizadas y que
el proceso de facturación se realice como lo indica la Normativa Legal Vigente.
Gráfica 41. Lecturas por municipios DEORSA en el año 2012
La CNEE por medio del personal técnico realizó rutas de lectura en 16 municipios del área de cobertura de DEORSA, donde se verificó que se apliquen las
tarifas autorizadas y que el proceso de facturación
se realice como lo indica la Normativa Legal Vigente.
3.1.3.	Supervisión de la verificación de
Durante la etapa de ejecución de la verificación
de medidores, el personal de la CNEE ha efectuado la supervisión de dicha actividad a EEGSA,
DEOCSA y DEORSA en los diferentes departamentos del área de cobertura de cada distribuidora. Lo anterior con el objetivo de observar las
actividades en campo y laboratorio para validar
los resultados finales correspondientes.
La actividad de fiscalización es realizada por personal técnico de CNEE, tanto en campo como en
laboratorio. A continuación se muestra la cantidad de mediciones fiscalizadas en el año 2012.
Gráfica 42. Verificación de medidores
realizadas por EEGSA durante el 2012
José, Masagua
La CNEE realizó supervisión de la actividad de verificación de medidores de energía eléctrica en los municipios del área de cobertura de EEGSA, supervisando
un total de 64 medidores en el año 2012, cabe mencionar que la verificación se realiza en laboratorio.
Gráfica 43. Verificación realizada en las casas
de los usuarios con equipo portátil por
DEOCSA en el 2012.
Inspecciones adicionales calidad
Como parte del complemento para dictaminar expedientes de temática diversa se efectúan inspecciones de campo con la finalidad de complementar los datos necesarios para resolverlos, los puntos
que se consideran son los de medición de distancia
desde el punto de solicitud hasta la red más cercana del distribuidor, mediciones de voltaje, verificación de conexiones e instalaciones, registro de
lectura, instalación de equipos de medición.
3.1.4.	Se
rlo Sa
Gráfica 45. Fotografías de la actividad de
pé tín
La CNEE realizó supervisión de la actividad de
verificación de medidores de energía eléctrica en
los municipios del área de cobertura de DEORSA,
supervisando un total de 24 medidores en el año
2012, cabe mencionar que la verificación se realiza en campo con equipo portátil.
En el año 2012, la CNEE realizó supervisión de la
actividad de verificación de medidores de energía eléctrica en los municipios del área de cobertura de DEOCSA, supervisando un total de 29
medidores, cabe mencionar que la verificación se
realiza en campo con equipo portátil.
Gráfica 44. Verificación realizada en las casas
DEORSA en el 2012
En las imágenes se observa al personal de CNEE
realizando inspecciones de campo en diferentes
lugares y las actividades que se realizan.
Tabla 9. Inspecciones de campo realizadas
por distribuidor en el año 2012
La Ceiba, Sololá
Potrero Carrillo,
Tacaná, San
Encinal Zona 7 de
Zona · Cobán.
El Cacao, Salamá
En la tabla se observa el detalle de los lugares
donde se efectuaron las inspecciones de campo
relacionadas a la resolución de expedientes de
denuncias de los usuarios.
Gráfica 46. Inspecciones de campo
realizadas por Distribuidor en el año 2012
Fuente: Elaboración CNEE, con información de campo.
Como complemento a la resolución de denuncias de usuarios la CNEE realiza inspecciones de
3.2.	Fiscalización de Calidad de
Mensualmente, se realiza el sorteo de los usuarios a los cuales se les realizará una medición de
Calidad de Producto Técnico, el distribuidor programa la fecha de instalación y retiro del equipo
de verificación. La CNEE fiscaliza de forma muestral dicha instalación y/o retiro mensual, y obtiene los archivos originales de descarga de datos
En el año 2012, el personal de CNEE realizó
el proceso de fiscalización de CPT a las tres
distribuidoras de energía eléctrica del país
(EEGSA, DEORSA y DEOCSA).
campo para contrastar la información remitida
por los distribuidores y usuarios y en el año 2012
se tiene el dato siguiente: para el área de EEGSA 9
inspecciones, en el área de cobertura de DEOCSA
5 y en DEORSA 3 para un total de 17 inspecciones
La fiscalización consiste en que personal de
esté presente en la instalación y/o retiro de
equipos registradores, y obtenga la descarga de datos del equipo sin ningún tipo de
procesamiento, logrando realizar la fiscalización de 1,276 puntos con personal propio de
CNEE, que corresponde al 33.61% de la totalidad de puntos fiscalizados versus los puntos
Gráfica 47. Mediciones Fiscalizadas por Región 2012
Mediciones programadas
Región III Región IV
Región VI Región VII Región VIII
Mediciones fiscalizadas
Porcentaje de fiscalización
Fuente: CNEE.
La gráfica muestra el total de mediciones efectuadas por región y el detalle de la cantidad de
mediciones fiscalizadas por personal de la CNEE
durante el año 2012, asimismo el porcentaje de
puntos fiscalizados. En dicha actividad la CNEE
mantiene presencia en un porcentaje importante de mediciones efectuadas a lo largo de toda la
Gráfica 48. En el año 2012, se fiscalizaron
1,276 Mediciones de CPT por personal de CNEE
La gráfica anterior muestra los porcentajes fiscalizados por distribuidora.
Gráfica 49. Mediciones con Incidencia por región, para el año 2012
Región VI Región VII
Mediciones con incidencias
Dentro de la fiscalización de calidad de producto técnico personal de CNEE observa el
procedimiento realizado por los técnicos instaladores de los distribuidores, en la gráfica
se puede observar las incidencias registradas
en la instalación y/o retiro de los equipos utilizados en la medición de calidad de producto
Gráfica 50. Porcentaje de Incidencias en la Fiscalización de Mediciones durante el año 2012
Equipo sin instalar, no se realizó la
medición, 2.83% Equipo no descargó
información, 0.47%
Sector sin energía, 1.65%
Equipo reubicado
en otro CT, 37.03%
Medición realizada
en el secundario de
los CT, 35.14%
Equipo no corresponde
con programado, 21.93%
Equipo reubicado no se
encontró al usuario, 1.11%
La gráfica muestra el detalle de hallazgos encontrados al momento de realizar las fiscalizaciones.
La CNEE realiza procesos de seguimiento derivado de dichas fiscalizaciones.
En el año 2012 se efectuó el proceso de fiscalización, como lo establece la Normativa Legal Vigente, en esta actividad se realiza la programación de fiscalización mensual tomando en cuenta
la información (cronograma de actividades) que
remiten los distribuidores, en las cuales se incluye
ID de usuario, fecha del retiro/instalación de cada
uno de los equipos registradores. En los procesos
de fiscalización de la calidad de Producto Técnico
que se lleva a cabo por medio de una campaña
de medición mensual, donde se fiscaliza la instalación y/o retiro de equipos se observaron actividades inherentes a la normativa. (Equipo instalado no corresponde con el equipo programado
por el distribuidor, el equipo registrador lo reubican en otro usuario, contrario a lo establecido en
la normativa).
3.3.	Fiscalización de
Como parte de los procesos efectuados por CNEE
durante 2012, se encuentra el monitoreo de la
Calidad de Servicio Técnico el cual se lleva a cabo
mediante la instalación de equipos de interrupciones en las regiones con más incidencias en la
red de distribución, como parte de este proceso
se muestra el siguiente mapa el cual detalla en
color verde los puntos en los cuales CNEE tiene
instalados equipos registradores de interrupciones, dicha información es de gran utilidad en la
verificación de la información que los distribuidores remiten a CNEE.
Gráfica 51. Ubicación de los medidores
3.3.1.	Fiscalizaciones con Equipo de
La CNEE como parte de sus procesos de fiscalización, ha implementado la medición de parámetros de Calidad de Producto y Servicio Técnico
por medio de equipos de monitoreo en tiempo
real, en la primera fase de este proceso se han instalado equipos en la red de Empresa Eléctrica de
PRIMERA FASE DE INSTALACIÓN DE EQUIPOS
Cuando el equipo se instala es posible recibir información de parámetros de calidad de energía,
teniendo capacidad para registrar los parámetros
de tiempo y duración de interrupciones, variaciones y distorsiones en la calidad de energía de las
Redes de Distribución, entre otros, obteniendo la
información vía mail interno y siendo posible la
interrogación del equipo en cualquier momento
y así obtener datos reales de las condiciones de
la red en donde se encuentra instalado el mismo.
