RESOLUCIÓN 20 DE 2012

(febrero 29)

Diario Oficial No. 48.397 de 10 de abril de 2012

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, mediante el cual se pretende modificar el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO:

Que conforme a lo dispuesto por el artículo 9o del Decreto 2696 de 2004, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resoluciones de carácter general que pretenda adoptar, con las excepciones que allí se señalan, con antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha de su expedición;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 513 del 29 de febrero de 2012, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se modifica el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes”;

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. OBJETO. Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se modifica el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes”.

ARTÍCULO 2o. PRESENTACIÓN DE COMENTARIOS, OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS. Se invita a los usuarios, a los agentes, a las Autoridades Locales Municipales y Departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los treinta (30) días siguientes a la publicación de la presente resolución en la página Web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ARTÍCULO 3o. INFORMACIÓN. Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previsto en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ARTÍCULO 4o. VIGENCIA. La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase

Dada en Bogotá, D. C., a 29 de febrero de 2012

El Viceministro de Energía Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

PROYECTO DE RESOLUCIÓN.

por la cual se modifica el Código de Medida contenido en el

Anexo General del Código de Redes

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994

CONSIDERANDO:

Que el artículo 11 de la Ley 143 de 1994 establece que el Reglamento de operaciones es el “conjunto de principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del sistema interconectado nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica. El reglamento de operación comprende varios documentos que se organizarán conforme a los temas propios del funcionamiento del sistema interconectado nacional.”;

Que en concordancia con lo anterior, el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 consagra, que le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas con relación al servicio de electricidad establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional;

Que el artículo 6o de la Ley 143 de 1994 consagra dentro de los principios a los que se sujeta la prestación del servicio de energía eléctrica, de los cuales hacen parte el principio de eficiencia, el cual se entiende como la obligación que tiene el Estado de realizar a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico; así como el principio de calidad, donde el servicio prestado debe cumplir los requisitos técnicos que se establezcan para él;

Que el artículo 4o de esta misma norma, determina que el Estado, en relación con el servicio de electricidad tendrá como uno de sus objetivos asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector;

Que el artículo 20 de la Ley 143 de 1994 establece como objetivo de la regulación, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo, promoverá la competencia, creará y preservará las condiciones que la hagan posible;

Que de acuerdo con el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas debe promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos;

Que la Ley 142 de 1994 al definir el servicio de energía eléctrica ha hecho referencia a la medición como uno de los elementos que hacen parte de la prestación de este servicio público domiciliario. En virtud de lo anterior, los artículos 144, 145 y 146 de la Ley 142 de 1994 establecen criterios sobre los instrumentos de medición del consumo y la determinación del consumo facturable, como parte del derecho a la medición a la que tiene derecho el usuario en virtud del artículo 9o de esta misma norma;

Que mediante la Resolución 025 de 1995 la CREG adoptó en el Anexo General el Código de Redes como parte del Reglamento de Operación del SIN, el cual incluyó el Código de Medida;

Que en dicho Código se definieron las características técnicas que deben cumplir los equipos de medición, telecomunicaciones y de respaldo, y los requisitos de instalación, pruebas, calibración, certificación, operación y mantenimiento de los mismos;

Que mediante la Resolución CREG 001 de 1999 se aprobó la modificación del número de elementos requeridos en los sistemas de medición de las fronteras comerciales;

Que mediante la Resolución CREG 019 de 1999 se estableció el plazo máximo para adecuar los transformadores de corriente y de tensión de los sistemas de medición de energía que se encontraban instalados en la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 025 de 1995, a los requisitos establecidos en el Código de Medida contenido en esa resolución;

Que mediante la Resolución CREG 108 de 1997 la Comisión señaló los criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictan otras disposiciones, en donde se establecen normas sobre la medición individual, el control sobre el funcionamiento del medidores y la determinación del consumo facturable;

Que mediante la Resolución CREG 225 de 1997 la Comisión estableció la regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario de electricidad para usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional;

Que mediante Resolución CREG 070 de 1998 la Comisión adoptó el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, en el cual se definieron las condiciones aplicables a la medida entre los usuarios y los comercializadores y/o OR;

Que mediante la Resolución CREG 006 de 2003 se modificó el procedimiento establecido en el Código de Medida ante la ocurrencia de fallas en los equipos del sistema de medición;

Que el Gobierno Nacional expidió el Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 de 2007, en el cual se establecieron políticas sobre el desarrollo de la actividad de Comercialización Minorista para asegurar la asignación simétrica de derechos y obligaciones entre los agentes comercializadores;

Que el Gobierno Nacional expidió el Decreto 388 de 2007, modificado por los Decretos 1111 de 2008 y 3451 de 2008, en por el cual se establecen las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, que debe seguir la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG – al fijar la metodología de remuneración a través de Cargos por Uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional;

Que mediante la Resolución CREG 120 de 2007 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que sometió a consulta de los usuarios, agentes y terceros interesados una propuesta de modificación del Código de Medida;

Que se recibieron comentarios de las siguientes personas o empresas con las comunicaciones radicadas en la CREG, así: Icontec E–2008–003657, Telmetergy LTDA E–2008–003660, ISA E.S.P. E-2008-003725, Veritest E–2008–003726, IAC LTDA. E–2008–004157, Gecelca S. A. E.S.P. E–2008–004172, XM E.S.P. E–2008–004343, Electricaribe S. A. E.S.P. E–2008–004358, C.N.O E–2008–004360, Emgesa E.S.P. E–2008–004369, Incomelec E–2008–004370, Asocodis E–2008–004374, Energía Confiable S. A. E.S.P. E–2008–004375, Genercauca S. A. E.S.P. E–2008–004378, Primestone E–2008–004379, EPM E.S.P. E–2008–004380, CHEC S. A. E.S.P. E–2008–004383, Schneider E–2008–004388, EPSA S. A. E.S.P. E–2008–004395, Codensa S. A. E.S.P. E–2008–004396, ESSA E.S.P. E–2008–004410, ACCE E–2010–004420, Isagen E.S.P. E–2008–004422, Emcali E.I.C.E. E.S.P. E–2008–004510, CAC E–2010–004878 y Acolgen E–2011–6229;

Que el análisis de los comentarios recibidos en el período de consulta de esta resolución y la respuesta a los mismos se encuentra en el Documento CREG 006 de 2012;

Que mediante la Resolución CREG 156 de 2011 se estableció el Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación;

Que mediante la Resolución CREG 157 de 2011 se modificaron las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo, y se adoptan otras disposiciones;

Que mediante la Resolución CREG 009 de 2012 se modificaron la entrada en vigencia de las Resoluciones CREG 156 y 157 y otras disposiciones;

Que a través de las Circulares CREG 041 y 061 de 2011, se solicitó información sobre las fronteras comerciales registradas en el Sistema de Intercambios Comerciales; como aquella relacionada con otros cobros y cargos asociados con la conexión del servicio domiciliario de electricidad;

Que una vez analizada la normativa en materia de medición, principalmente a nivel del Mercado Mayorista de Energía, como de aquella que se realiza entre los usuarios y los comercializadores, se establece la necesidad de actualizar las disposiciones que hacen parte del Código de Medida y del Reglamento de Distribución, teniendo en cuenta la evolución tecnológica que en esta materia se ha presentado en los últimos años;

Que en relación con éste punto la jurisprudencia de la Honorable Corte Constitucional en sentencia C-150 de 2003, ha establecido que dentro del ejercicio de la actividad regulatoria, se debe tener en cuenta criterios técnicos de acuerdo con la evolución de cada sector, a lo cual se ha expuesto:

“La función estatal de regulación está segmentada por sectores de actividad económica o social. El ejercicio de la función de regulación obedece a criterios técnicos relativos a las características del sector y a su dinámica propia. La regulación es una actividad continua que comprende el seguimiento de la evolución del sector correspondiente y que implica la adopción de diversos tipos de decisiones y actos adecuados tanto a orientar la dinámica del sector hacia los fines que la justifican en cada caso como a permitir el flujo de actividad socio-económica respectivo.”

Que de igual forma, es necesario unificar e integrar las normas que regulan los diversos aspectos en materia de medición, para que estas hagan parte de un solo cuerpo normativo, y las mismas estén acordes a la operatividad de las normas que hacen parte del Reglamento de Comercialización de Energía, así como de aquellas disposiciones relativas al registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo;

Que se hace necesario ajustar los requisitos de calibración y certificación de conformidad de producto de acuerdo con los avances en el Subsistema Nacional de la Calidad;

Que analizado el desempeño de los sistemas de medición de las fronteras comerciales, los comentarios presentados por los agentes y terceros interesados, la evolución de los sistemas de comunicación y los avances tecnológicos en la medición de energía eléctrica, se requiere la modificación de los requisitos establecidos en el Código de Medida para garantizar que las mediciones empleadas con propósitos operativos, comerciales, regulatorios y de vigilancia y control, sean exactas y confiables y se desarrollen de acuerdo con las capacidades tecnológicas actuales.

RESUELVE:

Articulo 1o. Principios y ámbito de aplicación. El Código de Medida se desarrolla con base en los principios de eficiencia, adaptabilidad y neutralidad de la prestación del servicio de energía eléctrica establecidos por las Leyes 142 y 143 de 1994.

En este se establecen las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía para efectos de los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y con otros países, las transacciones entre agentes y las relaciones entre agentes y usuarios. Cuando quiera que en las resoluciones expedidas por la CREG se haga referencia al “Código de Medida” se aplica la presente resolución.

Esta normativa se orienta a:

a) Definir las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición y los medidores de respaldo, cuando se exijan, para que la medición de los flujos de energía se realice bajo parámetros de exactitud que permitan determinar adecuadamente las transacciones entre los agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista y entre estos y los usuarios finales, así como el flujo en las redes de distribución.

b) Establecer los requerimientos que deben cumplir los componentes del sistema de medición en relación con la certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas, calibración, operación, mantenimiento y protección del mismo.

c) Determinar claramente la responsabilidad de los agentes y usuarios involucrados en la medición de energía eléctrica.

d) Indicar los parámetros para la realización de auditorías que verifiquen el cumplimiento de lo establecido en esta resolución.

Artículo 2o. Definiciones. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Acreditación: Procedimiento mediante el cual se reconoce la competencia técnica y la idoneidad de organismos de certificación e inspección, así como de laboratorios de ensayo y de metrología.

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC: Dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales, SIC.

Comité Asesor de Comercialización, CAC: Organismo creado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, mediante la Resolución CREG 068 de 1999, para asesorar a la misma en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista, MEM.

Calibración: Operación que bajo condiciones específicas establece, en una primera etapa, una relación entre los valores y sus incertidumbres de medición asociadas, obtenidas a partir de los patrones de medición, y las correspondientes indicaciones con las incertidumbres asociadas y, en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un resultado de medición a partir de una indicación.

Clase de exactitud: Designación asignada a un transformador de corriente o de tensión cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las condiciones de uso prescritas.

Consumo auxiliar o propio: Energía usada por plantas de generación o subestaciones del STN, del STR o del SDL, para alimentar los servicios auxiliares de las mismas.

Corriente nominal (In): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a través de transformadores.

Corriente básica (Ib): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor de conexión directa.

Corriente máxima (Imax): Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los requisitos de exactitud de la norma respectiva.

Equipo de medida o Medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía.

Frontera comercial: Corresponde al punto de medición asociado al punto de conexión entre agentes o entre agentes y usuarios conectados a las redes del Sistema de Transmisión Nacional o a los Sistemas de Transmisión Regional o a los Sistemas de Distribución Local o entre diferentes niveles de tensión de un mismo OR. Cada agente en el sistema puede tener una o más fronteras comerciales.

Frontera comercial con reporte al ASIC: Frontera comercial a partir de la cual se determinan las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el Mercado Mayorista de Energía, MEM, y se define la responsabilidad por los consumos. Estas fronteras se clasifican en: Fronteras de generación, Fronteras de comercialización, Fronteras de enlace internacional, Fronteras de interconexión internacional, Fronteras de distribución y Fronteras de demanda desconectable voluntaria.

Frontera de generación: Corresponde al punto de medición de una unidad o planta de generación donde las transferencias de energía equivalen a la energía neta entregada por el generador al STN, el STR o el SDL.

Frontera de comercialización: Corresponde al punto de medición donde las transferencias de energía que se registran permiten determinar la demanda de energía de un comercializador. Estas fronteras se clasifican en: fronteras de comercialización entre agentes y fronteras de comercialización para agentes y usuarios. La energía registrada en la frontera de comercialización también podrá ser empleada en la liquidación de cargos por uso de acuerdo con la regulación aplicable.

Frontera de comercialización entre agentes: Corresponde al punto de medición que permite determinar la transferencia de energía entre mercados de comercialización o entre el STN y un mercado de comercialización.

