Sectores advierten que normas para buses antiguos ponen en riesgo la vida de los usuarios

Defensoría del Usuario de la PDH, así como las asociaciones de prevención y de atención a víctimas de percances exponen dudas por la revisión periódica a las unidades, incluso las que tienen más de 25 años.

José Manuel Patzán

12 de agosto de 2025 | 00:06h

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Según un acuerdo del CIV, los buses extraurbanos deberán ser verificados cada 5 años(Foto Prensa Libre: Hemeroteca PL )

La Procuraduría de los Derechos Humanos (PDH), por medio de la Defensoría del Usuario del Transporte Público, expresó su inconformidad con las nuevas normas del Ministerio de Comunicaciones que afectan a los buses con más de 25 años de antigüedad, al afirmar que, lejos de modernizar y mejorar la seguridad vial, vulneran la vida de los usuarios y de los peatones.

Guerra advirtió que las nuevas disposiciones, aunque en apariencia buscan modernizar el sistema, podrían empeorar las condiciones de seguridad vial, especialmente por la premura y la falta de claridad en los requisitos técnicos estipulados.

Las unidades de transporte público deben someterse a revisiones físicas y mecánicas cada cinco años, con el objetivo de asegurar su correcto funcionamiento y garantizar la seguridad de los usuarios, según una publicación en el Diario de Centro América que reforma el Acuerdo 225-2012, relativo al Reglamento para la Prestación del Servicio Público de Transporte Extraurbano de Pasajeros y Servicio Especial Exclusivo de Turismo, Agrícola e Industrial.

La medida fue consensuada con empresarios del transporte extraurbano de pasajeros, quienes se opusieron al retiro de los buses con más de 25 años de antigüedad.

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Según el artículo 53 Bis del reglamento, estas revisiones deben ser efectuadas por profesionales en mecánica automotriz o talleres autorizados y debidamente registrados ante las autoridades correspondientes, como la Superintedencia de Administración Tributaria (SAT).

Guerra dice que la disposición, si bien busca responder a la antigüedad de los vehículos, no proporciona garantías suficientes de que los talleres encargados de estas inspecciones sean técnicamente adecuados, ni establece mecanismos claros de control institucional.

También criticó la ausencia de especificaciones sobre los talleres certificados, y cuestionó si dichos establecimientos cuentan con el equipo necesario o si son simplemente “empresas de papel”, registradas únicamente ante la SAT, sin evaluación técnica alguna. Recordó, además, el fallido esquema del Consejo Nacional del Medio Ambiente (Conama), que surgió en los años noventa para controlar la emisión contaminante de vehículos.

Guerra advirtió que la presente normativa carece de mecanismos sólidos para asegurar su correcta aplicación.

Concluyó que, más allá de una reforma aparente, lo que se necesita es un fortalecimiento real de instituciones clave, como la Dirección General de Transportes y el Departamento de Tránsito, así como un mayor involucramiento de las policías municipales de tránsito en su ámbito territorial. Solo con esto, afirmó Guerra, se podrá garantizar que, al menos, los aspectos básicos de seguridad —como el estado adecuado de los neumáticos— sean respetados.

Finalmente, adelantó que la Defensoría del Usuario del Transporte Público está considerando tomar las acciones pertinentes, incluso legales, para proteger el derecho a la vida de los millones de guatemaltecos que diariamente utilizan el transporte colectivo. Las mismas según Guerra, son analizadas por el procurador.

Percances mortales

Edgar Guerra, representante de dicha unidad de la PDH, Enfatizó que, según datos del Observatorio Nacional de Seguridad del Tránsito, la siniestralidad vial representa la segunda causa de muerte en Guatemala.

“Entre enero y mayo de este año se reportaron 3 mil 512 incidentes, con más de mil personas fallecidas y casi 4 mil lesionadas. Este escenario evidencia un fuerte impacto no solo en la salud pública, sino también en la economía y en la carga sobre el sistema de atención sanitaria”, explicó.

Añadió que, en ese periodo, se identificaron 226 autobuses de transporte colectivo involucrados en siniestros, de los cuales 9 usuarios perdieron la vida y 234 resultaron lesionados.

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Duda

La presidenta de la Asociación de Prevención y Atención de la Seguridad Integral en el Tránsito (Apasit), Celia Morales, manifestó que la entidad observa con cautela la nueva normativa del Ministerio de Comunicaciones sobre la verificación de autobuses extraurbanos y que, aunque mantienen reservas, darán el beneficio de la duda, siempre que las disposiciones se apliquen de forma estricta.

Morales recordó que el Estado de Guatemala está comprometido con los cinco pilares de seguridad vial definidos por la Organización Mundial de la Salud (OMS) y la Organización Panamericana de la Salud (OPS), entre ellos el de “vehículos seguros”, que busca garantizar que las unidades estén en condiciones mecánicas óptimas para prevenir siniestros.

En ese sentido, sostuvo que, si la verificación quinquenal a las unidades —incluida en la reforma al Acuerdo 225-2012— se cumple de manera rigurosa y bajo una gestión institucional efectiva, no habría objeciones para la circulación de los vehículos que superen los 25 años de antigüedad. Sin embargo, advirtió: “Si uno de los requisitos no se cumple, ahí es donde estarían completamente en contra, porque se estaría poniendo en juego la vida de los ciudadanos”.

La presidenta de Apacit insistió en que la clave será la certeza de castigo para quienes incumplan.

“El problema en Guatemala no es la falta de leyes o normativas; el problema es que no se cumplen”, afirmó, y recalcó que, si las autoridades realizan controles y verificaciones exhaustivas, la sociedad civil podrá estar tranquila respecto de la seguridad de las unidades en circulación.

Morales añadió que, en un país donde entre ocho y diez personas mueren diariamente en hechos de tránsito, no es aceptable que la población siga pagando las consecuencias de un problema prevenible.

“Si esta normativa se aplica como corresponde, podría ayudar; pero, si se queda en papel, estaremos poniendo en riesgo a nuestra población”, concluyó.

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Riesgo

El vocero de la Unión Nacional por las Víctimas de Tránsito, César Bol, calificó como un retroceso la reforma que amplía a cinco años el plazo para la verificación mecánica de unidades de transporte colectivo extraurbano, incluidas aquellas con más de 25 años de antigüedad.

A criterio del dirigente, la medida otorga privilegios al sector del transporte y deja en riesgo a la población.

“Esto es jugar con la vida de los guatemaltecos. No se están haciendo cambios que garanticen la seguridad; al contrario, pareciera más un beneficio para los empresarios”, expresó.

Bol recordó que desde la perspectiva de las víctimas de tránsito, la prioridad debe ser contar con leyes que realmente se traduzcan en seguridad para todos los usuarios de la vía pública. En este sentido, señaló que sería más efectivo mantener la disposición anterior, que establecía el retiro de circulación de las unidades con más de 25 años.

“Retirar los buses antiguos era una buena medida. Con esta reforma, en lugar de avanzar en materia de seguridad vial, estamos retrocediendo”, afirmó.

Según el vocero, prolongar los plazos de verificación no garantiza que las unidades reciban mantenimiento adecuado, lo que incrementa el riesgo de siniestros y afecta a toda la ciudadanía.

La muestra utiliza una metodología de la Organización Mundial de Aduanas (OMA), y una de las novedades es que el sistema se enfrentó a los desafíos y exigencias ajustadas por la pandemia en 2020, adoptándose a un sistema digitalizado.

El estudio analizó los despachos en las aduanas marítimas Puerto Quetzal en Escuintla y Empresa Portuaria Nacional Santo Tomás de Castilla en Izabal; la aduana terrestre Tecún Umán II en San Marcos (Puerto Fronterizo Terrestres Ingeniero Juan Luis Lizarralde Arillaga” y la aduana express aéreo en Combex Im. Cada recinto contribuye a la recaudación total de los impuestos al comercio exterior.

En el sistema aduanero nacional, por el volumen de mercadería y la recaudación, las aduanas marítimas son las más importantes.

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La investigación solo abarcó temas relacionados con los tiempos y no hay cuantificación monetaria de lo que representa, expresaron las autoridades de la Intendencia de Aduanas de la Superintendencia de Administración Tributaria (SAT).

Hallazgos

Werner Ovalle, intendente de Aduanas, dio a conocer que se hace una comparación con el ETD del 2019, en cuanto a coberturas y diagnósticos de los recintos en 2023:

• Express aéreo: en 2019 el despacho promedio era de 9 días, 4 horas 26 minutos, y hubo una reducción del 74% ya que pasó a 2 días, 8 horas y 30 minutos, pues el comercio electrónico sigue en aumento.
• Aduanas marítimas: en 2019 el despacho promedio era de 7 días, 5 horas 26 minutos y hubo una disminución de 1 día 22 horas 20 minutos, un 13% de reducción por lo que se pasó a 6 días, 7 horas y 15 minutos.
• Aduanas terrestres: en 2019 el despacho promedio de 10 horas y 6 minutos; en 2023 fue de 8 horas con una disminución del 21%.

Otras acciones

El funcionario recalcó que en la revisión de las acciones de las aduanas marítimas, son las que más observaciones tenían con 89; en el aéreo, 32 acciones; y 31 en el terrestre, por lo que aún existen desafíos y retos.

Además, apuntó que en las aduanas marítimas converge el mayor flujo de actores de comercio exterior. Como ejemplo, de las revisiones de mercancías transportadas por compañías navieras depende gran parte del movimiento, lo que también afecta a otros actores que son ajenos a la actividad portuaria y solo aduanas cuenta con una plataforma que está automatizada, ya que el Ministerio de Gobernación y Agricultura no lo tienen. Además, cada quien tiene indicadores diferentes y criterios en cuanto a los selectivos en rojo -revisiones más profundas-.

Las mayores quejas de los usuarios del comercio exterior están en las retenciones, y según el intendente, ahí está el gran nicho de oportunidad para hacer las mejores y lo otro es la creación de la ventanilla única de comercio exterior, ya que en el Acuerdo de Facilitación del Comercio se incluyen todas las recomendaciones y permisos no arancelarios que dan las instituciones y aún deben aprobarse.

Visión a futuro

El estudio también hace algunas recomendaciones sobre todo en la parte de los servicios aduaneros a futuro, pero se puntualizan tres:

• Automatizar procesos: que ninguna aduana haga procedimientos en papel, sino que todo sea automatizado, para evitar discrecionalidad y corrupción.
• Ventanilla única de comercio exterior: para realizar todas las gestiones integradas del riesgo en las aduanas marítimas y agilizar los procesos y permitir una reducción de tiempos.
• Infraestructura: en lo terrestre, rehabilitar la báscula de pesaje en Tecún Umán II San Marcos, ya que en la actualidad el Ministerio de Comunicaciones, Infraestructura y Vivienda (CIV) tiene el equipo en un lugar que afecta el flujo, ya que los contenedores tienen que ingresar a un área que confunde las importaciones y las exportaciones, por lo que se afecta al comercio internacional.
• Riesgo sanitario: el Ministerio de Agricultura deberá elevar su sistema de riesgo como tal, en el sistema de comercio.
• En aduanas: ejecución del plan maestro a nivel de infraestructura en el Puerto Fronterizo Juan Luis Lizarralde Arrillaga, mejorar la tecnología y reestructurar los flujos del sistema.

Mejoras sensibles  

Durante la presentación del ETD, Cristian Mayorga, director ejecutivo de la Cámara de Comercio de Guatemala (CCG) y Héctor Fajardo, directivo de la Cámara de Transportistas Centroamericanos, aseguraron que hay avances específicamente en los procesos del servicio aduanero, y que los números muestran una considerable reducción en los tiempos de despacho, pero aún no es suficiente.

Mayorga aclaró que en los despachos de mercancías no opera solo la Intendencia de Aduanas, sino otras instituciones como los ministerios de Agricultura, Salud y Gobernación, que a su criterio también deben sumarse a estos esfuerzos.

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“Qué bueno que la aduana nos resuelva pronto, pero cuando se pasa a otros procesos, muchas veces se tienen cuellos de botella y atrasos en tiempos. Todo eso tiene que ser un proceso integral donde las inspecciones sean conjuntas y la medición de los riesgos, así como los despachos de mercancías sea de manera conjunta y que todos esos tiempos se reduzcan en todo el andamiaje”, consideró.

Para Fajardo, ha habido mejoras en la aduana Tecún Umán II San Marcos, pues en todo el recinto hay problemas por el lugar donde está ubicada la báscula, y se ha planteado la necesidad de construir un carril perimetral, para los vehículos que entran a México vacíos, para que no se encuentren con los que vienen con carga hacia Centroamérica, por lo que hay una gran oportunidad de resolver, pero eso tiene un costo considerable, aunque se obtendría una tasa considerable de retorno.

“Han mejorado los tiempos, pero consideramos que puede haber oportunidades y mejorar mucho más”, remarcó.

Recaudación del comercio en aduanas

Por Derechos Arancelarios a la Importación e IVA importaciones el monto acumulado es de Q27 mil 519 millones de enero a noviembre:

• Región Sur: Q13 mil 476 millones.
• Región Central: Q5 mil 880 millones.
• Región NorOriente: Q5 mil 803 millones.
• Región Occidente: Q2 mil 360 millones.

“Aún falta mucho”

Enrique Lacs, director ejecutivo de la  Cámara Guatemalteca de Alimentos y Bebidas (CGAB), dijo que la baja en los tiempos de despacho es una buena señal, pero se deben tomar en cuenta otras aristas.

Una es que el tiempo de espera en general para el levante de la carga sigue siendo alto y otra es que ese tiempo se debe llevar a estándares internacionales ya que comparado con esos parámetros, el servicio aún es lento.

“Un aspecto rescatable es la reducción a 8 horas del tiempo de espera para el transporte terrestre, lo que es importante para el sector organizado en esta Cámara. Las aduanas marítimas también son esenciales porque por ahí ingresa mucha materia prima”, agregó.

En tanto David Juárez, presidente de la Cámara Guatemalteca Coreana de Comercio (Camcor) comentó que en términos generales notaron una mejora en los procesos y articulación no solo de los procesos aduaneros de aduanas sino también a los relacionados con almacenes fiscales y zonas francas.