Gráfica 52. Pantalla de reporte de los equipos
de monitoreo en Tiempo Real
Al momento de suscitarse una interrupción, los
equipos remiten un correo de manera inmediata a la CNEE, indicando que se han quedado sin
energía, asimismo remiten un informe luego de
la finalización de la interrupción suscitada. De la
misma forma remiten informes cuando existen
eventos especiales en la red de distribución a la
cual están conectados, eventos de frecuencia, regulación de voltaje, etc.
Fuente: Software del equipo de medición.
La implementación de la tecnología en la fiscalización y el monitoreo en tiempo real permite a
CNEE corroborar la información que brindan los
distribuidores, pudiendo efectuarse un mejor
control de los parámetros de calidad de Producto
3.3.2.	Gráfica 54. Inspección Efectuada Expediente
DRCS-12-41
Gestión de Denuncias Calidad de
Durante el año 2012, se gestionaron denuncias relacionadas con la Calidad de Producto y Servicio
Técnico, en el proceso de dichas denuncias CNEE
requiere a los distribuidores que efectúen mediciones de los parámetros de calidad establecidos
en la normativa, posteriormente el distribuidor
debe remitir los resultados de dichas mediciones
para que CNEE evalúe la calidad brindada a los
usuarios, a continuación se presenta el detalle de
denuncias gestionadas para estos temas.
Gráfica 53. Gestión de denuncias por tema
DENUNCIAS GESTIONADAS AÑO 2012
Como parte del proceso integral de la atención
de denuncias la CNEE efectúa procesos de fiscalización e instalación de equipos de monitoreo de
los parámetros de calidad, los cuales son instalados en las redes asociadas a las denuncias, estos
equipos registran parámetros como niveles de
voltaje, desbalance de fases, corrientes, factor de
potencia, interrupciones, entre otros.
Como resultado de dichos procesos de investigación CNEE ha requerido a los distribuidores la
adecuación de sus instalaciones a efecto de subsanar las inconformidades de los usuarios, dentro
de dichas actividades realizadas por los distribuidores se encuentra la redistribución de usuarios
en los centros de transformación, mantenimiento de las instalaciones, control de vegetación, entre otras.
Gráfica 55. Gestión del mantenimiento para la mejora del Producto y Servicio Técnico
3.4.	Fiscalización de NTDOID Distribución
Mediante procesos de investigación de oficio
se realizaron fiscalizaciones en instalaciones de
media y baja tensión en circuitos seleccionados
por sus bajos índices de calidad de servicio técnico, realizándose diversos hallazgos de incumplimientos NTDOID, los cuales son fiscalizados de
acuerdo al Marco Legal Vigente.
Como parte integral del análisis de los causantes
que afectan la calidad de servicio prestada a los
usuarios y que se observa en los mapas de calidad del presente compendio, la CNEE ha elaborado procedimientos de reporte y fiscalización
de actividades de mantenimiento efectuadas por
los distribuidores, a efecto de identificar mejoras
en las redes, y acciones que permitan el cumpli-
miento de los indicadores de calidad de servicio
establecidos en la normativa de calidad. Para tal
efecto, se requiere información de forma periódica, comparándola con la definición de empresa eficiente que se establece en nuestro Marco
3.4.1.	Mantenimientos DEORSA
Según la información remitida por el distribuidor, durante el año 2012, DEORSA realizó una
cantidad de 9,438 actividades de mantenimiento preventivo y correctivo en las redes de distribución de 13.8 y 34.5 kV, las cuales están asociadas a 39 Subestaciones y 105 Circuitos de Media
Las actividades de mantenimiento se presentan a
continuación, en forma gráfica.
Gráfica 56. Mantenimientos por subestación
Actividades asociadas por Subestación, DEORSA 2012
329 287 273 245
EL RANCHO 13.8 KV
EL ESTOR 13.8 KV
EL RANCHO 34.5
POPTÚN 34.5
115 100 92 89 75 74 63 61
57 56 54 43 40 33 31 30 19
176 169 156 145
Fuente: elaboración en CNEE con los datos de los distribuidores.
En la gráfica anterior se puede apreciar que la mayor cantidad de mantenimientos se realizó en las
subestaciones Los Esclavos, Chiquimulilla, Chiquimula, El Progreso Moyuta y San Rafael Las Flores.
Gráfica 57. Mantenimientos por circuito
Actividades de Mantenimiento asociadas por Circuito, DEORSA 2012
MELCHOR DE MENCOS TIKAL
MOYUTA CIUDAD
CERINAL
RAXUJÁ
JALPATAGUA - LA FRONTERA
En la gráfica anterior se puede apreciar que la
mayor acumulación de mantenimientos se dio en
los circuitos Barberena, Las Lisas, Cuilapa, Taxisco,
Nueva Santa Rosa, Pedro de Alvarado, Asunción
Mita, San Luis y Pueblo Nuevo Viñas.
Se identificó 37 tipos de actividades de mantenimiento realizadas por DEORSA en 2012, a continuación se
muestra gráficamente las 9,438 actividades (5,591
Preventivo y 3,847 Correctivo) en 13.8 y 34.5 KV, desglosada por cada Actividad realizada, Tipo y Mes.
Gráfica 58. Tipos de actividades de mantenimiento realizadas por DEORSA en 2012
Clasificación de las Actividades de Mantenimiento por mes, DEORSA 2012
356 400 409 412
282 291 297 303
197 201 205 220 220 227 257
86 96 97 113 127 133
11 27 30 36 55
INSTALACIÓN DE CONECTORES PARA DERIVACIÓN
CAMBIO HERRAJES CRUCERO/POSTE
ADECUACIÓN RED MT/BT
CAMBIO AISLADORES
RETENSADA DE LINEA (M)
CAMBIO/INSTALACIÓN FUSIBLE
"REPARACIÓN O ADECUACIÓN AISLADORES
ADECUACIÓN CONEXIONES BT
REPARACIÓN SISTEMA DE TIERRAS
APLOMADO/ADECUACIÓN DE POSTE
CAMBIO BASE CORTACIRCUITOS
ADECUACIÓN CONEXIONES MT
CAMBIO E INSTALACIÓN DE PARARRAYOS
ALINEACIÓN/CAMBIO CRUCERO
CAMBIO CONDUCTOR MT (M)
INSTALACIÓN DE CONDUCTOR (M)
CAMBIO TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
CALIBRACIÓN RELEVADORES
INSTALACIÓN RETENIDA
CAMBIO PORTAFUSIBLE
CAMBIO BASE SECCIONADOR FUSIBLE
INSPECCIÓN DE LINEA (KM)
INSPECCIÓN E INSTALACIÓN DE EQUIPO DE
RECONDUCTORADO MT (M)
ALINEACIÓN DE ANGULO SEGMENTO
ADECUACIÓN RETENIDA
CAMBIO RETENIDA
RETIRO ELEMENTOS EXTRAÑOS MT/BT
APRETE DE TORNILLERÍA
RECONDUCTORADO BT (M)
INSTALACION REMATE DE LÍNEA Y ANCLAJE
CAMBIO SECCIONADOR
INSTALACIÓN CAJA DERIVACIÓN
En la gráfica anterior se puede apreciar que los
mantenimientos fueron progresivamente en aumento hacia finales del año 2012, por ejemplo en
la actividad de cambio de crucero/poste.
Las actividades que tuvieron incidencia en 12
departamentos del área oriental del país y 6 Regiones territoriales se presentan en las gráficas
Gráfica 59. Actividades por departamento
Actividades asociadas a la Red MT por Departamento, DEORSA 2012
En la gráfica anterior se observa que la mayor
cantidad de mantenimientos se hizo en el depar58
tamento de Santa Rosa, donde se ubican los circuitos con menor calidad de servicio.
