DATOS
BUSCAR
ÍNDICE
MEMORIA
DESARROLLOS
MODIFICACIONES
CONCORDANCIAS
NOTIFICACIONES
ACTOS DE TRÁMITE
Resolución 120 de 2007 CREG
RESOLUCIÓN 120 DE 2007
(diciembre 21)
Diario Oficial No. 46.955 de 9 de abril de 2008
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que somete a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados el Código de Medida.
LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,
en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 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 resolución 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 356 del 21 de diciembre de 2007, aprobó hacer público el proyecto de resolución “Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que somete a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados el Código de Medida”;
RESUELVE:
ARTÍCULO 1o. Hágase público el proyecto de resolución "Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que somete a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados el Código de Medida".
ARTÍCULO 2o. Se invita a los agentes, a los usuarios, 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. 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 previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.
ARTÍCULO 4o. La presente resolución no deroga disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.
Publíquese y cúmplase.
Dada en Bogotá, D. C., a 21 de diciembre de 2007.
El Presidente,
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
HERNÁN MOLINA VALENCIA.
Por la cual se adopta el Código de Medida.
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 en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y
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 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 mediante la Resolución 025 de 1995 la CREG adoptó 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 las condiciones de instalación, pruebas, certificación, operación y mantenimiento de los mismos;
Que mediante las Resoluciones CREG 01 y 019 de 1999 y 06 de 2003, se modificó y adicionó el Código de Medida;
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 el Comité Asesor de Comercialización mediante comunicación con radicación E-2006-001431 remitió una propuesta de Código de Medida que ha sido revisada y analizada;
Que el Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 de 2007, en el cual estableció 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 Ministerio de Minas y Energía expidió el Decreto 388 de 2007 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 el Documento CREG 104 de 2007 contiene el análisis de las necesidades de modificación o adición del Código de Medida, considerando los argumentos y la información presentados por los agentes y terceros interesados en relación con el tema,
RESUELVE:
ASPECTOS GENERALES.
ARTÍCULO 1o. AMBITO DE APLICACIÓN Y PRINCIPIOS. El Código de Medida establece las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía para efectos de los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional y con otros países, la liquidación de cargos 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. 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.
Esta normatividad se orienta a:
a) Definir las características técnicas que deben cumplir los Sistemas de Medición y de respaldo cuando se exijan, para que la medición de los flujos de energía se realice bajo parámetros de precisión que permitan determinar adecuadamente las transacciones entre los agentes que participan en el Mercado Mayorista y entre estos y los usuarios finales y el flujo en las redes de distribución;
b) Establecer los requerimientos que deben cumplir los elementos del Sistema de Medición en relación con la certificación, instalación, pruebas, operación, mantenimiento y protección del mismo;
c) Determinar claramente la responsabilidad de los agentes y usuarios involucrados en relación con la medida;
d) Indicar los parámetros para la realización de auditorías que verifiquen el cumplimiento de lo establecido en esta resolución.
PARÁGRAFO. El Código sólo trata de los temas de medición para aspectos comerciales y no contempla los relacionados con la medición para efectos operativos, los cuales se desarrollan en los Códigos de Conexión y de Operación y sus respectivos anexos.
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 (calibración).
ASIC. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. Entidad 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 y transacciones de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).
CAC. Comité Asesor de Comercialización.
Calibración. Conjunto de operaciones que establecen, bajo condiciones específicas, la relación entre los valores de las magnitudes que indique un instrumento de medición o un sistema de medición o los valores representados por una medida materializada o por un material de referencia y los valores correspondientes determinados por medio de los patrones.
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. 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 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. Conjunto de dispositivos destinados a la medición o registro del consumo o de las transferencias de energía.
Frontera comercial. 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. Las Fronteras Comerciales pueden ser con reporte al MEM o sin reporte al MEM:
Frontera comercial con reporte al MEM. Frontera Comercial a partir de la cual se determinan las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el Mercado Mayorista y se define la responsabilidad por los consumos. Estas fronteras se clasifican en: Fronteras de Generación, Fronteras de Comercialización, Fronteras de Enlace Internacional y Fronteras de Distribución.
Frontera de generación. Son las fronteras correspondientes al punto de medición de una Planta de Generación o una Planta Menor, donde las transferencias de energía equivalen a la energía neta entregada por el generador al STN, el STR o el SDL.
Frontera de comercialización. Son las fronteras correspondientes al Punto de Medición donde las transferencias de energía que se registran permiten determinar la demanda de energía de un comercializador. Estas incluyen los Puntos de Medición a usuarios finales, consumos auxiliares, Puntos de Medición entre el STN y un comercializador ó entre comercializadores.
Frontera de enlace internacional. Son las fronteras correspondientes 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. Son las fronteras correspondientes al Punto de Medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países, cuando estas no se realicen en el esquema TIE.
Frontera de distribución. Es el Punto de Medición entre niveles de tensión de un mismo OR que permite establecer la energía transferida entre estos.
Frontera comercial sin reporte al MEM. Corresponde al Punto de Medición del consumo de un Usuario Final. La información de estos consumos no requiere ser reportado al MEM para efectos de establecer las liquidaciones en el Mercado Mayorista.
Indice de clase de los medidores. Número que expresa el límite del error porcentual admisible para todos los valores del rango de corriente entre 0,1 In 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. Laboratorios de ensayos o de calibración, reconocidos 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 la máxima confiabilidad.
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 que acredita y supervisa los organismos de certificación, los laboratorios de ensayo y de calibración que hacen parte del Sistema Nacional de Normalización, Certificación y Metrología.
Punto de conexión. Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un usuario o grupo de usuarios, 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 el cual se mide la energía. Para efectos comerciales el Punto de Medición debe coincidir con el Punto de Conexión, salvo cuando las condiciones técnicas no lo permitan.
Revisión. Conjunto de actividades dirigidas a verificar que el Sistema de Medición se encuentre en buen estado de funcionamiento y cumpla con los requisitos establecidos en este Código.
Sistema de medición. Conjunto de dispositivos destinados a la medición y/o registro de las transferencias de energía los cuales se encuentran en el Punto de Medición y pueden o no estar asociados con una red de comunicaciones.
Transformador de tensión (PT o tt). 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 tc). 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.
Verificación inicial. Verificación que se realiza a un medidor antes de ser instalado en una red eléctrica.
Verificación posterior. Verificación que se realiza a un medidor retirado o no de su sitio de instalación para comprobar el estado en el cual venía funcionando.
ARTÍCULO 3o. REPRESENTACIÓN DE LAS FRONTERAS. Es representante de la Frontera el agente a cuyo nombre esta se registra ante el ASIC. Para cada tipo de frontera el representante será:
a) Frontera de Generación: el Generador;
b) Frontera de Comercialización: el Comercializador que importe la energía, o cuyo balance de importación sea mayor al balance de exportación de energía;
c) Frontera de Enlace Internacional: el agente que representa el enlace internacional ante el MEM;
d) Frontera de Interconexión Internacional: la empresa de Comercialización o Generación que realiza la importación o exportación;
e) Frontera de Distribución: el Operador de Red;
f) El representante de las Fronteras Comerciales Sin Reporte al MEM será el comercializador con el que el usuario final haya suscrito el contrato de condiciones uniformes.