Sin embargo, dijo que hay oportunidades que se pueden seguir aprovechando, como la mejora de la tecnología, en lo que el país asiático apoya con asesoría. “En varias temporadas del año, los socios reportaron atrasos pero no tanto por los procesos aduaneros, sino por el contexto mundial. Incluso, por la situación en el Canal de Panamá, aunque la mayoría de las rutas de Corea son directamente por el Pacífico”, explicó.

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El viceministro de Economía, Lisardo Bolaños, y el superintendente de la SAT, Marco Livio Díaz Reyes, expusieron los alcances de la normativa en cuanto a los controles que se ejercerán a los usuarios, los beneficios en la generación de empleo, así como el sacrificio fiscal proyectado.

Controles

Bolaños aseveró que en las reformas se plantean mecanismos de coordinación para reducir el sacrificio fiscal, y para “enfocarse” en aquellos mecanismos que tengan mayor impacto a la población a un menor costo para el erario.

Reiteró que las reformas planteadas buscan tres ejes: mecanismos para generar más empleos, modernización de la estructura productiva y más supervisión para evitar los abusos que pudo haber en el pasado y garantizar un mínimo sacrificio fiscal para lograr los beneficios a la población.

Por su parte, Díaz Reyes expresó que se “se tiene el control de las actividades económicas del país”, y que en este caso corresponde a inversión nueva -los beneficios-.

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Por otro lado, se fortaleció el artículo de la penalización y “yo no creo que un empresario pueda mentir en su declaración ya que tendría que degradar la actividad actual”, reiteró el funcionario.

La ley contempla mecanismos para proteger que sea inversión nueva, y SAT, según el superintendente, cuenta con los registros, mientras que las estimaciones de sacrificio fiscal serían de Q113 millones a Q300 millones.

“Desde la SAT nos hemos preparado para esta ley, se han creado las nuevas secciones de control”, apuntó el funcionario.

Entre estas están las auditorías a posteriori, para controlar a las maquilas, zonas francas y a todos los importadores, así como la oficina de control de entes exentos.

Coordinación

El ministro de Economía, Antonio Malouf garantizó que habrá controles cruzados con la SAT, y una comunicación constante.

“Nosotros, que vengo del sector empresarial, los que hacemos las cosas bien como empresarios, no nos gusta que se hagan mal las cosas, y por eso agradezco al superintendente que le está entrando duro a los que han gozado los beneficios de la política industrial incorrectamente”, expresó.

Malouf precisó que en este primer periodo legislativo el Congreso avanzó en la aprobación de la Ley de Leasing o Arrendamiento, Ley para la Simplificación de Requisitos y Trámites y esta última semana con las reformas a la Ley de Zonas Francas.

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Usualmente, para saber si un usuario está conectado en la red social hay que ingresar a la conversación para averiguarlo.

Pero existe otra forma, hasta ahora poco conocida, para averiguar si la personas está conectada, escribiendo mensajes, enviando archivos o revisando conversaciones anteriores.

Para lograrlo, se debe saber que únicamente se puede hacer esto por medio de Google Chrome y a través de la función WhatsApp Web.

En primer lugar, debe bajar a su dispositivo la extensión WA Web Plus for WhatsApp, que la encuentra en Chrome Web Store.

Al ser instalado, “aparecerá un icono verde con una cruz junto a la barra del navegador”, según explica Crónica.

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Después debe comenzar sesión en WhatsApp Web y comprobar que la extensión funciona correctamente.

Listo. Automáticamente, un círculo verde aparecerá rodeando la foto del contacto que está utilizando WhatsApp en ese momento sin necesidad de entrar a su chat para comprobarlo.

Tome en cuenta que puede ser bloqueado por la red social si utiliza otras extensiones que no han sido autorizadas.

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Los datos de la encuesta del año pasado, y divulgados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), refieren que el promedio de satisfacción de los consumidores por el servicio en 18 de las 19 distribuidoras del país subió de forma considerable respecto de la encuesta del 2019.

Cada distribuidora tiene la obligación de hacer cada año esa encuesta y trasladar los datos a la Comisión, sin embargo, la de Patulul, no la efectuó por lo que se enfrenta a un proceso de sanción, indica el regulador.

Las cuatro mejor calificadas en el 2020 fueron la Empresa Eléctrica Municipal (EEM) de Gualán que pasó de un 70.07% de satisfacción de los usuarios por el servicio en el 2019 a 90.02% el año pasado. La EEM de Guastatoya pasó de 72.73% a 88.45%; EEGSA de 73.00% a 85.86% y Deorsa, de 63.27% a 85.75%. En tanto en el sexto lugar estuvo Deocsa pasando de 64.40% en el 2019 a 82.38% en el 2020.

Según la CNEE las empresas con la menor calificación el año pasado fueron la EEM de Huehuetenango con 69.78%, la EEM de Quetzaltenango, que obtuvo 62.00% de promedio de satisfacción de la encuesta, y la EEM de Puerto Barrios con 59.07%. Sin embargo, aunque tuvieron esas calificaciones fueron mejores que las del 2019 cuando se situaron en 64.62%, 59.81%, y  51.73% respectivamente.

Resultados

Encuesta sobre satisfacción por calidad de servicios del 2020
(Ordenada de mayor a menor según los resultados divulgados)

• EEM de Gualán, 90.02%
• EEM Guastatoya, 88.45%
• EEGSA, 85.86%
• Deorsa, 85.75%
• EEM San Pedro Sacatepéquez, 82.46%
• Deocsa, 82.38%
• EMM de Joyabaj, 82.05%
• EEM de San Marcos, 79.36%
• EEM Retalhuleu, 77.29%
• EEM de San Pedro Pinula, 76.10%
• EMM de Jalapa, 76.05%
• EEM rural de Ixcán, 75.39%
• EEM de Santa Eulalia, 74.98%
• EMM de Zacapa, 72.07%
• EEM de Tacaná, 71.08%
• EEM de Huehuetenango, 69.78%
• EEM de Quetzaltenango, 62.00%
• EMM de Puerto Barrios, 59.07%
• Empresa Eléctrica de Patulul, no efectuó

¿A qué se debe ese comportamiento?

El presidente de la CNEE, Rodrigo Fernández, expuso que los resultados de la encuesta responden a una percepción del usuario, es decir, a la manera en que alguien lo aprecia desde su perspectiva individual.

Explicó que debido a la pandemia del coronavirus la Encuesta de Calidad del 2020 “se realizó en un contexto único y difícilmente repetible, con un amplio abanico de factores cambiantes derivados de las restricciones impuestas por la referida pandemia y en un contexto económico atípico, por la afectación de las estructuras económicas y productivas ante las políticas de confinamiento y restricción de actividades económicas”.

Por ello la encuesta tuvo que adaptarse a esas condiciones y se modificó ya que se efectuó preeminentemente en áreas urbanas pues la movilidad estaba restringida además que las fechas de realización debieron cambiarse con respecto a otros años la primera etapa que se regularmente se hace durante el verano se atrasó cuatro meses por lo que de marzo pasó a realizarse en julio. En tanto la segunda parte que corresponde a la época de invierno se hizo entre septiembre y octubre.

Consultado Fernández explicó que la percepción es distinta en virtud del área ya que la calidad del suministro en áreas urbanas es mejor que en el área rural debido a la concentración de la demanda que se da en los casos urbanos. Agregó que ese aspecto facilita el mantenimiento y eficiencia la inversión en la red por parte de las distribuidoras y lo cual redunda en una mejor calidad y es percibida y reportada por los usuarios en las encuestas.

En tanto en el área rural la calidad del servicio se ve afectada por la dispersión de los suministros (es decir ubicación de los usuarios de manera más lejana y no concentrada), siendo más difícil dar mantenimiento a las instalaciones. En esos casos la inversión para la mejora se diluye más fácilmente por lo extenso de una red rural, factores que influyen en mala calidad del suministro y la cual es percibida y reportada también por los usuarios en ese tipo de encuestas.

Los usuarios dan a conocer su opinión sobre calidad del servicio en tres aspectos:

• Calidad del producto técnico, percepción del usuario sobre variaciones del voltaje.
• Calidad del servicio técnico: percepción sobre interrupciones del servicio.
• Calidad comercial: percepción sobre atención comercial.

En Guatemala se establecieron las restricciones de actividades y de movilidad desde marzo del 2020 para disminuir el riesgo de contagios de coronavirus.

En mayo presidente Alejandro Giammattei anunció un acuerdo con las empresas de servicios públicos, entre estos de energía, para evitar el corte de servicios básicos a personas que no pueden pagar las facturas; además, dijo que los pagos de mayo, junio y julio podrán ser diferidos.

El anuncio se hizo días después de que el Congreso aprobó el decreto 15-2020 con el cual prohibía los cortes. El mandatario lo vetó, pero el Legislativo decidió ponerlo en vigencia. Los cortes de suspendieron desde esa fecha hasta el 30 de septiembre cuando finalizó el estado de calamidad por la pandemia.

En ese plazo las distribuidoras llamaron a sus usuarios a hacer convenidos de pagos diferidos.

La directora de la Diaco, Silvia Escobar, señaló este lunes, durante una citación en el Congreso,  que han recibido 6 mil 800 denuncias, de las cuales 600 son contra empresas de telecomunicaciones y 300 de entidades financieras.

“En su mayoría y en los porcentajes nos llama mucho la atención que hay mal servicio, cobros indebidos y también está el tema de contratos, estos son las quejas principales que han presentado los consumidores en los temas de servicios financieros y de telefonía”.

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Escobar indicó que esa dirección se encuentra en la fase de conciliación, en la que citará a representantes legales de las entidades denunciadas para buscar un acuerdo con los usuarios, y que de no lograrse se procederá con una sanción administrativa.

SIB recibe pocas quejas

El Superintendente de Bancos, Erick Vargas, dijo que solo han recibido 10 quejas, la mayoría referente por cobros. Refirió que la superintendencia investiga los hechos para determinar la legalidad del cobro, pues según Vargas hay desinformación y mala interpretación de las disposiciones de la Junta Monetaria.

“Cada caso es diferente, algunos porque interpretaron mal las disposiciones de Junta Monetaria. Una de las quejas que tenemos es que los bancos están cobrando intereses por financiamiento y eso los bancos si tienen el derecho de hacerlo, lo que no pueden hacer son recargos por mora o cobrar intereses por mora mientras dure esta emergencia, pero si estaban con pagos al día al 29 de febrero”.

La Comisión que preside el diputado Samuel Pérez firmará un convenio con las entidades involucradas para dar seguimiento a todas las denuncias.

Es la primera vez que el gigante de las redes sociales toma medidas para eliminar cuentas a tan gran escala.

Twitter explicó que se debe a que los usuarios que no han entrado en sus cuentas no han aceptado la actualización de sus políticas de privacidad.

Una portavoz también dijo que mejoraría la credibilidad al retirar las cuentas latentes de la lista de seguidores de los usuarios, una situación que podría estar dándole a un usuario un sentido de importancia erróneo.

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La primera tanda de cuentas a eliminar incluirán aquellas que están registradas fuera de Estados Unidos.

La compañía considera una cuenta inactiva cuando la persona usuaria no ha entrado en ella por lo menos una vez en los últimos seis meses. Twitter resaltó que la medida no es para liberar nombres de usuarios que ya están tomados en su red, como han sugerido algunos.

No obstante, los nombres de usuarios previamente utilizados empezarán a estar a disposición después del plazo de 11 de diciembre. Twitter insiste, sin embargo, en que el proceso será gradual, con las cuentas extranjeras primero.

En el futuro, la empresa también dijo que estará examinando las cuentas de personas que hayan entrado pero que “no hacen nada” en la plataforma.

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La portavoz no abundó sobre el tema, aparte de mencionar que la compañía se vale de muchas señales para determinar el uso por parte de humanos genuinos, no sólo si publican o interactúan con tuits.

Advertencia por correo electrónico

El sitio ha enviado correos electrónicos a los usuarios de cuentas que se verán afectadas por las cancelaciones.

Básicamente anuncia que si deseas continuar utilizando Twitter, debes “aceptar las actuales Condiciones, Políticas de Privacidad, y Uso de Cookies”, entrando en tu cuenta antes del 11 de diciembre de 2019.

La empresa no divulgó cuántas cuentas se incluyen bajo esos criterios, aunque se espera que sean millones. Más cerca del plazo límite, enviará otras advertencias de cancelación.

La eliminación masiva no afectará el número reportado de usuarios en Twitter ya que la firma sólo basas esas cifras en cuántos usuarios entraron a sus cuentas por lo menos una vez al día.

Según el último informe de ingresos, a partir de septiembre, Twitter tiene 145 millones de usuarios “monetizables” activos diariamente (usuarios que entran en contacto con la publicidad en Twitter todos los días).

“Como parte de nuestro compromiso de servir el diálogo público, trabajamos en limpiar las cuentas inactivas para presentar una información más exacta y fiable en la que la gente pueda confiar a través de Twitter”, comunicó la empresa sobre las medidas que pronto tomará.

“Parte de este esfuerzo es para estimular a las personas que activamente entren (en sus cuentas) y usen Twitter cuando registran una cuenta, como se declaró en nuestra política de cuentas inactivas”.

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Eso significa que las cuentas de personas fallecidas serán eliminadas, a no ser que un ser querido u otra persona allegada tenga en su poder las contraseñas de acceso y pueda entrar para aceptar las más recientes políticas de privacidad de Twitter.

Según las actuales normas, Twitter sólo permite la desactivación de la cuenta de un usuario fallecido si una tercera persona de confianza -un padre, por ejemplo- puede comprobar su identidad. Sin embargo, según esas políticas, bajo ninguna circunstancia Twitter otorgaría acceso a dicha cuenta, lo que evitaría su cancelación.

Contrario a Facebook, Twitter no ofrece la opción de “conmemoración”, que mantiene pero congela la cuenta de un fallecido sin permitir nuevas interacciones. Es una medida para evitar el abuso.

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Como la actividad está basada en acceder a la cuenta y no en postear, la cuentas “bot” of fantasmas -aquellas que automáticamente lanzan tuits noticiosos o alertas- también son candidatas a cancelación si sus dueños no entran antes del plazo en diciembre.

Lo mismo ocurrirá con las cuentas que se han establecido específicamente a manera de archivo, como @POTUS44, una colección de todos los tuits publicados por el expresidente Barack Obama cuando estuvo en la Casa Blanca.