Gráfica 60. Mantenimientos por región
Actividades asociadas a la Red MT por Región, DEORSA 2012
En la gráfica anterior se observa que los mantenimientos se concentraron en mayor grado
en la región IV que incluye los departamentos
de Jutiapa, Santa Rosa y Jalapa. La región II que
contiene a los departamentos de Alta y Baja Ve-
rapaz, tiene 801 actividades, 6 veces menos que
la región IV. Las regiones I y V presentan bajos índices de mantenimientos, lo cual ocurre porque
son áreas de frontera con otros distribuidores.
Gráfica 61. El Distribuidor en 2012, realizó actividades de Poda (Corte de Ramas)
una cantidad de 876 Km de su Red
Actividades de Poda asociadas por Circuito, DEORSA 2012
21.17518.8915.815
12.265 11.01 9.927
5.905 5.445 4.165 4.005 3.655 3.3
61.245 57.565
En la gráfica anterior se desglosa la información
de kilómetros de mantenimiento de poda por
mes y por circuito, lo cual se refleja en forma directa en la calidad del servicio.
3.4.2.	Mantenimientos DEOCSA
preventivo y correctivo en las redes de distribución de 13.8 y 34.5 KV, las cuales están asociadas a 38 Subestaciones y 126 Circuitos de Media
Según la información remitida por el distribuidor,
durante el año 2012, DEOCSA realizó una cantidad de 12,904 actividades de mantenimiento
Gráfica 62. Mantenimientos por subestación
Actividades asociadas por Subestación, DEOCSA 2012
510 495 488 449 446
255233 195 191
110 108 97 93 90 79
59 51 34 31
SAN GASPAR SAC
VEGA DE GODÍNEZ
mayor cantidad de mantenimientos se realizó en
las subestaciones Mazatenango, La Esperanza,
Coatepeque y Chimaltenango.
Gráfica 63. Mantenimientos por circuito
Actividades de Mantenimiento asociadas por Circuito, DEOCSA 2012
183 171 165 162 151
136 127 120 118
106 104 93
COATEPEQUE CIUDAD
CENTRO 2 LAS TROCHAS
LA GUIITARRA
ALMOLONGA CANTEL
SAN FRANCISCO ZAP.
PARRAXQUIM - ALASKA
NUEVO ASINTAL
MAZATENANGO CIUDAD
En la gráfica anterior se puede apreciar que la mayor
acumulación de los mantenimientos se dio en los circuitos Mazatenango Ciudad, San Martín Jilotepeque,
Palestina de los altos, Santiago Atitlán, Pajapita, etc.
A continuación se muestra gráficamente las
12,904 actividades (3,324 Preventivo y 9,580 Correctivo) en 13.8 y 34.5 KV, desglosada por cada
actividad realizada, Tipo y Mes.
Gráfica 64. Actividades de mantenimiento realizadas por DEOCSA en el año 2012
Clasificación de las Actividades de Mantenimiento por Mes, DEOCSA 2012
202 211 216 241 243 253 259
141 150 152 159 200
376 376 404 416 418 419 432
498 501 529
INSTALACIÓN DE CONECTORES PARA DERIVACIÓN Y…
RETENSADA DE LÍNEA (M)
REPARACIÓN O ADECUACIÓN AISLADORES
INSPECCIÓN E INSTALACIÓN DE EQUIPO DE MEDICIÓN
INSPECCIÓN DE LÍNEA (KM)
ALINEACIÓN DE ÁNGULO SEGMENTO HORIZONTAL
INSTALACIÓN REMATE DE LÍNEA Y ANCLAJE
En la gráfica anterior se verifica que los mantenimientos fueron progresivamente en aumento
hacia finales del año 2012, especialmente en las
actividades de cambio de crucero/poste y adecuación de red.
departamentos del área oriental del país y 4 Regiones territoriales se presentan en las gráficas
Gráfica 65. Actividades por departamento
Actividades asociadas a la Red MT por Departamento, DEOCSA 2012
SUCHITEPÈQUEZ
cantidad de mantenimientos se hizo en Quetzaltenango y Suchitepéquez, departamentos donde existe mal servicio de energía.
Gráfica 66. Mantenimientos por región
Actividades asociadas a la Red MT por Región, DEOCSA 2012
En la gráfica anterior se observa 8,775 mantenimientos en la región VI, región que incluye los
departamentos de San Marcos, Quetzaltenango,
Sololá, Retalhuleu y Suchitepéquez. La región VII
que contiene a los departamentos de Quiché y
Huehuetenango, tiene 1,974 actividades, 4 veces menos que la región VI. La región II presenta
bajos índices de mantenimientos, lo cual ocurre
debido a que es un área de frontera con DEORSA.
Gráfica 67. DEOCSA realizó actividades de Poda (Corte de Ramas) una cantidad de 2,844 Km de su Red
Actividades de Poda asociadas por Circuito, DEOCSA 2012
58.2 48.609 45
34.733 30
21 19.2 17.416.5 13.135
8 7.775 7 5.51
4 4 3.83.523.43.2
3.0953 3 2 21.578 1 1 1 1 1 1 1 1
EL TEJAR INDUSTRIAL
EL TEJAR RESIDENCIAL
CHAMPERICO CIUDAD
INDUSTRIAL REU
SALCAJA - CANTEL
TIERRAS DEL PUEBLO
LAS HULERAS
La información de la gráfica está siendo corroborada por CNEE para validar los datos proporcionados, lo cual se refleja en forma directa en la
3.4.2.1.	Verificación Selectiva Cumplimiento
NTDOID en Circuitos MT
cumplimiento de las normas NTDOID durante el año 2012. En el caso de ENERGUATE, actualmente los incumplimientos son objeto de
procesos por falta de mantenimiento e incumplimientos a las distancias mínimas de seguridad que se encuentran en gestión. En cuanto a
EEGSA el proceso iniciado fue resuelto técnica y
En la gráfica siguiente se puede apreciar geográficamente los circuitos donde se fiscalizó el
Gráfica 68. Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT de EEGSA, DEORSA y DEOCSA
= Incumplimiento normativo
NTDOID, Energuate,
NTDOID, EEGSA
En la gráfica anterior se observan en el mapa, los
circuitos MT/BT que fueron objeto de fiscalización
muestral durante al año 2012. Las tablas proporcionan los nombres de los circuitos fiscalizados,
bajo los criterios de mantenimiento y distancias
de seguridad establecidos en la norma NTDOID.
Los incumplimientos detectados afectan directamente la calidad del servicio de los usuarios.
Tabla 10. Setenta y tres circuitos fiscalizados en forma muestral, durante el año 2012
CTO. DEOCSA
20000029 SE COCALES
10000077 SICASA
20000001 SE CHIMALTENANGO
10000002 SAN MARTIN JILOTEPEQUE
CARLOS DORIÓN
20100526 SE HUEHUETENANGO
10000082 LOS HUISTAS
10000084 MALACATANCITO
20000039 SE POLOGUÁ
10000112 SAN BARTOLO
10000078 RIO BRAVO
20100047 SE CHICACAO
10100186 SAN JOSE EL ÍDOLO
20000037 SE MAZATENANGO
10000108 CUYOTENANGO
20000032 SE LA ESPERANZA
10100208 ALMOLONGA CANTEL
20000043 SE SAN SEBASTIÁN
10000128 EL ASINTAL
20000045 SE SOLOLÁ
10000136 SOLOLÁ
20000046 SE SOLOMA
10100028 SAN RAFAEL INDEPENDENCIA
20100033 SE BARILLAS
10100112 BARILLAS
10000113 RANCHO DE TEJA
10000001 EL TEJAR RESIDENCIAL
10000005 PATZICÍA
20100050 SE LAS GUACAMAYAS
10100202 LA DEMOCRACIA
20100019 SE IXTAHUACÁN
10100053 LA MESILLA
10000081 SAN PEDRO NECTA
20100538 SE NUEVA CONCEPCIÓN 10100264 NUEVA CONCEPCIÓN
20100032 SE LA TROCHA
10100105 CENTRO 2 LAS TROCHAS
20100023 SE SAN JUAN IXCOY
10100063 HUEHUETENANGO
SANTA MARÍA MÁRQUEZ
CTO. DEORSA
20100522 SE IXPANPAJUL
10100233 MELCHOR DE MENCOS TIKAL
20000003 SE LOS ESCLAVOS
10000014 ORATORIO
20100001 SE PASTORÍA
10100001 CERINAL
20000012 SE CHIQUIMULILLA
10100132 MONTERRICO
20100008 SE MOYUTA
10100011 JALPATAGUA - LA FRONTERA
20100007 SE MAYUELAS
10100014 LOS AMATES
20100017 SE CHISEC
10100025 RAXUHÁ
20000010 SE SAN JULIÁN
10000031 TACTIC
10000016 BARBERENA
10000013 CUILAPA
20000002 SE EL PROGRESO
10000025 QUEZADA
20000014 SE LA RUIDOSA
10100211 CAYUGA
20000009 SE QUEZALTEPEQUE
10000037 SAN JACINTO
20100529 SE TELEMÁN
10100237 LA TINTA
20100028 SE EL ESTOR 13.8 KV
10100204 PANZÓS
10000041 TAMAHÚ
20000021 SE PUERTO BARRIOS
10100130 LÍNEA 69
10100108 VALLE DORADO
20000011 SE PANALUYA
10000062 LA PEPESCA
20100016 SE JALAPA
10100057 SAN PEDRO PINULA
20000004 SE CHIQUIMULA
10100046 SAN JOSÉ LA ARADA
10000006 SANTA CATARINA MITA
10100024 CHISEC
20000026 SE FRAY BARTOLOMÉ DE LAS CASAS
10000058 CHAHAL
20100025 SE RÍO DULCE
10100079 PARACAIDISTA
10000023 TAXISCO
10100067 PEDRO DE ALVARADO
Gráfica 69. Principales hallazgos de incumplimientos NTDOID
realizados en las fiscalizaciones indicadas anteriormente
En total se fiscalizaron 600 puntos de red.