ARTÍCULO 4o. RESPONSABILIDAD DE LOS REPRESENTANTES. Los representantes de las fronteras son responsables de las mismas en todo lo referente con el cumplimiento de este Código y de las transacciones comerciales que se derivan de los flujos de energía que se registran en ellas.
En relación con el Sistema de Medición los representantes deberán:
a) Asegurar que todos los componentes del Sistema de Medición se instalen, operen y mantengan, acorde con lo establecido en este Código;
b) Asegurar que el Sistema de Medición y todos sus componentes, cumplan con los requerimientos de precisión y calibración establecidos en este Código;
c) Asegurar que se instalen y mantengan los mecanismos de seguridad y protección de los equipos;
d) Cuando corresponda, asegurar que los medios de comunicación sean instalados y mantenidos adecuadamente para su correcto funcionamiento;
e) Proveer el adecuado acceso a los equipos para efectos de realizar la lectura, las revisiones y auditorías establecidas en este código;
f) Efectuar el registro de los equipos y la entrega de información requerida, acorde con lo establecido en la regulación;
g) Las demás que se le asignen en 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.
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 a adoptar las precauciones eficaces para que, los representantes de las fronteras comerciales, den cumplimiento a los dispuesto en el artículo 4o de esta resolución.
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS.
ARTÍCULO 6o. TIPOS DE PUNTOS DE MEDICIÓN. Los Puntos de Medición, para efectos de esta resolución, se clasificarán acorde con el consumo o transferencia mensual de energía por la Frontera o la potencia instalada, según la siguiente tabla:
Tabla 1
| Tipo de Puntos de Medición | Consumo o transferencia de energía mensual. (C) (MWh-mes) | Potencia Instalada (P) |
| 1 | C >= 15.000 | P >= 30 MVA |
| 2 | 15.000 >C>= 500 | 30 MVA > P >=1 MVA |
| 3 | 500 >C>= 50 | 1 MVA >P> = 0,1MVA |
| 4 | 50 >C>= 5 | 0,1 MVA >P>=0,01MVA |
| 5 | C< 5 | P < 0,01MVA |
ARTÍCULO 7o. COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN. El Sistema de Medición se compone de todos o algunos de los siguientes elementos:
a) Transformadores de corriente;
b) Transformadores de voltaje;
c) Cableado que conduzca de los transformadores al medidor;
d) Un panel o caja de seguridad para el medidor y el registro de los datos;
e) Un medidor;
f) Un sistema de almacenamiento de datos: constituido por equipos registradores, que acumulan y almacenan los valores de energía de las fronteras, procedentes del instrumental de medición;
g) Los dispositivos de interfaz de comunicación y los medios de comunicación que permitan la interrogación remota o el envío de la información en los términos previstos en el artículo 33 de la presente resolución;
h) Facilidades de procesamiento de información o los algoritmos (software) necesarios para la interrogación y el envío de la información;
i) Fuentes de energía auxiliares;
j) Circuitos de alarma, seguridad y monitoreo de los sistemas;
k) Infraestructura para realizar pruebas en sitio de los equipos;
ARTÍCULO 8o. REQUISITOS GENERALES DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN. Los Sistemas de Medición deben cumplir con las siguientes condiciones:
a) Todos los Sistemas de Medición deben contar el tipo de conexión acorde con el nivel de tensión y la magnitud de la carga a la cual se le va a medir el consumo de energía;
b) La información de los Equipos de Medida debe estar basada en kilovatios-hora para la energía activa y en kilovatio-hora reactivo para la energía reactiva;
c) Los equipos que conformen el Sistema de Medición, deberán contar con certificado de producto, acorde con lo establecido en el artículo 9o de esta resolución;
d) Los Sistemas de Medición de los Puntos de Medición señalados en el artículo 10, deben contar con medidores de energía reactiva, en las condiciones establecidas en dicho artículo;
e) Los Sistemas de Medición de los Puntos de Medición señalados en el artículo 11 de esta resolución, deberán contar con un Equipo de Medida de Respaldo que servirá para establecer la medida en caso de falla o necesidad de desconexión del equipo principal, asegurando de esta manera la continuidad en la medición;
f) La selección de los Equipos de Medida debe realizarse de conformidad con lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC 5019, o aquella que la modifique, sustituya o complemente;
g) Los Equipos de Medida deben cumplir con la Clase o los Indices de Clase y el Sistema de Medición debe cumplir con los niveles de error establecidos en el Anexo 1 de esta resolución;
h) Cuando el Punto de Medición esté ubicado en puntos de la red en los que se presentan flujos de potencia en ambos sentidos, se instalarán medidores bidireccionales;
i) Donde existan consumos auxiliares, suministrados desde el SIN, deberá conformarse una Frontera Comercial en los términos establecidos en esta resolución;
j) Cuando una planta de generación esté conformada por unidades que realizan ofertas a precios unitarios diferentes, existirá una Frontera Comercial de Generación por cada unidad con su respectivo Sistema de Medida;
k) Todos los Sistemas de Medición deben contar con los mecanismos de seguridad dispuestos en el artículo 15 y el artículo 16 de esta resolución;
l) Los Sistemas de Medición deben registrar y transmitir la información, en los términos establecidos en el artículo 13 y el artículo 33 de esta resolución.
ARTÍCULO 9o. CERTIFICACIÓN DE PRODUCTO. Los elementos que conforman los Sistemas de Medición que se instalen deberán contar con certificación de conformidad de producto expedida por una entidad acreditada por la Superintendencia de Industria y Comercio, cuando así lo disponga la reglamentación técnica vigente.
Los certificados de conformidad deben ser expedidos con la versión vigente de la respectiva norma técnica. Se aceptarán Certificados de Conformidad expedidos con versiones anteriores de la norma técnica siempre y cuando la versión utilizada haya estado vigente hasta máximo cinco años antes de la fecha de expedición del certificado. En el momento de presentar el equipo para su instalación, el certificado de conformidad de producto debe estar vigente.
El responsable las Fronteras Comerciales deberá tener disponible para los agentes interesados o la autoridad competente, copias de dichos certificados.
ARTÍCULO 10. EQUIPOS DE MEDIDA DE ENERGÍA REACTIVA. En los Puntos de Medición asociados a las Fronteras de Generación, las Fronteras de Comercialización conectadas con el STN y los Puntos de Medición que se encuentren ubicados en niveles de tensión iguales o superiores a 57,5 kV se deberán instalar equipos de medida de energía reactiva.
PARÁGRAFO. El OR podrá exigir al Representante de la Frontera la instalación de equipos de medida de energía reactiva, en los niveles de tensión 57,5 kV, menores a cuando al realizar mediciones previas se verifique su necesidad.
ARTÍCULO 11. EQUIPOS DE RESPALDO. Las Fronteras de Generación, las Fronteras de Comercialización conectadas al STN y las Fronteras de los Puntos de Medición Tipo 1 y 2 deberán contar con un medidor adicional de energía activa y un medidor adicional de energía reactiva.
El Equipo de Medida de Respaldo operará permanentemente y tendrá las mismas características técnicas del principal, según las disposiciones contenidas en la presente resolución, con una configuración independiente de la del Equipo de Medida principal.