Frontera de comercialización para agentes y usuarios: Corresponde a toda Frontera de comercialización que no cumple con alguno de los criterios señalados para la Frontera de comercialización entre agentes. También es Frontera de comercialización para agentes y usuarios la frontera comercial de un usuario que se conecta directamente al STN.

Frontera de enlace internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países mediante las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE.

Frontera de interconexión internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países, cuando estos no se realicen en el esquema TIE. Según lo establecido en el artículo 16 de la Resolución CREG 055 de 2011, para efectos de las transacciones que se realicen a través del enlace internacional Colombia – Panamá, esta frontera podrá estar representada por varios agentes.

Frontera de distribución: Corresponden al punto de medición entre niveles de tensión de un mismo OR que permite establecer la energía transferida entre estos.

Frontera de Demanda Desconectable Voluntaria: Corresponde a la frontera definida en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Frontera comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del consumo de un usuario final, que no se utiliza para determinar las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el MEM. La información de este consumo no requiere ser reportado al ASIC.

Índice de clase: Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos los valores del rango de corriente entre 0,1Ib e Imax o entre 0,05In e Imax con factor de potencia unitario (y en caso de medidores polifásicos con cargas balanceadas) cuando el medidor se ensaya bajo condiciones de referencia.

Laboratorio acreditado: Laboratorio de ensayo o de calibración, reconocido por un organismo de acreditación, que cumple con los requisitos de competencia técnica establecidos en la norma NTC-ISO-IEC 17025 o aquella que la sustituya o modifique.

Mantenimiento: Conjunto de acciones o procedimientos tendientes a preservar o restablecer el sistema de medición a un estado tal que garantice su exactitud y la máxima confiabilidad.

Medición directa: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga.

Medición semidirecta: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión que recibe el medidor son las mismas que recibe la carga y las señales de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de corriente utilizados para transformar las corrientes que recibe la carga.

Medición indirecta: Tipo de conexión en el cual las señales de tensión y de corriente que recibe el medidor provienen de los respectivos devanados secundarios de los transformadores de tensión y de corriente utilizados para transformar las tensiones y corrientes que recibe la carga.

Medidor de energía activa: Instrumento destinado a medir la energía activa mediante la integración de la potencia activa con respecto al tiempo.

Medidor de energía reactiva: Instrumento destinado a medir la energía reactiva mediante la integración de la potencia reactiva con respecto al tiempo.

Organismo de acreditación: Entidad con autoridad que lleva a cabo una declaración de tercera parte relativa a un organismo de evaluación de la conformidad que manifiesta la demostración formal de su competencia para llevar a cabo tareas específicas de evaluación de la conformidad. Para todos los efectos los organismos de acreditación son los definidos en el Decreto 4738 de 2008, modificado por el Decreto 323 de 2010 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

Operador de Red de STR y SDL, OR: Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por uso de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de uso corresponde a un municipio.

Punto de conexión: Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un usuario, o de un generador, se conectan al STN, a un STR o a un SDL; el punto de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) Operadores de Red; el punto de conexión entre niveles de tensión de un mismo OR; o el punto de conexión entre el sistema de un OR y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica.

Punto de medición: Es el punto eléctrico en donde se mide la transferencia de energía, el cual deberá coincidir con el punto de conexión, salvo cuando las condiciones técnicas no lo permitan.

Revisión: Conjunto de actividades dirigidas a confirmar que el sistema de medición se encuentre en correcto estado de funcionamiento y cumpla con los requisitos establecidos en este Código.

Sistema de medición o de medida: Conjunto de elementos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía ubicados en el punto de medición.

Tipos de conexión para los sistemas de medición: Corresponde a los esquemas de conexión directa, semidirecta e indirecta empleados para realizar las mediciones dependiendo del nivel de tensión, magnitud de la transferencia de energía o el consumo de una carga según sea el caso.

Transformador de tensión, PT o t.t.: Transformador para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones.

Transformador de corriente, CT o t.c.: Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones.

Artículo 3o. Representante de la frontera, RF. Corresponde al agente a cuyo nombre se registra la frontera comercial en el Sistema de Intercambios Comerciales, SIC, de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Para cada tipo de frontera el representante será:

a) Frontera de generación: el generador.

b) Frontera de comercialización: el comercializador.

c) Frontera de enlace internacional: el agente que representa el enlace internacional ante el ASIC de conformidad con la Resolución CREG 004 de 2003 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

d) Frontera de interconexión internacional: la empresa de comercialización, generación o la Empresa Propietaria del Enlace Internacional Colombia Panamá, EECP, conforme lo establecido en las Resoluciones CREG 057 de 1998 y CREG 055 de 2011 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan.

e) Frontera de distribución: el comercializador integrado al Operador de Red.

f) Frontera de Demanda Desconectable Voluntaria: el comercializador de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

g) Fronteras sin reporte al ASIC: el comercializador con el que el usuario final haya suscrito el contrato de condiciones uniformes.

PARÁGRAFO. No se requerirá el registro de fronteras de distribución cuando el secundario del transformador de distribución es de Nivel de Tensión 1.

Artículo 4o. Responsabilidad de los representantes. Los representantes de las fronteras son responsables del cumplimiento de este Código.

En relación con el sistema de medición los representantes deben:

a) Asegurar que todos los elementos del sistema de medición se instalen, operen y mantengan, acorde con lo establecido en este Código;

b) Asegurar que todos los elementos del sistema de medición cumplan con los requerimientos de exactitud y calibración establecidos en este Código;

c) Asegurar que se instalen y mantengan los mecanismos de seguridad y protección de los equipos;

d) Asegurar que los medios de comunicación sean instalados y mantenidos adecuadamente para su correcto funcionamiento, cuando el tipo de frontera así lo requiera;

e) Asegurar el adecuado acceso a los equipos y bases de datos para efectos de realizar la interrogación local y remota, las revisiones y auditorías establecidas en este Código y en la regulación;

f) Efectuar el registro de las fronteras con reporte al ASIC acorde con el procedimiento establecido en la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya;

g) Actualizar las características técnicas del sistema de medición, informadas al ASIC durante el registro de la frontera comercial, cada vez que se realice cualquier modificación de estas;

h) Efectuar el registro de los equipos para las fronteras sin reporte al ASIC de acuerdo con el artículo 27 de la presente resolución;

i) Las demás que se le asignen en la regulación.

PARÁGRAFO. También son funciones del representante de la frontera las señaladas para los Centros de Gestión de Medidas en el artículo 18 de esta resolución.

Artículo 5o. Propiedad del sistema de medición. Sin perjuicio de lo establecido en esta resolución sobre la responsabilidad de las fronteras, corresponderá a las partes determinar la propiedad de los elementos del sistema de medición. Las partes son libres de adquirir en el mercado el medidor y los demás equipos, siempre y cuando estos cumplan con las características técnicas exigidas en este Código.

PARÁGRAFO. Conforme a lo establecido en el artículo 144 y 145 de la Ley 142 de 1994 en el contrato de servicios públicos se podrá exigir al usuario la compra de los equipos necesarios para medir sus consumos y adoptar las medidas y precauciones necesarias, con el fin de que los representantes de las fronteras comerciales den cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 4o de esta resolución.

Artículo 6o. Tipos de puntos de medición. Para efectos de esta resolución, los puntos de medición, se clasifican acorde con el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, por la capacidad instalada, según la siguiente tabla:

TABLA 1

Clasificación de puntos de medición

Tipo de puntos de medición	Consumo, C, o transferencia de energía [MWh-mes]	Capacidad Instalada, CI, [MVA]
1	C = 15.000	CI = 30
2	15.000 > C = 500	30 > CI = 1
3	500 > C = 50	1 > CI = 0,1
4	50 > C = 5	0,1 > CI = 0,01
5	C < 5	CI < 0,01

El consumo o la transferencia de energía se determinará como el promedio de los doce meses anteriores a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

En el caso de que el consumo o transferencia de energía por la frontera, o, la capacidad instalada conduzcan a la selección de tipos de puntos de medición diferentes, se deberá tomar el tipo de punto de medición con mayores exigencias de exactitud de conformidad con lo establecido en la tabla 2 del artículo 9o de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Ante modificaciones de la capacidad instalada que impliquen un cambio en el tipo de punto de medición, el representante de la frontera deberá ajustar la clasificación del punto de medición, adecuar el sistema de medición a los requisitos aplicables del Código y actualizar las características técnicas reportadas al ASIC.

PARÁGRAFO 2o. Para los puntos de medición nuevos o aquellos que no dispongan de doce meses de registros históricos se deberán emplear las proyecciones del consumo o transferencia de energía mensual y la capacidad a conectar. En las proyecciones se podrá emplear la información histórica disponible.

Artículo 7o. Componentes del sistema de medición. El sistema de medición se compone de todos y en ciertos casos, de algunos de los elementos que se listan en el anexo 1 de la presente resolución. Algunos de estos elementos pueden o no estar integrados al medidor.

Artículo 8o. Requisitos generales de los sistemas de medición. Los sistemas de medición deben cumplir con las siguientes condiciones:

a) Los sistemas de medición deben ser diseñados y especificados considerando las características técnicas y ambientales de los puntos de conexión y el tipo de frontera comercial al cual se encuentran asociados;

b) Todos los sistemas de medición deben contar con el tipo de conexión acorde con el nivel de tensión y el consumo o transferencia de energía que se va a medir;

c) El valor registrado por los equipos de medida debe estar expresado en kilovatios-hora para la energía activa y en kilovoltamperio reactivo - hora para la energía reactiva;

d) Los elementos que conformen el sistema de medición deben contar con un certificado de conformidad de producto, acorde con lo establecido en el artículo 10 de esta resolución;

e) Los equipos de medida y los transformadores de corriente y tensión deben cumplir con los índices de clase y clase de exactitud establecidos en el artículo 9o de esta resolución y demostrarlo a través de un certificado de calibración en los términos establecidos en el artículo 11 de esta resolución;

f) Se deben instalar medidores bidireccionales en los puntos de medición en los que se presenten o se prevean flujos de energía en ambos sentidos;

g) Donde existan consumos auxiliares suministrados desde el SIN se deberá conformar una frontera comercial en los términos establecidos en esta resolución y en la regulación aplicable;

h) Todos los sistemas de medición deben contar con los mecanismos de seguridad dispuestos en el artículo 17 de esta resolución;

i) Los sistemas de medición deben registrar y permitir la lectura y transmisión de la información en los términos establecidos en los artículos 15 y 34 de esta resolución;

j) Los medidores instalados en los puntos de medición tipo 1, 2 y 3, deberán contar una conexión al sistema de alimentación auxiliar de la subestación o con una batería de respaldo integrada que garantice su operación autónoma por un período de al menos diez (10) días calendario.

PARÁGRAFO. En caso de que la CREG permita, para aplicaciones específicas, sistemas de medición con requisitos adicionales a los establecidos en esta resolución, como sistemas de medición centralizada en programas de reducción de pérdidas o control de cartera, el representante de la frontera deberá garantizar su cumplimiento.

Artículo 9o. Requisitos de exactitud de los elementos del sistema de medición. Los medidores de energía y transformadores de medida deben cumplir con los índices de clase o clase de exactitud que se establecen en la Tabla 2.

TABLA 2

Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida

Tipo de puntos de medición	Índice de clase para medidores de energía activa	Índice de clase para medidores de energía reactiva	Clase de exactitud para transformadores de corriente	Clase de exactitud para transformadores de potencial
1	0,2 S	2	0,2 S	0,2
2	0,5 S	2	0,2 S	0,5
3	0,5 S	2	0,5 S	0,5
4	1	2	0,5 S	0,5
5	1 ó 2	2 ó 3	--	--

El índice de clase para los medidores de energía activa corresponde a los establecidos en las normas NTC 2147:2003, NTC 2288:2003 y NTC 4052:2003 o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI.

Para el caso de los medidores de energía reactiva los índices de clase corresponden a los establecidos en las normas NTC 2148:1989 y NTC 4569:2003 o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI.

La clase de exactitud para los transformadores de medida corresponde a las normas NTC 2205:2004, NTC 2207:2004 y NTC 4540:2005 o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI. Para el cumplimiento de este requisito se podrá aplicar el equivalente normativo del American National Standards Institute, ANSI, siempre y cuando esté debidamente documentado.

El error porcentual total máximo (en módulo y fase), a un factor de potencia 0.9, introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables y demás accesorios ubicados entre de los circuitos secundarios de los transformadores de tensión y el equipo de medida no deberá superar el 0.1%. El cálculo de este error deberá estar documentado en cada sistema de medición, reposar en la hoja de vida de que trata el Artículo 27 y disponible para su verificación en las auditorías de que trata el Artículo 36 de la presente resolución.

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los medidores y transformadores de medida de los nuevos sistemas de medición y los que se adicionen o reemplacen en los sistemas de medición existentes deberán cumplir con los índices de clase o clase de exactitud que se establecen en este artículo.