Incumplimientos ntdoid en Circuitos de
Incumplimientos ntdoid en Circuitos MT/BT de
0% 3% 1% 6%0% 0%
Aislador quebrado
Elemento invasivo en MT/BT
Invasión Vegetación MT
Cortacircuito en mal estado
Hilo guarda dañado
Crucero mal estado
Invasión Vegetación MT/BT
Neutro/Tierra desconectado
Tabla 11. Incumplimientos NTDOID
Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT, DEOCSA
Puente en Cortacircuito
Se observa que el mayor hallazgo de incumplimientos NTDOID corresponde a la invasión de
vegetación en redes de distribución MT y BT.
Lo anterior afecta la calidad del servicio técnico
brindado por los distribuidores, aparte de ser
un incumplimiento a las distancias mínimas de
seguridad establecidas en las NTDOID y falta de
mantenimiento, actividades reconocidas vía tarifa a las empresas distribuidoras.
Gráfica 70. Principales hallazgos de
incumplimientos NTDOID en instalaciones de
los distribuidores EEGSA, DEORSA y DEOCSA
Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT, DEORSA
Se observa que la mayor cantidad de incumplimientos corresponde a invasión de vegetación
en redes de media y baja tensión. Los incumplimientos fueron subsanados por parte de EEGSA
y en el caso de DEOCSA y DEORSA aún se hacen
los trámites para su cumplimiento, esto incide en
los índices de calidad de distribución, lo que se
puede verificar en los mapas de calidad de servicio técnico.
3.4.2.2.	Control Histórico de Incidencias en los
En el año 2012 se recopiló por parte de Comisión
Nacional de Energía Eléctrica la información de
instalaciones eléctricas del sistema eléctrico nacional que fueron afectadas por el terremoto de
noviembre. La información identifica geográficamente los eventos que afectaron las instalaciones
de transporte y distribución, la cual es presentada en la gráfica siguiente. Los eventos reportados
fueron caídas de líneas, choque de conductores,
caída de estructuras, caída de árboles sobre instalaciones, viviendas derrumbadas donde se retiró el servicio de energía.
Gráfica 71. Mapa de incidencia del terremoto de noviembre 2012 sobre la red eléctrica
Colores por departamento afectado:
Fuente: CNEE con datos proporcionados por agentes.
En el mapa anterior se visualiza el área afectada por los eventos reportados por los distribuidores: DEOCSA, EEGSA, las empresas eléctricas
municipales de San Marcos, San Pedro San Marcos; y por el transportista ETCEE, que afectaron
la continuidad del servicio de energía eléctrica.
La incidencia del terremoto se tuvo en las instalaciones de distribución en los departamentos de San Marcos, Quetzaltenango, Sololá,
Retalhuleu, Chimaltenango, Suchitepéquez, Escuintla, Huehuetenango, y en menor grado, en
3.4.2.3.	Atención de Denuncias NTDOID
El proceso de atención de denuncias por incumplimientos a la Norma Técnica de Diseño y Operación
de Instalaciones de Distribución, NTDOID, contiene los casos de violaciones a las distancias de seguridad, instalaciones en mal estado (postes o líneas)
que ponen en peligro la seguridad de las personas
y la continuidad del servicio de energía eléctrica.
Se presentan a continuación algunas gráficas relacionadas con la resolución de denuncias por casos de incumplimientos a la norma NTDOID.
Gráfica 72. Denuncias NTDOID, porcentaje de resueltas incluyen año 2010, DRCS y GJ
Expedientes denuncias resueltos 2009-2012
Gráfica 73. Mapa de atención denuncias NTDOID, 2009-2012
3.5.	Investigaciones Black
Un Black Out o apagón general constituye una
condición de tensión cero, que es causada por la
pérdida de estabilidad del sistema o cuando el
balance carga-generación del sistema es afectado por fallas en puntos críticos del sistema, al no
ser liberadas por los sistemas de protección las
fallas suscitadas en instalaciones de transporte
o generación. Un Black Out o apagón general es
la pérdida total de la utilidad del Sistema Nacional Interconectado. A continuación se presenta
el registro de desconexiones totales del Sistema
Nacional Interconectado del año 2012, mediante la tabla siguiente.
Tabla 12. Registro Black Out’s, instalación
afectada y causa del mismo
Línea 230
KV PQPEscuintla 2.
No actuación de
En la tabla anterior se describe la fecha en la
cual ocurrió el Black Out del sistema eléctrico
nacional durante el año 2012, las instalaciones
afectadas y sus características técnicas, también
se incluyen las causas generales que los ocasionaron y la demanda afectada por cada uno de
Actualmente la CNEE realiza el proceso de investigación técnica del Black Out, para deducir las
responsabilidades correspondientes de acuerdo
al marco legal en vigencia.
4.1.	Encuesta de Calidad a
Grandes Usuarios 2012
Gráfica 74. Ubicación geográfica de los
grandes usuarios encuestados
En el 2012 se realizó por segunda vez la Encuesta de
Calidad a Grandes Usuarios, a través del portal de la
CNEE, permitiendo la agilización de la información
y así poder acceder a la misma en una forma rápida
y confiable. Se desarrolló un cuestionario buscando
obtener la percepción del Gran Usuario acerca de la
calidad de la energía y aspectos de conocimientos
regulatorios, de mercado y eficiencia energética.
De una población de 836 Razones Sociales se obtuvo una respuesta de 69 Grandes Usuarios. Se
obtuvo una participación estadísticamente aceptable, que resultó en un margen de error estadístico del 9.6% con una confiabilidad del 90%.
Se concluyó que las interrupciones menores a
una hora son las que más le afectan a los grandes
usuarios, incluyendo los microcortes; el tema de
reducción de demanda (demanda interrumpible)
es desconocido para la mayoría de grandes usuarios. Un alto porcentaje posee en su empresa
un medidor de respaldo, pero no tienen conocimiento si el mismo tiene la capacidad de registrar
parámetros de calidad de la energía eléctrica.
4.1.1.	Antecedentes Generales
Dentro de las actividades principales de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica se ha llevado
a cabo por segundo año la Encuesta de Calidad
a Grandes Usuarios conociendo la opinión e inquietudes del gran usuario.
Metodología: El listado de grandes usuarios fue
proporcionado por el Administrador del Mercado
Mayorista –AMM– .
El cuestionario aplicado a dicha encuesta fue diseñado por la División de Regulación de Calidad
y el apoyo de la División de Mercado, constando
el mismo de 52 preguntas.