Adicionalmente, para los Puntos de Medición tipo 1, 2 y 3, los Equipos de Medida deberán contar con una batería de respaldo integrada, con el fin de garantizar el correcto funcionamiento del medidor, en caso de cortes en el suministro o caídas de tensión, al menos por un período de 10 días calendario desde la ocurrencia de la falla.
ARTÍCULO 12. CORRECCIÓN DE ERROR DE MEDICIÓN (CEM) EN LOS PUNTOS DE MEDICIÓN. El factor de Corrección de Error de Medición (CEM) se aplicará a las medición de las Fronteras Comerciales con reporte al MEM según lo establecido en el Anexo 1 de la presente resolución cuando i) la Clase o Indice de Clase de los componentes del Sistema de Medición no cumple con lo establecido en el Anexo 1 de esta resolución o ii) cuando el error de todo el Sistema de Medición excede el error máximo permitido para cada tipo de Punto de Medición.
La aplicación del CEM se realizará acorde con lo establecido en el artículo 34 de esta resolución.
El Responsable de la Frontera deberá realizar las pruebas para determinar el CEM de cada uno de sus Puntos de Medición e informar al ASIC de este valor. En caso de requerirlo, el Representante de la Frontera deberá:
a) Tener disponibles todos los certificados de pruebas que garanticen el cumplimiento de la Clase o del Indice de Clase de cada uno de los elementos que componen el Sistema de Medición;
b) Tener disponibles los soportes de cumplimiento del nivel de error exigido. Para esto se deberán realizar pruebas en sitio de todo el Sistema de Medición;
c) Si es posible y necesario, se deberán ajustar los medidores para compensar por los errores del cableado que conduce al medidor;
d) Será obligatorio contar con un soporte de los mecanismos de compensación del error, basado en valores comprobables mediante ensayos, que certifiquen el cumplimiento de la precisión establecida en el Anexo 1.
PARÁGRAFO. Para las Fronteras Comerciales sin reporte al MEM solo se exigirá el cumplimiento de la Clase o Indice de Clase de los componentes del Sistema de Medición exigidos en el Anexo 1 de esta resolución y en caso de incumplimiento se realizará la calibración de los equipos o la reposición de los mismos.
ARTÍCULO 13. REGISTRO Y LECTURA DE LA INFORMACIÓN. Las Fronteras Comerciales con reporte al MEM deberán contar con medidores de energía activa y reactiva, tanto los principales como los de respaldo, que permitan el registro horario de las transacciones de energía, en el primer minuto de cada hora; y con los equipos necesarios para realizar la lectura y reporte de la información al MEM en los siguientes términos:
a) El Equipo de Medida deberá permitir la lectura o interrogación remota de la información y de los parámetros del medidor, acorde con lo establecido en el artículo 33 de esta resolución;
b) El Equipo de Medida deberá contar con un dispositivo de intercambio de información de tal forma que sea posible la descarga local de la información;
c) El Equipo de Medida deberá contar con el (los) software que adopte el ASIC como estándar para la función de lectura remota, con posibilidad de lectura de la información en sitio;
d) Para la lectura remota de la información, cada Equipo de Medida debe contar con un medio de comunicación idóneo que permita el cumplimiento de los plazos y requerimientos establecidos en el artículo 33 de esta resolución. Estos medios pueden ser líneas telefónicas conmutadas, redes de transmisión de datos, satélite, cable, etc. El sistema de transmisión de datos debe ser compatible con el sistema de recepción de la información adoptado por el ASIC;
e) El almacenamiento mínimo de datos registrados 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 parametrización del equipo, incluyendo fecha y hora;
f) El Representante de la Frontera deberá almacenar los datos registrados de los dos (2) años inmediatamente anteriores; la información deberá estar disponible para su verificación por las autoridades competentes y por quien realice las auditorías de que trata esta resolución.
PARÁGRAFO. Para las Fronteras Comerciales sin Reporte al MEM será suficiente el registro de la acumulación del consumo o transferencia de energía, el cual será leído periódicamente por el comercializador responsable, a través de los mecanismos de los cuales disponga.
ARTÍCULO 14. SINCRONIZACIÓN DEL RELOJ. El reloj interno de los medidores de las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM debe estar en capacidad de ser corregido por el software usado para la recolección de datos durante operaciones normales de recolección.
El desfase máximo permitido del reloj del medidor, con respecto a la hora oficial para Colombia será el siguiente:
Tabla 2
| Tipo de Punto de Medición | Volumen o transferencia de energía mensual (C) (Mwh-mes). | Máximo desfase permitido (segundos) |
| 1 | C >= 15.000 | 10s |
| 2 | 15.000 >C>= 500 | 15s |
| 3 | 500 >C>= 50 | 20s |
| 4 | C<50 | 20s |
ARTÍCULO 15. 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 se establecen a continuación:
a) Todos los equipos 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) Los Equipos de Medida deberán instalarse en una caja de seguridad u otro dispositivo similar que asegure que queden protegidos contra manipulaciones e interferencias;
c) Los Equipos de Medida deberán instalarse en la ruta más directa y con el mínimo posible de conexiones y cables;
d) El Sistema de Medición debe ser revisado antes de su operación en los términos establecidos en el artículo 21;
e) Para los Puntos de Medición tipos 1 y 2, los circuitos de tensión y corriente dispondrán de secundarios dedicados exclusivamente a los Equipos de Medida;
f) Para los Puntos de Medición tipos 1 y 2, los circuitos de medición contarán con los elementos necesarios que permitan separar y/o intercalar equipos de medición en forma individual con la instalación en servicio, para su verificación en sitio (intercalación de instrumento patrón) y/o reemplazo sin afectación de los restantes.
ARTÍCULO 16. PROTECCIÓN DE DATOS. Los medidores de las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM deberán contar con un sistema de protección de datos que abarcará tanto el almacenamiento como la extracción y transmisión, disponiendo de memoria no volátil o alimentación asegurada, palabra clave y protocolos de transmisión con detección de errores y repetición de bloques de datos defectuosos, respectivamente.
El protocolo de recolección de datos deberá ser compatible con el (los) software que adopte el ASIC como estándares para la función de lectura del medidor en sitio y deberá contar con protección por contraseña con al menos los siguientes niveles:
a) Identificación del Punto de Medición y acceso de lectura a la información metrológica (Energía, Potencia, Demanda), factores de corrección e indicadores de alarmas;
b) Acceso para configurar las funciones de tiempo y/o fecha y de restauración del equipo y programación de todos los parámetros de los elementos de los equipos;
c) Calibración de los equipos y los dos niveles anteriores.
ARTÍCULO 17. PLAZOS PARA EL CUMPLIMIENTO DE LOS REQUERIMIENTOS TÉCNICOS ESTABLECIDOS EN ESTA RESOLUCIÓN. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, el cumplimiento de todos los requisitos técnicos será obligatorio para todos los nuevos Sistemas de Medición y todo elemento nuevo que se adicione o reemplace en los Sistemas de Medición existentes.