Paulo de León, director ejecutivo de Central American Business Intelligence (Cabi), indicó que si el plan de transmisión en electricidad de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) establecido para el período del 2012 al 2030 se hubiera ejecutado según lo programado, el impacto estimado el aporte del 8% del producto interno bruto (PIB) acumulado.

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Conflictividad cuesta a Guatemala Q6 mil 500 millones

En 18 años el PIB acumulado representaría unos Q45 mil millones, pero al quedar estancada la construcción de las obras y el atraso en la operación se ha perdido la oportunidad de generar al menos 4% del PIB, según el análisis efectuado por dicha firma.

De haber ingresado esa inversión y además poner en operación más redes de transmisión se tendría un mayor aumento en la electrificación de hogares y usuarios, la generación de más negocios, mejorar la calidad del servicio y lograr mejores precios del suministro, argumentó de León.

El analista indicó que “la conflictividad no ha permitido que se termine el PET, entonces esa ganancia del 8% es teórica y solo se ha ganado un poco. El Plan debía estar terminado en el 2013, estamos en el 2019 y no se ha logrado”, añadió.

De León dio a conocer estos datos como parte de su exposición en el Segundo Foro de Transporte de Energía Eléctrica en Guatemala efectuado este 24 de septiembre del 2019.

Del Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica (PET) conocido como PET-2009, fue adjudicado a la empresa Transportadora de Energía de Centroamérica S.A. (Trecsa), la construcción y posterior operación de 866 kilómetros.

La red debía estar operando en su totalidad en el 2013 pero ha tenido tres prórrogas. La más reciente, aprobada en el 2017, por 38 meses que se cumplirían en noviembre del 2020. Mientras que otra parte del proyecto le corresponde al Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Inversión extranjera

Trecsa y Transportista Eléctrica Centroamericana S. A. (Trelec) son las dos inversionistas de capital extranjero han invertido alrededor de US$800 millones en las redes de transmisión que impulsan, dijo el directivo de Cabi. Ambas tienen capital colombiano ya que los propietarios son el Grupo Energía de Bogotá y Empresas Públicas de Medellín, respectivamente.

“En Guatemala no tenemos jugadores de esa magnitud para ese tipo de inversión” refirió De León. La otra empresa propietaria de red de transmisión en el país es el Inde pero esta entidad no puede invertir ya que los excedentes por la venta de energía de sus hidroeléctricas se destinan a la cobertura del subsidio de Tarifa Social, agregó.

Retos del sector

Mauricio Acevedo, gerente de Trecsa, dijo que han enfrentado cierta conflictividad, al hablar de los retos en el proyecto. Sin embargo, prefirió enfocarse en el aspecto positivo al mencionar que llevan el 77% de avance físico de la obra. De enero a la fecha avanzaron en 3%, ya que a inicios de año se reportaba en 74% el avance físico de la obra, según datos de la compañía.

Mientras que una empresa afiliada, EEBIS, puso en operación otro proyecto denominado Anillo Pacífico Sur (APS) para hacer los despachos de energía generada por los ingenios azucareros.

Este avance “ha implicado un gran esfuerzo en inversión de tiempo para coordinar el rol de los entes públicos y los privados”, mencionó el ejecutivo.

Acevedo indicó que es necesario debatir el rol del Estado para temas de infraestructuras estratégicas y públicas. El avance se ha logrado sin que el país tenga desarrolladas todas las herramientas desde el punto de vista de diagnóstico ambiental de alternativas o las herramientas para hacer las consultas comunitarias, expuso.

“Se ha logrado avanzar a este nivel, se han tenido mayores costos de inversión que (lo que se requeriría) en una sana relación entre Estado y sector privado, pues se debe garantizar el equilibrio económico”, añadió.

Rol del Estado

También mencionó la importancia del rol del Estado como defensor de los proyectos de inversión, por ello, dijo, como agentes inversionistas le piden efectuar su labor.

“El tema de la conflictividad creciente en la infraestructura eléctrica puede ser por diferentes causas, pero el principal tema es la necesidad de entendimiento del efecto de esta infraestructura de servicio público en las comunidades. Puede ser percibido como un elemento de poder para llamar la atención del Estado” agregó Acevedo al indicar que se debe trabajar en conciliar los mecanismos entre lo privado, lo público y lo comunitario.

La red adjudicada a Trecsa pasa por 359 comunidades de 89 municipios. Dentro del avance mencionado en obra física del 77%, se refiere que se han construido 555 kilómetros de red, de los cuales 421 están en operación. Además, tienen 82% de los derechos de paso aprobados.

“Es importante generar espacios para conversar acerca del futuro y para garantizar en el largo plazo el desarrollo de la competitividad de la industria con temas como la certeza jurídica, la posibilidad de continuar con las ventajas competitivas del modelo actual y ser parte de la cadena del valor del negocio de transmisión” mencionó Acevedo.

Coincidieron con Juan Carlos Cheverri, gerente de Trelec, en la importancia de la institucionalidad y del fortalecimiento del trabajo colectivo entre los actores estatales y privados.

Agregó Cheverri que trabajarán para tener un mayor acercamiento con el nuevo gobierno en temas de fortalecimiento de la institucionalidad, la certeza jurídica y lograr una ejecución  de los planes de expansión de una forma más armoniosa y cumplir con las expectativas del país en aumentar la cobertura en electrificación rural y mejorar el servicio de electricidad.

Con inversiones en dos programas

Cheverri indicó que Trelec tiene a su cargo el Lote D del Plan de Expansión de Transmisión Nacional (PetNac 2014), uno de los seis licitados, y del cual lleva un avance del 72%.

Para el lote adjudicado se prevé la inversión de US$78 millones. De los cuales las obra que están por entrar a operar representan US$40 millones.

Ya se puso en operación la red de Iztapa-Taxisco a inicios del 2019, pero tiene programado finalizar la obra y poner a operar otros tramos en lo que queda del año.

Entre ellos de Guanagazapa (Escuintla) a Pasaco (Jutiapa) de la cual ya se finalizó la obra y están en la fase de obtención de permisos para conexión y entrar a operar. Comprende dos nuevas subestaciones y se conectarán a dos líneas del Inde. La inversión es de alrededor de US$9 millones, con un impacto a 140 mil habitantes tanto en aumento a la cobertura eléctrica como mejora en el servicio.

En ese mismo estado se encuentra la red que va de La Vega a Barberena en Santa Rosa. Esta consiste en la ampliación de la subestación La Vega, que es propiedad de Trecsa y una línea que las interconecta. Este tiene una inversión de alrededor de US$13 millones, el impacto se prevé para 90 mil habitantes tanto para lograr nuevas conexiones de electricidad como mejorar la calidad del servicio de energía.

“Son dos proyectos de especial relevancia y parte de los que requirieron mayores inversiones dentro del lote adjudicado y se espera ponerlos en servicio antes de que finalice el 2019” dijo Cheverri.

También está el proyecto de Quetzaltepeque a Esquipulas, así como el de Río Grande y Camotán, todos en Chiquimula, los cuales están en la etapa de montaje, estos se prevén terminar en febrero del 2020 y luego realizar la conexión. Estas dos obras tienen una inversión de alrededor de US$18 millones y beneficiarán alrededor de 44 mil habitantes.

Trelec también está ejecutando su propio PET como un plan empresarial por US$190 millones de los cuales ya han invertido US$140 millones. De este ya se finalizaron ocho proyectos y ocho más se finalizará al cierre del 2019, agregó el ejecutivo.

Poner atención a lo social y ambiental

El exsecretario de la Comisión Nacional de Energía de Chile, Andrés Romero, con base a la experiencia de su país dijo que hay tres puntos a los cuales recomienda ponerle atención, ya que en su país significaron “hacer cambios regulatorios profundos”.

• Importancia de la transmisión de energía:

Tener en cuenta que sin transporte de energía eléctrica no hay economía que sea productiva. En los países se comete el error de relegar el tema de transporte y centrarse en generación.  Se tiene que invertir más en ese rubro, porque sin un sistema de transporte no se logran bajar los precios, no se permite el ingreso de energías limpias, menos competencia y resulta en un aumento de los costos de la energía.

• Integrar planificación social y ambiental:

No olvidar incorporar aspectos sociales y ambientales. Si no se ven todas las alternativas no se ven todos los costos y eso puede representar que no se llegue a ejecutar el proyecto, dijo Romero. Por ello en la ley chilena se establece que en la planificación se deben integrar los costos por esos dos rubros. Además, generar alternativas para la red o el trazo de la red, agregó.

• El rol del Estado:

El sistema de chile dejaba toda la carga de equilibrar el aspecto social, económico y ambiental a la empresa que ejecutaba. Equilibrar eso es una tarea del Estado, expresó Romero. Por eso se definió en su país que para los sistemas de transmisión largos o complejos se realiza primero una evaluación ambiental estratégica por el Estado, consulta indígena.

El proceso puede llevar un año y medio o dos años y las alternativas se trasladan a un consejo de ministros de sustentabilidad quienes definirán el mejor trazado que logre ese equilibrio. Además, se define una servidumbre obligatoria y se fija a la empresa un pago.

“Ese tema no eliminará la conflictividad total, pero si la va a reducir bastante, y ayudará a tener un proceso que genere alternativas” expuso Romero.

Ampliar cobertura

Carmen Urizar, expresidenta de la CNEE y directora de la firma Energy and Infrastucture Analysis Center (EIA), reforzó lo mencionado por Romero al referirse a la importancia de la infraestructura de transmisión.

• La importancia del transporte de electricidad ayudará a la aumentar la cobertura de electricidad de la población como uno de los Objetivos de Desarrollo Sostenible.
• Guatemala tiene el desafío de electrificación rural ya que falta llegar a alrededor del 9% de la población, y la cual está en áreas más dispersas.
• Seguir atrayendo inversión para no perder el liderazgo que ha tenido el país en el sistema eléctrico en Centroamérica.
• Solucionar los desafíos de atracción de inversiones, certeza jurídica.

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El apagón regional del lunes 16 de septiembre dejó sin suministro de energía a toda Honduras y Nicaragua, sin embargo, en Guatemala la suspensión, aunque afectó a diversos departamentos la suspensión fue parcial, reacción que autoridades de sector atribuyen a la robustez del sistema de electricidad nacional.

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Para comprender lo que ocurrió hay que remontarse a la interconexión centroamericana. El proyecto surgió con la intención de crear no solo una red eléctrica sino un mercado regional con varios fines, uno es el intercambio de energía para aliviar la escasez periódica en la región explicó Jorge García Chiu, exministro de Energía y Minas.

Además, el propósito ha sido crear un mercado competitivo y atraer la inversión extranjera para los sistemas de generación y transmisión.

Dos de los beneficios en los que se basa este proyecto son:

• Integración de seis sistemas eléctricos, creando un único mercado energético.
• Disminución de emisiones de gases de efecto invernadero.

Etapas de la integración eléctrica

El Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su primer protocolo, fueron ratificados por los Congresos de cada país entre los años 1997 y 1998 según datos de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) del Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (Siepac).

Se necesitaron 18 años para que la red operara en su totalidad, ya que fue entrando paulatinamente en operación y el último tramo fue en el 2014 (en Panamá).

Guatemala terminó el tramo de red que le correspondía en el 2012, año en que empezó a operar.

Para su operación se crearon los organismos regionales de operación y regulación del Mercado Eléctrico Regional (MER) como: el Ente Operador Regional (EOR) y Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), y se definió la figura del EPR para el desarrollo del primer sistema de interconexión regional que es conocido como el Siepac.

Cómo se compone la red

• La Línea del Siepac es el primer sistema de transmisión regional y está constituido por las instalaciones siguientes, según la Empresa Propietaria de la Red:
• Consta de 1 mil 789.23 kilómetros de líneas de transmisión de 230 kilovoltios, además posee una infraestructura de previsión en las torres para un segundo circuito futuro y 15 subestaciones de los países de la región.

Por país:

• Guatemala, 282.86 kilómetros (kms.) y 3 subestaciones
• El Salvador, 287.65 kms.  y 3 subestaciones
• Honduras, 270.07 kms.  y 2 subestaciones
• Nicaragua 305.64 kms.  y 2 subestaciones
• Costa Rica, 492.81 kms.  y 4 subestaciones
• Panamá, 150.2 kms.  y 2 subestación

Un sistema de compra-venta de energía

La EPR tiene accionistas de cada país, en el caso de Guatemala es el Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Cada país mantiene la operación de su red y su sistema nacional.

El país ha trabajado en fortalecer su sistema nacional de electricidad y es excedentario en generación de energía por lo que ahora también aprovecha la red del Siepac para exportar energía a la región.

Guatemala importa más que todo energía por medio de la Interconexión con México, la cual es una estructura diferente a la del Siepac.

El resto de países importan desde Guatemala y también tienen intercambios entre sí.

“El proyecto se hizo bajo el criterio de crear un mercado regional, y crear la interconexión para aprovechar los excedentes de energía de los países” agregó García Chiu.

La idea es vender esa energía a otro país que enfrente un déficit ya sea temporal o permanente respecto de su demanda, para lo cual fue creado tanto el mercado como la infraestructura para la integración energética a través de las líneas del Siepac, agregó.

Por ejemplo, la energía intercambiada al momento de algún incidente o evento, ha evitado apagones ya sea en un país específico o en la región.

Sin embargo según el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE), los países de Centroamérica desaprovechan los recursos disponibles para potenciar sus deficientes instalaciones eléctricas y así reducir las tarifas para los consumidores.

Para aprovechar el mercado regional habría que construir “más subestaciones y aumentar la capacidad de transmisión” interna de cada uno de los países, recomendó ese durante este año.

El peligro de una falla

Sin embargo, también el sistema deberá soportar las fallas que se dan en alguno de los países por eso en los últimos eventos se ha visto que “una falla también puede traerse abajo el suministro regional”, agregó García Chiu al referirse a los dos apagones regionales que se han dando en enero y en septiembre de este año.

A consideración del exministro, el país mejor preparado en sus sistemas eléctricos es Guatemala ya que los ha fortalecido por varios años y proyectos específicos, y también tiene la ventaja con interconexión con México.

Por eso es necesario pedir al resto de países que fortalezcan sus sistemas y que vaya desarrollando sus sistemas.