Para llenar dicha encuesta el gran usuario ingresó
al sitio de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica www.cnee.gob.gt, en el apartado de Calidad,
en la opción Encuesta a Grandes Usuarios; para
acceder a la misma, se le asignó al gran usuario
un Usuario y una Contraseña por punto de conexión o razón social.
De una población de 836 Grandes Usuarios, con
un margen de error del 9.6% y un nivel de confianza del 90%, se obtuvo una muestra de 69
grandes usuarios.
4.1.2.	Resultados
1.	El 51% de la población no conoce los derechos y obligaciones que como gran usuario
tiene en el Mercado Mayorista. Las interrupciones menores a una hora son las que más
le afectan a los grandes usuarios, incluyendo
3.	Un alto porcentaje posee en su empresa un
medidor de respaldo, pero no tienen conocimiento si el medidor de respaldo tiene la
capacidad de registrar parámetros de calidad
Gráfica 77. Medidor de respaldo
¿Dentro de su empresa posee un medidor de
respaldo para la Medición Comercial?
Gráfica 75. Derechos y obligaciones de los
¿Conoce los derechos y obligaciones que tiene como Participante del
Mercado Mayorista guatemalteco?
2.	El tema de reducción de demanda (demanda
interrumpible) es desconocido para la mayoría de grandes usuarios.
¿Tiene conocimiento si el medidor de respaldo
instalado tiene capacidad de registrar?
Gráfica 76. Demanda interrumpible
¿Ha considerado su empresa efectuar algún
contrato de reducción de demanda?
sobre el tema, 33%
4.	Indicó la mayoría de encuestados que ha tenido problemas con la regulación de voltaje o
desbalance de tensión en el último semestre.
4.2.	Encuesta de Calidad a
Gráfica 78. Regulación de voltaje
¿Ha tenido en su empresa problemas de Regulación de Voltaje o
Desbalance de Tensión (durante el último semestre)?
En cumplimiento a lo establecido con el Artículo
114 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, todos los años la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica (CNEE), publica la calificación
de las empresas de distribución final de energía
eléctrica, de acuerdo a los resultados obtenidos
en la Encuesta de Percepción de la Calidad efectuada durante el año 2012, la cual fue realizada
por empresas especializadas en realización de
¿Cuál es el impacto de las variaciones de
voltaje que han afectado a su empresa?
La Encuesta de Calidad 2012 mide la PERCEPCIÓN
de los usuarios en relación con el servicio de Distribución Final que le es prestado por su empresa distribuidora, específicamente sobre aspectos
relacionados con la atención al cliente por parte
de las empresas, interrupciones de suministro y
calidad del voltaje.
Para algunas empresas, existe una diferenciación
marcada entre la satisfacción de sus usuarios por
el servicio prestado en verano versus el prestado
en invierno, afectando todos sus aspectos (calidad comercial, interrupciones y nivel de voltaje).
Todos los años el Distribuidor realizará a su costo, una encuesta representativa a consumidores
ubicados en la zona en la que brinda el servicio,
en la que éstos calificarán la calidad del servicio
recibido. La encuesta se referirá a los aspectos de
calidad de servicio que se indican en este Reglamento y a cualquier otro que señale la Comisión.
La encuesta será diseñada por la Comisión y deberá efectuarse a través de empresas especializadas registradas en la Comisión. La selección de los
consumidores a encuestar se efectuará al azar, tomando como base los antecedentes que para este
efecto proporcione el distribuidor en medio computacional estándar. La Comisión podrá nombrar
un representante para verificar la elección al azar
de los consumidores. Los resultados serán comunicados directamente a la Comisión y al distribuidor.
La Comisión efectuará al 31 de diciembre de cada
año una clasificación de las empresas en cuanto
su calidad de servicio, tomando en consideración
la encuesta, y el índice representativo de la calidad de servicio. Esta clasificación será informada
públicamente en un diario de mayor circulación.
En la Encuesta se evalúan los parámetros de Calidad Comercial, Calidad del Servicio Técnico y Calidad del Producto Técnico.
Gráfica 79. Proceso de la entrevista a un usuario, en la cual se evalúa la percepción
de la calidad prestada en sus diferentes parámetros
4.2.1.	Síntesis metodológica
La CNEE precalifica a empresas especializadas
según lo estipulado en la Resolución CNEE-412011. Se realizó un estudio cuantitativo con un
universo que comprende a todos los usuarios
reportados por los distribuidores cuyo consumo promedio mensual superara los 10 kWh.
El tamaño total de la muestra fue de 10,200
usuarios en cada fase (seleccionada por CNEE),
con un margen de error de 2.5% a 5% dependiendo del Distribuidor. Se realizaron 20,400
encuestas en todo el país, separadas en dos
fases: primera Fase (verano) Mayo - Junio; segunda Fase (invierno) Septiembre - Octubre
Gráfica 80. Realización de la Encuesta 2012
Se efectúa la encuesta en ambas fases, para identificar cuánto cambia la percepción de los usuarios acerca de la prestación de los servicios en
4.2.2.	Resultados de la satisfacción del
En la siguiente gráfica, se presenta el promedio
de satisfacción de los usuarios sobre la prestación del Servicio de Distribución.
Gráfica 81. Promedio de satisfacción
A continuación se muestran los resultados de la
percepción de la calidad de todos los usuarios de
la República de Guatemala, según los parámetros de calidad establecidos en el artículo 102 del
RLGE, según los resultados de verano e invierno.
Gráfica 82. Promedio de la percepción
Promedio de la percepción según la temporada
4.2.3.	Resultados publicados
X 51.45%
X 52.68%
Satisfacción CST
Satisfacción CPT
Satisfacción CC
Las empresas que tienen el % Promedio de Satisfacción de la encuesta más altos son las mejores calificadas por sus usuarios con relación al servicio de distribución final de electricidad que reciben. De acuerdo a lo anterior tenemos como mejor calificada a Empresa Eléctrica Municipal de Gualán; Segundo Lugar:
.Empresa Eléctrica Municipal de San Marcos; Tercer Lugar: Empresa Eléctrica Municipal de Zacapa
Área Oriente-ENERGUATE
Área Occidente – ENERGUATE
Área Central - EEGSA
y/o Distribuidora
La CNEE precalifica a empresas especializadas según lo estipulado en la Resolución CNEE-41-2011. Universo: Todos los usuarios reportados por las distribuidoras. Tamaño de la muestra 10,200 en cada fase
(seleccionada por CNEE). Margen de error de 2.5% a 5 %. Fecha de elaboración: Primera Fase (verano) Mayo - Junio; Segunda Fase (invierno) Septiembre – Octubre del 2012. Se presentan los resultados de la
encuesta a la muestra seleccionada, en verano e invierno, así como el resultado anual.
% Promedio de Satisfacción de la encuesta: Promedio de Satisfacción de los Usuarios de Calidad Comercial, Producto Técnico y Servicio Técnico.
% Satisfacción CPT: Porcentaje de usuarios que indican estar satisfechos por el Producto Técnico (mide la percepción del usuario sobre las variaciones de voltaje en el servicio).
% Satisfacción CST: Porcentaje de usuarios que indican estar satisfechos con el Servicio Técnico (mide la percepción del usuario sobre las interrupciones del servicio).
% Satisfacción CC: Porcentaje de usuarios que indicaron estar satisfechos con la Calidad Comercial (mide la percepción del usuario sobre la atención comercial).
El detalle de los resultados por empresa,
puede observarse en la página WEB de
CNEE www.cnee.gob.gt en el boletín
estadístico de la Encuesta de la Percepción
de la Calidad 2012.
Para algunas empresas, existe una
diferenciación marcada entre la satisfacción
de sus usuarios por el servicio prestado
en Verano versus el prestado en Invierno,
afectando todos sus aspectos (calidad
comercial, interrupciones y nivel de voltaje).
La Encuesta de Calidad 2012 mide la
PERCEPCIÓN de los usuarios con relación
al servicio de Distribución Final que le es
prestado por su empresa distribuidora,
relacionados con la atención al cliente por
parte de las empresas, interrupciones de
suministro, calidad del voltaje.