Los Sistemas de Medición existentes deberán cumplir con los requisitos técnicos a partir de las siguientes fechas:
Tabla 3
| Tipo de Punto de Medición | Volumen o transferencia de energía mensual. (C) (Mwh-mes). | Fecha Límite |
| 1 | C >= 15.000 | Junio 2009 |
| 2 | 15.000 >C>= 500 | Diciembre 2009 |
| 3 | 500 >C>= 50 | Junio 2010 |
| 4 | 50 >C> = 5 | Diciembre 2010 |
| 5 | C< 5 | Junio 2011 |
PARÁGRAFO. Mientras se cumple la fecha límite se exigirá el cumplimiento de los requerimientos técnicos dispuestos en la Resolución 025 de 1995 y la Resolución 070 de 1998.
REQUISITOS PARA LA PUESTA EN FUNCIONAMIENTO.
ARTÍCULO 18. UBICACIÓN DE LAS FRONTERAS. Los Puntos de Medición tipos 1, 2 y 3 deberán estar ubicados en el nivel de alta tensión del transformador a través del cual se conecta a la red de transmisión o de distribución. Sólo en casos excepcionales, en que por condiciones técnicas esto no sea posible, la lectura se afectará conforme a las reglas establecidas en el artículo 35 de esta resolución. El representante de la frontera deberá justificar al ASIC las condiciones técnicas por las cuales no puede instalar el Sistema de Medición en el lado de alta tensión del transformador, quien deberá informar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios si considera que hay incumplimiento.
ARTÍCULO 19. SELLADO DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA. El representante de cada frontera debe 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 instale su sello en el Sistema de Medición, si lo considera necesario.
Los sellos de los Equipos de Medida sólo pueden ser rotos por el agente que lo instaló; pero el respectivo agente deberá informar con 24 horas de anticipación al OR o transportador, los agentes o usuarios interesados sobre las acciones que vaya a realizar sobre el equipo para que estos, si lo consideran necesario, asistan al procedimiento.
Se deberá suscribir un Acta en la que conste la rotura de sellos, el estado de los equipos y demás acciones realizadas. El acta se deberá firmar por los participantes en la diligencia.
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 el usuario rompa los sellos será responsable por todos los costos que esto conlleve, incluyendo la energía dejada de facturar y las posibles penalizaciones por fraudes o anomalías que se llegaren a determinar conforme lo establecido en la reglamentación vigente.
ARTÍCULO 20. REVISIÓN INICIAL DEL SISTEMA DE MEDICIÓN. Antes de la puesta en funcionamiento del Sistema de Medición, se deberán hacer las siguientes revisiones:
a) Cumplimiento de los requerimientos dispuestos en este Código: Se realizará una revisión de todo el Sistema que comprenda todo lo establecido en esta regulación lo cual incluirá por lo menos la revisión visual del estado de los equipos, de los circuitos y de la existencia de los equipos de respaldo;
b) Precisión de los equipos y de todo el Sistema de Medición: Se realizará una Verificación Inicial del Equipo de Medida antes de ser instalado con el fin de constatar que el Equipo haya sido calibrado por un laboratorio acreditado ante la Superintendencia de Industria y Comercio, acorde con lo dispuesto en la Norma Técnica correspondiente. El agente que representa cada frontera será responsable del cumplimiento de este requisito y deberá contar con el certificado de calibración expedido por el laboratorio respectivo.
La fecha de expedición del certificado no deberá ser mayor a:
1. Seis meses para los medidores de energía electromecánicos.
2. Doce meses para los medidores de energía estáticos.
3. Veinticuatro meses para los transformadores de medida.
Adicionalmente, se deben realizar las pruebas que certifiquen el cumplimiento de los requerimientos de precisión del Sistema de Medición según el Tipo de Punto de Medición.
c) Funcionamiento Adecuado del Sistema: El Representante de la Frontera y el ASIC realizarán pruebas para verificar el correcto funcionamiento del Sistema de Medición de las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM. Para ello, al momento de realizar las pruebas se debe tener disponible en forma permanente el canal de comunicación que se utilizará para la transmisión de información.
Se considerará habilitada la Frontera cuando las pruebas de funcionamiento hayan sido exitosas. El ASIC informará al responsable de la Frontera Comercial cuando esta haya sido habilitada para su inclusión en el Sistema de Intercambio Comerciales del Mercado Mayorista. Así mismo, el ASIC hará pública para los demás agentes la habilitación de la frontera.
En el caso de las Fronteras Comerciales sin reporte al MEM, el Representante de la Frontera realizará las pruebas de la instalación con el Operador de Red y el usuario, si este último lo solicita.
Los costos de la revisión inicial serán asumidos por el Representante de la Frontera o el propietario de los equipos según acuerden las partes.
ARTÍCULO 21. VERIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES TÉCNICAS POR EL OPERADOR DE RED O EL TRANSPORTADOR. Además de las condiciones establecidas en la regulación, para el registro ante el ASIC de las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM, se deberá suministrar constancia de la verificación por parte del OR o del transportador, cuando estén conectadas en el STN, de los siguientes requisitos:
1. Cumplimiento de las características técnicas definidas en este Código.
2. Certificación del Equipo de Medida.
3. Sellado del Equipo de Medida.
4. Ubicación del Equipo de Medida.
5. Calibración del Medidor según lo disponga esta resolución.
El Representante de la Frontera deberá acordar con el OR o el transportador la fecha para verificar el Sistema de Medición. Si dicha fecha no puede ser acordada, el Representante podrá fijarla y deberá avisar al OR con cinco días hábiles de antelación. Si el OR no asiste, el Representante fijará una segunda fecha de verificación en las mismas condiciones que la primera. Si a la segunda citación el OR no asiste, esta verificación podrá ser realizada por un tercero calificado y el OR deberá aceptar el resultado de la misma.
Para las Fronteras Comerciales sin Reporte al MEM el Equipo de Medida debe ser inscrito por el usuario ante el Comercializador correspondiente, indicando fabricante, características técnicas, números de serie, modelo y tipo de los diversos componentes.
OPERACIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.
ARTÍCULO 22. OPERACIÓN. El responsable de la operación técnica del Sistema de Medición será el Representante de la Frontera. Este deberá asegurarse de que los componentes se mantengan en buenas condiciones ambientales y bajo niveles adecuados de seguridad física. También deberá velar por la integridad de los sellos de seguridad, parámetros internos y elementos en los Equipos de Medida y reportar oportunamente al propietario del equipo, a los interesados y al ASIC, cuando corresponda, cualquier anomalía que se presente.
ARTÍCULO 23. ACCESO A LOS EQUIPOS DE MEDIDA. Para efectos de las lecturas, tendrán acceso al medidor el usuario, el o los agentes (comercializadores o generadores) a los cuales afecta su balance de energía la medida de la frontera, y el OR o transportador que opera las redes a las cuales esté conectada la Frontera Comercial.
El OR tendrá derecho a acceder a la información, ya sea por lectura directa del medidor o por consulta directa a la base de datos de registros del comercializador.
El acceso a la información del medidor podrá ser por lectura del medidor o lectura remota, o a través de la solicitud de información de la base de datos de registros de medida del Representante de la Frontera.
El Representante de la Frontera deberá permitir el libre acceso a las entidades autorizadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para efectos de la realización de pruebas o auditorías. También deberá permitir el acceso a las entidades encargadas de las auditorías de las que trata el presente Código.
ARTÍCULO 24. REVISIÓN PERIÓDICA Y MANTENIMIENTO. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, la revisión periódica y el mantenimiento de Sistemas de Medición es responsabilidad del agente que representa la frontera, quien deberá realizarlos a intervalos de tiempo definidos conforme la clase de exactitud de los Equipos de Medida así:
Tabla 4
| Tipo de Punto de Medición | Volumen o transferencia de energía mensual. (C) (Mwh-mes). | Tiempo de Revisión Periódica |
| 1 | C >= 15.000 | 2 años |
| 2 | 15.000 >C>= 500 | 4 años |
| 3 | 500 >C>= 50 | 4 años |
| 4 | 50 >C> = 5 | 10 años |
| 5 | C< 5 | 10 años |
Además de la verificación del Equipo de Medida, el representante de la frontera debe realizar la revisión de todo el Sistema de Medición, acorde con lo establecido en el artículo 20 de esta resolución, en lo que sea aplicable.
Para la Revisión Periódica se tendrán en cuenta las siguientes condiciones:
a) Informar a las partes interesadas con suficiente antelación para que, si lo consideran necesario, asistan a la revisión;
b) Informar en forma previa el tipo de maniobras a ejecutar a todas las partes interesadas para que tomen las medidas preventivas que requieran, salvo que se realicen específicamente para la detección de posibles anomalías o fraudes;
c) Suscribir un acta por quienes intervengan en la diligencia en la cual deberá constar:
1. El estado de los sellos existentes, la numeración, estado general, autenticidad y demás aspectos que puedan ser relevantes.
2. El estado de programación del medidor y los datos relevantes de la misma.
3. Estado de las conexiones, placas y los equipos en general.
4. Constancias de conexiones y equipos intervenidos, de manera que se incluyan todos los aspectos que puedan afectar la medida.
5. Las observaciones de los participantes en la diligencia a los procedimientos ejecutados, o manifestación de su conformidad o no conformidad con los mismos.
d) Realizar pruebas de verificación de correcto funcionamiento de la instalación, incluidos los equipos de registro y comunicaciones;
e) En caso de requerirse, podrán establecerse plazos para nuevos trabajos requeridos para poner a funcionar correctamente el Equipo de Medida, en cuyo caso se dejarán consignados en las actas respectivas las fechas propuestas y los trabajos a realizar;
f) En caso que sea necesario retirar alguno de los elementos del Equipo de Medida, el responsable deberá instalar los equipos que sean necesarios para el cumplimiento de lo establecido en esta resolución. En el caso de Fronteras Comerciales Sin Reporte al MEM se deberá cumplir con lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 en cuanto al tiempo máximo que un usuario puede estar sin medida;
g) Instalar los nuevos sellos a los diferentes elementos, consignando en el Acta los datos correspondientes. Los sellos a colocar serán los del agente que represente la frontera.
ARTÍCULO 25. REVISIÓN EXTRAORDINARIA. La verificación de los Equipos de Medida podrá ser solicitada al responsable de la frontera o por cualquiera de las partes interesadas en la medida. En este caso se deberá cumplir con lo establecido en el artículo 24.
Se deberá realizar la revisión extraordinaria en los siguientes casos:
1. Cuando así lo solicite cualquiera de las partes interesadas.
2. Cuando por alguna circunstancia se hayan roto los sellos de seguridad del medidor.
ARTÍCULO 26. HOJA DE VIDA DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA. La hoja de vida técnica de los equipos se deberá mantener actualizada por el Responsable de la Frontera. Esta contendrá las características técnicas del equipo y los registros de certificaciones, reparaciones, calibraciones e inspecciones de cada elemento del Equipo de Medida. Esta información podrá ser solicitada en cualquier momento por cualquiera de las partes interesadas y autoridades competentes. El representante deberá entregar copia de este registro al propietario del equipo o a las partes interesadas cuando estas lo requieran. La información técnica deberá incluir los aspectos técnicos referentes a:
1. Números de serie, modelo, componentes y fabricante.
2. Esquema unifilar de instalación de potencia mostrando la conexión de los equipos de medición.
3. Transformadores de corriente, cuando aplique: Corriente primaria/Corriente secundaria, clase, potencia, exactitud, corriente nominal y relación de transformación normal de uso.
4. Transformadores de tensión, cuando aplique: Tensión primaria (kV)/Tensión secundaria (kV), clase, potencia, exactitud.
5. Contadores de energía principal y de respaldo: marca, tipo, número, electrónico o de inducción, uni o bidireccional, clase, constante del contador, factor de multiplicación, tipo de emisor de impulsos, constante del emisor (kWh/impulso).
6. Copia de la documentación técnica original de los equipos.
7. Características técnicas del cableado (longitud, resistencia, entre otros).
En el caso de Fronteras con Reporte al MEM, las empresas deberán notificar al ASIC toda novedad o modificación en las instalaciones respectivas. Así mismo, toda intervención programada sobre componentes del Equipo de Medida, requerirá la notificación del responsable de la frontera al ASIC, al OR o transportador y a las partes interesadas con 7 días de anticipación. Estas tendrán derecho a participar de la misma y se deberá dejar constancia en un acta que suscribirán los participantes.
ARTÍCULO 27. COSTOS DEL MANTENIMIENTO Y LA REVISIÓN. Los costos del programa de mantenimiento y las revisiones periódicas serán asumidos por el Representante de la Frontera, con excepción de las Fronteras Comerciales Sin Reporte al MEM y las Fronteras de Comercialización que correspondan a Puntos de Medición a usuarios finales, cuyos costos serán asumidos por el usuario respectivo. Cuando se trate de una Revisión Extraordinaria, el costo será asumido por quien la solicitó. Cuando se encuentren anomalías, fraudes o intervenciones indebidas al equipo, el costo deberá ser asumido por el Representante de la Frontera, quien podrá replicar contra el responsable de la conducta.
ARTÍCULO 28. CAMBIOS EN LA PROGRAMACIÓN DEL MEDIDOR. No estarán permitidos cambios en los parámetros del Medidor sin avisar previamente a los interesados. Los cambios a la programación del Medidor deberán ser informados por el Representante de la Frontera comercial al ASIC, el OR o transportador y los terceros interesados con el fin de coordinar la realización de dichos cambios con las partes que se vean afectadas por la medición.
Una vez modificada la programación del medidor, el Representante de la Frontera, deberá enviar la nueva información al ASIC como actualización del registro de la frontera; este último, lo publicará para conocimiento de todos los agentes.
ARTÍCULO 29. ALTERACIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA. Si cualquiera de las empresas o agentes mencionados en el Código realiza, encubre o promueve acciones que atenten contra la veracidad o fidelidad de las lecturas y registros de los equipos de medición y comunicaciones, se le aplicarán las sanciones que sobre fraudes contempla la ley, sin perjuicio de las que aplique la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y la Superintendencia de Industria y Comercio, según sea el caso.
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 30. REPOSICIÓN DE EQUIPOS. Será obligación del agente responsable de la frontera asegurar el reemplazo de elementos del Equipo de Medida en los siguientes casos:
a) Por falla, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos y no sea posible la reparación del equipo, para lo cual se tendrá en cuenta lo establecido en el artículo siguiente;
b) Una vez el equipo haya cumplido el período de vida útil definido por los fabricantes y el desarrollo tecnológico ponga a disposición instrumentos de medida más precisos;
c) Por mutuo acuerdo entre el suscriptor o usuario y el comercializador;
d) Por hurto, para lo cual se tendrá en cuenta lo establecido en el artículo siguiente;
e) En las Fronteras sin Reporte al MEM, cuando el suscriptor o usuario, pasado un período de facturación no tome las acciones necesarias para reemplazar los medidores, la empresa prestadora del servicio podrá hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor.
ARTÍCULO 31. FALLA O HURTO. Cuando cualquiera de los interesados detecten falla o hurto de cualquiera de los elementos asociados al Equipo de Medida se procederá de la siguiente manera.
a) Fronteras Comerciales con Reporte al MEM:
1. Reporte. Las fallas o el hurto de los equipos, serán reportadas al ASIC por quien detecte la anomalía inmediatamente, por escrito, vía fax, o por medio electrónico válido, según lo establecido en la Ley 527 de 1999. El ASIC deberá solicitar al representante de la frontera que verifique y le informe si la situación presentada se refiere a falla o hurto de los equipos. El ASIC 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, el problema presentado y la información suministrada por el Representante de la Frontera.
2. Reparación o reposición. 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 y/o medidor, y de treinta (30) días calendario para equipos CT y PT.
El incumplimiento de los tiempos aquí previstos se considerará como una nueva falla.
Si por alguna causa técnica debidamente justificada, se requiere disponer de un plazo mayor a los anteriormente establecidos, el responsable de la frontera deberá informarlo al ASIC con la justificación respectiva, antes del vencimiento del plazo. Previo análisis de la justificación por parte del ASIC, este podrá ampliar el plazo por una sola vez hasta por un tiempo igual al definido inicialmente.
3. Mientras se reponen los equipos defectuosos o hurtados, la lectura y liquidación se realizará conforme a lo establecido en la Resolución CREG 006 de 2003, las que la sustituyan, modifiquen o complementen.
4. Máximo número de reporte de fallas o hurto. Sólo se aceptarán como máximo 2 reportes de falla o hurto de una misma Frontera Comercial con Reporte al MEM, excluidas las de Distribución. Las fallas se contabilizarán mensualmente en el primer día del mes, para los últimos doce meses.
Superado este valor, el ASIC ajustará la lectura de la respectiva frontera, así: Para las Fronteras de Generación, las lecturas se disminuirán aplicando un factor equivalente al Promedio Nacional de Pérdidas, PNP, y para las Fronteras de Comercialización, las lecturas se incrementarán aplicando el mismo factor.
El Promedio Nacional de Pérdidas, PNP, se calculará con la siguiente fórmula:
Donde:
PNPt: Promedio Nacional de Pérdidas para el año de cálculo t.
DTDt-1: Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores minoristas del SIN, que incluye los factores de pérdidas para referir a nivel de 220 kV y las pérdidas del STN, en el año t-1.
Vt-1: Ventas Totales a Usuarios Finales, regulados y no regulados de todos los comercializadores minoristas del SIN expresadas en kWh, en el año t-1.
Para un número de reportes de fallas o hurtos superiores a tres (3) el factor PNP se incrementará en un 0.1 por cada reporte adicional.
La aplicación del factor mencionado cesará una vez se haya normalizado la frontera y el ASIC realice la verificación correspondiente.
b) Fronteras Comerciales sin Reporte al MEM: Para los equipos pertenecientes a las Fronteras Comerciales sin reporte al MEM el usuario podrá reportar las fallas o hurtos al Representante de la Frontera inmediatamente sean detectadas. En caso que la falla o el hurto sea detectado 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.
ARTÍCULO 32. AUDITORÍAS. El ASIC realizará cada dos años auditorías físicas a las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM y cada año a la información reportada por estas fronteras. Para la realización de estas auditorías, se definirá para cada agente la muestra a auditar en función de las Fronteras que tenga en el SIN. Las auditorías tendrán los siguientes objetivos
a) Auditoría Física: Tendrá como objetivo verificar el adecuado funcionamiento de los Sistemas de Medida en las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM;
b) Auditoría de Información: Tendrá como objetivo básico verificar la calidad y oportunidad de la información reportada por los agentes al ASIC.
Los costos de las auditorías serán asumidos por los agentes del Mercado Mayorista de acuerdo con los criterios definidos para el pago de los Cargos por los Servicios Prestados por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) establecidos en la Resolución 123 de 2005, o aquella que la modifique o la sustituya.
Cuando un agente solicite auditar el Sistema de Medición de otro agente, el ASIC facturará y recaudará el valor de dicha auditoría al agente solicitante. Si en la auditoría se encuentran deficiencias en el cumplimiento de las disposiciones de este código o de la reglamentación técnica aplicable, será el agente auditado quien asuma los costos que implique la auditoría a los Sistemas de Medición que se encuentren incumpliendo la presente norma. En todo caso, para su liquidación, facturación y recaudo el ASIC se basará en los costos unitarios que justifique debidamente el Auditor para efectos de realizar la auditoría.
PARÁGRAFO 1o. El CAC propondrá a la CREG los criterios que deberán cumplir las auditorías físicas y de información, dentro de los seis meses siguientes a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución. El ASIC elaborará los términos de referencia para la contratación de la firma o firmas de Auditoría, considerando los criterios adoptados por la CREG y lo establecido en el Anexo 2.
Para las auditorías físicas se incluirán como parte de la muestra todas las fronteras de los dos agentes que hayan presentado el mayor número de fallas en un período de 12 meses contabilizados conforme a lo indicado en el artículo 31, literal a) numeral 4. El costo de auditar las cantidades de estos dos agentes lo asumirá el Representante de la Frontera. Dicho monto será liquidado, facturado y recaudado por el ASIC, con base en los costos unitarios que justifique debidamente el Auditor para efectos de realizar la auditoría correspondiente.
PARÁGRAFO 2o. En los dos primeros años desde la entrada en vigencia de esta resolución deberá realizarse la auditoría física de todo el universo de fronteras registradas en el MEM.
MANEJO DE INFORMACIÓN.
ARTÍCULO 33. LECTURA Y TRANSMISIÓN DE INFORMACIÓN. El ASIC realizará la interrogación y lectura remota de todas las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM y los Representantes de las Fronteras serán responsables de garantizar el correcto funcionamiento de sus equipos para que la lectura se realice en los siguientes términos:
Con excepción de las Fronteras de Distribución, la interrogación remota se realizará a partir de las ocho (8:00) horas del día siguiente a la operación, para lo cual, el Representante de la Frontera deberá tener disponible diariamente los registros de la energía horaria correspondiente al día anterior.
En caso que el ASIC no pueda realizar la lectura remota de los medidores, los Representantes de las Fronteras deberán remitir la información registrada por los equipos de medida, en un plazo máximo de 4 horas, luego de que el ASIC reporte la falla en la lectura remota.