PARÁGRAFO. Se podrán emplear elementos del sistema de medición que cuenten con mayor exactitud a los valores mínimos establecidos en este artículo.

Artículo 10. Certificación de conformidad de producto para los elementos del sistema de medición. Cualquiera de los elementos señalados en los literales a), b), c), d), e), f), g) y n), del Anexo 1 de esta resolución y que hagan parte de un sistema de medición deberán contar con un certificado de conformidad de producto expedido por una entidad acreditada por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC, o por otros organismos de acreditación que se organicen de acuerdo con lo establecido en el artículo 2o del Decreto número 4738 de 2008 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

Las normas técnicas de referencia que se emplearán para la certificación de conformidad son las indicadas en esta resolución o en ausencia, en su orden las normas técnicas internacionales aplicables al elemento del sistema de medida, las normas técnicas colombianas expedidas por el Icontec y las normas técnicas con reconocimiento internacional.

La certificación de conformidad del producto debe abarcar la totalidad de los requisitos establecidos en la norma de referencia y el representante de la frontera comercial deberá tener disponible para los agentes interesados o la autoridad competente, copias de dichos certificados.

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los elementos que así lo requieran de los nuevos sistemas de medición y de aquellos que se adicionen o reemplacen en los sistemas de medición existentes deberán contar con un certificado de conformidad de producto vigente en los términos de este artículo.

Para los elementos de los sistemas de medición existentes se deberá disponer del certificado de conformidad de producto vigente o, en caso contrario, el representante de la frontera deberá disponer del certificado vigente a la fecha de adquisición del elemento. En caso de que no se cumpla ninguno de los requisitos anteriores, el elemento del sistema de medición deberá ser reemplazado en un término no superior a doce meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO 1o. Los elementos del sistema de medición que se encuentran en el inventario del representante de la frontera podrán ser instalados en sistemas de medición nuevos o en modificaciones de sistemas existentes, siempre y cuando dispongan de un certificado de conformidad de producto vigente o, en caso contrario, de un certificado vigente a la fecha de adquisición del elemento. Lo anterior se incluirá dentro del alcance de la auditoría que se establece en el artículo 36 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Los organismos de certificación podrán emplear los resultados obtenidos en laboratorios acreditados por organismos con los cuales el ONAC, o el organismo que haga sus veces, tenga acuerdos multilaterales de reconocimiento con base en las normas ISO–IEC 17011 e ISO–IEC 17040.

PARÁGRAFO 3o. La certificación de la conformidad de producto no es exigible mientras no existan al menos tres (3) organismos acreditados para emitir la certificación de los elementos del sistema de medición establecidos en este artículo. No obstante, durante este periodo de transición, la certificación de conformidad podrá ser sustituida por la declaración del fabricante en donde se manifieste el cumplimiento de la norma aplicable, siempre que se atienda lo exigido en la norma ISO-IEC 17050 para la declaración de conformidad de primera parte.

Artículo 11. Calibración de los elementos del sistema de medición. Los medidores de energía activa, reactiva y transformadores de tensión y corriente deberán calibrase en laboratorios de calibración acreditados, de acuerdo con la norma NTC-ISO/IEC 17025, por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC, o por otros organismos de acreditación que se organicen de acuerdo con lo establecido en el artículo 2o del Decreto número 4738 de 2008 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

La calibración deberá demostrar el cumplimiento de los índices de clase o clase de exactitud establecidos en el artículo 9o de esta resolución.

Los medidores y transformadores de corriente o de tensión deberán someterse a calibración antes de su puesta en servicio y después de la realización de cualquier reparación o intervención para corroborar que mantienen sus características metrológicas.

PARÁGRAFO 1o. Serán admitidas las calibraciones realizadas en laboratorios acreditados por organismos con los cuales el ONAC, o el organismo que haga sus veces, tenga acuerdos multilaterales de reconocimiento con base en las normas ISO–IEC 17011 e ISO–IEC 17040.

PARÁGRAFO 2o. Para el caso de los transformadores de tensión y corriente se aceptarán los certificados de calibración emitidos por el fabricante siempre y cuando este cumpla con los requisitos de la norma ISO-IEC 17025 y no existan al menos tres (3) laboratorios de calibración acreditados por el ONAC, o el organismo que haga sus veces, con el alcance de la acreditación requerido.

PARÁGRAFO 3o. En el caso en que se realicen calibraciones in situ, estas deberán ser ejecutadas por organismos acreditados para tal fin de conformidad con la norma ISO-IEC 17025.

Artículo 12. Medidores de energía reactiva. En los puntos de medición asociados a las fronteras de generación, las fronteras de comercialización conectadas al STN y en los puntos de medición que se encuentren ubicados en niveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kV se deben instalar medidores de energía reactiva bidireccionales.

Para niveles de tensión inferiores a 57,5 kV, el OR puede exigir al representante de la frontera la instalación de medidores de energía reactiva cuando al realizar mediciones previas se verifique el consumo en exceso de energía reactiva.

La exactitud requerida para las mediciones de energía reactiva corresponde a la señalada en la Tabla 2 de esta resolución.

Para los puntos de medida señalados en este artículo y que aún no disponen de la medición de energía reactiva, el representante de la frontera deberá instalar los medidores correspondientes dentro de los 12 meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

Artículo 13. Medidores de respaldo. Las fronteras de generación, las fronteras de comercialización conectadas al STN y las fronteras de los puntos de medición tipos 1 y 2 deberán contar con un medidor de respaldo para las mediciones de energía activa y energía reactiva. Para la medición de energía reactiva, el medidor puede estar integrado con el de energía activa.

El medidor de respaldo operará permanentemente y tendrá las mismas características técnicas del principal, según las disposiciones contenidas en la presente resolución.

La conexión de estos equipos desde los transformadores de medida al medidor o medidores de respaldo deberá ser independiente de la del medidor principal, además la configuración del sistema de comunicaciones deberá permitir la interrogación de forma separada del medidor de respaldo y del principal.

Para los puntos de medida indicados en este artículo y que aún no dispongan del medidor de respaldo en los términos antes señalados, el representante de la frontera deberá instalar los medidores y/o hacer las adecuaciones correspondientes dentro de los 12 meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución.

PARÁGRAFO. Los representantes de fronteras asociadas a puntos de medición a los cuales no les es exigida la instalación de medidores de respaldo podrán instalar este tipo de medidores, de acuerdo con lo señalado en este artículo cumpliendo los requisitos establecidos en este Código para el medidor principal, de respaldo y de energía reactiva.

Artículo 13. Otros medidores. El Operador de Red o el Transmisor Nacional que opera las redes a las cuales esté conectada la frontera comercial y el o los agentes a los cuales la medida en la frontera afecta su balance de energía podrán instalar medidores, con objeto de verificar los consumos o transferencias de energía registrados, siempre y cuando las características técnicas de los transformadores de medida, así lo permitan.

Los medidores instalados deberán cumplir con todos los requisitos de este Código, para lo cual a través de una de las firmas auditoras de que trata el artículo 23, deberá realizarse una revisión de acuerdo con el artículo 21 de la presente resolución.

El representante de la frontera deberá reportar el medidor al ASIC, quien los asociará al sistema de medición de la frontera comercial en la cual están instalados, sin que este sea considerado como un elemento más del sistema de medición. Adicionalmente, las lecturas registradas estarán sujetas a lo señalado en los artículos 34 y 36 de la presente resolución, en cuanto a la lectura, transmisión de la información y auditorías.

Los costos asociados a la instalación, operación y mantenimiento de los medidores y la lectura y transmisión de las mediciones realizadas serán asumidos por el agente propietario de los equipos, quien no podrá trasladarlos a los cargos que remuneran las distintas actividades de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica. El agente debe especificar dentro de su contabilidad las cuentas que permitan identificar el registro independiente de dichas actividades asociándolos con las respectivas cuentas del Sistema de Costos y Gastos y del PUC de la SSPD y se deberá informar al SUI los códigos de cuentas bajo las cuales serán registrados los valores respectivos.

Las mediciones realizadas serán empleadas con el propósito de verificar las lecturas realizadas por el medidor instalado por el representante de la frontera y podrán ser empleadas únicamente en la liquidación de consumos y transferencias de energía en los casos previstos en el artículo 35 de la presente resolución.

Ante la falla o hurto de estos medidores, el agente que los instaló deberá repararlos o reponerlos en los mismos plazos establecidos para los medidores del sistema de medición y notificar al ASIC la operación normal del medidor. En caso que el plazo sea superado el agente deberá proceder a retirar el medidor en un tiempo no mayor a diez días hábiles.

Tendrán acceso a la lectura de estos medidores los agentes señalados en el artículo 20 de la presente resolución.

Artículo 15. Registro y lectura de la información. Las fronteras comerciales con reporte al ASIC deberán contar con medidores de energía activa y reactiva en los términos de los artículos 12 y 13 de esta resolución, de tal manera que permitan como mínimo el registro horario de las transacciones de energía, en el primer minuto de cada hora, y con los equipos necesarios para realizar la lectura e interrogación de la información por parte del ASIC en los siguientes términos:

a) El medidor deberá permitir la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor, acorde con lo establecido en el artículo 34 de esta resolución;

b) El medidor deberá contar con un dispositivo de intercambio de información que permita la descarga local de las mediciones realizadas y de los parámetros del medidor, además de un sistema de visualización de las magnitudes medidas, la fecha y hora, las relaciones de transformación de los transformadores de medida y cualquier factor de compensación de error. El sistema de visualización puede o no estar integrado al medidor;

c) Para la lectura remota de la información, cada medidor deberá contar con un medio de comunicación que permita el cumplimiento de los plazos y requerimientos establecidos en el artículo 34 de la presente resolución;

d) La configuración de los parámetros del medidor principal y del medidor de respaldo debe ser la misma;

e) El almacenamiento mínimo de datos registrados en el medidor, principal y de respaldo, será de 60 días con intervalo de lectura cada 60 minutos, incluyendo etiqueta de tiempo. El equipo deberá tener la facilidad de almacenar los cambios efectuados sobre la configuración del equipo, incluyendo fecha y hora y usuario autorizado;

f) El representante de la frontera deberá almacenar los datos registrados por el medidor principal y de respaldo al menos por los dos (2) años inmediatamente anteriores; la información deberá estar disponible para su verificación por las autoridades competentes y por quien realice las revisiones y auditorías de que trata esta resolución;

g) Los medidores de los sistemas de medición nuevos o todo medidor que se adicione o reemplace en los sistemas de medición existentes deberán contar con un software compatible con el que seleccione el ASIC para la interrogación de que trata el artículo 34 de la presente resolución, el ASIC publicará las especificaciones técnicas mínimas requeridas.

Para las fronteras con reporte al ASIC que no cuenten aún con los requisitos señalados en este artículo, el representante de la frontera dispondrá de doce meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución para realizar las adecuaciones necesarias.

En el caso de las fronteras comerciales sin Reporte al ASIC será suficiente el registro de la acumulación del consumo o transferencia de energía, el cual será leído periódicamente por el representante de la frontera, a través de los mecanismos de los cuales disponga.

Artículo 16. Sincronización del reloj. El reloj interno de los medidores de las fronteras comerciales con reporte al ASIC debe estar en capacidad de ser corregido de forma remota durante las operaciones normales de recolección de medidas.

El desfase máximo permitido del reloj del medidor, con respecto a la hora oficial para Colombia será el siguiente:

TABLA 3

Desfase máximo permitido para el reloj interno

Tipo de Punto de Medición	Máximo desfase permitido (segundos)
1	10
2	15
3, 4 y 5	20

El representante de la frontera asociada a los puntos de medición indicados en este artículo debe garantizar el máximo desfase permitido y dispondrá de 12 meses, contados a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución para ajustar sus procedimientos de sincronización a los plazos máximos de desfase permitidos.

PARÁGRAFO 1o. En caso que el ASIC identifique un desfase superior al máximo permitido en la Tabla 3 de esta resolución deberá informar al representante de la frontera, quien dispondrá de 24 horas, una vez notificado, para la corrección del desfase, en caso que el ASIC identifique que la desviación persiste, considerará el medidor en falla y aplicará lo dispuesto en el artículo 34 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. Para el caso de los medidores prepago deberá cumplirse lo señalado en el Anexo D de la norma NTC 5648 o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI, respecto a los requisitos de mantenimiento de la base de tiempo.

Artículo 17. Protección de datos. Los medidores, tanto el principal como el de respaldo, de las fronteras comerciales con reporte al ASIC deberán contar con un sistema de protección de datos así:

a) El almacenamiento de las mediciones y parámetros de configuración del medidor deberá realizarse en memoria no volátil o disponer de una fuente de alimentación auxiliar;

b) La interrogación local y remota de las mediciones y configuración de los parámetros del medidor deberá tener como mínimo tres grados de acceso y emplear usuarios y contraseña;

c) La transmisión de datos deberá realizarse empleando protocolos con detección de errores y repetición de bloques de datos defectuosos.