En cumplimiento a lo establecido con el
Articulo 114 del Reglamento de la Ley
General de Electricidad, todos los años la
(CNEE), publica la calificación de las
empresas de distribución final de energía
eléctrica, de acuerdo a los resultados
obtenidos en la Encuesta de Percepción
de la Calidad efectuada durante el año
2012, la cual fue realizada por empresas
especializadas en realización de encuestas.
RESULTADOS ENCUESTA DE LA PERCEPCIÓN DE LA CALIDAD 2012
compendioestadĂ­stico 2012
5.	Control de Sanciones
La Comisión, de acuerdo con lo estipulado por
la Ley General de Electricidad, sancionará con
multa las infracciones a cualquier disposición de
la misma. Las sanciones regulan la conducta de
los administrados, a fin de que cumplan a cabalidad con las disposiciones que les sean aplicables
y previenen conductas que atenten contra la seguridad y el medio ambiente, así como contra la
calidad de los servicios regulados.
Según el Marco Regulatorio Vigente, las sanciones pueden establecerse como indemnizaciones
a los afectados, o por medio de multas impuestas
por la Comisión por incumplimiento a las obligaciones establecidas en la normativa. Las 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.
Las multas se expresan en términos de la tarifa del
componente de energía aplicable a 1 kWh, a nivel
de cliente residencial en ciudad de Guatemala,
en las condiciones que estipule el reglamento de
esta ley. Cuando se trate de usuarios, las multas
estarán comprendidas entre 100 y 10,000 kWh.
En el caso de generadores, transportistas y distribuidores, dependiendo de la gravedad de la falta,
las multas estarán comprendidas entre 10,000 y
1,000,000 kWh, correspondiente al primer día del
mes en que se está aplicando la multa. En el artículo 80 de la Ley General de Electricidad se detallan los valores de las sanciones con multas por
las infracciones a dicha ley.
A continuación se presenta un resumen histórico
de los montos de sanciones resueltos por CNEE, y
su desagregación por tema y empresa, actualizados al 15 de abril de 2013. Dicho resumen corresponde a lo resuelto por la CNEE de conformidad
con el cumplimiento al Marco Regulatorio Vigente. Una cantidad importante de dichos montos
presentados están sujetos a procesos judiciales y
podrían variar de acuerdo a la resolución legal de
Gráfica 83. Total de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013
El monto anual presentado, corresponde al monto resuelto por la CNEE, que puede ser relacionado con años anteriores, el mismo está actualizado al 15 de abril de 2013. Como ejemplo puede
observarse que el monto resuelto en 2013, corresponde al control de indicadores de años
Los montos de las sanciones van en incremento
en relación con la primera década del siglo XXI
debido a la aplicación gradual de la normativa de
Calidad, que establece la imposición de indemnizaciones a partir de la Etapa de Régimen. En esta
etapa se exigirá a todos los participantes, el cumplimiento de los índices o indicadores individuales y globales de calidad de todos los parámetros
contenidos en estas Normas, que les correspondan. En caso de incumplimiento en las tolerancias admisibles por Desbalance de Tensión para
servicios trifásicos, por Distorsión Armónica de
Tensión o Corriente y por Flícker, las indemnizaciones se aplicarán a partir del décimo tercer mes
de iniciada la Etapa de Régimen. Para el caso de
las Indemnizaciones Globales por Servicio Técnico en Distribución, en la normativa se excluye el
cálculo de los mismos para los dos primeros semestres de la Etapa de Régimen.
Asimismo, las Metodologías para el Control de
la Calidad de Servicio que fueron establecidas a
partir del año 2003, significó una mejor aplicación del control de la Calidad de Servicio, el cual
va ligado directamente al resultado histórico presentado precedentemente.
Entre las obligaciones de los distribuidores se encuentran las siguientes:
•	Responder ante otros participantes, por el
pago de las indemnizaciones ocasionadas
por la transgresión a las tolerancias establecidas en las Normas.
•	Pagar a sus usuarios las indemnizaciones que
correspondan, acreditándolas en la facturación inmediatamente posterior al período de
control, por incumplimiento de la calidad del
servicio de energía eléctrica, independientemente de que la causa se deba a deficiencias
propias o ajenas, salvo casos de fuerza mayor.
Gráfica 84. Monto acumulado de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013
La Gráfica 84, muestra el acumulado histórico de
la resolución de montos de multas o indemnizaciones, relacionadas con Calidad de Servicio en
Distribución y Transmisión.
En la tabla siguiente puede observarse el detalle de los montos por año año de las sanciones
impuestas a los diferentes agentes del sector,
por incumplimientos relacionados con la calidad
del servicio. El monto acumulado de multas por
temas de calidad desde el año 2000 es superior
a los Q 95 millones. El monto acumulado de indemnizaciones por temas de calidad desde el
año 2000 es superior a los Q 277 millones.
Tabla 13. Sanciones por año
POR RÉGIMEN DE
Q 60,486.00
Q 703,910.00
Q 158,148.16
Q 862,058.16
Q 922,544.16
Q 771,592.00
Q 1,694,136.16
Q 1,049,759.00
Q 160,214.21
Q 1,209,973.21
Q 2,904,109.37
Q 4,366,743.80
Q 1,077,185.57
Q 5,443,929.37
Q 8,348,038.74
Q 6,990,687.49
Q 35,062,237.95
Q 42,052,925.44
Q 50,400,964.18
Q 13,262,438.61
Q 2,319,704.82
Q 15,582,143.43
Q 65,983,107.61
Q 9,760,006.00
Q 4,251,715.21
Q 14,011,721.21
Q 79,994,828.82
Q 14,584,331.11
Q 25,051,391.64
Q 39,635,722.75
Q 119,630,551.57
Q 23,784,778.21
Q 74,976,309.19
Q 98,761,087.40
Q 218,391,638.97
Q 8,013,638.40
Q 10,571,651.74
Q 18,585,290.14
Q 236,976,929.11
Q 8,011,842.14
Q 12,527,942.48
Q 20,539,784.62
Q 257,516,713.73
Q 4,378,905.38
Q 10,291,363.08
Q 14,670,268.46
Q 272,186,982.19
Q 101,505,060.02
Q 373,692,042.21
Q 95,739,118.14
Q 277,952,924.07
La gráfica siguiente muestra un resumen de los
montos de indemnizaciones resueltos por CNEE,
y su desagregación por Parámetro de Calidad, actualizados al 15 de abril de 2013. Dicho resumen
corresponde a lo resuelto por la CNEE de confor-
midad con el cumplimiento al Marco Regulatorio Vigente. Una cantidad importante de dichos
montos presentados están sujetos a procesos
judiciales y podrían variar de acuerdo a la resolución legal de dichos procesos.
Gráfica 85. Total acumulado de
indemnizaciones resueltas por la CNEE por
transgresión a los indicadores de Calidad de
•	Desbalance de Corriente - (Producto Técnico
A continuación se muestra la desagregación de
los montos de indemnizaciones resueltas por
año y por empresa.
En lo que corresponde a la Calidad del Servicio
y como resultado de los diversos procesos administrativos realizados, se resolvieron procesos
de indemnizaciones, con un monto acumulado
de más de 277 millones en indemnizaciones por
transgresiones a las tolerancias de los siguientes
Indemnizaciones por transgresión a las tolerancias de Calidad de Producto Técnico.
•	���	La CNEE ha resuelto una cantidad importante de
multas por transgresiones a la normativa. El monto total de multas impuestas por CNEE por temas
de Calidad de Servicio es superior a los Q 95 millones de quetzales desde 2001.
Gráfica 86. Total acumulado de multas
resueltas por la por transgresión a los
Solicitud de conexión de Nuevos Servicios
sin Modificación de Red (CNXSMR)
•	Solicitud de conexión de Nuevos Servicios
con Modificación de Red (CNXCMR)
•	Reconexiones (RCNX)
•	Facturación errónea
•	Indemnizaciones Individuales de Calidad de
Servicio Técnico Distribución (FIU y TIU)
•	Indemnizaciones Globales de Calidad de Servicio Técnico Transmisión (TTIK y FMIK)
La CNEE ha detectado incumplimientos de diversas índoles en el desempeño de las obligaciones
de los Distribuidores y Transportistas, que resultaron en multas. A continuación se presenta el
detalle de las multas resueltas y notificadas (en
quetzales) por parte de la Comisión en los años
comprendidos de 2000 a abril 2013 por temas de
Calidad, las cuales han resultado de la gestión y
trámite de distintos expedientes.