La interrogación remota de las Fronteras de Distribución se realizará a partir de las ocho (8:00) horas del primer día del mes siguiente al mes a liquidar, para lo cual, el Representante de la Frontera deberá tener disponible mensualmente los registros de la energía horaria correspondiente al mes anterior. En el caso que el ASIC no pueda realizar la lectura remota de los medidores, los representantes de las fronteras deberán remitir la información registrada por los equipos de medida, en un plazo máximo de 48 horas, luego de que el ASIC reporte la falla en la lectura remota.
PARÁGRAFO 1o. Para cumplir con lo establecido en este artículo, el ASIC debe, dentro de los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, presentar un plan de adecuación e implementación del nuevo sistema de lectura remota de los medidores, el cual será informado a la CREG y publicado para conocimiento de la industria.
PARÁGRAFO 2o. Hasta tanto se adecúen los sistemas para permitir la lectura remota, los Representantes de las Fronteras con reporte al MEM deberán reportar la información de los registros de energía con la periodicidad y en los plazos establecidos en el presente artículo.
ARTÍCULO 34. AJUSTES A LAS LECTURAS POR LA CORRECCIÓN DE ERROR DE MEDICIÓN (CEM). Con el objeto de corregir los errores provenientes de los diferentes componentes del Sistema de Medición, la energía medida por el Sistema de Medición se ajustará por el ASIC de la siguiente forma para efectos de la liquidación de estos Puntos de Medición:
Energía Real= Energía Medida * CEM
Donde:
Energía Real: Cantidad de energía para efectos de la estimación de la demanda real de la frontera en el MEM.
Energía Medida: Cantidad de energía registrada en el equipo de medida.
CEM=( 1+ (Error Real - Error Permitido))
Siempre que Error Real > Error Permitido.
Si el Error Real < Error Permitido, CEM = 1.
Error Permitido: Error máximo permitido en cada Punto de Medición, según lo establecido en el Anexo 1 de esta resolución.
Error Real:
Donde:
EVT = Error que introduce un transformador de voltaje en la medición de una tensión y que se deriva del hecho que la relación real de transformación no es igual a la relación de transformación asignada, incluyendo el error de fase entre las corrientes (o voltajes) primaria o secundaria.
ECT = Error que introduce un transformador de corriente en la medición de una corriente y que se deriva del hecho que la relación real de transformación no es igual a la relación de transformación asignada, incluyendo el error de fase entre las corrientes (o voltajes) primaria o secundaria.
EM = Error del medidor
EC = Error porcentual en módulo y fase introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables del circuito secundario de los transformadores.
PARÁGRAFO 1o. Los errores introducidos en la fórmula serán los provenientes de las pruebas realizadas en el sitio o en laboratorio por personal calificado.
PARÁGRAFO 2o. El CEM para Fronteras de Generación será CEM = (1- (Error Real - Error Permitido)), siempre que Error Real > Error Permitido. Si el Error Real < Error Permitido, CEM = 1.
PARÁGRAFO 3o. La determinación y el reporte del CEM al ASIC será de obligatorio cumplimiento para toda Frontera Comercial con Reporte al MEM en el momento de su registro. Los responsables de las Fronteras Comerciales con Reporte al MEM existentes a la entrada en vigencia de la presente resolución determinarán y reportarán el valor del factor CEM a más tardar al sexto mes de la entrada en vigencia de la presente resolución.
El ASIC afectará las lecturas con este factor a partir del mes siguiente del reporte de los Representantes de las Fronteras.
Los Representantes de las Fronteras podrán reportar cambios en el factor CEM cada vez que realicen adecuaciones en el Sistema de Medición que lo afecten.
ARTÍCULO 35. AJUSTE A LA LECTURA POR UBICACIÓN DEL PUNTO DE MEDICIÓN. Cuando la ubicación de los Puntos de Medición no cumpla con lo establecido en el artículo 18 se aplicarán las siguientes reglas:
a) Cuando los equipos de las Fronteras de Comercialización, conectadas a un SDL o STR, o de las Fronteras de Distribución, se encuentren en el lado de baja tensión, las lecturas de energía se afectarán con los factores de pérdidas aprobados para cada Nivel de Tensión al respectivo Operador de Red;
b) Cuando los equipos de las Fronteras de Comercialización conectadas directamente al STN se encuentren en el lado de baja tensión, las lecturas de energía se afectarán con los factores de pérdidas establecidos en la Resolución CREG 042 de 2001, o aquellas que la modifiquen o sustituyan;
c) Cuando los equipos de las Fronteras de Generación, conectadas a un SDL o STR, se encuentren en el lado de baja tensión, las lecturas se disminuirán aplicando los mismos factores de pérdidas aprobados para cada Nivel de Tensión al respectivo Operador de Red.
DISPOSICIONES FINALES.
ARTÍCULO 36. ACTUALIZACIÓN DE INFORMACIÓN. Los Responsables de las Fronteras con Reporte al MEM existentes a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, deberán actualizar ante el ASIC en un plazo de tres meses la siguiente información:
a) Programación de los equipos de medición instalados;
b) Las características técnicas de los equipos de medida;
c) Los datos del canal de acceso en el momento en que se solicite una actualización o modificación del registro existente.
ARTÍCULO 37. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.
Publíquese y cúmplase.
Dada en Bogotá, D. C., a. 21 de diciembre de 2007.
El Presidente,
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
HERNÁN MOLINA VALENCIA.
NIVELES DE ERROR EN LOS PUNTOS DE MEDICION.
Conforme a lo dispuesto en el artículo 8o, la Clase de los componentes del Sistema de Medición, así como el error máximo permitido en el Sistema de Medición se definirán en función del Tipo de Punto de Medición, conforme a los siguientes criterios:
Tabla 5
Carga de operación: 0,05 In = I = Imáx. Factor de potencia: 1
| Tipo de Punto de Medición | Volumen o transferencia de energía mensual. (C) (Mwh-mes). | Error máximo permitido (+/- %) Energía Activa del Sistema de Medición. | Mínima Clase de Exactitud aceptada para los componentes del Sistema. |
| 1 | C >= 15.000 | 0,5 | 0,2S CT / PT/ Medidor Activa. |
| 2 | 15.000 >C>= 500 | 0,75 | 0,2S CT / 0.5 PT/0.5 Medidor Activa |
| 3 | 500 >C>= 50 | 1,0 | 0,5S CT/0,5S PT/ 0,5S Medidor Activa |
| 4 | 50 >C> = 5 | 1,25 | 0,5S CT / 1,0 Medidor Activa |
| 5 | C< 5 | 2,0 | 1,0/2,0 Medidor Activa. |
Tabla 6
Carga de operación: 0,01 In = I = 0,05 In. o Factor de potencia: 0.5/0.8
| Tipo de Punto de Medición | Volumen o transferencia de energía mensual. (C) (Mwh-mes). | Error máximo permitido (+/- %) Energía Activa del Sistema de Medición. | Mínima Clase de Exactitud aceptada para los componentes del Sistema |
| 1 | C >= 15.000 | 0,7 | 0,2S CT / PT/ Medidor Activa. |
| 2 | 15.000 >C>= 500 | 1,5 | 0,2S CT / 0,5 PT/0,5 Medidor Activa |
| 3 | 500 >C>= 50 | 1,75 | 0,5S CT/0,5S PT/ 0,5S Medidor Activa |
| 4 | 50 >C> = 5 | 2,25 | 0,5S CT / 1,0 Medidor Activa |
| 5 | C< 5 | 3,0 | 1,0/2,0 Medidor Activa |
Tabla 7
Carga de operación: 0,1 In = I = Imáx. Factor de Potencia: 0.5/0.8
| Tipo de Punto de Medición | Frontera | Error máximo permitido (+/- %) Energía Reactiva del Sistema de Medición | Mínima Clase de Exactitud aceptada para los componentes del Sistema |
| Generador, STN y Nivel >57.5 kV | 3,0 | 2,0 Medidor Reactiva | |
Tabla 8
Carga de operación: 0,1 In = I = Imáx. Factor de Potencia: 0
| Tipo de Punto de Medición | Volumen o transferencia de energía mensual. (C) (Mwh-mes). | Error máximo permitido (+/- %) Energía Reactiva del Sistema de Medición | Mínima Clase de Exactitud aceptada para los componentes del Sistema |
| Generador, STN y Nivel >57.5 kV | 3,0 | 2,0 Medidor Reactiva | |
El Presidente,
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
HERNÁN MOLINA VALENCIA.