Los grados de acceso de que trata el literal b) son:

1. Grado 1: Lectura de la identificación de la frontera comercial, de las mediciones realizadas y parámetros configurados en el medidor.

2. Grado 2: Configuración de las funciones de tiempo y/o fecha.

3. Grado 3: Calibración, configuración de los parámetros y restauración del equipo, así como los dos niveles anteriores.

Los sistemas de protección de datos deberán contar con un procedimiento detallado y documentado que evidencie el cumplimiento de los requisitos de este artículo.

El representante de la frontera deberá contar con una lista de usuarios, contraseñas y grados de acceso otorgados, además deberá mantener un registro de los accesos al medidor de grados 2 y 3 en una base de datos externa o en la hoja de vida de que trata el artículo 27 de esta resolución.

La base de datos que almacene las mediciones de los equipos de medida del representante de la frontera deberá contar con grados de acceso para consulta y mantener un registro de los accesos a esta.

El representante de la frontera deberá adecuar los sistemas de medición y sus procedimientos dentro de 12 meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para dar cumplimiento a lo señalado en este artículo.

PARÁGRAFO 1o. El representante de la frontera comercial deberá suministrar al ASIC el usuario y contraseña requeridos para que realice las funciones señaladas en el artículo 34 de la presente resolución.

PARÁGRAFO 2o. Para las fronteras sin reporte al ASIC que sean leídas de forma remota se deberán emplear los sistemas de protección de datos señalados en este artículo.

Artículo 18. Centro de Gestión de Medidas, CGM. El representante de la frontera podrá emplear centros de gestión de medidas que desarrollarán las siguientes funciones: interrogar los medidores de las fronteras comerciales, concentrar y almacenar las lecturas, ejecutar procesos de validación y crítica de las mediciones.

Los centros de gestión de medidas podrán ser constituidos por representantes de fronteras o por terceros y prestar sus servicios a otros RF. Los costos asociados serán acordados entre las partes.

La interrogación de los medidores deberá sujetarse a lo establecido en el artículo 17 de esta resolución y emplear los canales de comunicación, tanto primarios como medios de respaldo, necesarios para garantizar la consulta por parte del ASIC de acuerdo con lo señalado en el artículo 34 de esta resolución.

El almacenamiento de los datos en el centro de gestión de medidas deberá garantizar la integridad de las mediciones registradas y su disponibilidad por un período de al menos dos (2) años. Además, deberá cumplir con los requisitos de protección de los datos establecidos en el artículo 17 de la presente resolución.

El centro de gestión de medidas deberá ejecutar rutinas automáticas de validación y crítica de las mediciones a ser consultadas por el ASIC. La validación tendrá como objetivo garantizar que los valores reportados coincidan con los registros realizados por los medidores y la función de crítica consistirá en la evaluación de la coherencia de las lecturas realizadas respecto de valores típicos y/o históricos, tendencias, estacionalidad y las mediciones de los equipos de respaldo u otros medidores.

Los centros de gestión de medidas deberán mantener documentados los procedimientos que realicen para el cumplimiento de los requisitos de este artículo.

La información almacenada y los procedimientos documentados deberán estar disponibles para su verificación por las autoridades competentes y por quien realice las auditorías de que trata esta resolución.

En cualquier caso, el representante de la frontera es el responsable del cumplimiento de este Código.

El representante de la frontera deberá adecuar los sistemas de medición y sus procedimientos dentro de 12 meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para dar cumplimiento a lo señalado en este artículo.

PARÁGRAFO. Para las fronteras sin reporte al ASIC que sean leídas de forma remota el representante de la frontera deberá ejecutar las funciones señaladas en este artículo.

Artículo 19. Instalación del sistema de medición. La instalación de los elementos que conforman el sistema de medición deberá cumplir con las condiciones establecidas en las normas y reglamentos técnicos aplicables, y con las disposiciones que se establecen en el Anexo 2.

Artículo 20. Acceso al sistema de medición. El representante de la frontera deberá garantizar el acceso al sistema de medición asociado a la frontera comercial para efectos de las revisiones y auditorías establecidas en este Código y en la regulación.

A las mediciones realizadas, tendrán acceso de grado 1 de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de esta resolución: el usuario, el o los agentes a los cuales su balance de energía se vea afectado por la medida en la frontera, el OR o el Transmisor Nacional que opera las redes a las cuales esté conectada la frontera comercial y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales para las fronteras con reporte al ASIC.

El acceso a las mediciones, del medidor principal y de respaldo, podrá realizarse, ya sea por interrogación local o remota del medidor o por solicitud escrita al representante de la frontera, para el caso de registros históricos. El representante dispone de siete (7) días hábiles para dar respuesta a la solicitud.

El representante de la frontera deberá documentar y suministrar el procedimiento y los requisitos técnicos para el acceso local o remoto a los medidores y otorgar los usuarios y contraseñas que se requieran para cumplir con lo señalado en este artículo. Dentro de los cuatro meses siguientes a la firmeza de este acto los agentes representantes de las fronteras deberán cumplir con este requisito.

Artículo 21. Revisión del sistema de medición. El sistema de medición deberá ser revisado por el representante de la frontera antes de su puesta en funcionamiento con el propósito de dejar constancia del cumplimiento de lo establecido en este Código. La revisión deberá realizarse siguiendo el procedimiento señalado en el artículo 22 de esta resolución.

Los costos de la revisión serán asumidos por el representante de la frontera o el propietario de los equipos según acuerden las partes.

Los resultados de la revisión deberán consignarse en un acta y reposar en la hoja de vida del sistema de medición de conformidad con lo establecido en el artículo 27 de la presente resolución.

Para las fronteras comerciales con reporte al ASIC, existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la revisión de que trata este artículo será realizada por los representantes de las fronteras quienes ejecutarán las adecuaciones, reemplazos o cambios necesarios para el cumplimiento de este Código dentro de los doce meses siguientes a la entrada en vigencia de este acto, salvo las excepciones establecidas.

En el caso de las fronteras sin reporte al ASIC existentes a la entrada en vigencia de la presente resolución, la revisión deberá ser ejecutada en el momento en que se realice una modificación o reemplazo de alguno de los elementos del sistema de medida.

De requerirse la presencia del OR o Transmisor Nacional para la ejecución de las revisiones a los sistemas de medida, se seguirá el procedimiento establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

PARÁGRAFO 1o. Para la revisión de que trata este artículo, el representante de la frontera podrá contratar esta actividad con una de las firmas de la lista que para el efecto elabore el Comité Asesor de Comercialización, CAC, de acuerdo con lo señalado en el artículo 23 de esta resolución.

PARÁGRAFO 2o. Cuando se presente el cambio del representante de una frontera existente, el nuevo representante de la frontera deberá realizar la revisión de que trata este artículo y su resultado deberá incluirse en la hoja de vida del sistema de medición asociado a la frontera comercial.

Artículo 22. Procedimiento de revisión de los sistemas de medición. El Comité Asesor de Comercialización elaborará el procedimiento detallado con las actividades requeridas, para llevar a cabo la revisión de los sistemas de medición, de acuerdo con el alcance establecido en el Anexo 3 de esta resolución.

Las actividades definidas permitirán concluir de forma objetiva el cumplimiento o incumplimiento de los requisitos de este Código.

El CAC dispondrá de cuatro (4) meses a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución para la publicación del procedimiento y formatos necesarios, previa consulta con los usuarios, agentes y terceros interesados.

PARÁGRAFO. Mientras se dispone del procedimiento detallado, las revisiones de que tratan los artículos 21, 24 y 29 se deberán realizar siguiendo un procedimiento que garantice el cumplimiento del alcance que se establece en el Anexo 3 de la presente resolución.

Artículo 23. Firmas auditoras. Las firmas que realicen las revisiones de los sistemas de medición, asociados a las fronteras comerciales, de acuerdo con lo señalado en los artículos 21, 24 y 29 o que participen del proceso de auditoría de que trata el artículo 36 de la presente resolución, serán las incluidas en la lista que elaborará el CAC de acuerdo con lo establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Artículo 24. Revisión de los requisitos técnicos por parte del Operador de Red o el Transmisor Nacional. Previo a la puesta en funcionamiento de las fronteras comerciales, el OR o el Transmisor Nacional, según sea el caso, deberán realizar la revisión del sistema de medición de que trata el artículo 21 de esta resolución.

El OR deberá realizar la revisión de que trata este artículo durante la visita de recibo técnico de que trata el artículo 33 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Los resultados de la revisión deberán consignarse en un acta que deberá reposar en la hoja de vida del sistema de medición de conformidad con lo establecido en el artículo 27 de esta resolución.

De acuerdo con lo señalado en el numeral 6 del artículo 33 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, en ningún caso el Operador de Red podrá abstenerse de recibir las obras de conexión por aspectos relacionados con elementos que sean exclusivos del sistema de medición.

A las observaciones del OR sobre los elementos exclusivos del Sistema de Medida se les deberá dar trámite de conformidad con el artículo 7o de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

En el caso de las revisiones por parte del Transmisor Nacional, estas se realizarán de conformidad con lo señalado en Código de Conexión que hace parte del anexo general del Código de Redes contenido en la Resolución CREG 025 de 1995 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Los costos de la revisión se entienden incluidos dentro del cargo de conexión de acuerdo con lo señalado en el contrato de conexión y en el contrato de prestación del servicio. Para el caso de usuarios regulados deberá aplicarse lo establecido en la Resolución CREG 225 de 1997 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Artículo 25. Sellado de los equipos de medida. El representante de cada frontera deberá proteger el equipo de manipulaciones o interferencias no autorizadas, intencionales o accidentales, para lo cual deberá:

a) Suministrar e instalar sellos y mantener el registro correspondiente, para detectar manipulaciones e interferencias sobre el equipo;

b) Proveer la señalización adecuada para evitar manipulaciones e interferencias no intencionales;

c) Permitir que el Operador de Red, si lo considera necesario, instale su sello en el sistema de medición.

En todo caso, la instalación de los sellos deberá respetar lo señalado en el artículo 20 de la presente resolución sobre el acceso a los equipos de medida.

Los sellos de los equipos de medida sólo pueden ser retirados por el agente que los instaló, para esto, deberá seguirse el procedimiento de revisión conjunta establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Se deberá suscribir un acta en la que conste el retiro de los sellos, el estado de los equipos y demás acciones realizadas. El acta se deberá firmar por los participantes en la diligencia y deberá reposar en la hoja de vida del sistema de medición de acuerdo con lo señalado en el artículo 27 de esta resolución.

Conforme a lo establecido en el artículo 145 de la Ley 142 de 1994, en ningún caso el usuario está autorizado a romper los sellos y debe tomar las precauciones para impedir que personas no autorizadas lo hagan. Cuando se demuestre que el usuario retiró los sellos, este será responsable por todos los costos que esto conlleve, incluyendo la energía dejada de facturar, así como las posibles sanciones de carácter no pecuniarias conforme lo establecido en la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO 1o. La instalación de los sellos por parte del representante de la frontera, el Operador de Red o el Transmisor Nacional no debe dificultar las actividades de lectura o gestión sobre equipos de comunicación del sistema de medición. De igual forma, se debe garantizar el derecho del usuario a verificar el correcto funcionamiento de los elementos del sistema de medida de acuerdo con lo señalado en el artículo 145 de la Ley 142 de 1994.

PARÁGRAFO 2o. Cuando por alguna circunstancia se encuentren rotos o manipulados los sellos de seguridad instalados en el sistema de medición, se deberá realizar una revisión extraordinaria del sistema de acuerdo con el artículo 29 de esta resolución.

Adicionalmente, en caso de que los sellos del medidor o medidores y de los transformadores de medida hayan sido los manípulos o rotos, estos elementos del sistema de medición deberán ser sometidos a calibración de acuerdo con lo establecido en el artículo 11 de la presente resolución.

Artículo 26. Mantenimiento del sistema de medición. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, la revisión y el mantenimiento de los sistemas de medición es responsabilidad del agente que representa la frontera, quien deberá realizarlos con la frecuencia señalada en la Tabla 4.

TABLA 4Frecuencia de revisión y mantenimiento del sistema de medición

Tipo de Punto de Medición	Frecuencia [años]
1	2
2 y 3	4
4 y 5	10

El procedimiento de revisión del sistema de medición será el señalado en el artículo 21 de esta resolución, en lo que sea aplicable dependiendo del tipo de punto de medición. Adicionalmente, se deberá realizar la calibración del medidor principal, de respaldo, de energía reactiva y otros medidores, de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 de esta resolución.

Para el caso de los transformadores de tensión y de corriente, estos deberán ser sometidos a pruebas de rutina normalizadas para constatar que mantienen sus condiciones metrológicas cada vez que se presente un mantenimiento programado a la bahía o barraje al cual se encuentran conectados, la ejecución de estas actividades estará sujeta a auditoría de acuerdo con lo señalado en el artículo 36 de la presente resolución.