Tabla 14. Detalle de indemnizaciones resueltas por año de resolución
Q158,148.16
QQ160,214.21
Q1,077,185.57
Q35,062,237.95
Q2,319,704.82
Q4,251,715.21
Q25,051,391.64
Q74,976,309.19
Q10,571,651.74
Q12,527,942.48
Q10,291,363.08
Q101,505,060.02
Q277,952,924.07
QQQ34,552.64
Q153,836.69
Q14,284,296.42
Q1,155,572.51
Q1,718,846.21
Q8,970,050.71
Q34,874,244.91
2447445.78
Q2,725,504.54
Q891,150.31
Q46,211,187.09
Q113,466,687.81
QQQQQ1,844.49
QQQQ394,211.47
Q570,020.93
Q19,345.53
Q46,611.71
QQ1,032,034.13
EEM San Pedro Sac.
QQQQQQQQQ24,332.15
Q12,198.71
QQQQ36,530.86
QQQQ90,305.36
Q19,430,620.62
Q1,164,132.31
Q2,532,447.10
Q16,001,321.49
Q35,630,901.18
Q3,856,688.25
Q3,423,680.20
Q1,231,088.40
Q54,525,905.82
Q137,887,090.73
EHM Retalhueleu
QQQQQ92,254.51
QQQQ440,380.36
Q395,182.45
Q179,461.04
Q32,191.13
QQ1,139,469.49
QQQQQQQQQ7,950.31
Q17,352.53
Q135,472.71
Q5,440.33
QQ166,215.88
QQ125,661.57
Q833,043.52
Q999,406.34
QQ421.90
Q80,019.44
Q487.70
QQ317,701.88
Q601,935.44
Q767,967.11
Q3,884,793.06
QQQQQQQQQ287,190.86
Q195,277.06
Q1,040,208.99
Q278,677.23
QQ1,801,354.14
QQQQQQQQQQ4,258.64
Q286,739.65
Q42,205.76
QQ333,204.05
EEM Quetzaltenango EEM Puerto Barrios
QQQQQQQQQQQQQQQQQ2,621,613.15
Q432,804.23
Q1,393,027.47
Q1,527,568.27
Q4,021,613.30
Q243,410.41
Q7,038,562.02
Q62,966.59
QQQ15,074,815.94
Q2,266,749.50
QQQQQQQQQ131,490.76
Q121,784.74
Q77,592.59
QQQ330,868.09
QQQQQ237,215.57
QQQQ130,702.11
Q30,846.91
Q45,522.99
Q5,710.73
QQ449,998.31
QQQQQQQQQQQ11,688.65
Q54,823.43
QQ66,512.08
Tabla 15. Detalle de multas resueltas por año de resolución
Q60,486.00
QQ2001
Q703,910.00
Q288,669.00
Q227,914.00
Q771,592.00
Q333,250.00
Q427,755.00
Q1,049,759.00
Q628,068.00
Q421,691.00
Q4,366,743.80
Q1,489,095.00
Q2,550,780.00
Q6,990,687.49
Q2,306,743.00
Q2,488,234.00
Q13,262,438.61
Q4,343,301.00
Q8,459,854.00
Q9,760,006.00
Q7,630,215.00
Q2,099,894.00
Q14,584,331.11
Q8,695,982.64
Q4,655,876.24
Q23,784,778.21 Q10,382,319.84
Q6,480,312.74
Q8,013,638.40
Q728,544.15
Q1,740,392.50
Q8,011,872.14
Q3,078,861.27
Q1,884,000.18
Q4,378,905.38
Q1,849,699.68
Q1,683,730.80
QQQTOTALES Q95,739,148.14 Q41,754,748.58 Q33,120,434.46
Q23,784,778.21
QTOTALES Q95,739,148.14
QQ95,739,148.14
QQQQQ13,943.00
QQQQQ657,068.17
Q98,738.42
QQ45,738.25
QQ815,487.84
EEM Puerto
QQQQQQQQQQ67,759.50
Q117,743.38
QQQQ185,502.88
EEGGSA
Q187,327.00
Q10,587.00
QQ312,925.80
Q100,697.00
Q28,612.00
Q29,897.00
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Q94,412.06
QQ2,359,809.55
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Q384,238.15
QQ367,687.10
Q3,027,206.76
Q2,427,468.85
Q1,751,161.50
Q295,331.15
QQ9,918,327.00
EEM Guastatoya EHM Retalhuleu
QQQQQQQQQQ41,625.68
Q114,687.68
QQQQ156,313.36
QQQQQQQQQQ39,337.84
Q96,994.14
QQ182,070.23
QQQQQQ429,780.00
Q15,251.46
QQ518,077.25
Q926,782.65
Q315,534.20
Q39,354.67
Q67,058.34
QQ2,311,838.57
QQQQQQQQQQ1,091,475.99
Q631,865.78
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Q22,149.41
QQ2,390,907.85
QQQQQQQ14,318.00
QQQ12,350.00
Q95,682.72
QQ168,088.97
QQQQQQQQQQ29,275.68
Q101,794.12
QQ176,808.05
EEM San
EEM HuehueEMRE
EEM Tacaná
EEM Joyabaj EEM Sayaxché
Pedro Sac.
Pedro Pin.
QQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQQ16,864.00
QQQQQQQQQQQQQQQQ16,816.00
Q43,913.52
Q- Q39,916.82
QQQ53,975.68 Q12,350.00
Q131,733.74
Q53,080.62 Q50,024.92 Q70,774.16 Q128,471.50 Q14,637.84 Q129,325.52 Q67,718.46
QQQQQQQ15,741.87
QQQQQ- Q45,738.25
QQ91,476.50
QQQQQQQQQQQ96,994.14 Q50,024.92 Q110,690.98 Q174,209.75 Q14,637.84 Q290,519.57 Q80,068.46 Q165,413.74
QQQQQQQQQQ156,127.02
Q753,465.11
Q19,281.36
Q617.94
QQ929,491.43
QQQQQ-
Q157,867.56
Q17,693.54
QQQQ175,561.10
EEM Santa
QQQQQQQQQQ12,350.00
Q53,080.62
Q45,738.25
QQ111,198.87
6.	Lista de tablas y gráficas
Tabla 1. Usuarios semestrales.................................................................................................................................... 11
Tabla 2. Desagregación del peso de los usuarios urbanos y rurales por distribuidora......................... 12
Tabla 3. Tipificación de Reclamos 2012.................................................................................................................. 25
Tabla 4. Interrupciones programadas reportadas por EE, DC y DR para el año 2012............................ 26
Tabla 5. Puntos de medición de Regulación de Tensión para el año 2012................................................ 38
Tabla 6. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de EEGSA en el año 2012................. 46
Tabla 7. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de DEOCSA en el año 2012............. 46
Tabla 8. Agencias Comerciales visitadas del área de cobertura de DEORSA en el año 2012.............. 47
Tabla 9. Inspecciones de Campo Realizadas por Distribuidor en el año 2012......................................... 50
Tabla 10. Setenta y tres circuitos fiscalizados en forma muestral, durante el año 2012......................... 65
Tabla 11. Incumplimientos NTDOID.......................................................................................................................... 67
Tabla 12. Registro Black Out’s, instalación afectada y causa del mismo....................................................... 70
Tabla 13. Sanciones por año......................................................................................................................................... 85
Tabla 14. Detalle de indemnizaciones resueltas por año de resolución....................................................... 87
Tabla 15. Detalle de multas resueltas por año de resolución........................................................................... 88
Gráfica 1. Ubicación de las Empresas Eléctricas..................................................................................................... 12
Gráfica 2. Conexiones realizadas en plazo por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012................... 16
Gráfica 3. Conexiones realizadas fuera de plazo por EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012....... 17
Gráfica 4. Solicitudes que efectuaron el pago de Depósito de Garantía y
que no fueron conectados en el 2012.................................................................................................... 17
Gráfica 5. Conexiones con Modificación de Red en Plazo de EEGSA.............................................................. 18
Gráfica 6. Solicitudes que pagaron depósito de garantía y que no fueron conectados en el 2012.... 18
Gráfica 7. Reconexiones en Plazo por Distribuidor en el año 2012................................................................. 19
Gráfica 8. Reconexiones Fuera de Plazo por Distribuidor en el año 2012..................................................... 19
Gráfica 9. Reclamos por Facturación procedentes e improcedentes recibidos
por los Distribuidores................................................................................................................................... 20
Gráfica 10. Facturación Errónea de EEGSA.................................................................................................................. 20
Gráfica 11. Facturación Errónea de DEOCSA.............................................................................................................. 21
Gráfica 12. Facturación Errónea de DEORSA.............................................................................................................. 21
Gráfica 13. Facturación Errónea de EEGSA, DEOCSA y DEORSA en el año 2012........................................... 21
Gráfica 14. Porcentaje de Reclamos EEGSA, DEOCSA y DEORSA, año 2012................................................... 22
Gráfica 15. Tiempo Promedio de Procesamiento de Reclamos y Quejas........................................................ 23
Gráfica 16. Modalidad de Presentación de Reclamo de EEGSA, año 2012...................................................... 23
Gráfica 17. Modalidad de Presentación de Reclamo de DEOCSA, año 2012.................................................. 24
Gráfica 18. Modalidad de Presentación de Reclamo de DEORSA, año 2012.................................................. 24
Gráfica 19. Cantidad de medidores a verificar cada mes....................................................................................... 25
Gráfica 20. Interrupciones programadas reportadas por EE, DC y DR para el año 2012............................ 26
Gráfica 21. R % globales primer semestre 2012........................................................................................................ 27
Gráfica 22. R % globales segundo semestre 2012.................................................................................................... 27
Gráfica 23. TPPR global primer semestre 2012.......................................................................................................... 27
Gráfica 24. TPPR global segundo semestre 2012..................................................................................................... 27