“Ese tipo de fallas ha sucedido en otras regiones, en sistemas en que se cae el voltaje en una zona y por seguridad se disparan los demás sistemas para evitar más impactos” expuso García Chiu.

“A medida que los países fortalezcan sus líneas de transmisión y estaciones, hay más posibilidades de que las fallas vayan a afectar sectores más pequeños”, mencionó.

La interconexión ayuda a estabilizar y ayudar a apoyar el sistema si hay una falla, expuso el exfuncionario.

El proyecto del Siepac le apuesta a un tercer aspecto ya que busca la integración de los sistemas de comunicaciones de Centroamérica, México, Colombia y los cables submarinos, aspecto que según fuentes del sector este aspecto no ha avanzado.

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El apagón tuvo un tiempo máximo de alrededor de una hora en el país, aunque en ciertos lugares fue menor porque se restableció el servicio en forma paulatina según datos del operados y distribuidoras.

En tanto en Honduras y en Nicaragua fue generalizado y duró alrededor de dos horas y tres horas respectivamente.

El país se ha trabajado por 20 años el fortaleciendo sus sistemas de transmisión, generación y distribución de energía, así como los sistemas de protección que ayudan a enfrentar eventos como el mencionado con mayor eficiencia expuso el presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), Edgar Navarro.

Los esquemas de protección que se tienen implementados en el país “para proteger la demanda nacional de energía” de este tipo de eventos han sido importantes para evitar apagones y que este tipo de incidentes regionales sean casi imperceptibles dijo directivo.

Sin embargo, la reacción va acompañada de la fortaleza de la red de transmisión de electricidad del país, distribución y generación insistió Navarro, así como mantener la interconexión con México.

El servicio de energía eléctrica está fallando en toda Centroamérica. Repórtenos desde que zona o ciudad no tiene servicio https://t.co/ITYb9LsdlK

— Prensa Libre (@prensa_libre) September 16, 2019

Los eventos de este tipo han dejado incluso afuera económicamente a otros países, como sucedió en enero del 2019 cuando el evento se originó en Panamá, y provocó un apagón general en ese país como en Honduras y Nicaragua, o durante este 16 de septiembre a los dos últimos países mencionados, explicó el presidente del operador nacional.

¿Qué lo generó?

El evento que provocó el apagón regional se dio a las 11.51 de la mañana de este lunes. Según datos del sistema del Ente Operador Regional denominado SCADA EOR, la falla se debió a una desconexión de la línea entre Pavana y Santa Lucía en Honduras, indicó Navarro.

Esto provocó que se desconectarán las conexiones tanto con Centroamérica como con la Interconexión de Guatemala con México.

Posteriormente, cuando se fue restableciendo el servicio el Sistema Eléctrico Regional (SER) quedó divido en 4 islas:

• Una conformada por Guatemala con México ya que se logró restablecer la conexión entre ambos países a las 12.04.
• El Salvador
• Honduras
• Costa Rica-Panamá
• Mientras Nicaragua se mantuvo más tiempo sin servicio y sin conexión con Centroamérica.

¿Qué sucedió en Guatemala?

Al momento de la desconexión regional, el país estaba demandando casi 1 mil 400 megavatios y se debieron dejar de suministrar 334.6 megavatios, por lo que se desconectaron 341.6 megavatios de generación, explicó Navarro.

• En el área que cubre Energuate, la empresa dio a conocer que la falta de suministro fue más evidente en circuitos que atienden la costa del Pacífico en departamentos de San Marcos, Quetzaltenango, Retalhuleu y Suchitepéquez.
• Además de áreas pequeñas en el área de Chimaltenango, al Altiplano de Quetzaltenango y Quiché.
• En Oriente la mayor área fue en Zacapa, así como repercusiones importantes en Esquipulas (Chiquimula) y en Jutiapa.
• En el Norte del país también hubo circuitos aislados sin suministro como Telemán y Panzós en Alta Verapaz, y en cierta área de El Progreso.
• EEGSA informó que las zonas afectadas en su área de cobertura fueron en forma parcial las zonas 1, 2, 3, 4, 5, 6, 10, 12, 15, 16, 17, 18 y 21.
• Además de Mixco, San Cristóbal, Ciudad Satélite, Villalobos, Villa Canales, Peronia, San Raymundo, Jocotales, Boca del Monte, y Piedra Parada, San Pedro Ayampuc.
• En Sacatepéquez los afectados fueron San Pedro y San Juan y en Escuintla: Iztapa y Likin.
• El primer circuito que se quedó sin energía fue a las 11.54 de la mañana y se restableció la energía totalmente a las 12.50.

Como el restablecimiento fue paulatino en algunos lugares la suspensión del suministro fue de 15 minutos, media hora o una hora, explicó Maynor Amézquita, vocero de Energuate.

Por ejemplo, los usuarios de las zonas 2, 5, 10, 11, 14 y 16 de la ciudad de Guatemala reportaron apagones. Respecto a las zonas de la capital en la que usuarios reportaron sin energía, la Empresa Eléctrica de Guatemala, S. A. (EEGSA), indicó que la suspensión del suministro duró alrededor de 20 minutos y posteriormente fue recuperado por completo el servicio.

El AMM informó que cinco minutos después del evento que generó el apagón, en el país se empezó a restablecer el servicio. A las 12.09 se restableció la carga en la zona central del país y a nivel nacional a las 12.49 del mediodía fue restablecida totalmente la carga nacional de energía en Guatemala.

Además, el país apoyó a El Salvador para que en el proceso de estabilización y recuperación de su sistema de servicio eléctrico.

El último apagón general que se registró en el país fue el 27 de marzo del 2012 debido a una sobrecarga en las líneas de transmisión eléctrica en el tramo de Tactic a la hidroeléctrica Chixoy, propiedad del Instituto Nacional de Electrificación (Inde).

Guatemala alertan a países la necesidad de fortalecer sus sistemas

Es necesario que el resto de países, fortalezcan sus sistemas para evitar los riesgos de apagones en la región expuso tanto Navarro como Horacio Fernández, director ejecutivo de la Asociación Nacional de Generadores (ANG).

“Un evento de determinada magnitud que impacte la línea de interconexión prácticamente vulnera el resto de los sistemas en la región, por eso es tan importante mantener la calidad línea, y fortalecer los sistemas nacionales de cada país” expresó Navarro.

“Guatemala tiene implementados equipos y software de protección modernos y de alta calidad y es el único país donde no se ha dado un apagón general desde que el 2012”, agregó.

Fernández explicó que ese nivel de respuesta tiene relación con cuatro medidas:

• Inversión e equipos de protección
• Adecuada coordinación de la protección por parte del operador y de los agentes
• En el área de generación se mantienen reservas para reaccionar en ese tipo de eventos
• Y Navarro, agrega la función de mantenerse conectado con México.

La inversión de US$1.5 millones (unos Q11.2 millones) destinó el AMM para programas y equipo para evitar apagones generales y reaccionar en forma operativa más rápida ante algún incidente, anunció en agosto dicha entidad.

El equipo consiste en una unidad de medición fasorial conocidos como PMU que proviene del inglés Phasor Measurement Unit. “Se trata de dispositivo tecnológico que permite realizar, con gran precisión y velocidad, el análisis dinámico del estado de un sistema eléctrico de transmisión o distribución” según páginas especializadas en el tema.

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Se trata de 65 mil vehículos de los cuales 98% son rodados y 2% de agencia, informó David Herrera, Gerente de Servicio de Honda.

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Las líneas son:

Honda: CRV, CIVIC, FIT, RIDGELINE, ODYSSEY, PILOT, CITY

Acura:  TLX, RDX, MDX, ILX, RLX.

El defecto es en los infladores de las bolsas de aire proveídas por la firma Takata, se agregó.

Es tanto para la bolsa colocada del lado del piloto como del pasajero y debido a ese defecto puede causar daños o lesiones al piloto o pasajero a la hora de activarse, mencionó el ejecutivo por medio de un correo electrónico.

Los usuarios pueden consultar en el sitio www.honda.com.gt/seguridad-productos si su vehículo debe entrar a ese cambio, para lo cual debe ingresar el número de chasis de la unidad.

El mantenimiento se trata solo del cambio del inflador, el servicio se está brindando en el Parque de la Industria, ingreso por la Avenida La Castellana, se informó.

La denominada campaña de seguridad para infladores de bolsa de aire empezó el 10 de septiembre y finaliza el viernes 14 de 8 de la mañana a 5 de la tarde. No se necesita cita previa.

El vehículo es entregado en el mismo día ya que el tiempo de reparación estimado es de 30 minutos a 45 minutos.

En la página electrónica mencionada se indica que no hay costo por la reparación y otras condiciones.

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Mientras se busca recuperar la posibilidad de un préstamo con el BID por US$55 millones y ampliarla a US$100 millones.

Información mencionada por el ministro de Energía Luis Chang, refiere que en el 2016 cuando tomó posesión del cargo, el índice de cobertura de electricidad del país era de 91.96% (según datos al cierre del 2015), en el  2016 cerró en 92.06% y a la fecha llegó a 92.46%.

El crecimiento en tres años fue menor a un punto porcentual mencionaron los parlamentarios que integran la Comisión de Economía del Congreso, quienes consideraron que ese crecimiento es bajo.

Según cálculos que efectuaron los parlamentarios con esos datos, en tres años se logró conectar alrededor de 18 mil usuarios al servicio de energía (un promedio de 6 mil anuales) lo cual no es suficiente para llegar a la meta del Objetivo de Desarrollo (ODS) número siete al que se comprometió Guatemala de llegar al 100% de cobertura en el año 2030 indicó el diputado Luis Azmitia.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) en esa reunión expuso que requiere de US$400 millones para llegar a una cobertura de 99% de la población.

El dato ya había sido mencionado en diciembre del 2018 por esa entidad al referir que habían en la lista alrededor de 4 mil comunidades que estaban pidiendo ser conectadas al servicio. Sin embargo en la reunión con los parlamentarios le criticaron que no tenían bien definido el plan para aumentar la cobertura.

Ahora se está buscando reactivar la posibilidad de un préstamo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para el Programa de Electrificación Rural 2 (PER 2) que está aprobado por el banco desde el 2014 pero que no ha logrado ser aprobado en el Congreso.

El monto inicial es de US$55 millones, pero ahora se habla de ampliarlo a US$100 millones dijo Carlos Melo, representante del BID en Guatemala.

La entidad está dispuesta a mantener la posibilidad del préstamo por la cantidad inicial y trabajar para la ampliación que se mencionó en esta reunión, expuso.

Chang mencionó que no se ha logrado mayor electrificación del país debido a que esa labor la hace el Instituto Nacional de Electrificación (Inde) y la entidad no posee los recursos necesarios ya que invierte alrededor de Q780 millones anuales para cubrir el subsidio a la energía para la Tarifa Social.

En el último Índice de Cobertura Eléctrica divulgado por el MEM, actualizado al 2016, se registra que hay 3 millones 425 mil 340 viviendas, de las cuales 3 millones 153 mil 214 están conectadas. Harían falta de llegar a cubrir 272 mil 126 hogares, que representan alrededor de 1 millón 300 mil personas.

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Aunque la Comisión no aprobó a Energuate el total del costo de la red ni el total de las pérdidas, sí les reconoce un programa de inversión de hasta US$55 millones para el plazo de cinco años para combatir el robo de energía y pérdidas no técnicas dentro el nuevo Valor Agregado de Distribución (VAD) que cobró vigencia el 1 de julio del 2019.

El VAD es el monto máximo que pueden cobrar las compañías a los usuarios por el servicio de distribución. El cobro, que también se le conoce como cargo por distribución, se hace por cada kilovatio hora consumido y va incluido en la tarifa que se refleja en la factura mensual al usuario.

Herrera explica en el extracto de entrevista acerca de tales decisiones y las innovaciones que incluye el nuevo estudio.

Las nuevas tarifas por distribución de energía de Deocsa y Deorsa y el cobro fijo, que varían con el nuevo VAD, están en vigencia a partir del 1 de julio ¿a partir de cuándo se deben incluir a las facturas de los usuarios?

Los valores consignados en las resoluciones de la CNEE que aprueban el VAD y el pliego tarifario, entraron en vigencia a partir del 1 de julio, a partir de esa fecha se deben incluir en las facturas. Debido al corrimiento del asueto (del Día del Ejército) las distribuidoras empezaron a emitir facturación desde el 2 de julio.

En total el VAD aprobado para Energuate es más alto que el del quinquenio anterior ¿Por qué en varios segmentos bajó el cobro de este cargo al consumidor?

Se dan reducciones en el cargo fijo y en el cargo por distribución, este último está incluido en el costo de kilovatio hora que se factura al usuario.

Se ven algunas reducciones en los cargos fijos sobre todo en las tarifas de baja tensión simple y baja tensión simple social (Tarifa Social y No Social), la mayor parte de los usuarios de Deocsa y Deorsa están incluidas en estas dos categorías tarifarias, aunque también tiene usuarios en otras categorías en menos cantidad.

Cuando se hace una revisión tarifaria se analizan los distintos costos que deben ser integrados a las tarifas, los niveles de demanda de energía de parte de los usuarios y la cantidad de usuarios que se proyecta que una distribuidora va a tener en un periodo, en este caso de un quinquenio.

Resultado de esas proyecciones y eficiencias en costos que se observaron en el estudio tarifario son las cifras aprobadas en el pliego.

Entonces el incremento del Valor Nuevo de Remplazo (VNR) o el costo de la red como se le llama en términos más coloquiales, lleva un incremento de la red a futuro, pero no es simplemente un crecimiento monetario sino lleva asociado el costo de crecimiento de demanda y un costo de eficiencia en la distribución de la energía eléctrica.

Es decir, subió el costo, pero también va creciendo el número de usuarios y el consumo energía y por ello se puede reflejar una reducción en el cobro al usuario.

¿Qué porcentaje de pérdidas se le está reconociendo a cada distribuidora y por qué conceptos?

Las pérdidas de las distribuidoras están integradas por pérdidas técnicas y no técnicas.

Las técnicas corresponden a las cantidades de energía y potencia que por temas ingenieriles o temas técnicos la red tiene un valor de pérdidas, estas son perfectamente medibles.