Durante la calibración de los medidores, el representante de la frontera deberá instalar, de forma provisional, los medidores apropiados para garantizar la medición de los consumos o transferencias de energía de acuerdo con lo señalado en esta resolución. En el caso de las fronteras comerciales sin reporte al ASIC se deberá cumplir con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 en cuanto al plazo máximo sin que un usuario pueda estar sin medida.

El representante de la frontera deberá establecer un plan de revisiones, mantenimientos y recalibraciones para cada una de las fronteras que están bajo su responsabilidad, incluyendo los otros medidores instalados de acuerdo con el artículo 14 de la presente resolución, el cual deberá ser de conocimiento de los agentes que tienen acceso al sistema de medición en los términos de esta resolución.

La ejecución de la revisión y mantenimiento establecidos en este artículo será realizada de acuerdo con lo señalado en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

De acuerdo con los artículos 144 y 145 de la Ley 142 de 1994, para el caso de las fronteras de comercialización para agentes y usuarios y las fronteras sin reporte al ASIC, el usuario podrá escoger libremente quien desarrollará las actividades señaladas en este artículo, considerando que la calibración sea realizada en un laboratorio acreditado y la revisión por una firma de la lista elaborada por el CAC de acuerdo con lo establecido en los artículos 11 y 23 de la presente resolución.

Los costos del programa de mantenimiento y de las revisiones señaladas en este artículo serán asumidos por el representante de la frontera, con excepción de las fronteras comerciales sin reporte al ASIC y las fronteras de comercialización para agentes y usuarios, cuyos costos serán asumidos por el usuario respectivo.

Cualquier mantenimiento adicional al establecido en este artículo será considerado como una visita de revisión conjunta y se aplicará lo establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Si como consecuencia de la revisión y el mantenimiento se modifican características técnicas reportadas al ASIC durante el registro de la frontera comercial, estas deberán ser actualizadas ante dicha entidad.

Artículo 27. Registro de sistemas de medición. El representante de la frontera deberá mantener un registro actualizado de los sistemas de medición instalados del cual hará parte la hoja de vida de que trata el artículo 28 de la presente resolución.

Artículo 28. Hoja de vida del sistema de medición. El representante de la frontera deberá mantener una hoja de vida del sistema de medición, asociado a una frontera comercial, en la que deben reposar las características técnicas de los elementos del sistema, las actas de las revisiones, registro de las calibraciones, mantenimientos, sellos instalados y demás intervenciones realizadas. El contenido detallado de la hoja de vida se establece en el Anexo 4 de esta resolución.

El representante de la frontera deberá entregar, a cualquiera de las partes interesadas y/o autoridades competentes, copia de la hoja de vida en un plazo no mayor a diez (10) días hábiles, previa solicitud escrita.

Cuando se realice un cambio del representante de la frontera comercial, el anterior representante deberá entregar la hoja de vida del sistema de medición en su totalidad al nuevo representante a quien le corresponderá cumplir lo establecido en este artículo.

Durante la realización de las revisiones y auditorías de que trata esta norma, el representante de la frontera deberá tener disponible copia de la hoja de vida del sistema de medición, la cual deberá ser entregada de forma inmediata de ser requerida.

El representante de la frontera deberá adecuar sus procedimientos dentro de 12 meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución para dar cumplimiento a lo señalado en este artículo.

Artículo 29. Revisión extraordinaria. La revisión del sistema de medición podrá ser solicitada por cualquiera de las partes interesadas en los resultados de las mediciones realizadas en una frontera comercial, para lo cual se aplicarán las siguientes reglas:

a) Fronteras con reporte al ASIC: La revisión extraordinaria se realizará de acuerdo con lo señalado en el artículo 12 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

El procedimiento de revisión deberá sujetarse a lo señalado en el artículo 21 de esta resolución. En caso de requerirse la calibración de los medidores, el representante de la frontera deberá tomar todas las precauciones necesarias para garantizar la medición de los consumos o transferencias de energía;

b) Fronteras sin reporte al ASIC: Las fronteras serán revisadas de forma extraordinaria, previa solicitud al representante de la frontera comercial. En caso de incumplimiento de los requisitos de este Código y de acuerdo con lo señalado en el artículo 146 de la Ley 142, la falta de medición del consumo, por acción u omisión del suscriptor o usuario, justificará la suspensión del servicio o la terminación del contrato, sin perjuicio de que la empresa determine el consumo en las formas que establecen la ley y la regulación.

El procedimiento de revisión deberá sujetarse a lo señalado en el artículo 21 de esta resolución. En caso de requerirse la calibración de los medidores, el representante de la frontera deberá tomar todas las precauciones necesarias para garantizar la medición de los consumos o transferencias de energía.

Los plazos para la programación de la revisión extraordinaria serán los señalados para las visitas de revisión conjunta de que tratan los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, complemente o sustituya.

Los costos de la revisión serán asumidos por quien la solicitó. Cuando se encuentre incumplimiento del Código, fraudes o intervenciones indebidas al sistema de medición, dicho costo deberá ser asumido por el representante de la frontera, quien podrá replicar contra el responsable de la conducta.

PARÁGRAFO. Los resultados de la revisión en las fronteras comerciales con o sin reporte al ASIC deberán consignarse en un acta y reposar en la hoja de vida del sistema de medición de conformidad con lo establecido en el Artículo 27 de esta resolución.

Artículo 30. Cambios en la programación del medidor. Para efectos de modificar la programación del medidor deberá seguirse el procedimiento de revisión conjunta establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Así mismo, el representante de la frontera deberá notificar al ASIC los cambios y la fecha acordada para la realización de los mismos, para efectos de lo señalado en el artículo 34 de la presente resolución.

El acta suscrita durante la revisión conjunta deberá registrar de forma clara y detallada las modificaciones realizadas a la programación del medidor y deberá reposar en la hoja de vida del sistema de medida.

Una vez concluida la modificación en la programación del medidor, el representante de la frontera, cuando sea necesario, deberá actualizar el registro de la misma ante el ASIC.

En caso que la modificación de la programación afecte la calibración del medidor, el representante de la frontera deberá realizar una nueva calibración del medidor de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 de la presente resolución.

Artículo 31. Alteración de los sistemas de medición. Si cualquiera de las empresas o agentes mencionados en el Código por acción u omisión realicen, encubren o promueven acciones que atenten contra la veracidad o fidelidad de las lecturas y registros obtenidos de los sistemas de medición asociados a las fronteras comerciales, se le aplicarán las sanciones que sobre estas conductas establezca la ley, sin perjuicio de aquellas que se apliquen por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, en ejercicio de sus funciones.

Todas las empresas y entidades involucradas están en la obligación de denunciar ante las autoridades correspondientes cualquier anomalía que sea indicio de posible fraude.

Artículo 32. Reposición de elementos del sistema de medición. Será obligación del representante de la frontera asegurar el reemplazo de los elementos del sistema de medición en los siguientes casos:

a) Por falla, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar los consumos o transferencias de energía de acuerdo con lo establecido en este Código y no sea posible la reparación del elemento;

b) Por hurto;

c) Una vez se haya cumplido el periodo de vida útil definido por los fabricantes, con excepción de los medidores asociados a las fronteras comerciales sin reporte al ASIC y las fronteras de comercialización para agentes y usuarios;

d) Cuando el desarrollo tecnológico ponga a disposición instrumentos de medida más precisos, rigiéndose por los principios de eficiencia y adaptabilidad establecidos en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994;

e) Por mutuo acuerdo entre el suscriptor o usuario y el comercializador;

f) En las fronteras sin reporte al ASIC, la empresa prestadora del servicio podrá reemplazar el medidor ante falla o hurto cuando el suscriptor o usuario, pasado un periodo de facturación, no tome las acciones necesarias para reemplazarlo. El costo asociado al reemplazo deberá ser asumido por el suscriptor o usuario.

De acuerdo con el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, la falta de medición del consumo, por acción u omisión del suscriptor o usuario, justificará la suspensión del servicio o la terminación del contrato, sin perjuicio de que la empresa determine el consumo en las formas que establece la Ley 142 de 1994.

En caso que la corrección del sistema de medición de la frontera comercial requiriera de la presencia del OR o Transmisor Nacional, se seguirá el procedimiento establecido en los artículos 47 y 48 de la Resolución CREG 156 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

PARÁGRAFO. Para establecer que el funcionamiento de un medidor no permite determinar el consumo o transferencia de energía se deberá realizar una calibración conforme a lo señalado en el artículo 11 de la presente resolución.

Artículo 33. Falla o hurto de elementos del sistema de medición. La falla o hurto de los elementos del sistema de medición deberá ser informada al representante de frontera por cualquiera de los interesados en la medida.

Para las fronteras comerciales con reporte al ASIC, la comunicación con el reporte de falla o hurto de alguno de los elementos del sistema de medición deberá ser enviada al ASIC, quien la hará pública para los demás agentes, el CND y los operadores de los sistemas de los países con los cuales se opere un enlace o interconexión internacional, cuando sea del caso. Además, incluirá la declaración de falla en el reporte de que trata el literal c) del Anexo 5 de la presente resolución y aplicará lo señalado en el literal d) del mismo anexo, cuando el reporte es realizado por el representante de la frontera.

En caso contrario, el ASIC dará traslado de la comunicación al representante de la frontera para que el reporte sea confirmado dentro de las 24 horas siguientes a la notificación antes de hacerlo público. Una vez cumplido el plazo y confirmada la falla o hurto de algunos de los elementos del sistema de medición, se deberán aplicar las reglas sobre fallas definidas en el literal d) del Anexo 5 de la presente resolución.

El reporte de falla o hurto deberá ser enviado por escrito, vía fax, o por medio electrónico válido, según lo establecido en la Ley 527 de 1999.

Una vez reportada y notificada la falla o el hurto, el representante de la frontera tendrá un plazo máximo para su reparación o reposición de quince (15) días calendario para equipos de transmisión de datos, registro y canal de comunicaciones o medidor, y de treinta (30) días calendario para los transformadores de medida.

El plazo anterior podrá ser ampliado por una sola vez, hasta por un tiempo igual al definido inicialmente, previa justificación técnica enviada al ASIC, antes del vencimiento del plazo inicial. Esta situación se hará pública para los demás agentes, el CND y los operadores de los sistemas de los países con los cuales se opere un enlace o interconexión internacional, cuando sea del caso.

Si cumplido el plazo, el representante de la frontera no ha notificado la reparación o reposición de los elementos en falla o hurtados, esta condición se considerará como un incumplimiento a este Código y se procederá a la cancelación de la frontera comercial en los términos definidos en la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Para los elementos de los sistemas de medición asociados a las fronteras comerciales sin reporte al ASIC, el usuario deberá reportar las fallas o hurtos al representante de la frontera inmediatamente sean detectadas. En caso de que la falla o el hurto sea detectada por el representante de la frontera, este le informará al usuario y a los terceros interesados, indicando claramente la situación de los equipos. Una vez reportada la falla, el propietario de los equipos tendrá el plazo establecido en la Ley 142 de 1994 para su reparación o reposición.

Mientras se reparan o reponen los elementos de los sistemas de medición defectuosos o hurtados, la lectura asociada a la frontera comercial será estimada de acuerdo con lo señalado en el Anexo 5 y el artículo 35 de la presente resolución, según sea el caso.

PARÁGRAFO 1o. Para la ejecución de la reparación o mantenimiento del sistema de medición deberá considerarse lo señalado en el Código de Operación que forma parte del Anexo General Código de Redes de la Resolución CREG 025 de 1995 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En caso de que el CND establezca, como resultado de la coordinación de la ejecución de mantenimientos, un plazo diferente al establecido en este artículo, el representante de la frontera deberá aplicarlo.

PARÁGRAFO 2o. La falla de los otros medidores instalados de acuerdo con lo señalado en el artículo 14 de esta resolución, no será considerado como causal para la declaración de la falla del sistema de medición asociado a la frontera comercial.

Artículo 34. Lectura de las mediciones en las fronteras comerciales. Para la lectura de las mediciones realizadas en los sistemas de medición asociados a las fronteras comerciales deberá aplicarse lo siguiente:

a) Fronteras comerciales con reporte al ASIC: Las mediciones realizadas en estas fronteras deberán ser interrogadas de forma remota por parte del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, siguiendo el procedimiento señalado en el Anexo 5 de esta resolución.

Los representantes de las fronteras deberán garantizar la correcta operación de todos los elementos del sistema de medición para que el ASIC realice las funciones asignadas.

Una vez sea implementada la interrogación por parte del ASIC y de forma semestral, el ASIC deberá publicar un informe sobre la gestión de la interrogación de las fronteras comerciales, incluyendo tasas de falla, revisiones extraordinarias ejecutadas, nuevas fronteras registradas o retiradas, cancelación del registro por causa de incumplimiento del Código, etc.;

b) Fronteras sin reporte al ASIC: La lectura de las mediciones realizadas deberá sujetarse a lo señalado en los artículos 144 y 145 de la Ley 142 de 1994 y las condiciones definidas en la Resolución CREG 108 de 1997 y demás normas aplicables.