AUDITORIA FISICA Y DE INFORMACION A LAS FRONTERAS COMERCIALES CON REPORTE AL MEM.
1. OBJETIVOS GENERALES DE LA AUDITORIA
-- Verificar el cumplimiento del Código de Medida y la calidad de los equipos de medidas instalados en las fronteras comerciales registradas en el SIC.
-- Verificar la calidad de información reportada al MEM de cada una de las Fronteras Comerciales.
2. METODOLOGIA DE CONTRATACION DE LA AUDITORIA
-- Los Términos de Referencia los elaborará el ASIC de acuerdo con los criterios definidos por la CREG conforme con lo propuesto por el CAC.
-- El ASIC hará públicos los términos de referencia para comentarios de los agentes, posterior a ello, hará los ajustes pertinentes y los someterá para aprobación del CAC.
-- El ASIC informará a la CREG la lista de firmas a invitar para su aprobación. Para ello, se deberá invitar a participar a firmas especializadas de Ingeniería, a las que se les exigirá cumplir con todos los requisitos de un proceso de auditoría.
-- Para la selección del proveedor, el ASIC, evaluará las propuestas presentadas por los diferentes proveedores, quienes tomando como base lo definido en la presente resolución, seleccionará el proveedor que más se ajuste a los requerimientos.
-- El contrato de auditoría se firmará entre el ASIC y la o las firmas seleccionadas para la ejecución de los mismos.
3. PUBLICACION DE RESULTADOS
El ASIC publicará en la página los informes que presente la firma auditora y los agentes tendrán cinco (5) días hábiles para hacer comentarios al resultado. Una vez el auditor reciba los comentarios tendrá un plazo de ocho (8) días para responder. Al final de los trabajos, el Auditor presentará su informe final ante el CAC y el CNO.
Después de validados los resultados de la auditoría, el informe final será enviado a la Superintendencia de Servicios Públicos y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
4. OBLIGACION DE CONFIDENCIALIDAD DE LA INFORMACION
El contrato que se suscriba con el auditor deberá exigir el manejo exclusivo y confidencial de toda la información que se requiera para el desarrollo de los trabajos
5. MANEJO DE INCUMPLIMIENTOS HALLADOS EN LA AUDITORIA
Los agentes responsables de las fronteras que presenten incumplimientos en la auditoría deberán adoptar las siguientes medidas:
1. Adoptar en forma inmediata las medidas que sean necesarias para dar cumplimiento a lo establecido en el Código de Medida. En un plazo no mayor a quince días calendario el agente deberá acreditar ante el ASIC la corrección de las fallas encontradas por la auditoría. El ASIC podrá disponer la realización de una visita al punto de medición para verificar las nuevas condiciones.
2. Sin perjuicio de las sanciones que deba aplicar la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, los agentes participantes del Mercado Mayorista que al realizar la auditoría física y de información presenten inconsistencias, al día siguiente en que salga el reporte del auditor, deberán:
-- Comercializadores
Auditorías Físicas
En el caso de las auditorías físicas, se procederá de la siguiente forma:
a) Auditorías que se realicen en los dos primeros años desde la entrada en vigencia de esta resolución.
Las Fronteras de Comercialización que presenten incumplimientos conforme los resultados que arroje la auditoría realizada en este período, el ASIC afectará positivamente la medida reportada diariamente por la Frontera con el porcentaje del error encontrado en dicha auditoría, el cual se constituirá en el nuevo valor de CEM. La aplicación del factor mencionado cesará una vez se haya normalizado el Sistema de Medición y el ASIC realice la verificación correspondiente. El anterior incremento en la medida no podrá ser trasladado a los usuarios del comercializador, salvo que el usuario impida el cambio o calibración de los equipos de medida.
b) Auditorías posteriores.
Las Fronteras de Comercialización que presenten incumplimientos, conforme los resultados que arroje la auditoría, el ASIC, afectará positivamente la medida reportada diariamente por la Frontera con el factor equivalente al Promedio Nacional de Pérdidas, PNP, establecido en la presente resolución, por un período de seis (6) meses. Cumplido este período el ASIC aplicará el valor de CEM arrojado por la auditoría hasta tanto se normalice el Sistema de Medición y el ASIC realice la verificación correspondiente.
Auditorías de Información
En el caso de las auditorías de información, se procederá de la siguiente forma:
Si la inconsistencia se detecta en la auditoría de información, el Representante de la Frontera deberá pagar con el máximo interés de mora autorizado legalmente, el costo de la energía superior a la real determinada en la auditoría.
-- Generadores
Auditorías Físicas
Para las Fronteras de Generación que presenten incumplimientos conforme los resultados que arroje la auditoría, se adoptarán las siguientes medidas:
a) Auditorías que se realicen en los dos primeros años desde la entrada en vigencia de esta resolución.
El ASIC en este período considerará en la asignación de las pérdidas de energía horarias de referencia en el Sistema de Transmisión Nacional la energía neta entregada por el generador afectada positivamente con el porcentaje del error encontrado en la auditoría.
La participación en pérdidas cesará, una vez se hayan cumplido con las recomendaciones de la auditoría y el ASIC realice la verificación correspondiente.
b) Auditorías posteriores.
El ASIC afectará la lectura diaria de la Frontera de Generación, disminuyendo la misma con el factor equivalente al Promedio Nacional de Pérdidas, PNP, por un período de seis (6) meses. Cumplido este período el ASIC aplicará el valor de CEM arrojado por la auditoría hasta tanto se normalice el Sistema de Medición y el ASIC realice la verificación correspondiente.
Auditorías de Información
En el caso de las auditorías de información, se procederá de la siguiente forma:
Si la inconsistencia se detecta en la auditoría de información, el Representante de la Frontera deberá pagar con el máximo interés de mora autorizado legalmente, el costo de la energía superior a la determinada en la auditoría.
El Presidente,
MANUEL MAIGUASHCA OLANO,
Viceministro de Minas y Energía, delegado del Ministro de Minas y Energía.
El Director Ejecutivo,
HERNÁN MOLINA VALENCIA.