Las pérdidas no técnicas responden a otros factores entre los cuales está la no lectura, deficiencia en los sistemas de facturación y otros actos asociados como por ejemplo el consumo de energía que no se paga y otros, que ya no responden a un factor técnico sino responde a factores comerciales o de gestión de una distribuidora.

En el actual pliego tarifario que se emitió para el período 2019-2024, se han reconocido los mismos niveles de pérdidas que se venían reconociendo en el quinquenio anterior. Para Deocsa se reconoció 16.7% y para Deorsa, 16.5%. Estos son los valores que se le reconocen en la tarifa a las distribuidoras en concepto de pérdidas.

Energuate solicitó que se le reconocieran entre las no técnicas las pérdidas por robo y conflictividad ¿Se reconoció algo al respecto?

Se indicó que la distribuidora estaba pidiendo el reconocimiento de esos fondos, pero en el quinquenio anterior ya existe un componente de perdidas no reconocidas, es decir que la distribuidora ya estaba recibiendo una remuneración por ese concepto y seguirá recibiendo un porcentaje igual. Históricamente en las últimas tres revisiones tarifarias ya se incluía este concepto.

Para Deocsa lo reconocido es 4.49% y para Deorsa 3.93% sobre la red de media tensión.

En algún momento en información que circuló en medios se hablaba de que pedían reconocer el doble, pero creemos que los valores reconocidos de pérdidas no técnicas corresponden a los valores de la gestión de una empresa que efectúa sus ciclos comerciales, que hace esfuerzos por combatir todas aquellas actividades que provocan estas pérdidas.

Creemos que estos valores contienen lo que técnicamente e históricamente es correcto y ha correspondido a lo que la distribuidora puede manejar dentro de su gestión de pérdidas.

Menciona que se reconoce otro rubro que tiene relación con este tipo de pérdidas. ¿De qué se trata?

En ningún momento se le está cortando, negando o dejando sin recursos a las distribuidoras para combatir la problemática que ellos han venido mencionando durante bastante tiempo.

En la tarifa ya se está pagando un porcentaje de esas pérdidas (por robo y conflictividad) y a partir de ahora adicionalmente la distribuidora puede recuperar la inversión de un plan para combatir esas pérdidas ya que aparte de los valores de pérdidas no técnicas, para este quinquenio se ha dejado la posibilidad (a las distribuidoras) de reconocimiento de todos los costos de un plan específico para combatir las perdidas no técnicas.

Fue propuesto por la distribuidora dentro de sus planes de inversión, mencionando estas actividades. No específicamente habían dicho que harían un plan como este, pero al final la disposición que se emitió fue dejarlo como un plan para ese objetivo.

El monto que se puede llegar a reconocer es de US$55 millones, con un máximo de US$11 millones anuales.

Es un monto adicional de los porcentajes de pérdidas, en el cual se le está dando la oportunidad a la distribuidora de que ejecute el plan, de que realice las campañas, planes educativos, marketing, obras en la red, gestiones de cobro, inspecciones y normalización de suministros que están integrados en el plan de trabajo para combatir este robo de energía y pérdidas no técnicas.

Debe comprobar esa ejecución con todas las pruebas y respaldos documentales de costos ejecutados, fotografías, videos, actas de reuniones con la sociedad civil.

Energuate pidió que se le aprobara un valor de la red de alrededor de US$1 mil 400 millones, pero la comisión autorizó entre US$945 millones y US$1 mil millones. ¿Cuáles son las razones por las que no se aprobó el total solicitado por las distribuidoras?

Es un proceso largo, toma normalmente un año y la emisión del pliego de Energuate ha llevado más de un año.

Desde que la distribuidora presenta su estudio tarifario se hacen análisis de distintas etapas y la distribuidora va haciendo propuestas acerca de la forma óptima y adecuada de prestar el servicio y la atención, valorización de las redes, gestiones comerciales, operación y mantenimiento. La distribuidora presenta sus propuestas y la Comisión las analiza y critica dentro del marco de legal de los términos de referencia y buenas prácticas basado en la Ley General de Electricidad y su reglamento.

Como Comisión debemos revisar si esto responde a ratios eficientes, y se han emitido observaciones y se ha ido reduciendo el monto. Al final el monto que se considera como eficiente para la prestación del servicio y que cumple con parámetros de una red económicamente adaptada y óptimamente dimensionada para los servicios que se requieren son los valores que al final se han aprobado.

¿Si la empresa no está de acuerdo aún existe algún recurso legal para impugnar?

Al ser una resolución emitida por un ente administrativo, en este caso la Comisión de Energía, ellos cuentan con recursos legales para oponerse si este fuera el caso.

En el actual estudio y pliego tarifario para cinco años se ha aprobado algunas innovaciones. ¿Cuáles son?

Aparte del tema de plan de combate de pérdidas no técnicas que otras innovaciones hay en este estudio.

Uno muy importante es que se reconocerá el desarrollo de proyectos de electrificación rural. Para los proyectos de electrificación más allá de la obligación de energizar a los usuarios la franja de 200 metros alrededor de sus instalaciones.

Es decir, se le está dando a las distribuidoras la oportunidad de que energicen comunidades al costo más allá de los 200 metros y que esos proyectos le pueden ser reconocidos en tarifa si justifican la inversión.

Esta opción es nueva para Energuate, a la Empresa Eléctrica de Guatemala ya se le había aprobado en el VAD que entró e vigencia en agosto del 2018.

También se incluye un plan de inversión para regularización de las instalaciones eléctricas que ponen en riesgo la vida de las personas. Se le podrá reconocer las campañas de concientización al usuario y campañas de trabajo con las municipalidades para reglamentos de construcción y emisión de licencias de construcción y los costos que deriven de mover las redes de los lugares en que esté en riesgo la vida de las personas.

Se aprobaron también la posibilidad de reconocer la construcción de puntos de backup, es decir, de circuitos para hacer una red más robusta, por ejemplo, en las redes que son muy largas esto ayudará a que el voltaje se mejore y que a la hora de haber una falla se deje sin servicio solo un ramal y no un área mayor.

Tarifas horarias para los usuarios son otras innovaciones, además se fijó las tarifas para uso de equipo que es de difícil medición como vallas, mupis, semáforos y otros.

Las solicitudes y argumentos de Energuate:

• Las empresas de Energuate (Deocsa y Deorsa habían solicitado US$1 mil 426.6 millones por el Valor Nuevo de Remplazo o valor de la red para el período del 2019 al 2024.
• La CNEE fijó esa cifra en US$945 millones, monto que puede subir a US$1 mil millones al integrarse más inversiones.
• En febrero del 2019 Energuate informó que tienen pérdidas de US$50 millones anuales por conflictividad social de los cuales US$28 millones son por robo de energía de forma directa y US$22 millones que el usuario “no paga en facturas a la distribuidora, sino que le paga a grupos al margen de la ley que incentivas este tipo de comportamiento”.
• La CNEE reconocía en el VAD pasado el 13% de pérdidas, sin embargo, las pérdidas de la compañía son superiores al 20%, de las cuales la mitad son pérdidas técnicas y la otra mitad por robo de energía añadió la empresa en esa oportunidad.
• Las distribuidoras propusieron para el plazo del 2019 al 2024 que les fueran reconocidas pérdidas de alrededor de 17% en promedio ya que se incluyó en el estudio acciones de eficiencia para reducirlas.
• Energuate no ha emitido opinión acerca del nuevo VAD aprobado por la CNEE para el plazo en mención.

Tarifas y cargos autorizados al usuario

Luego que entró en vigor el nuevo VAD, los cargos o cobros que se hacen al usuario quedaron así:

• El cargo fijo (cobro por gastos de administración mensual) bajaron alrededor de Q5 en cada distribuidora, de Q17.41 a Q12.28 en Deocsa, mientras que en Deorsa disminuyó de Q17.54 a Q12.08.
• Este segmento incluye los usuarios residenciales tanto para Tarifa Social como Tarifa No Social y pequeños negocios y comercios.
• El cargo por distribución (VAD) bajó Q0.05 para Deocsa y se fijó en Q0.54, mientras que para Deorsa disminuyó Q0.04, y quedó en Q0.50

Aparte es el cobro por generación y transporte de energía, así como las tasas del IVA y de alumbrado público.

Empresarios rechazan por cobros al usuario por robos

El martes 9 de julio la Cámara de Industria de Guatemala (CIG) manifestó su desacuerdo acerca de que costos por el robo de electricidad se traslade a los usuarios.

Solicitó acciones por parte de los diferentes organismos del Estado para reducir, combatir y castigar el robo de energía eléctrica. Refieren que hay más de mil denuncias por robo de energía existentes en el Ministerio Público.

En tanto la Cámara del Agro indicó la población no debe pagar los costos por los delitos cometidos por las estructuras de crimen de robo de energía.

De igual forma pide a las instituciones que se impulsen las acciones necesarias para combatir el robo de ese suministro.

(Actualizada con postura de las cámaras empresariales).

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El VAD es el cobro máximo que Deocsa y Deorsa pueden cobrar a los usuarios por el servicio de distribuirles energía y se integra a la tarifa por kilovatio hora al mes junto al cobro que se hace por generación y transporte de energía.

El cargo fijo (cobro por gastos de administración mensual) bajaron alrededor de Q5 en cada distribuidora, de Q17.41 a Q12.28 en Deocsa, mientras que en Deorsa disminuyó de Q17.54 a Q12.08.

Este segmento incluye los usuarios residenciales tanto para Tarifa Social como Tarifa No Social y pequeños negocios y comercios.

El cargo por distribución (VAD) bajó Q0.05 para Deocsa y se fijó en Q0.54, mientras que para Deorsa disminuyó Q0.04, y quedó en Q0.50

• Derivado de esto se reflejan en las tarifas totales por kilovatio hora bajas de Q0.04 con respecto a la Tarifa No Social con el cargo anterior, ya que en Deocsa queda en Q1.94 mientras que en Deorsa en Q1.81.
• En la Tarifa Social quedan en Q1.81 y Q1.72 respectivamente. (En este segmento se mantiene el subsidio por lo que el usuario no percibirá ese cambio).
• En tanto medianas y grandes empresas, así como industrias tendrán modificaciones variables según lo aprobado por la Comisión.

Valores aprobados

El Valor Nuevo de Remplazo (VNR)de las distribuidoras de Energuate se fijó en total en US$945 millones. Este puede subir a US$1 mil millones al integrarse más inversiones por US$55 millones en los 5 años próximos, se agregó en el informe de la CNEE.

• De este, se le aprobaron US$529 millones a Deocsa (que puede subir a US$558 millones con más inversiones) mientras que a Deorsa le fijaron US$415 millones (puede subir a US$442 millones).
• Las distribuidoras habían solicitado para este quinquenio US$806.2 millones y US$620.4 millones respectivamente. Para llegar a un total de US$1 mil 426.6 millones ya que pedían que se les reconocieran más pérdidas por la conflictividad que ha enfrentado la empresa en varias regiones del país.

La anualidad que pueden cobrar sumando las dos distribuidoras son US$202 millones en el 2019, US$210 millones en 2020, US$218 millones en el 2021, US$227 millones en el 2022 y US$235 millones en el 2023, según el documento de la CNEE.

Energuate indicó que aún están analizando el nuevo VAD, por lo cuál aún no se pronunció.

La CNEE informó que se incluyeron innovaciones en los estudios como:

Desarrollo y mayor detalle de las Condiciones Generales de servicio como poner a disposición de los usuarios todos los formularios y formatos de documentos e información acerca de procedimiento para conexión de nuevos servicios, reconexión, proveer material para nuevos servicios,  y sobre los procedimientos de facturación y reconexión.

Tarifas sin medición directa de energía: Estas tarifas aplicarán para los consumos de energía eléctrica para sistemas de alumbrado público y otras instalaciones como alumbrado privado o publicitario nocturno que incluyen vallas publicitarias, murales, alumbrado privado, objetos publicitarios iluminados tipo “walking-pads”, “opis” y “mupis” y otros, así como equipos de vigilancia, señalización o comunicaciones (semáforos, cámaras de vigilancia, señalizaciones).

Tarifas específicas para usuarios Auto-productores con excedentes de energía: Estas tarifas específicas aplicarán para aquellos usuarios auto-productores con excedentes de energía, con el fin de garantizarles el acceso y conexión irrestricta, se agregó.

Tarifas horarias: El objetivo de estimular el uso eficiente de la energía y potencia por parte de los usuarios que puedan adecuar su consumo o utilizar la electricidad en horarios de menor demanda llamado “horario de valle”, correspondiente a 10 de la noche a 6 de la mañana del día siguiente, incentivándose el uso adicional de electricidad en dicho horario, con precios diferenciados. Esa energía puede usarse por ejemplo para recarga de baterías para transporte y movilidad eléctrica, programación de encendido o de conexión para equipos eléctricos para el consumo de electricidad fuera del horario de punta (sistemas de bombeo de agua, lavadoras, y otros).

También se reconocen 8 programas de inversión entre estos un programa de  Combate de Pérdidas No Técnicas (CPNT): Incluye componente inversión en red: El programa busca reducir las pérdidas no técnicas mediante la inversión en red, utilizando las opciones tecnológicas dimensionadas de forma óptima y económicamente adaptadas, que prevengan el hurto del fluido eléctrico.  Y el componente de gestión administrativa y comercial: Gestiones y actividades comerciales necesarias para la reducción de las pérdidas no técnicas.

Pérdidas de energía

La empresa había solicitado un porcentaje de pérdidas que incluyeran las pérdidas por conflictividad.

En febrero del 2019 ejecutivos de Energuate indicaron que estas empresas tienen pérdidas de US$50 millones anuales por conflictividad social de los cuales US$28 millones son por robo de energía de forma directa y US$22 millones que el usuario “no paga en facturas a la distribuidora sino que le paga a grupos al margen de la ley que incentivas este tipo de comportamiento”.

La CNEE reconocía en el VAD pasado el 13% de pérdidas, sin embargo, las pérdidas de la compañía son superiores al 20%, de las cuales la mitad son pérdidas técnicas y la otra mitad por robo de energía añadió la empresa.

Las distribuidoras habían propuesto a la comisión que les fueran reconocidas “pérdidas eficientes de alrededor de 17%” en promedio ya que se incluyó en el estudio acciones de eficiencia para reducirlas.

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Una de las formas es apoyar la gestión comunitaria, dentro de estos sistemas aislados de generación y distribución de energía, es decir que no hay necesidad que estén conectados al sistema nacional interconectado de electricidad que pueden ser microgeneradoras y redes de distribución o generadores domiciliares.

¿Cuál es la situación de electrificación en la región y en que lugar se ubica Guatemala?

Latinoamérica está en 96% de electrificación, pero hay países con más rezago como Haití, que tienen alrededor del 30%, pero hay otros países como Guyana y Uruguay que están cerca del 100%.

A nivel de Centroamérica el promedio es un poco arriba de 90%, falta una ya la última milla.

El SICA desde diciembre se comprometió en que los países de la región serían los primeros en cumplir con la meta del Objetivo de Desarrollo Sostenible 7.1 de acceso universal a la energía. Entonces se discute acerca de cómo se va a llegar a esa electrificación. La meta está fijada para el 2030.

Parte de lo que se discute ahora es cómo se va a llevar a universalizar ese servicio.

Guatemala está en 92% de cobertura según los últimos datos divulgados por el Ministerio de Energía y Minas. ¿Qué tendría hacer el país para lograr cobertura a zonas de difícil acceso?

Las poblaciones que no tienen electricidad hoy en día son probablemente comunidades que tampoco tienen agua potable y carretera, entonces hay que pensarlo en forma global e integral de decir: si vamos a hacer una minihidroeléctrica, que en el proceso de la construcción de esta se vayan haciendo los caminos, se vaya mejorando el acceso y la comunicación hacia la comunidad y que se planee también el bombeo para agua, que se planifiquen también mejores servicios de salud y de educación.

La minihidro de la aldea Chel, que se inició a mediados de la década de 1990 y se instaló en el 2004 es un ejemplo de cómo antes las carreteras solo llegaban hasta la fina La Joya por Chajul (Quiché), y luego de instalada la planta las casas ya tienen agua, accesos.

Se hizo de una forma integral, con proyectos sobre todo de generación distribuida o sistemas individuales se abre mucho la entrada de otros servicios y debería de ser lo mismo. Tiene que ser parte de todo un proceso de parte de las autoridades locales y a nivel nacional.

¿Debe ir la electricidad acompañada de otros servicios?

La meta hacia el 2030 dice acceso universal a la electricidad, pero también es importante mencionar el concepto de pobreza energética, eso significa que todos tengan energía suficiente para sus necesidades. Entonces vemos que hay personas que vive en zonas urbanas que no tienen suficiente para pagar una tarifa que requiere de energía un refrigerador, para un ventilador o cualquier otro aparato. Y pasa lo mismo con las zonas rurales, acceso a energía para cargador de celular y dos focos no es suficiente.

Entonces para esa meta también estamos tratando de solventar ese problema de pobreza, no solo que le llegue energía, sino que sea suficiente para sus necesidades básicas.

¿Han analizado porqué Guatemala no ha logrado abarcar ese 8% de cobertura que hace falta?

Guatemala junto con los otros países de la región han tenido un avance respecto de cómo estaban hace 10 o 15 años. El problema de la última milla, es decir a una cobertura total, es porque se trata de las comunidades más alejadas, las que tienen baja densidad.

Es importante que los Gobiernos tengan como un subsidio para las familias en pobreza y pobreza extrema porque a pesar de que se pueda llevar financiamiento y poner paneles solares o la hidroeléctrica, pero la familia no va a poder pagar sino que va a necesitar un apoyo inicial. Las familias de bajos ingresos conectadas a red tienen un subsidio, que se debería de hacer lo mismo en los casos de sistemas aislados o miniredes.

En muchos casos de comunidades que tienen proyectos y que han dejado de funcionar una de las razones es porque no las pueden atender para evitar que suceda eso se debe pensar en un subsidio.

Se puede iniciar por lo más fácil que son las extensiones de red y todavía en Guatemala hay un porcentaje de viviendas que se pueden electrificar con extensión de red, pero se tienen que incluir en la planeación del país sobre todo ahorita que va haber un nuevo Gobierno.

Creo que de las entidades internacionales de financiamiento hay una disposición importante para cubrir esto. Pero también creo que es importante atacar los puntos que producen en cambio climático porque la energización es un mecanismo para evitar el cambio climático sobre todo que Guatemala es un país vulnerable.

¿Cómo ha evolucionado la cobertura en electrificación rural?

En las últimas tres décadas hay muchas experiencias y lecciones aprendidas.

Hay sistemas aislados que se instalaron hace 20 años y que siguen funcionando hoy en día como también hay ejemplos de malas prácticas que se siguen utilizando.

En Honduras hay ejemplo en que a los cinco años de instalados los sistemas aislados llegó la red eléctrica y entonces se dejaron de usar. En México hay sistemas híbridos entre eólico y fotovoltaica como en Baja California Sur que siguen funcionando.

En Guatemala en Quiché se instaló un sistema aislado entre el 2000 y el 2005 y sigue funcionando, también algunas minihidroeléctricas como Chelense que ahora se le está haciendo una repontenciación.

Estos proyectos han servido de base y de ejemplo de cómo hacer gestión comunitaria. El ejemplo de Chelense, ubicado en Chajul, Quiché, en cuanto a gestión comunitaria es el más relevante de Guatemala. Trabajaron 10 años en gestión comunitaria pero ese plazo realmente permitió que se formaran esos vínculos de confianza, que la gente se aceptara proyectos como este.

Estos son modelos que hoy en día se están aplicando en Guatemala y en la región. Hoy en día ya muchos programas están reconociendo esta importancia de la parte de gobernabilidad y gestión comunitaria, es decir no es nada más la parte técnica sino está la parte institucional y de acompañamiento para la gestión, cuáles son las percepciones y las expectativas.

Es un trabajo conjunto del desarrollador y la alianza con el usuario.

¿Qué modelos de proyectos recomendaría en la actualidad y qué debe hacer un país como Guatemala para implementarlo para electrificar sus zonas aisladas?

Para llegar al Objetivo de Desarrollo Sostenible que le mencionaba acerca de la universalización del acceso a la energía estamos contemplando tres modelos diferentes.

Hay comunidades cerca de municipios y centros urbanos donde se puede hacer una extensión de red, otros lugares donde hay densidad de viviendas y donde se puede hacer miniredes de generación distribuidas y en el último caso como en estas comunidades que le mencionaba pueden ser sistemas solares o a través de sistemas aislados.

En los lugares que tienen miniredes podrían contemplarse en esquemas redes, pero con generación distribuida (instalación de pequeñas generadoras conectadas a la red).

¿En el sistema solar, cree que es funcional un sistema comunitario o uno en cada residencia?

Depende mucho de como esté la configuración de la comunidad. Si son casas como mucha distancia entre una y otra y con baja densidad es preferible un sistema domiciliar. Si hay otra con una alta concentración podría convenir un sistema de comunitario, pero también depende de acciones como si la comunidad se puede organizar para pagar una tarifa conjunta de mantenimiento y otros cargos.

Pero también depende de qué es lo que quieren con la energía porque sistemas básicos que soportan por ejemplo cargas de celulares, de iluminación y televisión, pero talvez hay gente que quiera tener su refrigerador solar o una licuadora, también depende de qué tanto y tipo de aparatos quiera tener. Si llega a pensar en un negocio o tienda, se debe pensar en un sistema más grande y que ellos van a poder pagar y mantener porque van a estar pagando dinero por el ingreso posible.

En Nicaragua se probó un sistema comunitario con recarga de batería. Era un sistema centralizado de paneles solares donde cada persona llevaba su batería a cargar. Este programa ha sido sujeto a fallas pero no quiere decir que no se deben utilizar sino se debe mejorar aún ciertos aspectos.

Para usar estos sistemas depende de muchas cosas, entre ellas como está la comunidad y cómo se llevan entre ellos y cómo trabajarían en equipo porque hay comunidades en donde las personas prefieren mantenerlo por si misma porque alguna persona no paga o se gastan el dinero en otra cosa. Su modalidad depende de las circunstancias.

Se reúnen para definir acciones

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Esa misma entidad había resuelto a mediados de mayo la eliminación del subsidio para los usuarios que consumen de 74 a 100 kilovatios hora al mes (kWh) a partir del 1 de junio de este año, argumentando que no les alcanzaban los fondos, por lo que podría poner en riesgo la sostenibilidad financiera de la entidad.

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Al ser consultado sobre el tema Edwin Escobar, representante titular de la Asociación Nacional de Municipalidades (Anam) ante el consejo directivo del Inde, dijo que se revirtió tal medida, por lo que se continaurá para todo el año 2019 con el subsidio como se ha aplicado hasta ahora.

En la actualidad se cubre con subsidio a quienes consumen de 1 a 88 kilovatios por hora al mes.

El consejo también aprobó que se disponga de los fondos del Inde para completar el aporte al subsidio durante todo el año.

Escobar indicó que solicitó en la reunión varios puntos como que se revise el enfoque de la tarifa social con base en las condiciones socioeconómicas de los usuarios y que no se aplique a quien no lo necesita, porque en la actualidad también se beneficia a oficinas, cajeros automáticos y otras entidades.

Además, junto al Cacif se pidió que se conforme una mesa técnica para analizar y efectuar estudios sobre el impacto de las finanzas del Inde, y también que se haga un catastro de usuarios para determinar quiénes deben ser beneficiados en realidad con ese subsidio.

También se pide revisar las bases legales para las modificaciones y hacer las gestiones necesarias para que se incorpore en el presupuesto del 2020 un aporte del Gobierno para cubrir el subsidio, y que no toda la carga financiera recaiga en el Inde.

Escobar, explicó que desde hace dos años los directivos han advertido que ese ente ya no puede sostener el total del aporte al subsidio, sino que solo el equivalente al 15% de sus ingresos porque perjudica sus finanzas y opciones de inversión en más proyectos.

Sin embargo el directivo también advirtió de que no debían dejarse sin subsidio a dos semanas de las elecciones, sino que debía buscarse aportes del Gobierno o efectuar una reestructura posterior.

Escobar es presidente de la Anam y el vicepresidente del Inde.

El Gobierno brindó aportes para apoyar el costo del subsidio, provenientes del Presupuesto de Ingresos y Egresos del Estado, en 2017 y 2018 por Q300 millones anuales, pero para el 2019 no se contempló en el presupuesto.

El miércoles 29 de mayo, en una reunión con empresarios el presidente Jimmy Morales ofreció que pediría al Inde revertir los cambios. En esa reunión también participó el ministro de Energía y Minas y presidente del Inde, Luis Chang. Aparte de Chang, también votaron el 15 de mayo a favor para eliminar el subsidio los ministros de Economía y el secretario de Segeplan.

El mandatario hizo tal ofrecimiento a ejecutivos de Energuate quienes le expusieron el impacto que los cambios programados para el 1 de junio tendrían en 344 mil usuarios de Deocsa y Deorsa.

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EEGSA informó a mediados de mayo la disposición programada para el 1 de junio afectaría a 170 mil usuarios.

Del total, 350 mil se quedarían sin subsidio y al resto se le reduciría.

Aportes

El aporte inicial del Inde para el subsidio en el 2019 fue de Q332.74 millones, el cual alcanzaba hasta para el 31 de marzo.

Ese mes el Consejo Directivo aprobó otro aporte por extraordinario de Q110.91 millones para cubrir hasta el 31 de mayo.

Posteriormente aprobó otro monto por Q276.33 millones para cubrir desde el 1 de junio hasta el 31 de diciembre del 2019 con la nueva estructura aprobada. Sumando esas tres decisiones el Inde brindaría en total Q719.98 millones.

Pero este jueves se revocó la reestructuración y el Inde deberá buscar el monto necesario para completar el subsidio.

El Ministro de Finanzas Víctor Martínez dijo el miércoles que el Inde tiene, entre caja e inversiones Q2,200 millones, por lo que “podría pagar la totalidad de los pasivos corrientes y le quedarían casi Q2,000 millones en caja”.

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En ésta también participó el ministro de Energía y Minas (MEM) Luis Chang, se agregó.

Según una resolución del Consejo Directivo del Instituto Nacional de Electrificación (Inde), aprobada el 15 de mayo y apoyada por los representantes del Gobierno, a partir del 1 de junio próximo unos 349 mil 520 usuarios ya no tendrán subsidio a la energía eléctrica porque ya no cubrirá a quienes consumen de 74 kilovatios hora al mes (kWh). Que podrían significar alzas de entre 27% hasta 162% según los rangos de consumo.

Dimas Carranza gerente de regulación y de tarifas de dicha empresa explicó que en la reunión el mandatario  “ofreció hacer el requerimiento al Inde para revertirlo (el cambio) y dejar en suspenso la modificación al subsidio y a otras disposiciones que  contenía esa resolución”.

Aparte de la reestructuración de dicho beneficio, con esa resolución también se cambió la metodología del traslado de fondos del subsidio a las distribuidoras, y algunas tarifas límites establecidas por segmentos, se explicó, y también se estaría revirtiendo.

Se esperaba que se efectuara una sesión extraordinaria del Consejo Directivo del Inde, pero ya no se llevó a cabo y para este jueves está programada una sesión ordinaria donde se prevé que conozcan del tema.

Energuate junto a otras organizaciones como Asociación Nacional de Generadores (AGN), Asociación de Generadores Renovables (Ager), Asociación de Cogeneradores Independientes de Guatemala (ACI), y la Industria Eléctrica Asociada (IEA) tuvieron con anterioridad una reunión con el Consejo Directivo del Inde, indicaron. Habían convocado para una conferencia de prensa para este miércoles, pero fue cancelada.

¿De donde se obtendrían fondos para todo el subsidio?

Al ser consultado el Ministro de Finanzas Víctor Martínez, acerca de dónde se obtendrán fondos para mantener el subsidio, mencionó que tiene conocimiento que para este jueves está convocada la directiva del Inde y “allí se van a evaluar las soluciones a implementar para que no se tenga impacto en la población”.

Sin embargo explicó que el Inde tiene, entre caja e inversiones Q2 mil 200 millones, por lo que “podría pagar la totalidad de los pasivos corrientes y le quedarían casi Q2 mil millones en caja”.

Cambios

Hasta el 31 de mayo está aprobado cubrir a un millón 708 mil 80 usuarios según datos del Inde, y con el nuevo esquema se cubrirá a un millón 358 mil 560, por lo que ya no tendrán acceso a ese beneficio 349 mil 520 usuarios, aparte están los usuarios que mantendrán subsidio pero en menores montos por lo que también experimentarían alzas en sus facturas mensuales.

Efecto en 344 mil usuarios de Energuate

Solo de Energuate se vería afectados 344 mil usuarios en diferentes formas, agregó.

• De estos, 250 mil usuarios que con la decisión tomada el 15 de mayo se les quitaría el subsidio de una forma abrupta, y ahí habría incrementos de hasta 135% en la tarifa.
• Y en el caso de 94 mil usuarios se tendría un aumento escalonado en el cobro por energía con incrementos de hasta un 77% respecto de lo que se cobra en la actualidad.
• Aparte, 900 mil usuarios a los que se les había fijado una tarifa tope de Q0.50 por kilovatio hora al mes (kWh), pero que de aplicarse el cambio para los usuarios de Deocsa que consumen de entre 1 a 53 kWh al mes les subiría a Q0.54.

“Estamos muy preocupados por el impacto que tendrían familias guatemaltecas y estaría golpeando a la economía en los sectores que están catalogados como indicadores de mayor pobreza en el país” dijo Carranza.

Impacto en 170  mil usuarios de EEGSA

• Con las modificaciones en la aplicación del subsidio unos 170 mil clientes de EEGSA tendrían un impacto en el cobro del servicio de energía comentó recientemente esa compañía.
• Al aplicar la nueva estructura del subsidio, a partir de 1 de junio se elimina el subsidio a 115 mil clientes que consumen entre 74 y 88 kWh al mes, agregó. En el caso del rango de 89 a 100, se le fue reduciendo el subsidio en forma escalonada y en la actualidad pagan la Tarifa Social plena.
• Mientras que, en el rango de consumo de 54 a 60 kWh al mes, tendrán un efecto a partir de agosto 55 mil clientes, en función de los ajustes trimestrales que se deberán hacer en esa fecha y que depende de los costos de compra de energía.

Sin embargo, hasta este miércoles por la tarde no tenían conocimiento de una posible revocatoria de los cambios al subsidio.

¿Por qué el Inde argumenta no le alcanza?

El Inde aprobó para el 2019 otorgar el aporte al subsidio por el equivalente al 15% de sus ingresos, ya que desde hace dos años expone que no puede cubrir en su totalidad ese beneficio ya que afecta sus finanzas y no le permite hacer inversiones en más generadoras, en el Programa de Electrificación Rural y en más redes de transmisión.

El monto que tenía contemplado otorgar este 2019 era de Q332.74 millones, que alcanzaba hasta para el 31 de marzo. Ese mes el Consejo Directivo aprobó otro aporte por extraordinario de Q110.91 millones  para que alcanzara hasta el  31 de mayo. Posteriormente aprobó otro monto por Q276.33 millones para cubrir desde el 1 de junio hasta el 31 de diciembre del 2019 con la nueva estructura aprobada.

Según esas decisiones total el Inde brindaría Q719.98 millones de aporte para el subsidio durante este año, con la reestructura de los segmentos mencionados.

Para este año el Ejecutivo y el Congreso no aprobaron aportes provenientes del Presupuesto de Ingresos y Egresos del Estado, mientras que en el 2017 y 2018 asignaron Q300 millones anuales.

Expertos en el tema han declarado en reiteradas ocasiones que se debe reestructurar el subsidio pero que el costo de ese beneficio no debe ser absorbido por el Inde ya que ese ente estatal necesita recursos para ampliar inversiones.

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Izaza explica en el extracto de la entrevista acerca de estas tendencias y a lo que las marcas deben poner atención.

¿Cuáles son las principales tendencias de consumo que se observan en el 2019?

Son ocho ejes que tocan aspectos diferentes, pero sobresalen algunos que vemos con más fuerza como el tema de la polarización.

En países donde se mide ese tema se observa que estamos viviendo niveles históricos de polarización.

Esto se refiere a que una sociedad no puede ponerse de acuerdo en conceptos y temas mínimos fundamentales que habían trazado un campo común con el que todos nos identificamos, y eso impacta en la actualidad más en la opinión pública. La polarización ese es un tema que está moviendo y removiendo muchos elementos sociales.

Surge con mucha fuerza también un tema de ansiedad, entre otros puntos es un poco resultado de esa polarización. Ocurre porque hay espacios de la familia o del trabajo donde la gente muchas veces ya no puede hablar de temas políticos como era en el pasado justamente porque no hay esos espacios comunes de entendimiento.

¿Estos dos aspectos como modifican o impactan las tendencias de consumo?

Probablemente no son de los que impacten de una manera más directa, sobre todo el tema de la polarización, pero la ansiedad de alguna manera sí hace que la gente se sienta muy temerosa hoy de muchas cosas e influya en la toma de decisiones.

Por ejemplo, se vive esta metáfora del cisne negro que se refiere a que en cualquier momento todo se puede transformar y puede venir una catástrofe o cambios que transformen una situación.

Eso hace que la gente sea más cautelosa a la hora de comprar, a la hora de invertir o tomar un préstamo porque siempre pensamos que puede venir un factor que va a cambiar la realidad y puede aplazar decisiones.

Además, esa ansiedad es una paradoja porque estamos en un momento donde hay más información que nunca, tenemos más data, más acceso, podemos medirlo todo y sin embargo nos sentimos en incertidumbre, como que literalmente no sabemos que puede pasar mañana. Estamos esperando una gran crisis económica, un atentado terrorista, estamos esperando grandes cambios todo el tiempo.

¿Afecta la incertidumbre los hábitos de compra?

Sí, estamos en un momento particular de incertidumbre, y eso es lo que es paradójico porque tenemos como una democratización del acceso a la información, pero eso mismo hace que a la gente, ante tanta información, le genere una sensación de parálisis para tomar decisiones.

¿Desde cuándo viene esta tendencia?

Las tendencias no nacen y mueren con cada año, son momentos culturales.

Estamos en un momento donde la incertidumbre pesa mucho y eso genera ansiedad. Lo sabemos porque hay mediciones que hablan de niveles muy altos de ansiedad, gente buscando soluciones y alternativas en la tecnología, una aplicación que ayuda a manejar ese problema, se ve el incremento de personas leyendo temas sobre ello en diferentes espacios. Pero no es una cosa particular de este año sino es un período de varios años.

¿Los aspectos que menciona pueden afectar las tendencias de consumo o decisiones de compra por estar en proceso electoral, como se encuentra Guatemala en la actualidad?

Pienso que sí, sobre todo en las categorías de más altos involucramiento que tienen que ver con vivienda, endeudamiento, compra de un carro o compras más complejas en temas de involucramiento o compromiso que adquieren.

El tema de la polarización y lo que vive hoy Guatemala en términos electorales es muy parecido a lo que está viviendo el resto de América Latina. Vemos a mucha gente en la región muy inquieta en ese sentido, es decir aplazando decisiones de compra, pensando que probablemente se tenga que ir del país o que pueda venir un momento difícil, eso las lleva a pensar que invertir en este momento sea una mala decisión.

Creo que históricamente los años electorales en todos los países siempre son años de parálisis porque la gente espera a ver que pasa o con qué agenda llega el nuevo gobierno. Pero creo que, habiendo un tema de incertidumbre global, sumado al proceso electoral interno hace que se acentúe mucho más ese temor de tomar decisiones.

Expuso acerca de la posautenticidad y que en la actualidad todo se puede copiar ¿qué efectos tiene y como enfrentar ese reto?

Estamos en un mundo en el cual la originalidad es prácticamente inexistente, todas las ideas están siempre basadas con otras referencias y es muy difícil que algo sea realmente auténtico

Sin embargo, muchas empresas y muchas marcas trataron de parecer más auténticas, y en ese esfuerzo terminan viéndose un poco como fake (falso), y las razones son porque la autenticidad no debería ser un esfuerzo ni proponerse ser auténtico.  La autenticidad es una utopía y por eso las marcas deberían pensar más en tratar de hablar de honestidad más que autenticidad.

La honestidad representa el decir que estoy dando información real de cómo se obtuvo algo, de lo que es, de lo que contiene y los consumidores saben que tienen que vivir con eso.

En categorías de productos alimenticios es muy común que las marcas trataron por mucho tiempo parecer auténticas y en realidad resultaron siendo lo mismo que todas, entonces probablemente es mucho más interesante si ellos dicen: hicimos un proceso de evaluación en nuestro producto, tiene estos ingredientes, pero eso no está mal, estamos siendo honestos en decirte que esto es natural hasta cierto punto, pero es básicamente lo mejor que podemos darte. Y, eso es honestidad.

Hay otro aspecto mencionado dentro de las tendencias en el 2019, y es que muchas personas buscan la soledad. ¿Por qué sucede y cómo se puede reflejar en el consumo?

El principal cambio en el consumo es en países desarrollados donde ya el 50% de los hogares son unipersonales. Eso implica no solo composiciones diferentes de familia. Las personas viviendo solas puedan llegar a ser en los próximos años más que las que viven en pareja. Eso cambia completamente los patrones de consumo en muchas sociedades en términos de dimensiones y tipos de productos en artículos relacionados con limpieza, alimentación, cuidado del hogar, muebles, decoración. Son muchas categorías en las que se influye por el hecho que son hogares en que vive una sola persona.

Creo que en Latinoamérica estamos caminando hacia allá, y tenemos niveles de hogares unipersonales muchísimo más grandes que los que teníamos hace 10 años, pero todavía somos sociedades de familia.

Con este tema de las personas viviendo solas, la soledad o la soltería como una elección deliberada, no solo cambia el patrón de consumo, sino que empiezan a aparecer otros fenómenos relacionados con depresión, soledad. Eso será oportunidades de innovación para muchas marcas que también puedan generar conexión, espacios de cercanía emocional entre las personas, es decir experiencias de marca donde la gente confluya y se conecte a través de los productos que ofrecen las marcas.

Se menciona un proceso de desconexión ante la tecnología. ¿A qué se refiere?

Estamos viendo también en muchos lugares que las personas se empiezan a preguntar si estamos usando en exceso la tecnología y se preguntan si es el momento de parar un poco con la tecnología, estamos llegando a un momento histórico donde estamos cuestionándolo con mucha fuerza y creo que esa tendencia va a crecer. Vamos a contar con mucho más cuidado las horas que estamos dedicando al celular, a ser mucho más conscientes de la información que están obteniendo las compañías a través de la interacción que tenemos en nuestros celulares.

Al modificar el hábito de consumo del tiempo en aparatos electrónicos, teléfonos móviles u otras tecnologías ¿Cómo se podrían cambiar las tendencias para productos que se anuncian por celular, redes sociales u otra tecnología?

Si la gente pasa menos tiempo en las redes sociales es menos espacio para la publicidad de muchos productos, pero creo que al momento en que la gente llegue a controlar más su tiempo será más cuidadoso en la calidad del tiempo, entonces va a estar buscando y leyendo los contenidos que realmente le interesan.

Entonces la forma en que afectaría a las marcas, y a la publicidad como negocio, es que tenemos que hacer comunicación que sea más relevante, generar contenidos que le agreguen valor a la vida de la gente, lograr que esos contenidos sea lo que busque y consuma en los tiempos en los cuales se conecte con la tecnología.

Creo que la gente empieza a priorizar y es más cuidadosa, incluyendo cuando piensa en cómo llenar esos tiempos muertos o en la pérdida de tiempo al estar en las redes sociales sin un propósito. Creo que la gente va teniendo un propósito cada vez más cuando se conecta y hoy las marcas pueden ayudar a ocupar esos espacios con un contenido mucho más interesante.

¿La realidad paralela qué relación tiene con el consumo y cómo se puede usar en países como Guatemala que no están tan desarrollados en acceso a tecnología como Estados Unidos, Europa o países de Asia?

Lo interesante de la realidad paralela es que hoy, tanto en Guatemala como en Latinoamérica, vemos cada vez más gente con un teléfono móvil en la mano y esto pueda ayudar a que los procesos al estar en un espacio físico como un concierto, un centro comercial o donde esté, hace que mi su sea diferente a la de otras personas. Eso se aplica en que muchas marcas pueden entregar el contenido que las personas pueden consumir estando en un espacio público, y mientras estoy comprando un producto puedo estar leyendo sobre ese producto en mi móvil.

La tecnología es cada vez más global y alcanza a las sociedades con relativa velocidad. Hace un par de años nos sorprendíamos con estas tiendas que creó Amazon donde la gente podía tomar los productos y salir y que simplemente se carga el cobro a su cuenta sin tener que pasar como una caja registradora.

En la actualidad hay compañías chinas que han desarrollado esas tecnologías una de estas es Lenovo, que por ejemplo tiene una plataforma que ofrece a cualquier tienda. Con ello una tienda pequeña en Guatemala podría acceder a esta tecnología, que asumo no será exorbitantemente costosa, sino que podría ser accesible a las tiendas. Yo no creo que estemos tan lejos en Latinoamérica de tener ese cambio en la experiencia de compra sin pasar por una caja registradora.

La otra tendencia que analizan en su informe es el uso de robots, pero también vistos desde el aspecto colaborativo con los humanos. ¿Qué impactos se visualizan al respecto?

En el tema de los robots se van a empezar a definir muchas cosas que tienen que ver en cómo estos toman decisiones en donde hay valores relacionados con la ética y con la moral. Por ejemplo, a quién atender primero, a quien ayudar más.

Un ejemplo es cómo entender el tema de la honestidad en un bot con el que una persona esté en un chat resolviendo un tema de servicio el cliente y detectar si esta le está diciendo mentiras, pues ese aspecto hoy en día está en manos de una persona.

En la actualidad es una persona la que toma esa decisión, pero en el momento que estamos programando un robot, la pregunta es si ese robot va a detectar que le están diciendo una mentira y va a confrontar a la persona. Son decisiones éticas que tiene que ver con lo que la compañía define que tiene que ser, pero también como sociedad y como humanidad creemos que es lo correcto.

Hay casos mucho más complejos y extremos como el caso de los autos que se manejan solos. Estos van a tener cada vez más cuestionamientos. Lo estamos viendo con los accidentes que ocurren y en muchos puntos en los cuales decimos que es mejor que maneje un humano, que aunque maneja mal o tenga conductas peligrosas por lo menos es una persona la que es responsable, pero si es una máquina quien es el responsable.

Por ejemplo, en un auto como esos la máquina tiene que tomar decisiones, y en el caso de un accidente debe decidir a quién protege más, a la gente que va adentro del auto o a la gente que va afuera, y eso tiene relación con una decisión ética porque uno de los dos está poniendo en riesgo su vida.

El tema de los robots viene con muchas implicaciones y cuestionamientos que tienen que ver con esa interacción entre el hombre y el robot, por ejemplo en qué punto es responsable el hombre y en qué punto empieza a ser responsable la máquina.

Algunas marcas han tenido problemas por la forma en que hacen su publicidad, la forma de contrato y de trato al personal y la forma de fabricar sus productos y que tiene relación con el ambiente y temas sociales. ¿Qué hacer en esos ámbitos?

Hay dos puntos muy interesantes. El primero es cuando decimos que es el momento de reinventar la masculinidad se debe porque venimos de un tema social y cultural muy fuerte de todos los movimientos relacionados con la defensa de los derechos de la mujer. Sabemos que falta mucho y en las compañías hay muchas dificultades. Particularmente en Latinoamérica lo vivimos con mucha fuerza en los llamados techos de cristal, en donde pareciera que las mujeres tienen oportunidades, pero en realidad no las tienen.

Falta mucho pero también vemos avances, y empezamos a ver compañías en Latinoamérica lideradas por mujeres, creando culturas diferentes dentro de las compañías y eso hace que el rol del hombre tenga que adaptarse a estas nuevas realidades y tenga que reinventarse.

Además, muchas marcas tienen que cuestionar y revisar los productos que ofrecen para asegurarse que están alineados con esas nuevas visiones de la masculinidad. Los portafolios de las marcas muchas veces están demasiado enfocados hacia la mujer o hacia el hombre a un nivel de estereotipo.

Y el otro punto es respecto al medio ambiente, es un tema del cual venimos hablando hace mucho tiempo, no es una tendencia nueva, pero lo que es nuevo y bastante destacable es que hoy somos cada vez más los ciudadanos los que estamos moviendo una agenda ambiental.

Venimos de una cultura en la que eran las oenegés (ONGs) las que nos decían que no había que consumir plástico, o que estos grupos o los gobiernos nos decían que había que limitar el uso de los combustibles fósiles. Pero hoy es el ciudadano el que los rechaza, deja de ir a un restaurante porque dan pajillas plásticas, deja de ir a un lugar porque consumen productos no amigables con el ambiente. Hoy es el ciudadano quien tiene el poder y vemos figuras públicas que nacen de los consumidores y no de estas organizaciones.

En el tema ambiental las marcas saben que cada vez el consumidor tiene los ojos encima y también seguramente tendrán que revisar muchos productos, los ingredientes y los procesos para asegurarse que tengan respuestas y contenidos de lo que el consumidor está buscando y ahí es donde entra el tema de la honestidad que hablábamos antes.

Las 8 tendencias de consumo

La firma DDB Latina preparó y presentó su reporte de tendencias del consumidor 2019 en el cual detectó ocho tendencias:

1. Polarización
2. Ansiedad
3. Posautenticidad
4. El valor de la soledad,
5. Realidades paralelas
6. Desconexión
7. La reinvención de la masculinidad
8. El medio ambiente

El autor del estudio es Juan Luis Izaza, Vicepresidente de Estrategia para la firma DDB Latina, quien tuvo reuniones con empresas y agencias de publicidad guatemaltecas entre ellas el Taier DDB Centro, afiliada a esta red que tiene en la actualidad 61 oficinas en 40 países.

Izaza, aparte de su labor en dicha compañía, mencionó que hace algún tiempo apoyó de manera personal candidatos y campañas gubernamentales e iniciativas de gobierno entre ellos el caso del actual presidente de Colombia Iván Duque.

Expresó que esa labor le permitió entender el manejo de las redes sociales en un aspecto político y en cómo la comunicación puede ayudar a conectar mejor a los ciudadanos.

Aunque dijo que en Guatemala no está trabajando con ningún candidato. Es una elección muy compleja, incluso no se sabe quiénes son los candidatos, respondió.

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El Consejo Directivo del Instituto Nacional de Electrificación (Inde) aprobó un tercer aporte extraordinario de Q276.33  millones para cubrir el subsidio durante todo el año del 2019, y brindar en total Q719.98 millones con aportes del Inde. El monto anterior alcanzaba solo para el 31 de mayo.

Sin embargo, para que alcancen los fondos ya no se cubrirá con ese beneficio a los usuarios que consumen de 74 kilovatios hora al mes en adelante y con la medida vigente hasta mayo se cubre a un millón 708 mil 80 usuarios según datos del Inde, y con el nuevo esquema se cubrirá a un millón 358 mil 560, por lo que ya no tendrán acceso a ese beneficio 349 mil 520 usuarios.

La estructura del Aporte Social Inde se aplicará así:

• Para los rangos de usuarios cuyo consumo sea de 1 a 53 kWh el subsidio se aplicará de forma que el usuario pague Q0.50 por kWh al mes. En este segmento hay 977 mil 892 usuarios.
• De 54 a 73 kWh al mes será por indexación anual con base al dato de inflación del Banco de Guatemala. A partir del 1 de junio se subsidiará de forma que el usuario pague Q0.77 por kWh al mes. Este Grupo se compone de 360 mil 668 clientes.

Se debe tener en cuenta que en ambas estructuras, tanto la que está vigente hasta el 31 de mayo como la que inicia el 1 de junio próximo, el usuario debe pagar más el resto de cargos en su factura (como el cargo fijo por administración, tasa de alumbrado público según cada municipio y el IVA).

La estructura que regirá hasta el 31 de mayo cubría tres segmentos así:

• A los usuarios que consumen de 1 a 60 kWh el subsidio se otorga de manera que el usuario solo pague Q0.50 por kWh por energía.
• Quienes consumen de 61 a 88 kWh al mes se le subsidia de forma que paguen solo Q0.78 por kWh al mes.
• Quienes demandan de 89 a 100 kWh cada mes, se les aplica el beneficio, pero se les va reduciendo de forma escalonada cada trimestre, hasta llegar a pagar la Tarifa Social Plena. Según datos en la página electrónica del Inde en el caso de Deocsa este último segmento tiene en este mes un subsidio de Q0.25 por kWh al mes, y los usuarios de Deorsa, el subsidio es de Q0.20. Pero los datos de las distribuidoras actualizados a febrero del 2019 refieren que en las tres compañías este último grupo ya no tiene subsidio, según la reestructuración con reducción con escalonamiento paulatino efectuada por las autoridades.

La nueva estructura se hace con base a los datos de la Encuesta Nacional de Condiciones de Vida (Encovi) por recomendación de Secretaría de Planificación y Programación de la Presidencia (Segeplan), explicó el Inde.

Impacto según distribuidora.

• EEGSA

Con las modificaciones en la aplicación del subsidio unos 170 mil clientes de EEGSA tendrían un impacto en el cobro del servicio de energía comentó Jorge Alonso, gerente de dicha compañía.

Al aplicar la nueva estructura del subsidio, a partir de 1 de junio se elimina el subsidio a 115 mil clientes que consumen entre 74 y 88 kWh al mes, agregó.

En el caso del rango de 89 a 100, se le fue reduciendo el subsidio en forma escalonada y en la actualidad pagan la Tarifa Social plena.

Mientras que en el rango de consumo de 54 a 60 kWh al mes, tendrán un efecto a partir de agosto 55 mil clientes, en función de los ajustes trimestrales que se deberán hacer en esa fecha y que depende de los costos de compra de energía.

Los cambios se están haciendo por instrucciones del Inde el cual establece como aplicar el subsidio, dijo Alonso.

EEGSA tiene 1.3 millones de clientes y según los datos mencionados por el ejecutivo, alrededor del 10% serán afectados.

• Energuate

En el caso de Energuate, Dimas Carranza, gerente de regulación y de tarifas de dicha empresa dijo que conocen el comunicado que el Inde emitió, pero aún analizan los impactos.

En el caso del segmento de 89 a 100 kWh al mes mencionó que el escalonamiento del subsidio finalizaba en noviembre próximo y lo que hizo el Inde fue adelantar la finalización de ese beneficio al 31 de mayo.

Según datos de Energuate con el esquema de subsidio vigente a partir del 1 de junio, ya  no recibirán subsidio 244 928 mil usuarios que consumen de entre 74 a 100 kWh al mes.

Aparte, se debe tomar en cuenta que los cambios también se efectuarán para los usuarios de las empresas eléctricas municipales que son cubiertas por el subsidio como las de Retalhuleu, Santa Eulalia, Joyabaj, Zacapa y la Empresa Municipal Rural de Electricidad de Ixcán, según datos mencionado en el comunicado del Inde.

Fondos para el subsidio

Esta institución aprobó para el 2019 otorgar aporte al subsidio por el 15% de sus ingresos, equivalente a Q332.74 millones, que alcanzaba hasta para el 31 de marzo.

Para este año el Ejecutivo y el Congreso no aprobaron aportes provenientes del Presupuesto de Ingresos y Egresos del Estado. Por lo que el Inde aprobó otro aporte por extraordinario de Q110.91 millones que cubre hasta el 31 de mayo.

Y en esta ocasión destinará Q276.33 millones para cubrir desde el 1 de junio hasta el 31 de diciembre del 2019 con la nueva estructura aprobada.

En total el Inde brindará Q719.98 millones de aporte para el subsidio durante este año. Con la reestructura de los segmentos mencionados  se reducirá en Q78 millones el monto necesario para cubrir el beneficio durante el 2019.

De 1999 a abril del 2019 se ha brindado aportes, provenientes de los fondos propios del Inde para el subsidio de Q13 mil millones.

En el 2017 y el 2018 el Gobierno otorgó aporte de Q300 millones anuales.

La entidad argumenta que “como consecuencia de la falta de respaldo financiero a la institución y a las condiciones de los inviernos del 2015 al 2018 que inciden principalmente en la poca disponibilidad de agua en el embalse de la Central Hidroeléctrica Chixoy, para generación de energía eléctrica y con el fin de salvaguardar las finanzas del Inde y no poner en riesgo la institución”, decidieron esas modificaciones.

Añadió que con el aporte social sigue beneficiando a los usuarios de las distribuidoras de energía eléctrica:

• Distribuidora de Electricidad de Occidente, Sociedad Anónima (Deocsa)
• Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima (Deorsa)
• Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima (EEGSA)
• Así como a las Empresas Eléctricas Municipales de Retalhuleu, Santa Eulalia, Joyabaj, Zacapa y la Empresa Municipal Rural de Electricidad de Ixcán.

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El objetivo es poner a disposición seguros enfocados en protección e inclusión financiera al segmento de la población de microfinanzas que no pueden tener acceso a este tipo de servicios, explicaron ejecutivos de las dos entidades.

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Los seguros están a disposición a partir de este 7 de mayo del 2019, la primera entidad que se ha adherido al programa es  la Fundación de Asesoría Financiera a Instituciones de Desarrollo y Servicio Social (Fafidess).

Se estará ampliando el número de entidades según se vayan adhiriendo al programa y sean autorizadas por la compañía de seguros.
La Red de Instituciones de Microfinanzas de Guatemala (Redimif) cuenta con 16 instituciones, las cuales poseen 155 oficinas en el país.

Seguros disponibles

Los diferentes seguros que se ofrecen en este programa tienen coberturas de Q5 mil, Q10 mil, Q15 mil, explicó Salvador Leiva, gerente general de Pan-American Life Guatemala.

Los contratos son anuales y renovables.

• Seguro de vida: 

Al ocurrir el fallecimiento del asegurado, la compañía pagará a los beneficiarios designados, o a falta de estos a los herederos legales del asegurado, el importe de la suma asegurada contratada.

Esta Póliza contará con una asistencia funeraria que le brindará a los asegurados los beneficios de trámites legales, ataúd y velación.

• Indemnización por muerte y desmembración accidental: 

La firma pagará una indemnización a los beneficiarios en caso de fallecimiento del asegurado por accidente si dentro de los 90 días calendario siguientes al accidente sobreviniere el fallecimiento, o al asegurado en caso de desmembración por causa de una accidente si dentro de los 180 días siguientes al accidente sobrevienen cualesquiera de las pérdidas estipuladas en la tabla de indemnizaciones de la póliza que se anexa al seguro, siempre que el accidente ocurra durante la vigencia de este seguro.

• Indemnización por incapacidad total y permanente:

La Compañía pagará una indemnización por incapacidad total y permanente con base en la suma asegurada contratada por el asegurado.

Leiva explica que se define como indemnización por incapacidad total y permanente el hecho que el asegurado sufra lesiones corporales por accidente o enfermedad que lo incapacite total y permanentemente para el desempeño de todas sus labores diarias propias de su ocupación u otra apropiada a sus conocimientos y aptitudes que pudiere producirle remuneración o utilidad.

Quienes adquieran el seguro pueden ser personas de 18 a 69 años de edad.

Por ejemplo, papá o mamá pueden adquirir el seguro y los hijos serían los beneficiarios, se comentó. Por cada persona asegurada se emite una póliza.

Cobertura y expectativas

El nivel de contratación de seguros en el país es de 1.2% del Producto Interno Bruto (PIB) los más bajos de la región explicó Leiva.

Además muchas personas que no tienen acceso a otras entidades no cuentan con este tipo de herramientas, por lo que se busca mayor inclusión mencionó Reynold Walter presidente de Redimif y gerente de Fafidess.

En la actualidad las entidades asociadas a Redimif prestan servicios a unas 460 mil personas que es el grupo objetivo de estos nuevos seguros.

Para el cierre del 2019 se tiene la expectativa de 50 mil personas aseguradas, agregó el ejecutivo.

El modelo incluye medidas para que el acceso sea sencillo y a menor costo de los que están en el mercado, además que no haya menores restricciones en otorgar la cobertura, mencionó.

Leiva explicó que el modelo, que incluye costos bajos de primas, se basa en el volumen de personas que se busca asegurar.

El sector de seguros ha tenido crecimientos anuales promedios de 6%, con excepción del 2018 que creció solo 3%, pero se espera retomar el ritmo anterior, explicó Leiva.

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