El ASIC publicará dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, un plan de adecuaciones para la implementación de las funciones asignadas, así como el procedimiento técnico de comunicación que aplicará, considerando las características de los sistemas de medición instalados actualmente en el SIN y condiciones de flexibilidad, escalabilidad, seguridad y confiabilidad.

El procedimiento debe contener las características técnicas mínimas de los dispositivos de interfaz de comunicación que permitan la interrogación remota.

El plan de adecuación y el procedimiento técnico deberá ser sometido a un proceso de consulta con los usuarios, agentes y terceros interesados. La versión final será publicada por el ASIC a más tardar cuatro (4) meses contados a partir de la vigencia de la presente resolución.

Los representantes de las fronteras y el ASIC dispondrán de los plazos establecidos en el Anexo 6 de la presente resolución para la implementación del procedimiento de lectura de las fronteras comerciales de acuerdo con lo establecido en el Anexo 5 de esta resolución.

PARÁGRAFO 1o. Hasta tanto se adecúen los sistemas para permitir la interrogación remota, los Representantes de las Fronteras con reporte al ASIC deberán reportar la información de los registros de energía con la periodicidad y en los plazos a los que hace referencia en el artículo 6o de la Resolución CREG 006 de 2003 y demás normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

PARÁGRAFO 2o. Las verificaciones de coherencia de las lecturas interrogadas por el ASIC de acuerdo con lo establecido en el Anexo 5 de esta resolución, no eximen ni reemplazan la responsabilidad del representante de la frontera frente a la exactitud de las mediciones realizadas ni a las funciones señaladas para este en el presente Código.

Artículo 35. Estimación de lecturas de los medidores. Las mediciones obtenidas en los sistemas de medición podrán ser estimadas empleando los métodos establecidos a continuación, mientras se reparan o reponen los elementos de los sistemas de medida que se encuentran en falla o fueron hurtados.

Para el caso de las fronteras con reporte al ASIC, se deberán aplicar los siguientes medios de estimación:

a) Curvas típicas elaboradas de conformidad con el acuerdo del Consejo Nacional de Operación 094 de 2000 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya;

b) Balances de energía calculados a partir de lecturas de medidores disponibles en otras fronteras comerciales;

c) Integración de la medida de potencia activa, cuando esta se encuentre en la cobertura del Sistema de Supervisión y Control del CND o de otros Centros de Control;

d) En el caso de enlaces internacionales, adicionalmente se podrá tener en cuenta el valor del despacho programado del enlace internacional establecido por el CND.

El ASIC usará las alternativas que sean aplicables según el orden mencionado anteriormente.

El medio empleado por el ASIC para la estimación de las mediciones deberá ser incluido en el informe establecido en el literal c) del Anexo 5 de la presente resolución.

Para la determinación del consumo facturable en las fronteras sin reporte al ASIC se deberá aplicar lo señalado en la Ley 142 de 1994, así como en la Resolución CREG 108 de 1997 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

PARÁGRAFO. El Consejo Nacional de Operación deberá revisar dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la entrada en vigencia de la presente resolución el Acuerdo número 094 de 2000 para considerar los criterios de coherencia establecidos en el Anexo 5 de la presente resolución.

Artículo 36. Auditorías a los sistemas de medición. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales deberá contratar cada cinco (5) años la ejecución de una auditoría a las fronteras comerciales con reporte al ASIC, de acuerdo con los criterios y lineamientos señalados en el Anexo 7 de la presente resolución. Los cinco (5) años serán contados a partir de los dos (2) años de entrada en vigencia de esta resolución.

Los costos de las auditorías serán asumidos por los agentes del Mercado Mayorista de Energía de acuerdo con los criterios definidos para el pago de los servicios regulados prestados por el ASIC, establecidos en la Resolución CREG 081 de 2007 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Las firmas que realicen las auditorías deberán cumplir con lo señalado en el artículo 23 en la presente resolución.

El informe final así como los informes parciales deberán ser publicados por el ASIC y deberán ser remitidos a la Comisión de Regulación de Energía y Gas y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo de su competencia, de conformidad con lo señalado en el Anexo 7 de la presente resolución.

Artículo 37. Auditorías a los sistemas de medición durante la implementación del procedimiento de lectura de las fronteras comerciales. Durante la implementación del procedimiento de lectura de las fronteras comerciales establecido en el artículo 34 de esta resolución, el ASIC deberá realizar la auditoría a las fronteras comerciales con reporte al ASIC en los siguientes términos:

a) Las fronteras con puntos de medición tipo 1 y las fronteras de generación serán auditadas a los 12 meses de entrada en vigencia de este acto, para lo cual se seguirán las condiciones establecidas en el artículo 36 de la presente resolución.

El tamaño de la muestra se determinará a partir del total de fronteras señaladas en este literal, aplicando los criterios definidos en el literal a) del numeral 4) del Anexo 7 de esta resolución.

En caso que se determine el incumplimiento de alguna frontera comercial, el representante de esta deberá solicitar al ASIC la revisión extraordinaria de todas las fronteras comerciales con puntos de medición tipo 1 y de generación que representa.

Los costos asociados a las revisiones estarán a cargo del representante de la frontera quien no podrá trasladarlos a los cargos que remuneran las distintas actividades de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica;

b) Las demás fronteras comerciales deberán ser sometidas a auditoría a los 24 meses de entrada en vigencia de este acto, para lo cual se aplicará lo señalado en el artículo 36 y el Anexo 7 de esta resolución.

PARÁGRAFO. La CREG podrá solicitar la realización de auditorías a las fronteras comerciales con reporte al ASIC antes de los 12 meses de entrada en vigencia de la presente resolución para analizar el avance en el cumplimiento de los requisitos señalados en este Código.

Artículo 38. Indicadores de gestión. El Comité Asesor de Comercialización, dentro de los seis meses siguientes a la expedición de esta resolución, deberá proponer a la CREG para su consideración los indicadores de gestión sobre las funciones asignadas al ASIC en este Código.

Artículo 39. Actualización del registro de fronteras comerciales. Los representantes de las fronteras con reporte al ASIC existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, deberán actualizar ante el ASIC el registro de las fronteras comerciales dentro de los dos (2) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución.

Cualquier modificación realizada sobre los sistemas de medición asociados a las fronteras con reporte al ASIC deberá ser informada por el representante de acuerdo con el artículo 10 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Artículo 40. Derogatorias. La presente resolución deroga el Anexo denominado Código de Medida del Anexo General de la Resolución CREG 025 de 1995, el numeral 7 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998, el artículo 13 de la Resolución CREG 006 de 2003 y aquellas disposiciones que le sean contrarias.

Una vez se hayan cumplido los plazos establecidos en el Anexo 6 de la presente resolución se deroga el artículo 6o de la Resolución CREG 006 de 2003.

Artículo 41. Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 29 de febrero de 2012.

El Presidente,

TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA,

Viceministro de Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO 1

Componentes del sistema de medición

El sistema de medición se compone de todos o algunos elementos que se listan a continuación, algunos de los cuales pueden o no estar integrados al medidor:

a) Transformadores de corriente;

b) Transformadores de tensión;

c) Cableado entre los transformadores y el medidor o medidores que permite conducir las señales de tensión y corriente entre estos;

d) Un panel o caja de seguridad para el medidor y el registro de los datos;

e) Un medidor de energía activa;

f) Un medidor de energía reactiva, este medidor puede estar integrado con el medidor de energía activa;

g) Un medidor de respaldo;

h) Cargas para la compensación del burden de los transformadores de corriente y tensión;

i) Un sistema de almacenamiento de datos: constituido por equipos registradores, que acumulan y almacenan los valores medidos de energía de la frontera. Estos equipos pueden estar integrados o no, al medidor;

j) Los dispositivos de interfaz de comunicación y los medios de comunicación que permitan la interrogación local, remota y la gestión de la información en los términos previstos en la presente resolución. Estos equipos pueden estar integrados o no, al medidor;

k) Facilidades de procesamiento de información o los algoritmos, software, necesarios para la interrogación y el envío de la información;

l) Fuentes de energía auxiliares: conformado por los sistemas de suministro de energía alternos, para garantizar el correcto funcionamiento del sistema de medición;

m) Esquemas de seguridad y monitoreo que permitan proteger los equipos del sistema de medida y realizar seguimiento a las señales de aviso que presenten los mismos;

n) Bloques de borneras de prueba o elemento similar que permita separar o remplazar los equipos de medición de forma individual de la instalación en servicio, así como intercalar o calibrar in situ los medidores y realizar las pruebas y mantenimientos a los demás elementos del sistema de medición. Estos equipos pueden estar integrados o no, al medidor y deben permitir la instalación de sellos.

ANEXO 2

Instalación del sistema de medición

La instalación de los elementos que conforman el sistema de medición debe cumplir con las condiciones establecidas en las normas y reglamentos técnicos aplicables, y con las disposiciones que a continuación se establecen:

a) Todos los elementos del sistema de medición deben ser instalados por personal calificado de acuerdo con lo establecido en los reglamentos técnicos y en el tiempo establecido por la ley y la regulación;

b) La instalación deberá cumplir con lo señalado en el manual de operación y las normas técnicas expedidas por el OR de acuerdo con lo señalado en los numerales 4.2 y 5.5.1 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En todo caso, las normas del OR no podrán contravenir lo establecido en esta resolución o en las normas técnicas nacionales o internacionales aplicables;

c) Los equipos de medida deben instalarse en la ruta más directa, con el mínimo posible de conexiones y cables de tal forma que se garantice lo solicitado en el artículo 9o de esta resolución y considerando las características técnicas del punto de conexión;

d) Los equipos de medida deberán instalarse en una caja de seguridad u otro dispositivo similar que asegure que queden protegidos contra condiciones climáticas, ambientales, o manipulaciones y daños físicos que afecten el correcto funcionamiento del medidor;

e) Para los puntos de medición tipos 1 y 2, los circuitos de tensión y corriente del sistema de medición dispondrán de secundarios dedicados exclusivamente en los transformadores de tensión y corriente para los medidores;

f) Los transformadores de corriente y de tensión deben operar dentro de los rangos de carga nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que se garantice la clase de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión;

g) Para los puntos de medición que empleen medición semidirecta o indirecta, el sistema de medición deberá contar con bloques de borneras de prueba;

h) De conformidad con lo establecido en el numeral 4.4.6 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, los transformadores de corriente, tensión y los medidores de energía deben contar con un protocolo de pruebas de rutina. Entre la fecha del protocolo de pruebas y la de puesta en servicio de la conexión no podrán haber transcurrido más de cuatro (4) meses;

i) Los transformadores de corriente, tensión y los medidores de energía deben contar con un certificado de calibración de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 de esta resolución. Entre la fecha de calibración y la puesta en servicio de la conexión no deberán haber transcurrido más de cuatro (4) meses de conformidad con lo establecido en el numeral 4.4.6 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya;

j) El sistema de medición debe ser revisado antes de su operación en los términos establecidos en el artículo 21 de esta resolución.

ANEXO 3

Revisión del sistema de medición

El alcance del procedimiento de revisión del sistema de medición asociado a las fronteras comerciales que debe aplicarse en cumplimiento de lo señalado en los artículos 21, 24 y 29 de la presente resolución es el siguiente:

a) Clasificación del punto de medición de acuerdo con los tipos señalados en el artículo 6o de la presente resolución;

b) Instalación del sistema de medición de acuerdo con lo establecido en el artículo 19 y Anexo 2 de la presente resolución;

c) Cumplimiento de los requisitos generales para los sistemas de medición definidos en el artículo 8o de la presente resolución;

d) Selección del índice de clase o la clase de exactitud de los medidores y transformadores de medida de acuerdo con el tipo de punto de medida y lo señalado en el artículo 9o de esta resolución;

e) Cálculo del error porcentual total máximo introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables y demás accesorios ubicados entre los circuitos secundarios de los transformadores de tensión de acuerdo con lo establecido en el artículo 9o de esta resolución;

f) Certificación de conformidad de producto para los elementos del sistema de medición que lo requieren de acuerdo con lo señalado en el artículo 10 de esta resolución;

g) Calibración de los medidores y transformadores de medida de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 y el literal i) del Anexo 2 de esta resolución;

h) Instalación de medidores de energía reactiva y de respaldo de acuerdo con lo establecido en los artículos 12 y 13 de esta resolución;

i) Registro y lectura de la información de acuerdo con el artículo 15 de la presente resolución;

j) Instalación y registro de los sellos de acuerdo con lo señalado en el artículo 25 de la presente resolución;

k) Elaboración y mantenimiento de la hoja de vida del sistema de medición y de sus elementos de acuerdo con el artículo 27 de la presente resolución;

l) Verificación de la capacidad de interrogación del sistema de medida por parte del ASIC y del Centro de Gestión de Medidas de acuerdo con lo señalado en el artículo 34 de esta resolución;

m) Elaboración y ejecución del plan de mantenimiento y recalibración del sistema de medida de acuerdo con lo señalado en el artículo 26 de la presente resolución.