Gráfica 25. Comunidades conflictivas según DEOCSA y DEORSA...................................................................... 28
Gráfica 26. Acreditación de indemnizaciones comerciales a usuarios............................................................. 29
Gráfica 27. Montos indemnizados por proceso de fiscalización......................................................................... 29
Gráfica 28. Mediciones Calidad de Producto Técnico –Regulación de Tensión–
por distribuidora 2012................................................................................................................................. 31
Gráfica 29. Total de Mediciones Fuera de Tolerancia durante el año 2012 - Regulación de Tensión..... 32
(Cantidad de Interrupciones) –FIU– en el área urbana y rural....................................................... 35
(Horas Fuera de Servicio) –TIU– en el área urbana y rural............................................................... 36
para el año 2012............................................................................................................................................. 37
Gráfica 33. Puntos Fuera de tolerancia –Regulación de Tensión– por transportista año 2012................ 38
Gráfica 34. Indisponibilidades Forzadas por Transportista 2012........................................................................ 40
Gráfica 35. Duración de Indisponibilidades Forzadas por Transportista 2012.............................................. 40
Gráfica 36. Número de Indisponibilidades Programadas por Transportista 2012........................................ 41
Gráfica 37. Duración de Indisponibilidades Programadas por Transportista 2012...................................... 42
Gráfica 38. Esquema de fiscalización............................................................................................................................ 45
Gráfica 39. Agencias Supervisadas por Distribuidor en el año 2012................................................................. 46
Gráfica 40. Lecturas por municipios DEOCSA en el año 2012.............................................................................. 47
Gráfica 41. Lecturas por municipios DEORSA en el año 2012.............................................................................. 48
Gráfica 42. Verificación de medidores realizadas por EEGSA durante el 2012.............................................. 48
Gráfica 43. Verificación realizada en las casas de los usuarios con equipo portátil por
DEOCSA en el 2012....................................................................................................................................... 49
Gráfica 44. Verificación realizada en las casas de los usuarios con equipo portátil por
DEORSA en el 2012........................................................................................................................................ 49
Gráfica 45. Fotografías de la Actividad de Inspección............................................................................................ 49
Gráfica 46. Inspecciones de Campo Realizadas por Distribuidor en el año 2012......................................... 50
Gráfica 47. Mediciones Fiscalizadas por Región 2012............................................................................................ 51
Gráfica 48. En el año 2012, se fiscalizaron 1,276 Mediciones de CPT por personal de CNEE.................... 51
Gráfica 49. Mediciones con Incidencia por región, para el año 2012................................................................ 52
Gráfica 50. Porcentaje de Incidencias en la Fiscalización de Mediciones durante el año 2012............... 52
Gráfica 51. Ubicación de los medidores de interrupciones.................................................................................. 53
Gráfica 52. Pantalla de reporte de los equipos de monitoreo en Tiempo Real............................................. 54
Gráfica 53. Gestión de denuncias por tema............................................................................................................... 55
Gráfica 54. Inspección Efectuada Expediente DRCS-12-41................................................................................... 55
Gráfica 55. Gestión del mantenimiento para la mejora del Producto y Servicio Técnico.......................... 56
Gráfica 56. Mantenimientos por subestación............................................................................................................ 57
Gráfica 57. Mantenimientos por circuito..................................................................................................................... 57
Gráfica 58. Tipos de actividades de mantenimiento realizadas por DEORSA en 2012............................... 58
Gráfica 59. Actividades por departamento................................................................................................................. 58
Gráfica 60. Mantenimientos por región....................................................................................................................... 59
una cantidad de 876 Km de su Red......................................................................................................... 59
Gráfica 62. Mantenimientos por subestación............................................................................................................ 60
Gráfica 63. Mantenimientos por circuito..................................................................................................................... 60
Gráfica 64. Actividades de mantenimiento realizadas por DEOCSA en el año 2012................................... 61
Gráfica 65. Actividades por departamento................................................................................................................. 62
Gráfica 66. Mantenimientos por región....................................................................................................................... 62
Gráfica 67. DEOCSA realizó actividades de Poda (Corte de Ramas) una cantidad de 2,844 Km
de su Red........................................................................................................................................................... 63
Gráfica 68. Incumplimientos NTDOID en Circuitos MT/BT de EEGSA, DEORSA y DEOCSA....................... 64
realizados en las fiscalizaciones indicadas anteriormente.............................................................. 66
Gráfica 70. Principales hallazgos de incumplimientos NTDOID en instalaciones de los
distribuidores EEGSA, DEORSA y DEOCSA............................................................................................ 67
Gráfica 71. Mapa de incidencia del terremoto de noviembre 2012 sobre la red eléctrica........................ 68
Gráfica 72. Denuncias NTDOID, porcentaje de resueltas incluyen año 2010, DRCS y GJ........................... 69
Gráfica 73. Mapa de atención denuncias NTDOID, 2009-2012............................................................................ 69
Gráfica 74. Ubicación geográfica de los grandes usuarios encuestados......................................................... 73
Gráfica 75. Derechos y obligaciones de los grandes usuarios............................................................................. 74
Gráfica 76. Demanda interrumpible.............................................................................................................................. 74
Gráfica 77. Medidor de respaldo.................................................................................................................................... 74
Gráfica 78. Regulación de voltaje................................................................................................................................... 75
de la calidad prestada en sus diferentes parámetros....................................................................... 76
Gráfica 80. Realización de la Encuesta 2012............................................................................................................... 77
Gráfica 81. Promedio de satisfacción............................................................................................................................ 77
Gráfica 82. Promedio de la percepción........................................................................................................................ 78
Gráfica 83. Total de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013............................................................... 83
Gráfica 84. Monto acumulado de sanciones resueltas y notificadas al 15/04/2013.................................... 84
Gráfica 85. Total acumulado de indemnizaciones resueltas por la CNEE por transgresión a los
indicadores de Calidad de Servicio......................................................................................................... 86
Compendio%20estadistico%202012%20 %20drc
http://www.cnee.gob.gt/xhtml/calidad/Docs/Compendio%20Estadistico%202012%20-%20DRC.pdf