El resultado de cada una de las revisiones a que haya lugar, deberá reposar en un acta y anexarse a la hoja de vida del sistema de medida de conformidad con lo establecido en el artículo 27 de la presente resolución.

El acta de la revisión deberá contener la fecha en la cual se realiza la revisión, el nombre, cargo y empresa de quienes intervienen en la diligencia, el tipo de revisión: inicial, del OR o Transmisor Nacional, o extraordinaria. También deberá incluir los registros que evidencien el cumplimiento de los requisitos enlistados, certificados de conformidad de producto, certificados de calibración, procedimientos documentados, actas, memorias de cálculo, planos, etc., las observaciones en caso que existan y la declaración expresa del cumplimiento o incumplimiento del Código de Medida.

En caso de que como resultado de las revisiones se evidencie el incumplimiento de alguno de los requisitos de este Código, se deberá señalar dicho incumplimiento de forma clara y sin ambigüedades, adjuntando los soportes correspondientes.

ANEXO 4

Hoja de vida del sistema de medición

El representante de la frontera deberá mantener una hoja de vida del sistema de medición, asociado a una frontera comercial, en la que deben reposar las características técnicas de los elementos instalados en el sistema y descritos en el Anexo 1 de esta resolución.

Dentro de las características técnicas y demás registros que deberán ser consignados en la hoja de vida, cuando apliquen, se tienen como mínimo los siguientes:

a) Representante de la frontera;

b) Nombre del agente o usuario;

c) Fecha de entrada en operación de la frontera comercial asociada al sistema de medición;

d) Código SIC de la frontera comercial para el caso de las fronteras con reporte al ASIC o el asignado por el Representante de la frontera para las fronteras sin reporte al ASIC;

e) Esquema unifilar de la instalación de potencia mostrando la conexión de los equipos de medición;

f) Capacidad instalada del punto de conexión en donde se encuentra ubicado el punto de medición;

g) Características del medidor principal y de respaldo: Número de serie, modelo, fabricante y proveedor o representante, tipo de medidor (estático o electromecánico), sentido de medición (unidireccional o bidireccional), índice de clase activa y reactiva, tipo de conexión (directa, semidirecta e indirecta), número de fases e hilos, tensión nominal, frecuencia, corriente básica, máxima y nominal cuando aplique, constante del medidor (kWh/rev, rev/kWh, kWh/imp o imp/kWh), memoria volátil y no volátil, software empleado para lectura local y remota, año de fabricación y fecha de entrada en operación;

h) Características de los transformadores de corriente: Número de serie, modelo, fabricante y proveedor o representante, corriente primaria y secundaria nominal, frecuencia, potencia nominal y clase de exactitud correspondiente para cada devanado, en el caso de tener más de un devanado secundario, tensión más alta para el equipo y tensión nominal, el uso de cada devanado en caso de tener más de uno, relación de transformación normal de uso, el año de fabricación y fecha de entrada en operación;

i) Características de los transformadores de tensión: Tensión primaria y secundaria nominal, frecuencia nominal, potencia nominal y clase de exactitud, en caso de que existan dos devanados secundarios separados, el registro deberá contener los rangos de potencia nominales de cada devanado, así como la clase de exactitud correspondiente y la tensión nominal de cada devanado, el año de fabricación y fecha de entrada en operación;

j) Características de los dispositivos de interfaz de comunicación: esquema de comunicación para la interrogación local y remota, descripción de los equipos y software empleados;

k) Registro de los parámetros configurados y de los valores asignados en el medidor principal y de respaldo;

l) Descripción y características de la fuente de energía auxiliar;

m) Características técnicas del cableado entre los transformadores y el medidor o medidores y memoria del cálculo del error asociado al cableado;

n) Copia de la documentación técnica original de los equipos o referencia a su ubicación en un sistema de almacenamiento externo;

o) Copia de los certificados de conformidad de producto para los elementos del sistema de medición requeridos de acuerdo con el artículo 10 de la presente resolución;

p) Copia de los certificados de calibración para los elementos del sistema de medición requeridos de acuerdo con los artículos 10 y 26 de la presente resolución;

q) Referencia del programa de calibración y mantenimiento al que están sujetos los elementos del sistema de medida (aclara la referencia);

r) Actas de las revisiones del sistema de medición realizadas de acuerdo con señalado en los artículos 21, 24 y 29 de la presente resolución;

s) Acta suscrita durante la instalación o retiro de los sellos en los elementos del sistema de medida de acuerdo con lo señalado en el artículo 27 de esta resolución. Se deberá indicar el código único o referencia del sello instalado o retirado;

t) Registro de los mantenimientos y el acta suscrita en la que se indique: el estado actual del sistema, cambios de elementos realizados, pruebas, sellos retirados o instalados, y demás modificaciones o intervenciones ejecutadas;

u) Registro de cualquier acceso de grado 3 sobre los medidores.

En caso que la medición de energía activa y reactiva se realice con equipos de medida separados, para cada uno de estos se deberá registrar las características técnicas señaladas en el literal g) de este anexo para cada uno de los equipos.

Cuando se realicen en una intervención varias actividades, como mantenimiento, pruebas, retiro de sellos, revisiones, etc., podrá ser suscrita una única acta en la que quede constancia de todas las actividades ejecutadas.

El cambio o reemplazo de cualquiera de los elementos del sistema de medición implicará la actualización de las características técnicas registradas en la hoja de vida del sistema.

ANEXO 5

Procedimiento de lectura de las fronteras comerciales con reporte al ASIC

Las fronteras comerciales con reporte al ASIC deberán ser interrogadas de forma remota de acuerdo con el siguiente procedimiento y condiciones:

a) El ASIC interrogará los registros de energía activa el medidor principal, de respaldo y otros medidores asociados a las fronteras comerciales de generación y aquellas fronteras con puntos de medición tipos 1 y 2, de forma remota, dentro de las 08:00 horas del día siguiente al de la operación.

En caso que por fallas en el medio de comunicación empleado, por el ASIC, para la interrogación remota no se tenga acceso a la lectura del medidor, el ASIC podrá continuar la interrogación hasta las 24:00 horas del día siguiente al de la operación;

b) La lectura de las mediciones energía activa asociadas a las demás fronteras comerciales con reporte al ASIC se realizará por medio de la lectura directa de la base de datos que consolida la información de mediciones del representante de la frontera dentro de las 08:00 horas a las 24:00 horas del día siguiente de la operación.

El representante de la frontera deberá realizar la interrogación remota de las fronteras antes de las 08:00 horas del día siguiente al de la operación garantizando la disponibilidad de las mediciones para la consulta de la información por parte del ASIC. El procedimiento de interrogación, almacenamiento y consolidación de las mediciones en la base de datos adelantado deberá ser automático.

Los demás agentes con acceso al sistema de medición de acuerdo con lo establecido en el artículo 20 de esta resolución, deberán coordinar con el representante de la frontera la oportunidad de la interrogación de los medidores de tal forma que no interfieran con los plazos previstos en este literal;

c) Antes de las 24:00 horas del día siguiente al de la operación, el ASIC publicará un reporte en donde se indique para cada frontera comercial con reporte al ASIC si se realizó la lectura exitosa o no, del medidor principal, de respaldo u otro medidor asociado a la frontera, si la lectura realizada para cada medidor cumple con los criterios de coherencia, el número de días en falla de la frontera comercial y el medio de estimación de las mediciones, en caso que aplique.

Este reporte será de conocimiento de los agentes del mercado.

Adicionalmente, el ASIC dispondrá de los medios informáticos para permitir la consulta por parte de los representantes de las fronteras de las lecturas de las fronteras que representan.

Los criterios de coherencia que el ASIC deberá implementar para evaluar las lecturas interrogadas de los medidores serán:

1. La diferencia entre las lecturas de los medidores asociados a la frontera comercial deberá estar dentro de la franja de error determinada por el índice de clase de los medidores.

2. La diferencia de las lecturas de los medidores respecto de la curva típica de carga de la frontera comercial no es mayor al cinco por ciento (5%);

d) A partir de la publicación realizada por el ASIC y dentro de las 48:00 horas siguientes al día de la operación, los representantes de las fronteras deberán confirmar la ocurrencia de falla o hurto en los medidores, transformadores de medida, el sistema de almacenamiento de datos, en los dispositivos de interfaz de comunicaciones o en el medio de comunicación, ante lo cual el representante de la frontera y el ASIC deberán proceder bajo las siguientes reglas:

1. Falla o hurto en el medidor principal: en este caso el ASIC empleará en su orden, las lecturas del medidor de respaldo u otros medidores cuando la frontera comercial los tenga disponibles de acuerdo con los artículos 13 y 14 de la presente resolución.

Si no se dispone de lecturas del medidor de respaldo u otros medidores el ASIC empleará los mecanismos de estimación de lecturas de que trata el Artículo 35 del presente Código.

2. Falla o hurto del medidor de respaldo u otros medidores: en este caso el ASIC empleará las lecturas del medidor principal.

3. Falla o hurto en los transformadores de medida o en sistema de almacenamiento de datos: El ASIC empleará los mecanismos de estimación de lecturas de que trata el artículo 35 de la presente resolución.

4. Falla o hurto en los dispositivos de interfaz de comunicaciones o el medio de comunicación: El representante de la frontera deberá enviar dentro del plazo establecido en este literal, el archivo propietario del medidor principal, de respaldo y otros medidores con los registros realizados.

Una vez restablecida la operación del sistema de medición el ASIC realizará la interrogación de los medidores correspondientes para confirmar la información recibida.

En caso que se presenten diferencias entre el reporte del representante de la frontera y las lecturas obtenidas por el ASIC mediante la interrogación remota del sistema de medición se declarará la frontera en falla y se seguirá el procedimiento de estimación de lecturas señalado en el artículo 34 de la presente resolución.

Adicionalmente, se deberá realizar la revisión extraordinaria del sistema de medición de acuerdo con lo señalado en el artículo 29 de esta resolución y la revisión del sistema de interrogación empleado por el ASIC. El informe de la revisión junto con la descripción de las diferencias encontradas deberá ser enviado por el ASIC a la SSPD para lo de su competencia.

Los costos asociados serán asumidos por el agente que ocasionó la diferencia en las lecturas, sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que apliquen la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso.

5. En caso que el representante de la frontera no dé respuesta oportuna, el ASIC procederá a emplear la lectura del medidor de respaldo u otro medidor, siempre y cuando estén disponibles o aplicará los mecanismos de estimación de lecturas de que trata el artículo 35 de la presente resolución;

e) El responsable de la frontera deberá revisar la lecturas que el ASIC identificó como no coherentes dentro de las 48:00 horas siguientes al día de la operación e informar si se presenta una falla en el sistema de medición ante lo cual se seguirán las reglas establecidas en el literal d) de este anexo.

Si como resultado de la revisión se concluye que las lecturas son correctas el representante de la frontera deberá informa al ASIC mediante el medio que este disponga para tal fin esta situación y explicar de forma amplia y suficiente las razones de la diferencia. Esta información se considera en la auditoría de que trata artículo 36 de la presente resolución;

f) Para las fronteras de generación y aquellas fronteras con puntos de medición tipos 1 y 2, el representante podrá señalar la no coherencia de la lectura realizada por el ASIC dentro de las 48:00 horas siguientes al día de la operación, en cuyo caso el representante de la frontera deberá enviar dentro del plazo establecido en este literal, el archivo propietario del medidor con los registros realizados.

Una vez confirmada la diferencia entre la lectura realizada por el ASIC y la enviada por el representante de la frontera, la frontera será declarada en falla y se aplicará el procedimiento de estimación de lecturas definido en el artículo 35 de la presente resolución.

Adicionalmente, se deberá realizar la revisión extraordinaria del sistema de medición de acuerdo con lo señalado en el artículo 29 de esta resolución y la revisión del sistema de interrogación empleado por el ASIC. Los costos asociados serán asumidos por el agente que ocasionó la diferencia en las lecturas, sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso.

A partir de la declaración de falla o hurto por parte del representante de la frontera se inicia el plazo señalado en el artículo 33 de la presente resolución.

Las fallas o el hurto de los equipos, serán reportados al ASIC inmediatamente por quien detecte la anomalía, por escrito, vía fax, o por medio electrónico válido, según lo establecido en la Ley 527 de 1999.

ANEXO 6

Plazos para la implementación de la lectura de las fronteras comerciales

La implementación del procedimiento de lectura de las fronteras comerciales con reporte al ASIC, de acuerdo con lo establecido en el Anexo 5 de esta resolución, por parte de los representantes de las fronteras y el ASIC se sujetará a los siguientes plazos máximos.

TABLA 5

Plazos para la implementación de la lectura de las fronteras comerciales

Tipo de frontera comercial	Plazo máximo [meses]
Con puntos de medición tipo 1	12
De generación	12
Con puntos de medición tipo 2	18
Con puntos de medición tipo 3, 4 y 5	24

Hasta tanto se adecúen los sistemas para permitir la interrogación remota, los representantes de las fronteras con reporte al ASIC deberán reportar la información de los registros de energía con la periodicidad y en los plazos establecidos en el artículo 6o de la Resolución CREG 006 de 2003 y demás normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución las nuevas fronteras comerciales que se registren en el ASIC deberán estar en capacidad de cumplir con los requisitos establecidos en el artículo 34 y el Anexo 5 de esta resolución.

ANEXO 7

Auditoría a las fronteras comerciales con reporte al ASIC

De acuerdo con lo establecido en el artículo 36 de la presente resolución, el ASIC deberá contratar cada cinco (5) años la ejecución de una auditoría a las fronteras comerciales con reporte al ASIC, con el objetivo de garantizar el cumplimiento de los requisitos establecidos en este Código, de acuerdo con los criterios y lineamientos que a continuación se señalan.

1. Pasos previos a la contratación de la auditoría

Para iniciar el proceso de contratación de las auditorías se deberán cumplir las siguientes actividades:

a) El ASIC determinará el tamaño de la muestra a auditar de acuerdo con lo señalado en el numeral 4;

b) El cálculo del tamaño de la muestra deberá ser presentado al CAC para su verificación;

c) Posteriormente y antes de la contratación de la firma o firmas auditoras, el ASIC seleccionará las fronteras que serán auditadas, las cuales serán mantenidas en reserva;

d) El ASIC elaborará los términos de referencia para la contratación de la firma o firmas de auditoría que desarrollarán los trabajos;

e) Los términos de referencia deberán ser publicados para la formulación de comentarios y observaciones por parte de los usuarios, agentes, el Comité Asesor de Comercialización y demás interesados;

f) El ASIC analizará y dará respuesta a los comentarios recibidos y ajustará los términos de referencia.

2. Contratación de la auditoría

El ASIC deberá contratar la auditoría de los sistemas de medición asociados a las fronteras comerciales con reporte al ASIC, de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a) Para la selección y contratación de la firma o firmas auditoras se empleará un proceso de libre concurrencia;

b) Las firmas que realicen las auditorías deberán cumplir con lo señalado en el artículo 23 de la presente resolución;

c) Cumplidos los requisitos técnicos, la selección de las firmas se realizará por mínimo costo;

d) El contrato de auditoría se firmará entre el ASIC y la o las firmas seleccionadas para la ejecución de los trabajos;

e) La interventoría en la ejecución del contrato de auditoría estará a cargo del ASIC;

f) El listado de las fronteras comerciales sujetas a auditoría será suministrado únicamente a la firma o firmas elegidas una vez se suscriba el contrato correspondiente;

g) La firma o firmas mantendrán en reserva el código SIC de las fronteras que serán sujetas a auditoría y serán dadas a conocer al representante de la frontera correspondiente de acuerdo con lo señalado en el numeral 5 de este anexo;

h) El contrato deberá exigir el manejo confidencial de toda la información que se requiera para el desarrollo de los trabajos;

i) La firma o firmas auditoras entregarán información sobre el desarrollo del contrato únicamente al ASIC.

3. Plazo de ejecución de la auditoría

El plazo de ejecución de la auditoría será establecido considerando la cantidad de sistemas de medición asociados a fronteras comerciales que deben ser sometidos a auditoría y la distribución geográfica de la muestra.

En todo caso, la auditoría de las fronteras con reporte al ASIC deberá ejecutarse en un plazo no mayor a doce (12) meses.

4. Determinación del tamaño de la muestra y selección de fronteras

El cálculo del tamaño de la muestra y la selección de los sistemas de medición asociados a las fronteras comerciales a auditar se hará como se señala a continuación:

a) Tamaño de la muestra

De las fronteras comerciales que cada representante de frontera tiene inscritas en el Sistema de Intercambios Comerciales, el ASIC determinará el tamaño de la muestra para que los sistemas de medición asociados sean sometidos a auditoría.

Para esto se empleará un muestreo aleatorio simple considerando los siguientes criterios de diseño:

– Nivel de confianza: 95%

– Proporción de fronteras no conformes: 3%

– Error máximo admisible: 5%

b) Selección de fronteras comerciales

La selección de las fronteras deberá realizarse de forma aleatoria.

5. Programación de la auditoría

La programación de la auditoría de los sistemas de medición asociados a las fronteras comerciales con reporte al ASIC deberá seguir las siguientes reglas:

a) El ASIC entregará el listado de las fronteras comerciales a la firma o firmas auditoras;

b) La firma notificará al representante de la frontera por un medio expedito como correo electrónico o fax, la realización de la visita de auditoría al sistema de medición;

c) Una vez notificado el representante de la frontera a auditar, este deberá informar la fecha y hora de la visita, por un medio expedito como correo electrónico o fax, en un plazo no mayor a dieciocho (18) horas desde el recibo de la solicitud. En caso que no se reciba respuesta, la auditoría deberá realizarse dentro del plazo establecido en este numeral;

d) El representante de la frontera deberá informar sobre la realización de la visita de auditoría a los demás agentes que tienen acceso al sistema de medida de acuerdo con el artículo 20 de la presente resolución, para que asistan en caso que lo consideren necesario;

e) La visita de auditoría deberá realizarse dentro de las cuarenta y ocho (48) horas siguientes al recibo de la solicitud.

Todos los agentes deben facilitar el acceso a los sistemas de medición y a la información asociadas a las fronteras comerciales de tal forma que se cumplan los plazos establecidos en esta resolución.

En caso de que la auditoría no se realice en la fecha establecida debido al incumplimiento de alguno de los agentes involucrados, este agente deberá asumir todos los costos asociados a la auditoría y los gastos de los demás agentes que hayan asistido, para lo cual se emplearán los valores publicados de acuerdo con las Resoluciones CREG 108 de 1997 y CREG 225 del mismo año.

6. Procedimiento de auditoría

El Comité Asesor de Comercialización elaborará el procedimiento detallado con las actividades requeridas para llevar a cabo la auditoría de los sistemas de medición de acuerdo con el alcance establecido en el Anexo 3 de esta resolución y los demás aspectos señalados en este numeral.

Las actividades establecidas deberán permitir concluir de forma objetiva el cumplimiento de los requisitos de este Código.

El CAC dispondrá de cuatro (4) meses a partir de la entrada en vigencia de la presente resolución para la publicación del procedimiento, previa consulta con los usuarios, agentes y terceros interesados.

Los aspectos adicionales a incluir dentro de la ejecución de la auditoría a los sistemas de medición son los siguientes:

a) Sincronización del reloj de conformidad con lo establecido en el artículo 16 de la presente resolución;

b) Aplicación de los sistemas de protección de datos establecidos en el artículo 17 de esta resolución;

c) Procedimientos implementados para cumplir con los requisitos establecidos para los Centros de Gestión de Medidas a fin de observar lo señalado en el artículo 18 de esta resolución;

d) Existencia de un procedimiento documentado con los requisitos técnicos de acceso local y remoto a los medidores;

e) Registros de la ejecución de las revisiones señaladas en los artículos 21, 24 y 29 de la presente resolución;

f) Revisión de los parámetros de configuración de los medidores, los reportados al ASIC y consignados en la hoja de vida;

g) Procedimiento de interrogación, almacenamiento y consolidación de las mediciones en la base de datos del representante de la frontera;

h) Verificación de la información del sistema de medición registrada ante ASIC, la encontrada en el sistema de medición auditado, así como la consignada en la hoja de vida del sistema;

i) Comparación de las lecturas almacenadas en el medidor principal, de respaldo y otros medidores con la información disponible en la base de datos del responsable de la frontera y la registrada en el ASIC. Se deberá establecer la causa de la diferencia en caso que se presente;

j) Aquellos aspectos que específicamente son sujetos de auditoría de acuerdo con este Código.

7. Informes de auditoría

La firma o firmas auditoras deberán presentar un informe preliminar de la auditoría a cada sistema de medición, el cual deberá incluir los registros que evidencien el cumplimiento de los requisitos, certificados de conformidad de producto, certificados de calibración, procedimientos documentados, actas, memorias de cálculo, planos, registros fotográficos, etc., las observaciones en caso que existan y la declaración expresa del cumplimiento o incumplimiento de este Código.

El informe preliminar deberá ser enviado al ASIC, quien dará traslado al representante de la frontera, el cual contará con un plazo de cinco (5) días hábiles, contados a partir de la fecha de recibo, para presentar sus observaciones u objeciones sobre el mismo. Las observaciones u objeciones que reciba el ASIC le serán remitidas a la firma auditora para que emita su informe definitivo en un plazo no mayor a cinco (5) días hábiles, contados a partir de la fecha de recibo.

Los informes por sistema de medición deberán ser consolidados en un informe final que presentará los resultados del cumplimiento de este Código por representante de frontera.

8. Publicación de resultados

Cada vez que la firma auditora entregue un informe definitivo de cualquier sistema de medición, este deberá ser publicado por el ASIC. Así mismo, el informe final de auditoría de los sistemas de medición de las fronteras con reporte al ASIC será publicado para conocimiento de la industria y remitido a la CREG y a la SSPD para lo de su competencia.

9. Resultados de auditoría no satisfactorios

En el caso que se determine como resultado de la auditoría, el incumplimiento de por lo menos un sistema de medición asociado a una frontera comercial, el ASIC deberá programar una segunda auditoría para los representantes de estas fronteras, seleccionando una muestra con un nivel de confianza del 99% y excluyendo las fronteras seleccionadas en el primer muestreo. Lo anterior, sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD.

La segunda auditoría deberá realizarse dentro los cuatro (4) meses siguientes a la publicación, por parte del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, del informe definitivo de auditoría a las fronteras comerciales con reporte al ASIC señalado en el numeral anterior.

Los costos asociados a la auditoría estarán a cargo del representante de la frontera quien no podrá trasladarlos a los cargos que remuneran las distintas actividades de la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Si en la segunda auditoría se encuentran sistemas de medición no conformes, el representante de la frontera deberá solicitar al ASIC, a su cargo, la realización de revisiones extraordinarias a todos los sistemas de medición de las fronteras comerciales que representa, para lo cual se deberá aplicar el procedimiento señalado en el artículo 29 de esta resolución.

10. Tratamiento de hallazgos en los sistemas de medición

Ante los incumplimientos identificados en la ejecución de las auditorías a los sistemas de medición se deberán aplicar las siguientes reglas:

a) Falla de los elementos del sistema de medición

Los incumplimientos detectados en el medidor principal o de respaldo, en los transformadores de medida, en sistema de almacenamiento de datos, en los dispositivos de interfaz de comunicaciones o en el medio de comunicación implicarán que la frontera sea declarada en falla y por tanto, se aplicarán las reglas definidas en el literal d) del Anexo 5 de la presente resolución.

El representante de la frontera dispondrá de los plazos establecidos en el artículo 33 de la presente resolución, para corregir los incumplimientos. Finalizado el plazo, el representante de la frontera solicitará al ASIC la realización de una revisión extraordinaria del sistema de medición, la cual será a su costo.

Si de la revisión extraordinaria se concluye el incumplimiento de este Código, se procederá a cancelar la frontera comercial de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso;

b) Diferencias en las lecturas entre el medidor principal, de respaldo y la información disponible en el ASIC

Una vez confirmada la diferencia entre el medidor principal, de respaldo y la información disponible en el ASIC, la frontera será declarada en falla y se aplicará el procedimiento de estimación de lecturas definido en el artículo 35 de la presente resolución, así como las reliquidaciones a que haya lugar.

En caso que la diferencia sea ocasionada por el representante de la frontera, este dispondrá de los plazos establecidos en el artículo 33 de la presente resolución, para corregir los incumplimientos. Finalizado el plazo, el responsable de la frontera solicitará al ASIC la realización de una revisión extraordinaria del sistema de medición, la cual será a su costo.

Si de la revisión extraordinaria se concluye el incumplimiento de este Código, se procederá a cancelar la frontera comercial de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso.

Si la diferencia es ocasionada por el ASIC, este procederá a realizar los ajustes necesarios sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso.

c) Otras causas de incumplimiento

El responsable de la frontera dispondrá de treinta (30) días, para corregir los incumplimientos. Finalizado el plazo, el representante de la frontera solicitará al ASIC la realización de una revisión extraordinaria del sistema de medición, la cual será a su costo.

Si de la revisión extraordinaria se concluye el incumplimiento de este Código, se procederá a cancelar la frontera comercial de acuerdo con lo señalado en el artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya, sin perjuicio de las sanciones que establezca la ley y las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso.