Comisión de Regulación de Energía y Gas PROPUESTA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02... · liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia3,

Comisión de Regulación de Energía y Gas

PROPUESTA MODIFICACIÓN CÓDIGO DE MEDIDA

DOCUMENTO CREG-00629 de febrero de 2012

MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No, 513

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN............................................................................................................. 23

2. ANTECEDENTES............................................................................................................25

2.1 Fundamentos Legales y Jurisprudenciales............................................................ 25

2.2 Regulación relacionada con el proceso de medición............................................ 28

■ Resolución CREG 025 de 1995...............................................................................28

2.3 Descripción del proceso de medición en el SIN.....................................................32

2.4 Análisis de las fronteras comerciales registradas en el Sistema deIntercambios Comerciales...................................................................................... 33

2.4.1 Encuesta sobre equipos disponibles en el año 2008.......................................36

2.4.2 Encuesta orientada a la interrogación remota................................................ 36

2.4.3 Visitas a entidades............................................................................................ 37

2.4.4 Laboratorios y organismos acreditados........................................................... 37

3. PROPUESTA DE MODIFICACIÓN DEL CÓDIGO DE MEDIDA.................................37

3.1 Aspectos técnicos....................................................................................................38

3.1.1 Definiciones....................................................................................................... 38

3.1.2 Representante de la frontera y sus responsabilidades.................................. 39

3.1.3 Tipos de puntos de medición............................................................................39

3.1.4 Elementos del sistema de medición................................................................ 40

3.1.5 Requisitos de exactitud.....................................................................................40

3.1.6 Certificación de conformidad de producto....................................................... 41

3.1.7 Calibración de equipos......................................................................................42

3.1.8 Medición de energía reactiva...........................................................................42

3.1.9 Medidores de respaldo..................................................................................... 42

3.1.10 Otros medidores................................................................................................ 42

3.1.11 Registro y Lectura de información................................................................... 43

3.1.12 Sincronización del re lo j.................................................................................... 43

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3.1.13 Protección de datos.................. 44

3.1.14 Centros de Gestión de Medidas, CGM............................................................44

3.2 Aspectos operativos de los sistemas de medición............................................... 45

3.2.1 Acceso............................................................................................................... 46

3.2.2 Revisión..............................................................................................................46

3.2.3 Sellado................................................................................................................47

3.2.4 Mantenimiento....................................................................................................47

3.2.5 Registro...............................................................................................................47

3.2.6 Hoja de vida....................................................................................................... 47

3.2.7 Cambios en la programación............................................................................ 48

3.2.8 Alteración........................................................................................................... 48

3.2.9 Reposición de elementos..................................................................................48

3.2.10 Falla o hurto....................................................................................................... 48

3.3 Lectura de las fronteras comerciales.....................................................................49

3.3.1 Esquema propuesto de interrogación de medidores........................................49

3.3.2 Estimación de las lecturas................................................................................ 50

3.4 Auditorías................................................................................................................ 51

3.5 Indicadores de gestión........................................................................................... 52

3.6 Elementos de la Resolución CREG 120 de 2007 que no fueron incluidos 53

4. Referencias.......................................................................................................................54

ANEXO 1. Medición en las fronteras comerciales 2005-2010............ 58

A1.1 Equipos asociados a las fronteras comerciales existentes................................. 58

A l .2 Análisis de fallas y hurtos reportados................................................................... 60

ANEXO 2. Circulares CREG 081 y 087 de 2008.............................................................. 64

A2.1. Características de las fronteras comerciales........................................................65

A2.1.1. Cantidad de fronteras comerciales........................................................................ 65

A2.1.2. Cantidad de medidores de respaldo, reactiva y transformadores de medición. 65

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A2.1.3. Cantidad de medidores de cada clase...................................................................66

A2.1.4. Cantidad de transformadores de tensión por clase de exactitud.........................67

A2.1.5. Cantidad de transformadores de corriente por clase de exactitud......................67

A2.2. Lectura de la información....................................................................................... 67

A2.2.1. Protocolo de intercambio de datos........................................................................ 67

A2.2.2. Software de recolección de datos.......................................................................... 68

ANEXO 3. Laboratorios y entidades acreditadas...............................................................70

A3.1. Organismos de certificación de conformidad de producto...................................70

A3.2. Laboratorios de calibración.................................................................................... 70

ANEXO 4, Análisis de las respuestas a la Circular CREG 041 de 2011..........................73

A4.1. Listado de empresas...............................................................................................73

A4.2. Conclusiones presentadas porXM ........................................................................ 74

ANEXO 5. Respuesta a los comentarios recibidos a la Resolución CREG 120 de 200776

Comentarios generales............................................................................................................77

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Cantidad de fronteras con reporte al ASIC (2010)..................................................34

Tabla 2. Cantidad de energía medida por tipo de punto de medición (2010)................... 34

Tabla 3. Cantidad de fallas reportadas en el período 2005-2010....................................... 35

Tabla 4. Fallas en comunicaciones y medidores y tiempo de despeje (2005-2010)......... 35

Tabla 5. Fallas en CT y PT y tiempo de despeje (2005-2010)........................................... 35

Tabla 6. Energía estimada en condiciones de falla...............................................................36

Tabla 7. Normatividad consultada...........................................................................................38

Tabla 8. Clasificación de puntos de medición........................................................................40

Tabla 9. Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida............... 40

Tabla 10. Desfase máximo permitido..................................................................................... 43

Tabla 11. Plazos para la implementación de la lectura de las fronteras comerciales 50


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PROPUESTA DE MODIFICACIÓN DEL CÓDIGO DE MEDIDA

1. INTRODUCCIÓN

Este documento tiene como objetivo presentar la propuesta de modificación al Código de Medida que forma parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN, contenido en la Resolución CREG 025 de 1995 y en el capítulo 7 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998.

Antes de comentar el contenido de la propuesta, conviene examinar algunas características del contexto en el cual se ha desarrollado la medición de energía eléctrica en Colombia, los retos que se presentaban en el pasado y los aspectos que facilitan en la actualidad disponer de una mayor exactitud en los equipos a precios mucho más accesibles para agentes y usuarios.

Con la promulgación de la Ley de Servicios Públicos domiciliarios1 y la Ley 143 de 19942 las cuales instituyeron la libre competencia en las actividades del sector y ordenaron a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, propiciar la competencia y proponer la adopción de medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia3, la Comisión inició el trabajo en la dirección de aclarar las relaciones entre los agentes estableciendo las condiciones de la medición y la orientación de las pautas con acuerdo a las cuales se permitió la liberación de los mercados.

Para el logro de este mandato, la Comisión promulgó la Resolución CREG 025 de 1995 por la cual se estableció el código de redes como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.

El citado reglamento está compuesto por los siguientes códigos:

. Planeamiento de la Expansión del Sistema de Transmisión Nacional Conexión

• Operación• Medida

El Código de Medida está orientado a las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado Mayorista. Por su parte el Capítulo 7 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 establece las condiciones generales de la medición entre los usuarios y las empresas comercializadoras.

1 Ley 142 de 1994, porta cual se establece el régimen de los servidos públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.2 Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética,3 Ley 143 de 1994 artículo 6.


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En virtud de lo anterior, se hace necesario actualizar el código de medida para incluir la evolución tecnológica que en esta materia se ha presentado en los últimos años, disminuir los riesgos operativos en la gestión de las mediciones, el desarrollo del subsistema de calidad4 y a su vez, la armonización de las exigencias para todo el sistema considerando la regulación vigente, la posible desregulación y los nuevos esquemas de medición que podrán imponerse en un futuro.

Para el cumplimiento de estos objetivos, a través de la Resolución CREG 120 de 2007 se puso en conocimiento de los agentes, usuarios y terceros interesados el proyecto de modificación del Código de Medida, el cual, además de formular un esquema que involucrara las actualizaciones tecnológicas y sus beneficios, integrara, desde el punto de vista regulatorio, todos los aspectos de medida para el Sistema Interconectado Nacional.

El actual esquema de reporte de las mediciones realizadas en las fronteras comerciales registradas en el Sistema de Intercambio Comercial, SIC, consiste en que los diferentes agentes toman las lecturas registradas en los medidores de forma local o remota, en algunos casos las concentran y luego, envían la información en un archivo de texto plano5 vía web al administrador del SIC para la correspondiente liquidación.

La propuesta de modificación del código de medida formulada para consulta en la Resolución CREG 120 de 2007, disponía la interrogación remota por parte del administrador del SIC de todos los medidores con reporte a este sistema, y hacía más exigentes, de conformidad con las normas internacionales vigentes, las características de los equipos. Adicionalmente, formulaba los requisitos para la realización de dos tipos de auditorías en las diferentes fronteras comerciales a fin de constatar de un lado, el cumplimiento por parte de los agentes de las condiciones técnicas establecidas en el código y de otro, la verificación de la calidad y oportunidad de la información.

Acogiendo algunos comentarios de los agentes, gremios y terceros interesados, en la presente propuesta se plantea un esquema mixto para la interrogación remota de los medidores así: Los medidores de generación y puntos de medida que manejan grandes cantidades de energía serán interrogados directamente por el ASIC, para las demás fronteras comerciales, los registros de las medidores serán concentradas por sus representantes y el ASIC realizará la interrogación remota a los centros de gestión para obtener la información. En todo caso, el proceso se adelantará de forma automática.

En la presente propuesta se realizaron los ajustes a las definiciones, se detallan y aclaran los requisitos técnicos, los aspectos a tener en cuenta en la operación, se ajusta el procedimiento de auditoría y se flexibiliza la fecha en la que los agentes deben cumplir con los requisitos de tal forma que las metas puedan ser alcanzadles con erogaciones proporcionales y razonables..

4 Antes denominado el Sistema Nacional de Normalización, Certificación y Metrología, modificación realizada en el Decreto 3257 de 2008.5 Es un archivo informático compuesto únicamente por texto sin formato, sólo caracteres, el cual carece de información destinada a generar formatos (negritas, subrayado, cursivas, tamaño, etc.) o tipos de letra.


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2. ANTECEDENTES

La medición de los consumos y transferencias de energía es un factor de la mayor importancia, tanto para la empresa que suministra el servicio, como para el usuario que se beneficia del mismo, ya que de un lado, de los registros que provienen de la medición se deducen los ingresos que se reciben por este concepto y del otro, el valor que debe cobrarse al beneficiario de la prestación del servicio.

Desde la promulgación de las Leyes 142 y 143 de 1994, la Comisión ha venido trabajando los aspectos relacionados con la medida de los consumos con el objetivo de tener valores medidos confiables y ajustados a las capacidades técnicas disponibles.

Mediante la Resolución CREG 025 de 1995, la Comisión estableció el Código de medida que en la actualidad se está aplicando para las transacciones del mercado mayorista de energía.

Así mismo, para el tema de las transacciones de compra/venta de energía con usuarios finales, el capítulo 7 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998 mediante la cual se promulgó el código de distribución, establece las reglas generales aplicables.

A continuación se describen los fundamentos legales aplicables a la medición de los consumos y transferencias de energía eléctrica y la regulación aplicable expedida por esta Comisión.

2.1 Fundamentos Legales y Jurisprudenciales

El numeral 9.1 del artículo 9 de la Ley 142 de 1994 señala como derecho de los usuarios:

9.1. Obtener de las empresas la medición de sus consumos reales mediante instrumentos tecnológicos apropiados, dentro de plazos y términos que para los efectos fije ¡a comisión reguladora, con atención a la capacidad técnica y financiera de las empresas o las categorías de los municipios establecida por la ley.

Así mismo, los artículos 144, 145 y 146 de la citada ley establecen lo siguiente:

ARTÍCULO 144. DE LOS MEDIDORES INDIVIDUALES. Los contratos uniformes pueden exigir que los suscriptores o usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los instrumentos necesarios para medir sus consumos. En tal caso, los suscriptores o usuarios podrán adquirir los bienes y servicios respectivos a quien a bien tengan; y la empresa deberá aceptarlos siempre que reúnan las características técnicas a las que se refiere el inciso siguiente.

La empresa podrá establecer en las condiciones uniformes del contrato las características técnicas de los medidores, y del mantenimiento que deba dárseles.

No será obligación del suscriptor o usuario cerciorarse de que los medidores funcionen en forma adecuada; pero si será obligación suya hacerlos reparar o reemplazarlos, a satisfacción de la empresa, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos, o cuando el desarrollo tecnológico ponga a su disposición instrumentos de medida más precisos. Cuando el usuario o suscriptor, pasado un período de facturación, no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, la empresa podrá hacerío por cuenta del usuario o suscriptor.


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Sin embargo, en cuanto se refiere al transporte y distribución de gas, los contratos pueden reservar a las empresas, por razones de seguridad comprobables, la calibración y mantenimiento de los medidores.

ARTÍCULO 145. CONTROL SOBRE EL FUNCIONAMIENTO DE LOS MEDIDORES. Lascondiciones uniformes del contrato permitirán tanto a la empresa como al suscriptor o usuario verificar el estado de los instrumentos que se utilicen para medir el consumo; y obligarán a ambos a adoptar precauciones eficaces para que no se alteren. Se permitirá a la empresa, inclusive, retirar temporalmente los instrumentos de medida para verificar su estado.

ARTÍCULO 146.- La medición del consumo, y el precio en el contrato. La empresa y el suscriptor o usuario tienen derecho a que los consumos se midan; a que se empleen para ello los instrumentos de medida que la técnica haya hecho disponibles; y a que el consumo sea el elemento principal del precio que se cobre al suscriptor o usuario. (...)

Así mismo, se ha consagrado en las siguientes disposiciones de la Ley 143 de 1994, la referencia al reglamento de operaciones, así como a los principios a los que se sujeta la prestación del servicio de energía eléctrica, los cuales expresan lo siguiente:

Artículo 6o. Las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

El principio de eficiencia obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico.

En virtud del principio de calidad, el servicio prestado debe cumplir los requisitos técnicos que se establezcan para él.

El principio de continuidad implica que el servicio se deberá prestar aun en casos de quiebra, liquidación, intervención, sustitución o terminación de contratos de las empresas responsables del mismo, sin interrupciones diferentes a las programadas por razones técnicas, fuerza mayor, caso fortuito, o por las sanciones impuestas al usuario por el incumplimiento de sus obligaciones.

El principio de adaptabilidad conduce a la incorporación de los avances de la ciencia y de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

El principio de neutralidad exige, dentro de las mismas condiciones, un tratamiento igual para los usuarios, sin discriminaciones diferentes a las derivadas de su condición social o de las condiciones y características técnicas de la prestación del servicio.

Por solidaridad y redistribución del ingreso se entiende que al diseñar el régimen tarifario se tendrá en cuenta el establecimiento de unos factores para que los sectores de consumo de mayores ingresos ayuden a que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los consumos de electricidad que cubran sus necesidades básicas.

Por el principio de equidad el Estado propenderá por alcanzar una cobertura equilibrada y adecuada en los servicios de energía en las diferentes regiones y sectores del país, para garantizar la satisfacción de las necesidades básicas de toda la población.


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Artículo 11. Pars interpretar y aplicar esta Ley se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales:

Reglamento de operaciones: 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.

Ahora, el artículo 4 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. Así mismo, 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.

En cuanto a normas reglamentarias, el Gobierno Nacional expidió el Decreto 387 de 2007, modificado por el Decreto 4977 de 2007, en el cual establecieron políticas sobre el desarrollo de la actividad de Comercialización Minorista para asegurar la asignación simétrica de derechos y obligaciones entre los agentes comercializadores.

Así mismo, mediante el Decreto 388 de 2007, modificado por los Decretos 1111 y 3451 de 2008, en 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.

Finalmente, en relación con lo anterior desde el punto de vista jurisprudencial, la Honorable Corte Constitucional en sentencia C-150 de 2003, ha establecido que dentro del ejercicio de la actividad regulatoria, se deben 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.” (Subrayas fuera de texto)


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2.2 Regulación relacionada con el proceso de medición

■ Resolución CREG 025 de 1995

Código de Medida como parte integral del Código de Redes, contiene las condiciones técnicas que deben cumplir los instrumentos de medida y los procedimientos a tener en cuenta para efectos de la lectura, registro y recolección de Información, así como el manejo de los datos en las fronteras comerciales registradas ante el ASIC.

El Código define las fronteras comerciales:

. Puntos de entrega de los generadores y redes de transmisión o distribución en el nivel de alta tensión de la red

• Los puntos de conexión entre un transportador y un distribuidor• Los puntos de consumo de los grandes consumidores atendidos por

comercializadores diferentes al Operador de Red• Los puntos de conexión entre empresas transportadoras. Los puntos de conexión entre Operadores de Red

En el propietario de la subestación recae la responsabilidad de la supervisión de los equipos de medida y comunicaciones, almacenamiento de las mediciones y la transmisión de las lecturas en forma oportuna al ASIC, esto último modificado por la Resolución CREG 006 de 2003.

La resolución establece las características que deben cumplir los equipos del sistema de medición, la obligación de contar medidor principal y de reserva para las fronteras de generación y del STN, así como disponer con medidores de energía reactiva. De igual manera, constituyó los procedimientos ante la ocurrencia de fallas en cuanto a los equipos y a la estimación de las medidas indisponibles.

También en esta resolución se implantaron los requisitos de certificación y la necesidad de mantener una hoja de vida de los equipos en donde reposara la Información de los registros de inspecciones, reparaciones, calibraciones y certificaciones de cada uno.


Respecto a la medición, la resolución establece en su Articulo 24° el derecho a la medición individual de los consumos y solo excepcionalmente las mediciones comunitarias, así mismo establece que el prestador del servicio deberá indicar las condiciones técnicas que deben cumplir los equipos de medida acogiendo lo indicado en la regulación.

6 Por la cual se señalan criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los sen/icios 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.

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En esta norma también se establece la posibilidad de la utilización de los medidores prepago.

Acogiendo los postulados de la ley, la resolución incorpora que no será obligación del suscriptor o usuario cerciorarse de que los medidores funcionen en forma adecuada; pero sí será obligación suya hacerlos reparar o reemplazarlos, a satisfacción de la empresa, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos, o cuando el desarrollo tecnológico ponga a su disposición instrumentos de medida más precisos. Cuando el usuario o suscriptor, pasado un período de facturación, no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los medidores, la empresa podrá hacerlo por cuenta del usuario o suscriptor.

• Resolución CREG 225 de 1997

En esta Resolución se establece la regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario de electricidad para usuarios regulados.

El suministro e instalación del equipo de medición, el suministro de los materiales de la acometida y la ejecución de la obra de conexión, se establece que se regirán por el régimen tarifario de libertad, siempre y cuando el prestador del servicio dé a conocer al público en general las actividades que conllevan cada uno de los aspectos mencionados y aparte de mantener una lista actualizada de precios, manifieste claramente que estas actividades pueden ser contratadas con cualquier otra compañía siempre y cuando cumpla los requisitos técnicos del operador de red y de la normatividad correspondiente.

Las actividades de estudio de conexión y de calibración inicial de medidor de energía, revisión de la instalación de la conexión, configuración y programación del medidor, se someterán al régimen de libertad regulada, esto es, considerando los aspectos específicos que al respecto mencionen la ley y la regulación.

En esta resolución también se establece el cobro de otros servicios complementarios asociados con la conexión como son la calibración del medidor, la reconexión y reinstalación del servicio.


El tema de la medición fue abordado en el capitulo 7 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998, con el objetivo de establecer las condiciones generales relacionadas con la medida entre los usuarios y las empresas prestadoras del servicio (comercializador o distribuidor-comercializador).

En esta resolución se establece que el usuario es del nivel de tensión al cual se encuentra conectado el equipo de medida, tema que fue ratificado en la Resolución CREG 097 de 2008.

Adicionalmente, esta resolución establece los requisitos que deben cumplir los equipos de medida de los usuarios tanto para energía activa como reactiva y los indicadores de demanda máxima y transformadores de medida, cuando se requieren.


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Se establecen también, los aspectos relacionados con el acceso, registro, pruebas y sellado de los equipos de medición y lo relacionado con el procedimiento de revisiones de los equipos.


Establece en su artículo 6:

ARTICULO 6o. Equipos de Medida. Los comercializadores tomarán las medidas necesarias para disponer de los equipos de medición o telemedida de las entregas horarias, según lo contemplan los códigos respectivos, en un plazo no mayor a seis meses después de entrar en vigencia la presente Resolución. A más tardar en el mes de septiembre de 1996, los comercializadores deben remitir al CND copia de las pruebas de certificación de los equipos de medida localizados en sus fronteras de comercialización, los cuales, sin excepción, deben estar acordes con el Código de Redes.

Con lo anterior se estableció la obligatoriedad del envío al ASIC de las certificaciones de los equipos de conformidad con lo establecido en el Decreto 2269 de 1993, además dado que esta resolución quedó en firme el 3 de enero de 1996, el plazo para disponer de la telemedida se cumplió en el mes de julio del mismo año.


Con esta Resolución se modificó el literal a del anexo del Código de medida, en el sentido de la Resolución CREG 025 de 1995 con el fin de flexibilizar la forma de la medida considerando los avances tecnológicos disponibles así:

A.2.2. REQUISITOS GENERALES

a. En fronteras comerciales con transferencias de energía promedio horarias, mayores o iguales a 20 MWh, o tensiones correspondientes al Nivel 4, los contadores deberán ser trifásicos y calcular la energía para cada una de las tres (3) fases, a través de tres (3) elementos.

En fronteras comerciales diferentes a las descritas en el aparte anterior, los contadores deberán ser trifásicos y podrán calcular la energía de las tres (3) fases, a través de dos (2) elementos (Conexión Aarón).

En todo caso, los contadores deben contar con emisores de impulso a tres (3) hilos libres de potencial, dispositivo antirretroceso (bloqueo de oscilaciones que generan emisión de impulsos) e indicador numérico de energía medida (si es electrónico dotado de memoria no volátil). Además deben tener doble almacenamiento si son bidireccionales. También deberán contar con ensayo de tipo en su instalación inicial, realizado por entidad reconocida por la Superintendencia de Industria y Comercio.

Con esto se permitió el uso de la conexión Aarón haciendo más económica la medición del consumo o transferencia de energía manteniendo la confiabilidad y exactitud requerida.

• Resolución CREG 019 de 1999

Con la aprobación de esta resolución se implantó como fecha máxima para el cumplimiento del índice de clase y clase de los equipos de medida el 31 de diciembre de 1999.

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Adicionalmente dispuso la contratación por parte del ASIC de una auditoría para que realizara un diagnóstico sobre el estado de los Sistemas de Medición de Energía de las Fronteras Comerciales del Mercado Mayorista, y en especial sobre el cumplimiento de los requisitos exigidos en el Código de Medida.


La resolución señala los plazos para el reporte de los registros de las mediciones realizadas, además del procedimiento y plazos para las modificaciones. Así mismo, en el artículo 13 de esta resolución se establecen los procedimientos a seguir en caso de falla o hurto de los equipos de medida, modificando lo señalado en la Resolución CREG 025 de 1995, en cuento al reporte de lo ocurrido al CND y al ASIC, así como a los operadores de otros sistemas cuando sea necesario.

También modifica los plazos para la restauración o remplazo y las alternativas para estimación de la medida indisponible. En caso de incumplimiento por parte del agente de los plazos establecidos para normalización de la frontera, se establece la aplicación de un factor mediante el cual el comercializador tendrá mayor participación en pérdidas y de ser generador ingresará a participar de las mismas.


Esta propuesta de modificación surgió con el fin de:

• Unificar requisitos técnicos de la medida para el mercado mayorista y no mayorista.• Actualizar y aclarar requerimientos de precisión, respaldo y medida de energía

reactiva.• Establecer mecanismos que garanticen la calidad de la información.• Establecer procedimientos que aseguren el debido proceso para las partes.• Establecer auditorías que verifiquen el cumplimiento de las reglas.

La resolución está estructurada en una parte de aspectos generales en donde se encuentran las definiciones y se establece la figura del representante de la frontera y la propiedad del sistema de medición.

Después se presentan los aspectos técnicos entre los que se establecen cinco tipos de puntos de medida referidos al consumo mensual de energía o a su equivalente en potencia instalada, se listan los componentes del sistema de medición y los requisitos generales de los sistemas de medición, la medida de energía reactiva y el requisito de disponer de medidores de respaldo y se abordan temas como la sincronización del reloj y la protección de datos. Así mismo, se realiza la exigencia de contar con la certificación de producto de los elementos que conforman el sistema de medición y del sistema en su conjunto.

7 Por la cual se adoptan las normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el Mercado de Energía Mayorista


Sesión No, 513

En seguida se tratan los requisitos previos a la entrada en funcionamiento en lo que concierne con la ubicación de las fronteras comerciales, el sellado de los equipos de medida y el requisito de una revisión inicial del sistema de medición que debe ser realizado no solo por el representante de la frontera sino también por los demás agentes interesados tales como el operador de red o el transportador si es el caso

Posteriormente se aborda la operación de los sistemas de medición, el acceso a los equipos de medida, la necesidad de realizar revisiones periódicas del sistema y de revisiones extraordinarias que pueden ser solicitadas por cualquier agente, y demás aspectos propios de la operación como la reposición de equipos y la conducta a seguir cuando se presenta falla o hurto de los equipos de medida en alguna frontera. También se establecen las auditorías que se proponen de dos (2) tipos física y de información.

Finalmente se propone la delegación de la interrogación remota de todos los medidores de las fronteras comerciales registradas ante el ASIC, por esta dependencia, se establece un error máximo para el sistema de medición y el cálculo de factores de corrección de las lecturas registradas en los equipos de medición ante errores.


Con esta resolución se aprobó el Reglamento de Comercialización como parte del Reglamento de Operación.

En lo que concierne con la medida en el artículo 34 establece el procedimiento de la visita de puesta en servicio de la conexión en la cual se consideran la colocación de sellos en los equipos de medida por parte de los operadores de red y los comercializadores.

Se establece también en esta resolución lo concerniente a las visitas de revisión conjunta de las fronteras comerciales y las obligaciones tanto de los operadores de red como de los comercializadores en cuanto a asistencia, participación y los tiempos en los que se deben anunciar y ejecutar.


Trata todo lo relacionado con el registro de las fronteras comerciales y los requisitos que debe cumplir el comercializador que representa una frontera comercial, lo relacionado con la modificación del registro y la cancelación del registro de una frontera comercial.

También se incluye la revisión de los sistemas de medición ante observaciones dentro del proceso de registro de la frontera comercial ante el ASIC y de forma extraordinaria a solicitud de cualquier agente cuando la frontera se encuentre en operación.

2.3 Descripción del proceso de medición en el SIN

A continuación se presenta el flujo de información de las lecturas registradas en los medidores asociados a las fronteras comerciales que actualmente se lleva a cabo en el Sistema Interconectado Nacional.


Sesión Na. 513

Figura 1. Flujo de información de medida actual.

Mercado Mayorista

mmmsm

Sistema de comunicación

Archivo de texto plano LIQUIDACIÓN

Subestación del usuario. Operador de Red o

generador.

Comercializador y/o Generador

Administrador del Sistema de Intercambios

Comerciales

Mercado minorista

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Usuario Comercializador Comercializador

2.4 Análisis de las fronteras comerciales registradas en el Sistema de Intercambios Comerciales

A continuación se presenta un análisis de las fronteras comerciales registradas ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, considerando la clasificación propuesta en la Resolución CREG 120 de 2007, la cantidad de energía registrada por el medidor en cada frontera y la evolución de las fallas reportadas al ASIC de los elementos que conforman el sistema de medición, para el período 2005 - 2010.

En la Tabla 1 se presenta el número de fronteras registradas ante el ASIC considerando el agente y la clasificación de la Resolución CREG 120 de 2007, en donde se puede observar que las fronteras con puntos de medición tipo 1 y 2, es decir aquellas que registran grandes volúmenes de energía, corresponden aproximadamente aMO % de las fronteras comerciales.

Adicionalmente, cerca del 90 % de las fronteras corresponden a fronteras de usuarios regulados y no regulados.


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Tabla 1. Cantidad de fronteras con reporte al ASIC (2010)

TipoPunto

Medición

Energía Mes [MWh-mes]

FRONTERATotal %

G UNR UR EntreAgentes Auxiliares

1 >= 15000 94 6 0 117 1 218 2,0%2 >=500 107 482 7 194 14 804 7,2%3 >=50 52 2944 323 192 51 3562 32,0%4 >=5 3 1614 2885 277 25 4804 43,1%5 <5 4 78 1613 33 32 1760 15,8%

Total 260 5124 4828 813 123 11148 100,0%% 2,3% 46,0% 43,3% 7,3% 1,1% 100,0%

Por otro lado, la Tabla 2 presenta la cantidad de energía medida por tipo de punto de medición para el mismo año, según la información suministrada por el ASIC en donde se tiene que el 95 % de la energía que es registrada por las fronteras comerciales se mide en los tipos de puntos de medición 1 y 2, que de acuerdo con la información de la Tabla 1 corresponden aproximadamente al 10 % de las fronteras comerciales registradas para ese año.

Tabla 2. Cantidad de energía medida por tipo de punto de medición (2010)

Tipo de Punto de Medición

Energía-mes[MWh-mes]

ENERGÍA TRANSFERIDA [GWh-año] TotalEnergía[GWh-año]

%G UNR UR Entre

agentes Aux. Esp

1 > 15.000 52.196 2.244 - 47.940 386 - 102.766 76%2 >500 5.328 9.205 71 10.320 438 - 25.362 19%3 £50 152 5.237 366 396 116 4 6.271 5%4 > 5 - 542 562 76 5 - 1.185 1%5 <5 - 2 36 1 - - 39 0%

Acumulado 57.676 17.230 1.035 58.733 945 4 135.623 100%% 43% 13% 1% 43% 1% 0% 100%

Respecto de las fallas reportadas en los sistemas de medición, en la Tabla 3 se presenta la evolución año a año de las fronteras que registraron al menos una falla respecto del total de fronteras existentes en cada año.


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Tabla 3. Cantidad de fallas reportadas en el período 2005-2010

Año FronterasRegistradas

Reportaronfalla

Cantidad de fallas

2005 8.887 10,40% 1.5482006 9.291 10,60% 1.6952007 9.447 8,90% 1.3052008 9.802 9,00% 1.2452009 10.801 5,80% 8342010 11.150 7,00% 1.020

De conformidad con los plazos establecidos en la Resolución CREG 006 de 2003 se analizaron, dependiendo del elemento reportado en la falla, los tiempos de despeje de la misma. En la Tabla 4 se presentan las fallas en los sistemas de medición ocasionadas en el medidor propiamente dicho y en el sistema de comunicaciones, así como el tiempo promedio de despeje de las mismas, durante el período 2005-2010, de donde se tiene que más del 90 % de las fallas reportadas en el medidor se solucionaron dentro del plazo establecido en la regulación, mientras que para el sistema de comunicaciones se tiene el 82 %.

Tabla 4. Fallas en comunicaciones y medidores y tiempo de despeje (2005-2010)

Duración falla Falla en Comunicaciones % Falla en

Medidor %

0-15 días 2.724 62 2.109 7916-30 días 868 20 340 13

más de 30 días 818 18 217 8TOTAL 4.410 100 2.666 100

Así mismo se realizó la revisión de las fallas en los transformadores de medida y el tiempo de corrección como aparece en la Tabla 5.

Tabla 5. Fallas en CT y PT y tiempo de despeje (2005-2010)

Duración falla Falla en CT % Falla en PT %

0 - 30 días 94 38 145 4430 - 60 días 79 32 121 38

más de 60 días 72 29 60 18TOTAL 245 100 326 100

Del porcentaje de cumplimiento del tiempo de despeje de las fallas se puede colegir que el tiempo establecido como máximo en la mencionada resolución es adecuado para el logro de las reparaciones o reposiciones necesarias.

Finalmente, se realizó una evaluación de la energía que fue necesario estimar en el período mencionado cuyos resultados se aprecian en la Tabla 6 comparando su valor


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respecto del total de la energía registrada en el año. Los resultados y la forma como se obtuvieron aparecen en forma detallada en el ANEXO 1.

Tabla 6. Energía estimada en condiciones de falla

AñoEnergía

período de falla [GWh - año]

Energía registrada

[GWh - año]% Energía registrada

2005 167 119.070 0,14%2006 127 128.169 0,10%2007 253 129.856 0,19%2008 171 129.627 0,13%2009 156 134.791 0,12%2010 175 (805) 135.624 0,13%

En el Anexo 1 se presentan análisis adicionales sobre el desempeño de las mediciones en las fronteras comerciales registradas ante el ASIC para el período 2005 - 2010.

2.4.1 Encuesta sobre equipos disponibles en el año 2008

Una vez recibidos los comentarios correspondientes a la Resolución CREG 120 de 2007 y de los elementos reunidos en la presentación de la propuesta contenida en la mencionada resolución, se procedió a elaborar una encuesta para recabar la información de los equipos de medida disponibles en el Sistema Interconectado Nacional. Dicha encuesta fue enviada a la Comisión de acuerdo con lo solicitado en la Circular CREG 081 de 2008.

Los resultados y análisis de la encuesta se encuentran en el 0 del presente documento.

2.4.2 Encuesta orientada a la interrogación remota

Mediante Circular CREG 041 de 2011, se solicitó a todos los agentes del mercado el suministro de las características de los equipos de medida activa y reactiva, tanto del equipo principal como el de respaldo, transformadores de potencial y de corriente, en la cual, se preguntaba entre otros aspectos: el fabricante, año de montaje, calibraciones realizadas, tipos de conexión, tiempo de operación, comunicaciones disponibles en cada punto, etc. Lo anterior, con el objetivo de analizar las responsabilidades propuestas para el ASIC en cuanto a la interrogación remota de todas las fronteras comerciales registradas.

Los análisis adelantados por el ASIC de la información suministrada concluyen de forma general que:

Con la información recibida, se puede concluir que la mayoría de los medidores disponen de al menos una forma de acceso remoto. Un 95% de los medidores permiten esta telemedida usando medios de comunicación convencionales como linea telefónica conmutada, puerto Ethernet o GPRS (que utiliza los servicios de la red celular).

Para identificar ahora lo que se debe implementar para la telemedida de todos los contadores, se hace necesario solicitar datos adicionales a los agentes...


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En el ANEXO 4 se presenta una lista de los agentes que respondieron (a encuesta con los radicados con los que entregaron la información correspondiente, conclusiones del análisis preliminar y la Información adicional requerida según XM.

2.4.3 Visitas a entidades

Para conocer de primera mano los comentarios a la propuesta de actualización del Código de medida, se realizaron algunas visitas a entidades de acreditación, metrología y laboratorios de calibración, así:

. Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC

. Compañía Americana de Multiservic/os, CAM

. Superintendencia de Industria y comercio, SIC.

. Laboratorios de medida de EMCALI

. Laboratorios de medida de EPSA

. Laboratorios de medida de EPM

. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales

2.4.4 Laboratorios y organismos acreditados

En el ANEXO 3 se presenta un resumen de entidades acreditadas en Colombia para certificación de conformidad de producto y los laboratorios de calibración con la especificación de los equipos que están acreditados para calibrar, de acuerdo con lo publicado en la página web del ONAC.

3. PROPUESTA DE MODIFICACIÓN DEL CÓDIGO DE MEDIDA

Mediante la Resolución CREG 120 de 2007 la Comisión presentó para comentarios de los agentes, usuarios y terceros interesados, una propuesta de modificación del Código de Medida cuyos objetivos se establecieron en el documento CREG 104 de 2007 que sirvió como soporte del proyecto de resolución.

Sobre la Resolución CREG 120 de 2007 presentaron comentarios escritos los siguientes agentes, usuarios y terceros interesados con los números de radicación que aparecen en seguida 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, EMGESA E.S.P. E-2008-004520 y CAC E-2010-004878.

Las respuestas a cada uno de los comentarios sobre los diferentes temas tratados en la Resolución CREG 120 de 2007 se presentan en el ANEXO 5 de este documento, a la luz


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de la nueva propuesta regulatoria que se presenta en esta oportunidad, la cual tiene los siguientes objetivos generales:

■ Unificar requisitos técnicos de la medida para el mercado mayorista y no mayorista.

■ Actualizar requerimientos de precisión, certificación, calibración, respaldo y medida de energía reactiva.

■ Establecer mecanismos que garanticen la calidad de la información.

■ Ajustar procedimientos que aseguren el debido proceso para las partes.

■ Establecer auditorías que verifiquen el cumplimiento del Código.

A continuación se mencionan los principales ajustes que se proponen a la resolución, como resultado del análisis del estado actual del desempeño de los equipos conectados en las fronteras comerciales, de los comentarios recibidos sobre sobre el tema de los agentes, usuarios y terceros interesados, y, de los análisis internos realizados por la Comisión.

3.1 Aspectos técnicos

A continuación se proponen algunos ajustes de los aspectos técnicos contenidos en los primeros artículos de la Resolución CREG 120 de 2007 y se presenta una breve justificación de la propuesta

3.1.1 Definiciones

Se realizó el análisis de las diferentes definiciones con el fin de ajustarlas a la normativa nacional e internacional, A continuación se presenta un cuadro con las principales normas que fueron consultadas para este propósito:

Tabla 7. Normatividad consultada.

Norma Tema

GTC-ISO-IEC99:2009

Vocabulario internacional de metrología. Conceptos fundamentales, generales y términos asociados (VIM)

NIC 2147:2003 Equipos de medición de energía eléctrica - C.A. - Requisitos particulares. Medidores estáticos de energía activa -clases 0,2 S y 0,5S.

NIC 2148:1989 Electrotecnia. Medidores de energía reactiva.

NIC 2154:1998 Bloques de terminales para uso industrial.

NIC 2205:2004 Transformadores de medida. Transformadores de corriente.

NIC 2207:2004 Transformadores de medida. Transformadores de tensión inductivos.

NIC 2288:2003 Equipos de medición de energía eléctrica - C.A. - Requisitos particulares. Medidores electromecánicos de energía activa -clases 0.5, 1 y 2.

NIC 4052:2003 Equipos de medición de energía eléctrica - C.A. - Requisitos particulares. Medidores estáticos de energía activa - clases 1 y 2.

NIC 4540:2005 Transformadores de medida. Transformadores combinados.


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Norma Tema

NIC 4569:2003 Equipos de medición de energía eléctrica - C.A. - Requisitos particulares. Medidores estáticos de energía reactiva - clases 2 y 3

NIC 5019:2007 Selección de equipos de medición de energía eléctrica.

NIC 5226:2003 Equipos de medición de energía eléctrica - Requisitos generales, ensayos y condiciones de ensayos.

NTC-ISO/IEC17000:2005 Evaluación de la conformidad. Vocabulario y principios generales.

NTC-ISO IEC 17011:2005

Evaluación de la conformidad. Requisitos generales para los organismos de acreditación que realizan la acreditación de organismos de evaluación de la conformidad.

NTC-ISO/IEC17025:2005

Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración

NTC-ISO IEC 17040:2005

Evaluación de la conformidad. Requisitos generales para la evaluación entre pares de organismos de evaluación de la conformidad y organismos de acreditación.

NTC-ISO-IEC17050-1:2005

Evaluación de la conformidad. Declaración de conformidad del proveedor. Parte 1: requisitos generales.

En general, las definiciones se hicieron coincidir con la normativa nacional vigente y en los aspectos en los que aún no se dispone de norma nacional se emplean las normas internacionales pertinentes.

Adicionalmente, se ajustan las definiciones de las diferentes fronteras comerciales considerando las resoluciones CREG 156 y 157 de 2011.

3.1.2 Representante de la frontera y sus responsabilidades

En lo que se refiere al representante de la frontera y sus responsabilidades, se considera pertinente continuar con el esquema propuesto en la Resolución CREG 120 de 2007, en la que se establece que el representante de la frontera puede o no ser propietario de los equipos del sistema de medición pero si es el directo responsable de garantizar el cumplimiento de todos los aspectos de operación, mantenimiento, características técnicas y metrológicas requeridas en cada uno de los equipos que conforman el sistema de medición de la frontera que representa.

Así mismo, es el encargado de mantener en una base de datos la información registrada por lo menos durante dos años.

Adicionalmente, se incluyó el representante de la frontera de demanda desconectable voluntaria de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 063 de 2010.

3.1.3 Tipos de puntos de medición

En la nueva propuesta de código de medida se conservan los cinco tipos de puntos de medida establecidos en la Resolución CREG 120 de 2007:


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Tabla 8. Clasificación de puntos de medición.

Tipo de puntos de medición

Consumo, C, o transferencia de energía [MWh-mes]

Capacidad Instalada, Cl, [MVA]

1 C a 15.000 Cl >30

2 15.000 >C >500 30 > Cl > 1

3 500 > C > 50 1 > Cl >0,1

4 50 > C £ 5 0,1 >CI >0,01

5 C < 5 Cl < 0,01

Se analizó la propuesta realizada por los agentes para emplear la clasificación de la norma técnica colombina, NTC 5019 de 2007, encontrado que dicha tipificación es consistente con la señalada en la resolución en algunos casos y en otros emplea como referencia la Resolución CREG 025 de 1995, por lo que no se ajusta la clasificación inicial.

3.1.4 Elementos del sistema de medición

Respecto de los componentes se consideró necesario aclarar que la infraestructura para realizar pruebas en sitio de los equipos forma parte de los elementos del sistema de medición, ya que es necesaria para permitir la separación o remplazo de los equipos de medición durante la ejecución de pruebas en sitio, mantenimientos o reposiciones cuando ello fuere necesario.

De acuerdo con lo anterior, las horneras para pruebas se incluyeron como un elemento del sistema de medición. Adicionalmente, se introdujeron las cargas para la compensación del burden de los transformadores de medida y se aclara cuales medidores hacen parte del sistema de medición.

3.1.5 Requisitos de exactitud

En la nueva propuesta de resolución se consideró necesario aclarar los requisitos de exactitud para los medidores de energía activa y reactiva y para los transformadores de corriente y tensión, por lo que se agrega un artículo con dichas exigencias8 y las normas nacionales e internacionales que las soportan.

Los límites propuestos se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 9. Requisitos de exactitud para medidores y transformadores de medida

8 En la Resolución CREG 120 de 2007 las exigencias sobre exactitud de los elementos del sistema de medición se encontraban en el Anexo 1.


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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 0,2

3 0,5 S 2 0,5 S 0,5

4 1 2 0,5 S 0,5

5 1 ó 2 203 - -

Norma NTCNTC 2147:2003 NTC 2288:2003 NTC 4052:2003

NTC 2148:1989 NTC 4569:2003

NTC 2205:2004 NTC 2207:2004 NTC 4540:2005

NTC 2205:2004 NTC 2207:2004 NTC 4540:2005

Además se aclara que los equipos deben cumplir con las normas NTC especificadas o sus equivalentes normativos de la Comisión Electrotécnica Internacional, CEI. Para el cumplimiento de los requisitos se podrá también aplicar el equivalente normativo del American National Standards Institute, ANSI, siempre y cuando esté debidamente documentado.

Finalmente, se modifica el plazo planteado en la Resolución 120 de 2007 para el cumplimiento de estos requisitos por parte de los sistemas de medición actualmente en operación, de tal forma que el cumplimiento de las clases de exactitud se alcanza a medida que se realice la reposición de los elementos de los sistemas existentes, no obstante, los nuevos sistemas de medición deben cumplir los requisitos de forma inmediata.

3.1.6 Certificación de conformidad de producto.

La certificación de conformidad de producto permite garantizar que los elementos que conforman el sistema de medición cumplen con las normas técnicas, de tal forma que su operación, bajo condiciones normales de uso, no se ve afectada. Considerando lo anterior, se especifican los equipos que deben contar con el certificado de conformidad de producto y se aclara que el sistema de medida en su conjunto no es sujeto de certificación de conformidad.

Las normas de referencia que deben emplearse para la certificación de conformidad se presentan en el proyecto de resolución, si no hay norma nacional, la certificación podrá hacerse en su orden con las normas técnicas internacionales aplicables al elemento del sistema de medida o los estándares técnicos con reconocimiento internacional.

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

Finalmente, se proponen mecanismos en el caso que no se disponga de organismos acreditados, en Colombia, para la certificación de conformidad de producto con el alcance requerido o no se dispongan de los laboratorios para la ejecución de las pruebas.


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3.1.7 Calibración de equipos

En el proyecto de resolución se incluye un artículo sobre la calibración de los equipos en el cual se establecen las normas y condiciones que deben cumplir los medidores de energía activa y reactiva, así como los transformadores de medida.

Para los transformadores de potencial y corriente se establece también la posibilidad de aceptación de las calibraciones realizadas por el fabricante en caso que no se disponga de al menos tres laboratorios acreditados en el país.

3.1.8 Medición de energía reactiva

En lo que concierne con la medición de energía reactiva, este requisito es exigido desde la Resolución CREG 025 de 1995, para las fronteras de generación y de comercialización conectadas al STN, en la presente propuesta se mantiene lo señalado en la Resolución CREG 120 de 2007 ampliando la exigencia para las fronteras de nivel de tensión 4 esto es, las fronteras con tensiones superiores a 57,5 kV ya que en estos niveles se transfieren los grandes bloques de energía y por tanto se requiere controlar de mejor forma la congestión en las redes.

Dado que actualmente los medidores traen las funciones integradas de medida de activa, reactiva y adicionalmente la de bidireccionalidad integradas, se facilita en forma importante dar cumplimiento a los requisitos planteados en la resolución.

En la Resolución CREG 025 de 1995 se establecía que los índices de clase de los medidores de reactiva debían ser los mismos que los de activa, revisada la normativa se encuentra que los medidores estáticos pueden ser solamente clase 2 ó 3 por tanto en la nueva propuesta se ajusta el requerimiento de tal forma que para las fronteras tipos 1, 2. 3 ó 4 deben ser clase 2 y para las fronteras tipo 5 puede ser clase 2 ó 3

3.1.9 Medidores de respaldo

Los contadores de respaldo, de conformidad con la Resolución CREG 025 de 1995 deben ser de las mismas características del principal.

La resolución CREG 120 de 2007 propone que además de las fronteras de generación y las de comercialización conectadas al STN, deberán tener medidores de respaldo las fronteras con puntos de medición tipo 1 y 2. Adicionalmente, se aclara que el medidor de respaldo debe operar permanentemente y contar con las mismas características técnicas del principal.

La nueva propuesta no modifica lo señalado anteriormente.

3.1.10 Otros medidores

Se propone la posibilidad de la instalación de otros medidores para la verificación de las lecturas del sistema de medición por parte de cualquiera de los agentes que se ve afectados por el balance de energía o por los OR o Transmisores Nacionales dependiendo de la ubicación del punto de medida.


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Estos medidores deberán cumplir con todas las exigencias técnicas establecidas en el código y podrán ser instalados siempre y cuando los transformadores de medida lo permitan. Los costos asociados al mantenimiento, instalación, calibración e interrogación estarán a cargo del agente que los instala y únicamente podrán ser empleados en la liquidación por ausencia de las mediciones del medidor principal y de respaldo.

Con esta propuesta se aumenta el control sobre las lecturas realizadas y se aumenta la disponibilidad de las mediciones ante fallas sin afectar la exactitud requerida en las mismas.

3.1.11 Registro y Lectura de información

Todos los elementos del sistema de medida deben estar habilitados para dar cumplimiento a los requerimientos de lectura con la oportunidad necesaria en la regulación, tanto por parte de los representantes de la frontera, como disponibles para la interrogación remota por parte del ASIC.

La información de las lecturas en cada frontera comercial deberá almacenarse en el medidor al menos por 60 días, capacidad confirmada mediante las respuestas recibidas a la Circular 041 de 2011, además de conservarse al menos por dos (2) años en una base de datos externa, manteniéndose lo propuesto en la Resolución CREG 120 de 2007.

3.1.12 Sincronización del reloj

Para todas las fronteras con reporte al ASIC se establecen los requisitos de sincronización del reloj de los equipos de medida, con el fin de garantizar un mejor desempeño en los balances requeridos en las liquidaciones. El reloj del medidor debe permitir su ajuste de forma remota para facilitar este requerimiento y debe ser realizado por el representante de la frontera, ya sea por su propia iniciativa o porque la diferencia de tiempo sea advertido por el ASIC o por otro de los agentes interesados en la frontera comercial.

Se establecen los tiempos máximos de desfase de acuerdo con lo estipulado en la Resolución CREG 120 de 2007 y se agrega el límite para los puntos de medición tipo 5, así:

Tabla 10. Desfase máximo permitido

Tipo de punto de medición

Máximo desfase permitido (segundos)

1 10

2 15

3 204 205 20

Dado que algunas de las fronteras aun no disponen del mecanismo antes descrito, se propone un plazo de 1 año en el inicio de la obligación.


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3.1.13 Protección de datos

En la nueva propuesta se complementa y detalla el esquema de protección de datos planteado en la Resolución CREG 120 de 2007 así:

Para los medidores de las fronteras comerciales con reporte al ASIC se deberá almacenar:

a. Las mediciones y parámetros de configuración del medidor empleándose una 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 que trata el literal b son:

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

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

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

Adicionalmente, se propone la obligación de documentar los procedimientos de protección de los datos y mantener un registro de los usuarios, contraseñas y grados de acceso otorgados, además de mantener un registro de los accesos al medidor de grado 2 y 3 en una base de datos externa o en la hoja de vida del equipo.

En la base de datos que almacene las mediciones de los equipos de medida del representante de la frontera se deberá disponer de grados de acceso para consulta y mantener un registro de los accesos a ésta.

Así mismo, para las fronteras sin reporte al ASIC que sean leídas de forma remota se propone emplear los mismos sistemas de protección de datos utilizados en las fronteras con reporte al ASIC.

Lo anterior, con el propósito de aclarar los procedimientos de protección de datos, hacer transparente para todos los agentes los procedimientos a seguir y facilitar la realización de auditorías y revisiones a los sistemas de medición, de tal manera que se brinden elementos objetivos para determinar el cumplimiento del código.

3.1.14 Centros de Gestión de Medidas, CGM

Con base en lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995 para los centros de recolección, en la presente propuesta se establecen los Centros de Gestión de Medidas. Los centros de recolección tenían las siguientes funciones de conformidad con la citada resolución:


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Los propietarios de los equipos de medida podrán constituir Centros de Recolección (CR) para concentrar las lecturas de sus contadores y de otros agentes, de acuerdo con las condiciones geográficas y de comunicaciones. Los CRs permiten también el envío de lecturas consolidadas al CND, de acuerdo con las condiciones establecidas en el Código Comercial.

El propietario de un CR podrá prestar servicio de recolección y envío de contadores al CND para otros agentes de la zona. La adquisición primaria de la información procedente de los registradores será concentrada en Centros de Recolección (CR) o enviada directamente al CND. Los costos asociados a los servicios anteriores serán cargados por el propietario del CR a los agentes correspondientes.

Estos centros estarán dispuestos en las instalaciones de diferentes agentes del mercado, preferiblemente en los Centros Regionales de Despacho. Cada uno de los CRs remitirá al CND, según formatos y protocolos normalizados de dominio público, la totalidad de la información, mediante procedimientos automáticos y/o manuales, según las necesidades establecidas en el Código Comercial.

En la propuesta, se establece nuevas funciones y requisitos para los centros de Gestión de medida, con el objetivo de aumentar la confiabilidad de las mediciones empleadas por el ASIC, así como facilitar la realización de revisiones y auditorías a la información y a los procedimientos ejecutados por los CGM. Los ajustes propuestos son:

• La interrogación de los medidores deberá sujetarse con el esquema de protección de la información establecido para las fronteras y emplear los canales de comunicación, tanto primarios como medios de respaldo, necesarios para garantizar el reporte al ASIC como las fronteras mismas

• 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.

• El centro de gestión de medidas deberá ejecutar rutinas automáticas y/o manuales de validación y critica de las mediciones a ser reportadas al ASIC. La validación tendrá como objetivo garantizar que los reportes realizados coincidan con los valores leídos en 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.

• Los centros de gestión de medidas deberán mantener documentados los procedimientos que realicen en los cuales debe quedar constancia del cumplimiento de los requisitos del código..

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

• 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.

3.2 Aspectos operativos de (os sistemas de medición

En los siguientes numerales se presenta la propuesta de manejo de todos los aspectos que afectan la operación de los sistemas de medición, las relaciones entre los diferentes

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agentes afectados por la medida de una frontera y se estipulan las visitas que pueden ser realizadas a las fronteras comerciales teniendo en consideración lo reglado en la Resoluciones CREG 156 y 157 de 2011, mediante las cuales se establece el Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica y las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo.

3.2.1 Acceso

Respecto de la propuesta planteada sobre este tema en la Resolución CREG 120 de 2007, se puntualizan los accesos a los interesados en la medida de las fronteras comerciales, dependiendo de los grados de seguridad definidos previamente. Así mismo, se establecen los plazos en los que el representante de la frontera deberá tener lista la información histórica que le sea requerida y la obligación de documentar y suministrar el procedimiento y los requisitos técnicos para el acceso local o remoto a los medidores.

3.2.2 Revisión

Se establecen tres revisiones de los sistemas de medición con el objeto de demostrar el cumplimiento de los requisitos del código en diferentes circunstancias:

• Revisión antes de la puesta en funcionamiento de la frontera comercial. Esta revisión deberá realizarse para dejar constancia del cumplimiento de los requisitos del código durante el procedimiento de registro de la frontera ante el ASIC y antes de la entrada en operación comercial. Para las fronteras que se encuentran actualmente en operación, los representantes de la frontera disponen de 12 meses para ajustar sus fronteras y dar cumplimiento a las estipulaciones del código. Esta revisión puede ser realizada por el representante de la frontera o por una firma independiente, de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 157 de 2011.

• Revisión de los requisitos técnicos por parte del Operador de Red o el Transmisor Nacional. Estas revisiones son necesarias ya hacen parte del procedimiento de revisión de la conexión que deben realizar estos agentes para garantizar que las nuevas instalaciones no afecten la operación del sistema o a otros usuarios conectados. Las observaciones encontradas sobre elementos exclusivos del sistema de medición se presentan durante el procedimiento de registro de la frontera comercial.

. Revisión extraordinaria. Estas revisiones se realizan a solicitud de cualquier agente y su costo es asumido por quien la solicita o, por el representante de la frontera cuando después de la revisión se pueda comprobar que existe un incumplimiento del Código. Esta revisión corresponde a la señalada en la Resolución CREG 157 de 2011 para el caso de las fronteras con reporte al ASIC.

El alcance de las actividades a desarrollar en cada una de las revisiones es señalado en la propuesta y corresponde al Comité Asesor de Comercialización, CAC, elaborar el procedimiento detallado con las actividades requeridas para llevar a cabo la revisión del sistema de medición, de tal forma que estas actividades permitirán concluir objetivamente el cumplimiento o incumplimiento de los requisitos del Código.

Se propone que el CAC elabore el procedimiento dentro de los cuatro meses siguientes a la entrada en vigencia del Código de Medida.


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3.2.3 Sellado

Sobre este aspecto se mantiene la propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007.

3.2.4 Mantenimiento

La realización de mantenimientos periódicos a los sistemas de medición busca garantizar que estos sistemas mantengan las condiciones metrológicas necesarias para la determinación de los consumos o transferencias de energía en el tiempo. Por lo tanto, se mantiene los plazos propuestos para la realización de mantenimientos a los sistemas de medición de la Resolución CREG 120 de 2007, aclarando el alcance del procedimiento a ser aplicado en esta actividad. Adicionalmente, se propone la elaboración de un programa de revisiones, mantenimientos y calibraciones a los sistemas de medición de las fronteras comerciales registradas por los representantes de las fronteras (RF).

La responsabilidad de los mantenimientos recae en el representante de la frontera. El costo de todos los mantenimientos de los sistemas de medición estará a cargo del representante de la frontera o del usuario.

De igual forma se llama la atención sobre la necesidad de contar con equipos de medida provisionales para las fronteras con reporte al ASIC y, para las fronteras comerciales sin reporte al ASIC, acerca del cumplimiento de lo dispuesto en la Ley 142 de 1994 respecto del tiempo que un usuario puede permanecer sin equipo de medida.

Durante la revisión de la propuesta indicada en la Resolución CREG 120 de 2007 se analizaron las experiencias internacionales de España y Chile.

3.2.5 Registro

Como una parte fundamental para el conocimiento de los equipos conectados al sistema, se mantiene la obligatoriedad de los representantes de las fronteras de tener un registro actualizado de los sistemas que opera, del cual hace parte la hoja de vida de los sistemas.

3.2.6 Hoja de vida

La hoja de vida es el documento empleado en el código para dejar evidencia del cumplimiento de gran parte de los requisitos establecidos, por cuanto se debe registrar en ésta la ejecución de revisiones, mantenimientos, reparaciones y demás actividades realizadas sobre el sistema de medición.

Las resoluciones CREG 025 de 1995 y 070 de 1998 señalan este requisito, el cual es retomado en la Resolución CREG 120 de 2007 detallando los registros que deben ser llevados. Por su parte, la nueva propuesta amplia y especifica los parámetros y características de los sistema de medición de las fronteras comerciales que deben ser documentados.

Adicionalmente, se define el plazo de entrega de las copias de la hoja de vida cuando sean solicitadas por cualquiera de las partes interesadas o afectadas por la frontera comercial y las autoridades competentes.


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También se establece la necesidad de hacer entrega de la hoja de vida del sistema de medición al nuevo representante de la frontera, cuando se realiza el cambio del RF.

3.2.7 Cambios en la programación

Se complementan los pasos a seguir para modificar la programación del medidor respecto de lo propuesto en la Resolución CREG 120 de 2007, considerando el procedimiento de revisión conjunta establecido en la Resolución CREG156 de 2011.

3.2.8 Alteración

Se continúa con lo propuesto en este tema en la Resolución CREG 120 de 2007

3.2.9 Reposición de elementos

Se continúa con lo propuesto en este tema en la Resolución CREG 120 de 2007 aclarando el procedimiento a seguir entre las partes durante la reposición de los elementos del sistema de medición.

3.2.10 Falla o hurto

En la nueva propuesta se complementan y amplían todos los procedimientos a seguir en caso de falla o hurto de los elementos del sistema de medición, se aclaran las responsabilidades y los plazos en los que deben quedar superados los inconvenientes. Todos los plazos están coordinados con la regulación actual. En la Figura 2, se presenta el procedimiento a seguir en caso de indisponibilídad de cualquiera de los elementos del sistema de medición y la forma como se obtienen las lecturas o las estimaciones de la lectura cuando se hace necesario hacerlas.

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Figura 2 Falla o hurto de elementos del sistema de medición

Ifldispoflibiiidad de ia medida

Adicionalmente, se mantienen el plazo señalado en la Resolución CREG 006 de 2003 para la reposición o remplazo de los elementos del sistema de medición y el procedimiento a seguir en caso que se superen los plazos máximos, eliminando la participación del agente en la asignación de las pérdidas de energía.

3.3 Lectura de las fronteras comerciales

3.3.1 Esquema propuesto de interrogación de medidores.

Considerando los objetivos de la propuesta, los comentarios recibidos a la Resolución CREG 120 de 2007 sobre el tema de interrogación remota por parte del ASIC y, que en los puntos de medición 1 y 2 se registra alrededor del 95 % del total de la energía medida por las fronteras comerciales, se propone un nuevo esquema de interrogación, mediante el cual las fronteras de generación y los puntos de medida tipos 1 y 2 deberán ser interrogados directamente por el ASIC. Para las demás fronteras comerciales se propone que el ASIC consulte directamente las bases de datos que consolidan la información en los centros de gestión de medida.

Adicionalmente, la propuesta de lectura de las fronteras comerciales con reporte al ASIC reduce en un día el periodo en el cual la información de las mediciones esta disponible para la realización de las liquidaciones, así mismo, pone en conocimiento de los agentes del mercado la información de las fronteras que se encuentran en falla, el periodo en esta condición y el método de estimación de la lectura.

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En cuanto a las fronteras sin reporte al ASIC, no se propone modificación alguna, por lo que las mediciones deben realizarse de conformidad con lo establecido en la Ley y la regulación vigente.

En la Figura 3 se presenta la nueva propuesta de interrogación de fronteras comerciales con los plazos para la interrogación:

Figura 3 Esquema de interrogación de las fronteras comerciales.

Interroga de 0 a 8 horas

Confirmación fall Revisión posible falla y coherencia

24 - 48 horas 24 - 48 horas

Interrogación 0 - 8 horas

Revisión posible falla 24 - 48 horas

Antes de las*

Antes de 48 horasInterrogacior

8 - 24 hora^Consolidación información ,

CGM

Por último, la implementación del procedimiento de lectura de las fronteras comerciales con reporte al ASIC, por parte de los representantes de las fronteras y el ASIC se realizará de forma gradual, para lo cual deberán cumplirse los siguientes plazos.

Tabla 11. 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 de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 006 de 2003.

3.3.2 Estimación de las lecturas

La propuesta mantiene los métodos de estimación de las lecturas de las fronteras comerciales señalados en el artículo 13 de la Resolución CREG 006 de 2003, eliminando


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el establecido en el literal c) por cuanto su aplicación en el SIN es inexistente de acuerdo con lo informado por el ASIC.

Para las fronteras comerciales sin reporte al ASIC de conformidad con lo establecido en el artículo 146 de 1994 reflejado en el artículo 31 de la Resolución CREG 108 de 1997, cuando no sea posible medir los consumos con instrumentos, su valor podrá ser estimado de conformidad con lo que estipulen los contratos de condiciones uniformes, con base en consumos promedios de otros períodos del mismo suscriptor, o con base en consumos promedios de suscriptores o usuarios que estén en circunstancias similares, o con base en aforos individuales.

3.4 Auditorías

Se complementa y modifica el esquema de las auditorías del sistema de medición propuesto en la Resolución CREG 120 de 2007, en el sentido de establecer el alcance del procedimiento de auditoría, la realización de ésta sobre una muestra de las fronteras de acuerdo con los plazos de implementación del procedimiento de interrogación de las lecturas de los medidores y siguiendo las etapas que a continuación se resumen:

1. Pasos previos a la contratación de la auditoría: dentro de esta etapa el ASIC deberá establecer el tamaño de la muestra y someterlo a verificación del Comité Asesor de Comercialización, CAC, después se seleccionarán las fronteras a auditar y luego se iniciará el proceso de términos de referencia.

2. Contratación de la auditoría: El ASIC seguirá un proceso de libre concurrencia, cumplidos los requisitos técnicos por las firmas, la selección se hará por mínimo costo.

3. Plazo de ejecución de la auditoría: El plazo de ejecución de la auditoría se establecerá considerando los desplazamientos. De cualquier forma la etapa de auditoría para las fronteras con reporte al ASIC no debe superar un año.

Determinación del tamaño de la muestra y selección de fronteras: El tamaño de la muestra deberá realizarse cumpliendo los siguientes criterios de diseño:

- Nivel de confianza: 95 %- Proporción de fronteras no conformes: 3 %- Error máximo admisible: 5 %

La selección de las fronteras a auditar deberá hacerse en forma aleatoria.

4. Programación de la auditoría: El listado de fronteras comerciales a auditar se mantendrá en reserva y solo se dará a conocer al RF correspondiente con el plazo suficiente para dar aviso a los agentes interesados. La propuesta de resolución establece que la visita de auditoría deberá realizarse dentro de las 48 horas siguientes al recibo de la solicitud.

5. Procedimiento de auditoría: Se propone que el procedimiento de la auditoría sea desarrollado por el CAC, siguiendo el alcance establecido por la Comisión, dentro de los cuatro meses siguientes a la entrada en vigencia de la resolución.


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6. Informes de auditoría: La firma auditora deberá presentar un informe preliminar con todos los registros que evidencien el cumplimiento de todos los requisitos que establece el Código de Medida, acompañándolos de copias de los 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 del Código. Este informe será entregado al ASIC quien dará el traslado al RF para sus comentarios u objeciones en un plazo de cinco (5) días

7. Publicación de resultados. El ASIC deberá publicar los informes particulares definitivos y así mismo deberá publicar un informe general de las auditorías para conocimiento de la CREG, la SSPD y de la industria.

8. Resultados de auditoría no satisfactorios: Cuando se evidencia que alguna frontera comercial no cumpla con lo establecido en el código, el ASIC diseñará una segunda muestra con nivel de confianza del 99%, excluyendo las fronteras seleccionadas en el primer muestreo para ser sujeto a una nueva auditoría a cargo del agente. Si el informe de esta última auditoría resulta no satisfactorio, el RF deberá solicitar al ASIC la realización de revisiones extraordinarias de todas sus fronteras comerciales a su cargo,

9. Tratamiento de hallazgos en los sistemas de medición: Cuando los hallazgos tienen que ver con incumplimientos en los elementos del sistema de medida, el RF podrá repararlos dentro de los plazos establecidos en el Código, vencido este tiempo deberá solicitar una revisión extraordinaria, de subsistir el incumplimiento se procederá a la cancelación de la frontera.

Cuando se trata de diferencias entre las lecturas del medidor principal, de respaldo y la información disponible en el ASIC, la frontera se declarada en falla, si se demuestra que la causa de las diferencias es del RF, se dará oportunidad de corregir el o los incumplimientos y de persistir en ellos se dará inicio al proceso de cancelación de la frontera comercial.

El contenido de las actividades a desarrollar en cada una de estas etapas está detallado en el proyecto de resolución.

Vale la pena mencionar que el proyecto de resolución considera la realización de unas auditorías durante la implementación del procedimiento de interrogación remota por parte del ASIC, cuyos costos serán sufragados por los representantes de las fronteras.

3.5 Indicadores de gestión

Se propone que, dentro de los seis meses siguientes a la expedición de esta resolución, el Comité Asesor de Comercialización, CAC presente a la CREG los indicadores de gestión sobre las funciones asignadas al ASIC en el nuevo Código de medida para su posterior análisis y adopción.


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3.6 Elementos de la Resolución CREG 120 de 2007 que no fueron incluidos.

A continuación se resumen los elementos de la propuesta de modificación del Código de Medida contenida en la Resolución CREG 120 de 2007 y que no fueron incluidos en esta propuesta, comentando las razones para las modificaciones.

a) Corrección del factor de error de medición, CEM, en los puntos de medición

Se propuso la corrección del error de medición en el caso que el error máximo del sistema sea superado, sin embargo esto implica la realización de pruebas a todo el sistema de medición contra un sistema de medición de referencia, de tal forma que se determinará dicho factor, lo cual no es posible considerando la infraestructura de los laboratorios de calibración en el país.

Adicionalmente, el factor determinado depende fuertemente de las condiciones ambientales y técnicas en las que fue establecido por lo que su aplicabilidad sería limitada. Finalmente, el uso de este factor implica que las características metrológicas de alguno de los elementos del sistema de medición se han degradado y que como dicha falla puede ser dinámica, el factor que se determine también lo es, con lo que se requiere la actualización de dicho permanentemente.

Considerando lo anterior, se retira de la propuesta la posibilidad del ajuste de las lecturas de las fronteras comerciales y el cálculo del factor de ajuste necesario, proponiéndose en cambio, limites de error para cada uno de elementos del sistema de medición y la obligación del remplazo de los elementos cuando sus fallas no permiten determinar los consumos o transferencias de energía de acuerdo con lo establecido en el Código y no sea posible la reparación del elemento.

b) Plazo para el cumplimiento de los requisitos técnicos

Los plazos para el cumplimiento de los requisitos establecidos en la propuesta se incluyen en cada uno de los artículos de la propuesta de resolución por lo que se suprime el artículo que hace referencia expresa al cumplimiento de los requisitos técnicos.

c) Ubicación de las fronteras

La propuesta inicial establecía la ubicación de las fronteras comerciales para los puntos de medición 1, 2 y 3 y establecía la posibilidad de excepciones a la aplicación de las reglas en conjunto con la aplicación de factores para referir las lecturas.

La resolución CREG 070 de 1998 señala que el usuario pertenece al nivel de tensión en donde se encuentra instalado el sistema de medición, criterio que es mantenido en la Resolución CREG 097 de 2008, por lo que no se tiene establecido en la regulación factores para aplicar en caso que el sistema de medición no se encuentre en el punto de conexión.

En la nueva propuesta las definiciones para punto de conexión, punto de medición y frontera comercial permiten establecer claramente la ubicación de la frontera comercial, indistintamente del tipo de punto de medición, por lo que se suprime de la propuesta el artículo sobre este tema.


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d) Operación

Lo señalado en el artículo 22 de la Resolución CREG 120 de 2007, ya se incluía dentro de las responsabilidades del representante de la frontera por lo que se elimina de la nueva propuesta para unificar y lograr una mayor claridad en las obligaciones de los representantes de las fronteras.

e) Costos del mantenimiento y la revisión

La propuesta de asignación de costos no fue modificada, se integro a cada uno de los artículos en donde fuese requerido.

f) Ajuste de lecturas por la ubicación del punto de medición

Considerando lo señalado en el literal c) se suprime la posibilidad de ajuste de las lecturas de fronteras comerciales por la ubicación de punto de medición.

4. REFERENCIAS

- Ley 142 de 1994, Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.

- Ley 143 de 1994, Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética.

- Resolución CREG 025 de 1995, Por el cual se establece el Código de Redes, como parte de Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.

- Resolución CREG 066 de 1995, Porta cual se actualizan los cargos por uso de los sistemas de transmisión de energía eléctrica, aplicables a los generadores y comercializadores durante el año 1996, se actualizan los porcentajes de distribución entre empresas de los ingresos correspondientes, se modifica el procedimiento para su liquidación y se dictan otras disposiciones.

- Resolución CREG 225 de 1997, Por la cual se establece la regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario de electricidad para usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional.

Resolución CREG 108 de 1997: Por la cual se señalan 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.

- Resolución CREG 070 de 1998, Por la cual se establece el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.


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- Resolución CREG 001 de 1999, Por la cual se adicionan y/o modifican las disposiciones contenidas en el Anexo CM-1 del Código de Medida de la Resolución CREG-025 de 1995, relacionadas con el número de elementos requeridos en los sistemas de medida de las fronteras comerciales.

- Resolución CREG 019 de 1999, Por la cual se establece el plazo máximo para adecuarlos Transformadores de Corriente (CTs) y los Transformadores de Voltaje (PTs) 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, y se establecen características técnicas de los equipos de medición para afrontar el problema informático relacionado con el cambio de milenio.

- Resolución CREG 006 de 2003, Por la cual se adoptan las normas sobre registro de fronteras comerciales y contratos, suministro y reporte de información, y liquidación de transacciones comerciales, en el Mercado de Energía Mayorista.

- Resolución CREG 120 de 2007, Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter genera!, que somete a consulta de los agentes, usuarios y terceros interesados el Código de Medida.

- Resolución CREG 097 de 2008, Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local.

- Resolución CREG 156 de 2011, Por la cual se establece el Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación.

- Resolución CREG 157 de 2011, Por la cual se modifican las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo, y se adoptan otras disposiciones.

Resolución CREG DDD de 2012, Por la cual se modifican las Resoluciones CREG 156, 157 y 158 de 2011.

IEEE Std C57.12.80-2002 IEEE Standard Terminology for Power and Distribution Transformers

- IEEE Std C57.13.2-2005 IEEE Standard Conformance Test Procedure for Instrument Transformers

- IEEE Std C57.13.5-2009 IEEE Standard for Performance and Test Requirements for Instrument Transformers of a Nominal System Voltage of 115 kV and Above

- IEEE Std C57.13-2008 IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers

- IEEE Std C57.13.6-2005 IEEE Standard for High-Accuracy Instrument Transformers.

- ANSI C12.1-2008 American National Standard for Electric Meters Code for Electricity Metering

- NTC 2149-1:2010. Equipo de medición de energía eléctrica (c.a.). Inspección de aceptación. Métodos generales para la inspección de aceptación


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- NTC 2149-2:2010 Equipo de medición de energía eléctrica (c.a.). Inspección de aceptación. Requisitos particulares. Medidores electromecánicos de energía activa clases (0,5, 1 y 2).

- NTC 2149-3:2010 Equipo de medición de energía eléctrica (c.a.). Inspección de aceptación. Requisitos particulares. Medidores estáticos de energía activa, clases (0,2 s, 0,5 s, 1 y 2)

- NTC 4856:2006 Verificación inicial y posterior de medidores de energía eléctrica.

- ORDEN ITC/3747/2006, de 22 de noviembre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores eléctricos estáticos de energía activa en corriente alterna, clases a, b y c, en conexión directa o en conexión a transformador, emplazamiento interior o exterior, en sus fases de verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. España.

- ORDEN ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. España.

Neira. M. Nuevo marco normativo para el control metrológico del estado. Contadores de energía eléctrica. Estudio y plan de muestreo 2006 - 2007, Presentación II Congreso Andaluz de Metrología. 2007.

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- NCH Elec.32/85 Electricidad. Sistema de medida para tarifas horarias BT4.1. Casomonofásico. Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Subsecretaría de Economía, Fomento y Reconstrucción. Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Chile. Disponible en:http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435544,33_3467521&_dad=portal&_sc hema=PORTAL

- NCH Elec.34/86 Electricidad. Sistema de medida para tarifas horarias BT4.1 y AT4.1. Caso Trifásico. Caso monofásico. Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Subsecretaría de Economía, Fomento y Reconstrucción. Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Chile. Disponible en: http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435544,33_3467521&_dad=portal&_sc hema=PORTAL

Protocolo de ensayo para la verificación y calibración de medidores de energía eléctrica. Medidor electromecánico de energía activa monofásico y trifásico. Departamento de productos. Superintendencia de Electricidad y Combustibles.


http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435544,33_3467521&_dad=portal&_sc



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Chile. Documento en consulta. Disponible en:http;//www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435544,33_3467521&_dad=portal&_sc hema=PORTAL

- Protocolo de ensayo para la verificación y calibración de medidores de energíaeléctrica. Medidor estático de energía activa monofásico y trifásico. Departamento de productos. Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Chile. Documento en consulta. Disponible en:http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435544,33_3467521&_dad=portal&_sc hema=PORTAL

- Resolución exenta. Establece procedimientos para efectuar la calibración yverificación de los medidores utilizados para el registro y facturación del suministro de la energía eléctrica. Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Chile. Documento en consulta. Disponible en:http://www.sec.cl/portal/page?_pageid=33,3435544,33_3467521&_dad=portal&_sc hema=PORTAL





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ANEXO 1. Medición en las fronteras comerciales 2005-2010

Para el análisis que a continuación se presenta se empleó la información de las fronteras comerciales suministrada por Expertos en Mercados XM S.A. E.S.P. para los años 2005 a 2010.

A1.1 Equipos asociados a las fronteras comerciales existentes

En la Resolución CREG 025 de 1995 se establecieron los parámetros técnicos mínimos que deben cumplir los equipos de medida. En cuanto a las clases de exactitud, el Anexo CM-1 señala:

Tabla A1.1. Precisión exigida en Res. CREG 025 de 1995

Instalación Transformadores de corriente

T ransformadores de tensión Medidor

Fronteras con tensiones mayores o iguales a 110 kV, o, transferencias medias horarias mayores o iguales a 20 MWh

0,2 0,2 0,2

Fronteras con tensiones menores a 110 kV o transferencias medias horarias menores a 20 MWh Servicios Auxiliares

0,5 0,5 0,5

CT: Transform ador de corrientePT: Transform ador de voltaje

Con el fin de analizar el cumplimiento de estas exigencias se empleó la información referente a las clases de exactitud de los equipos, suministrada por los agentes en el formato de registro de la frontera comercial ante el ASIC. De esta información, únicamente se consideró la correspondiente a las fronteras que transaron energía por lo menos una vez durante el periodo 2005-2010 y aquellas de las cuales se tenía información de la clase de exactitud de los equipos del sistema de medición. En la Tabla A1.2 se presentan los resultados.

Tabla A1.2. Cantidad de fronteras con información del sistema de medición

Frontera Cantidad Fronteras

Generación 261

UR 4.146

UNR 4.614

Entre agentes 776

Especiales 1

TOTAL 9.798Fuente: X M .

La información de las diferentes las clases de exactitud de las fronteras comerciales registradas por los agentes, tanto para los medidores como para los transformadores de medida se resume en la Tabla A1.3.


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Tabla A1.3. Clase de exactitud registrada ante el ASIC

EquipoClase de exactitud del elemento

Total0.1 0.1S 0.2 0.2S 0.3 0.3S 0.5 0.5S 0.6 1 15 10

Medidor 44 - 610 692 3 8 3031 5407 1 2 - - 9.799

PT 26 - 764 29 696 12 4709 98 4 - 1 - 6.339

CT 26 1 544 68 613 8 6944 1152 6 - 1 1 9.363

Para el análisis del cumplimiento de la clase de exactitud de los equipos establecida en el Código de Medida, se clasificaron las fronteras según el consumo de energía y el nivel de tensión de la frontera, tomando como referencia la transferencia horaria de energía por cada frontera durante el periodo 2005-2010, obteniendo los resultados mostrados en la Tabla A1.4.

Tabla A1.4. Cumplimiento de precisión establecida Resolución CREG 025 de 1995

EquipoTransferencia media

horaria, E, [MWh] y Nivel de Tensión, V, [kV]

Exactitud Fronteras en ei rango

Fronterascumplenrequisito

MedidorE>20 0 V £ 110 0.2 s 513 325

E <20 y V< 110 0.5 s 9.285 5.407

Transformador de tensión

E £ 20 0 V> 110 0.2 513 487

E < 20 y V< 110 0.5 5.826 5.825

Transformador de corriente

E £ 20 0 V> 110 0.2 512 492

E <20 y V< 110 0.5 9.090 9.089

Los resultados muestran que para fronteras con transferencias medias horarias mayores a 20 MWh o tensión mayor a 110 kV, el cumplimiento de los requisitos establecidos en la resolución es de tan solo del 63 % para el medidor, y del 95 % y 96 % para el PT y CT respectivamente. En el caso de tensiones menores a 110 kV y transferencias de energía menores a 20 MWh, el cumplimiento es cercano al 100% para los PT y el CT, mientras que para los medidores es del 58 %.

De los resultados anteriores, debe tenerse en cuenta la posibilidad de errores en el registro de los medidores, por la omisión en el reporte de la característica de rango extendido del medidor, ya que las normas técnicas consideran medidores 0.2 S y 0.5 S estáticos únicamente, con lo cual el porcentaje de cumplimiento estaría cercano a 100%.

Mediante las Circulares CREG 081 y CREG 087 de 2008, se buscó obtener información de los equipos de medición instalados en las fronteras sin reporte al ASIC, sin embargo, no se lograron resultados confiables y que permitieran concluir sobre el cumplimiento o no de la exactitud exigida para estos equipos.


Sesión No. 513

En la Tabla A l.5, se presentan los requisitos de exactitud para los equipos de medición que aparecen en el numeral 7.3.2 del Anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998.

Tabla A1.5. Requisitos de exactitud de la Resolución CREG 070 de 1998

Energía anual (MWh) por punto de medida

Clase mínima aceptada para los componentesMedidor

de energía activa

Medidor de energía

reactiva

Transformador de tensión

Transformador de corriente

E > 2,000 1 3 0.5 0.5

300 < E < 2,000 1 3 1 1

E < 300 2 -- - ~

Donde:

E= Energía Activa

Al .2 Análisis de fallas y hurtos reportados

Con el fin de revisar el desempeño de los equipos de los sistemas de medición se solicitó dicha la información de fallas reportadas al ASIC de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 006 de 2003. Los resultados consolidados de la cantidad de fallas, cantidad de fronteras que fallaron y los agentes que representan dichas fronteras se resumen en la Tabla A l .6. Los datos fueron tomados para el periodo 2005 a 2010, y se consideraron las fallas reportadas por fronteras que transaron energía en el mismo periodo.

Tabla A l .6. Resumen fallas reportadas al ASIC

Año Cantidad de fallas

Fronteras Agentes

Reportafalla

Transaenergía % Reporta

fallaTransaenergía %

2005 1.548 918 8.887 10,4% 31 96 32,3%

2006 1.695 982 9.291 10,6% 30 97 30,9%

2007 1.305 838 9.447 8,9% 27 98 27,6%

2008 1.245 881 9.802 9,0% 26 97 26,8%

2009 834 628 10.801 5,8% 23 94 24,5%

2010 1.020 774 11.150 7,0% 32 93 34,4%

Promedio 1.275 837 9.896 8,6% 28 96 29,4%

El numeral 2 del artículo 3 de la Resolución CREG 006 de 2003, dispone: una vez reportada o notificada la falla o el hurto, el propietario de los equipos tendrá un plazo


Sesión Na. 513

máximo para su reparación o remplazo de 15 dias calendario para equipos de transmisión de datos y/o medidor, y de treinta (30) días calendario para TC’s y TP’s y dicho plazo, previa justificación técnica podrá ser extendido por una sola vez hasta por un tiempo igual al definido inicialmente.

Al respecto, se evaluó la duración de las fallas reportadas por los agentes para los equipos del sistema de medición, considerando los plazos antes mencionados, usando como base el total de fallas reportadas en el periodo 2005 a 2010. De la Tabla A1.7 se observa que para los transformadores de medida, aproximadamente el 60% de las fallas en estos equipos requieren un plazo mayor a 30 días para su reparación o reemplazo, y un poco menos del 25% utilizaron un plazo aún mayor.

Tabla A1.7. Duración de las fallas para transformadores de medida

Duración falla Transformadores de corriente

Transformadores de tensión

0-30 días 94 145

30 - 60 días 79 121

más de 60 días 72 60

TOTAL 245 326

En cuanto a los medidores, un alto porcentaje (79%) logran corregir la falla en el tiempo establecido de 15 días, el 13% requieren el plazo adicional, y sólo el 8 % utilizaron tiempo superior. Una gran diferencia se observó con el reporte de fallas en las comunicaciones (transmisión de datos), en donde el 38% utilizó un plazo mayor al inicial de 15 días.

Tabla A l.8. Duración de las fallas para el medidor y las comunicaciones

Duración falla Comunicaciones Medidor

0-15 días 2724 2109

16-30 días 868 340

más de 30 días 818 217

TOTAL 4410 2666

La propuesta contenida en la Resolución CREG 120 de 2007, en su artículo 31, numeral 4, establece un número máximo de reporte de fallas para una misma frontera así: (...) Sólo se aceptarán como máximo 2 reportes de falla o hurto de una misma Frontera Comercial (...) Las fallas se contabilizarán mensualmente en el primer día de! mes, para los últimos doce meses.”

Al analizar los reportes de las fallas presentadas para una misma frontera, si se toma el total de fallas y el de fronteras que fallaron, se encuentra un promedio de 1,5 fallas/frontera-año. Un resultado similar se obtiene al comparar los datos año a año. Sin


Sesión No. 513

embargo, al analizar la información de cada una de las fronteras se encontró una distribución de las fallas que va desde 1 falla/frontera-año hasta 16 falla/frontera-año.

La distribución de las fallas se observa en la siguiente figura, en donde se tiene que el 88 % de las fronteras comerciales que reportaron fallas, informan 2 o menos fallas en un mismo año, y el 98% reportan 4 o menos fallas en el año.

Frecuencia de fallas para una misma frontera en un año calendario

«/>(U

4->cp

4000Í470

3500

3000

2500

2000

1500948

1000364500 135

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 16

l Fallas/año

*% acumulado

Fallas/año

Adicionalmente, se observó que de las fronteras que reportaron fallas, el 78% de éstas están representadas principalmente por 10 agentes. Los agentes y la cantidad de fronteras que reportaron con falla, se muestran en la Tabla A1.9.

Tabla A1.9. Agentes con mayor número de fronteras reportadas en falla

AgenteCantidad de fronteras que reportaron fallas

reiteradamente2005 2006 2007 2008 2009 2010

Energía confiable 408 167 33 4 - -Comercializar 211 127 43 21 6 -Comercializadora andina 151 116 59 14 6 1

EPSA 193 112 75 24 7 1

DICEL 220 85 33 13 6 1

Isagen 86 39 25 9 3 1

EMCALI - 20 9 1 - -CHEC - 18 3 - - -

Genercauca 138 15 5 - - -Energía empresarial de la costa - 12 4 - - -


Sesión No. 513

De la misma forma, al analizar la cantidad total de fallas reportadas, se observó que éstas corresponden principalmente a fronteras representadas por algunos de los agentes descritos en la tabla anterior. Los agentes que más reportaron fallas en sus fronteras se observan en la siguiente figura.

Agentes con mayor número de fallas reportadas

800

700

600

500

400

300

200

100

0

VI I

1

■ l

-------- l l ■

I I . 1 i i d i

I h L . I l i l i I H r i h i i — — BíMm—— iE.CONFIAB EPSA C-LIZAR. DICEL C. ANDINA ISAGEN E-TOTAL G-CAUCA EMCALI CHEC

■ 2005 ■ 2006 ■ 2007 >2008 B2009 «2010


Sesión No. 513

ANEXO 2. Circulares CREG 081 y 087 de 2008

La Comisión mediante Circular CREG 081 de 2008 y en desarrollo de los estudios conducentes al establecimiento del Código de Medida, solicitó a los comercializadores a enviar información, relacionada con los equipos y tecnologías de medición utilizadas en el mercado.

Posteriormente, complementando y aclarando la Información de la encuesta contenida en la circular mencionada, la Comisión, mediante Circular CREG 087 de 2008 solicitó a las empresas generadoras, distribuidoras, y comerclalizadoras del sector eléctrico a enviar la información de la encuesta en un nuevo formato.

Tabla A2.1. Agentes que enviaron información conforme Circulares CREG 081 y 087 de 2008

No Empresa

21 EMEVASI22 EMGESA23 EMSA24 ENELAR25 ENERGIASOCIAL26 ENERGUAVIARE27 ENERCA28 ENERTOLIMA29 EPM30 EPSA31 ESSA32 GECELCA33 GENERCAUCA34 ISAGEN35 EEP36 EMDEP37 PROELECTRICA38 RUITOQUE39 TERMOEMCALI40 TERMOYOPAL2

No Empresa

1 EEBP2 CARIBE MIPYMES3 CENCOL4 CENS5 CETSA6 CHEC7 CHIVOR8 CODENSA9 COMERCIALIZAR10 CTERMORRO11 E CONFIABLE12 EBSA13 EDEQ14 ELECTROCOSTA15 EEC16 ELECTRICARIBE17 ELECTROCAQUETA18 ELECTROHUILA19 EMCALI20 EMCARTAGO

La información suministrada por los agentes se resume a continuación, en el mismo orden de las preguntas formuladas en el formato de la Circular CREG 087 de 2008.


Sesión No. 513

A2.1. Características de las fronteras comerciales

A2.1.1. Cantidad de fronteras comerciales

El total de fronteras comerciales reportadas por los agentes se presenta en la Tabla A2.2. La información suministrada corresponde a las fronteras comerciales que son responsabilidad del agente y clasificadas conforme al tipo de punto de medición establecido en la propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007.

Tabla A2.2. Total de Fronteras por Tipo de Punto de Medición reportadas por los agentes

TIPO DE PUNTO DE MEDICIÓN

FRONTERAS DE GENERACIÓN

FRONTERAS DE COMERCIALIZACIÓNFRONTERAS SIN

REPORTE AL ASICFRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN2USUARIOS NO

REGULADOSUSUARIOS

REGULADOSOTRAS

FRONTERAS11 90 222 2 78 514.978 110

2 124 660 23 110 1.242 698

3 28 2.918 275 749 2.841 2.364

4 6 910 1.975 645 28.763 50.987

5 4 59 774 148 7.493.748 69.111

1 Fronteras de consumos auxiliares, puntos de medición entre el S IN y un comercializador o entre comercializadores.2 Hace referencia a todos los Puntos de Conexión entre niveles de tensión diferentes, aún si no cuentan con medida en la actualidad.

A2.1.2. Cantidad de medidores de respaldo, reactiva y transformadores de medición

Corresponde a la cantidad de equipos instalados para cada tipo de frontera; en el caso de energía activa y reactiva, se solicitó reportar los equipos que miden activa y reactiva o sólo reactiva.

Tabla A2.3. Total de medidores de respaldo, reactiva y transformadores de medición reportadospor los agentes

Fronteras Medidoresrespaldo

Medidoresreactiva

Transformadores de corriente

T ransformadores de tensión

Generación 147 192 461 379

Comerciales UNR 260 3.000 5.895 6.161

Comerciales UR 4 1.719 4.380 2.001

Otras fronteras 1.220 1.303 3.571 2.319

Sin reporte al ASIC 7.143 22.528 58.139 25.512

Distribución 106 211 106.692 1.180

Total 8.880 28.953 179.135 37.552

De acuerdo con el Código de Medida se debe instalar un medidor de respaldo y un medidor de energía reactiva en las fronteras de generación. En este caso, se observa que


Sesión No. 513

de las 253 fronteras de generación reportadas, sólo informaron 147 medidores de respaldo y 192 medidores de reactiva.

A2.1.3. Cantidad de medidores de cada clase

De los datos consolidados y mostrados en la Tabla A2.4 se observa que sólo algunos agentes informaron los medidores de fronteras sin reporte al ASIC, y en otros casos, la información de cantidad de medidores entregada no corresponde al número de fronteras reportas por el agente, clasificadas de acuerdo con el tipo de punto de medición como se muestra Tabla A2.2.

Tabla A2.4. Cantidad total de medidores para diferentes clases

FronterasClase del medidor

Total0,2 s 0,2 0,5 s 0,5 1 2

Generación 154 20 78 1 0 4 257

Comerciales UNR 78 571 1.730 1.111 0 0 3.490

Comerciales UR 0 6 2.134 87 5 10.753 12.985

Otras fronteras 75 117 497 976 0 0 1.665

Sin reporte al ASIC 72 1 11.970 6.518 421.548 6.763.504 7.203.613

Distribución 132 49 17.046 72 203.290 374.807 595.396

Al comparar la información suministrada por los agentes sobre la cantidad de fronteras comerciales por tipo de punto de medición con la información de la clase de exactitud de los medidores, se encontró que se reportaron un mayor número de medidores que fronteras para cada tipo de punto de medición.

Tabla A2.5. Cantidad de medidores por tipo de punto de medición

Tipo punto de medición

Total fronteras reportadas con y

sin reporte al ASICClase de medidor

(Res. CREG 120/07)Medidores reportados

que cumple con la clase propuesta

1 505* 0.2 s 5112 2.860 0.5 8.765

3 9.179 0.5 s 34.4554 100.284 1.0 624.843

5 7.563.849 2.0 7.138.315

TOTAL 7.676.677 - 7.805.889

*Se excluye el dato de ESSA


Sesión No. 513

A2.1.4. Cantidad de transformadores de tensión por clase de exactitud

La información de la clase de exactitud de los transformadores de tensión suministrada por los agentes se encuentra en la Tabla A2.6. Únicamente 23 agentes entregaron información de la clase de exactitud de los transformadores de tensión, por lo que solo se dispone de esta característica para aproximadamente el 60 % de los transformadores reportados.

Por otro lado, la información disponible sobre la clase de exactitud presenta inconsistencias por cuanto se reporte clases extendidas que no están de acuerdo con las normas técnicas aplicables.

Tabla A2.6. Cantidad de transformadores de tensión por clase de exactitud

Fronteras Clase del exactitud reportada Total0,2 s 0,2 0,5 s 0,5 1 0,3 0.3z 0,6

Generación 6 261 3 132 0 9 87 0 498Comerciales UNR 33 394 443 5.733 0 142 0 2 6.747Comerciales UR 0 14 466 797 15 0 0 0 1.292Otras fronteras 27 307 8 2.646 0 15 0 0 3.003Sin reporte al ASIC 24 0 45 8.797 56 0 0 0 8.922Distribución 51 98 216 1.927 0 0 0 0 2.292

A2.1.5. Cantidad de transformadores de corriente por clase de exactitud

La información de la clase de exactitud de los transformadores de corriente suministrada por los agentes se encuentra en la Tabla A2.7. Al igual que en el caso de los transformadores de tensión, la información suministrada no corresponde a la cantidad de equipos reportados por los agentes.

Tabla A2.7. Cantidad de transformadores de corriente por clase de exactitud

FRONTERAS 0,2 s 0,2 0,5 s 1 0,3 0.3 B 0,6 TOTAL

Generación 36 275 6 162 0 14 87 0 580Comerciales UNR 52 410 799 6.043 0 112 0 7 7.423

Comerciales UR 0 8 523 3.985 0 6 0 0 4.522Otras fronteras 9 295 725 3.205 0 30 0 0 4.264Sin reporte al ASIC 27 0 3.053 78.712 5.473 0 0 0 87.265Distribución 57 88 252 107.315 0 0 0 0 107.712

A2.2. Lectura de la información

A2.2.1. Protocolo de intercambio de datos

En esta pregunta los agentes reportaron información relacionada con el canal de comunicación, el tipo de enlace o puerto usado, por lo cual no se puede obtener


Sesión No, 513

información estadística de esta pregunta. Las respuestas consolidadas se encuentran en la Tabla A2.8.

Tabla A2.8. Información de tipo protocolo reportada por los agentes

Empresa Tipo Protocolo

EEBP TCP/IP

CARIBE MIPYMES TCP/ETERNET, GPRS

CENCOL DLMS

CETSA MULTIPROTOCOLO

CHECProtocolos propietarios de los medidores y el DLMS

CHIVOR MODBUS TCP/IP Y ION (Propietario)

CODÉNSA IEC1107, DLMS(cosem), ANSI1219

COMERCIALIZAR TCP/GPRS, TCP/SATELLITE, MODEM

CTERMORRO MODBUS RS 485 TCPIP

E CONFIABLERS232, LAZO c o r r ie n t e a b n t , x -b e eInalámbrico

EBSA TDT

EDEQ Protocolos CCITT y protocolos BELL

ELECTROCOSTA TCP/ETERNET, MODEM, GPRS, SATELITAL

EEC TCP IP /TDT

ELECTRICARIBE TCP/ETERNET, MODEM, GPRS

ELÉCTROCAQUETA GPRS

ELECTROHUILA TCP

EMGESA ABNT, MODBUS, ANSI1219, IEC, SANGAMO, ION

Empresa Tipo Protocolo

EMSA MULTIPROTOCOLO

ENELAR TC P /IP -IN T E R N E T

ENERGIASOCIAL TCP/ETERNET, MODEM, GPRS, SATELITAL

e n e r g u a v ia r e O P T -E L E C

ENERTOLIMA IEC-680 - TCP/IP

EPM CCITT, BEL

EPSA MULTIPROTOCOLO

e s s aRS-232 CON VARIANTES Y CONVERSIONES.

GECELCA SCS, QDIP, COSEM/DLMS

GENERCAUCA TCP IP

EEP Comunicación COSEM/ telefonía convencional

RUITOQUE Hoja Excel

TERMOEMCALI SCS

TERM OYOPAL2 MODBUS RS 485 CUATRO HILOS

EMCALI V 9 0 - V 9 2 -U D P - TCP/IP

EMCARTAGO AMERICA

EMEVASI Desconocido

Nota: CENS, ENERCA, ISAGEN, POPAYAN y PROELECTRICA no reportaron información

A2.2.2. Software de recolección de datos

Se recibió información de treinta y nueve agentes sobre el software de interrogación de los medidores, en donde se evidencia que el 52 % de agentes disponen de software para la lectura de medidores de múltiples fabricantes.

El listado de los diferentes tipos de software reportados y la cantidad de agentes que reportan dicho software se encuentra detallado en la Tabla A2.9.

Tabla A2.9. Lista de tipos de software reportado

Software Agentes

EMH 1

Software Agentes

MiniMaster 5

Software Agentes

PRIMEREAD 22


Sesión No. 513

Software Agentes

LHGAMMA 1

MAPPER 1

MV90XI 1

OPEN 1

OPTIKOM 1

PRIMESTONE 1

PRODELEC 1

SANGAMO 1

SMA 1

Software Agentes

AIMSPRO 19

ALPHA 18

METERCAT 11

MAP 9

ENERSISLITE 8

MAXCOM 8

DRACO 7

LZPEMS 7

EnergTrac 6

LANDYS 5

Software Agentes

ENERSAT 4

ENERSIS 4

Propietarios 4

Lonsetup 3

PCPRO 3

PROREAD 3

SCHLUMBERGER 3

ELSTER 2

ION ENTERPRISE 3

JEMSTAR 2


Sesión No. 513

ANEXO 3. Laboratorios y entidades acreditadas

A continuación se presenta una lista de las entidades acreditadas para certificación de conformidad de producto y laboratorios de calibración relacionadas con los elementos del sistema de medición.

A3.1. Organismos de certificación de conformidad de producto

No Entidad Resolución o certificado acreditación

Fecha emisión/ Actualización

1 B.V.Q.I. Colombia Ltda. 09-CPR-008 2010-04-27

2 Certificaciones Técnicas Ltda. Resolución 5262 del 29 de enero de 2010 -

3 CONPORTUARIO LTDA. 11-CPR-001 2011-09-05

4Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector Eléctrico - CIDET

09-CPR-004 2010-02-03

5 COTECNA Certificadora Services Ltda 09-CPR-005 2010-03-02

6Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación - ICONTEC

09-CPR-0Q2 2010-08-11

7 Medidores Técnica Equipos S.A. C.l. - MTE S.A. C.I.- 10-CPR-008 2011-11-08

8 Reticertificamos S.A. Resolución 31808 del 26 de junio de 2009 -

9 S.G.S. Colombia S.A. Resolución 3216 del 27 de enero de 2010 --

10 SERVIMETERS S.A. Resolución 45944 del 18 de noviembre de 2008 -

A3.2. Laboratorios de calibración

No. Empresa Magnitud Tipo dé instrumentó Clase Norma

1 Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. - CHEC

EnergíaActiva

Medidores electromecánicos 2.0

NTC 4856Medidores estáticos 0,2s 0,5s

1.0 2.0

EnergíaReactiva


Medidores estáticos 2.0 3.0

2Centrales Eléctricas del Cauca S.A. E .S .P .-C E D E L C A

EnergíaActiva

Medidores electromecánicos 1.0 2.0NTC 4856


3 Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. E.S.P. - CENS

EnergíaActiva

Medidores electromecánicos 1.0 2.0

Medidores estáticos 0.2s O.Ss 1.0 2.0

EnergíaReactiva



4 Compañía Americana de Multiservicios Ltda. - CAM

EnergíaActiva

Medidor estático 2.0 1.0 NTC: 2147, 2149, 2148, 2288, 4052, 4569, 4597, 4856,

5226

Medidor estático O.Ss 0.2s

Medidor electromecánico 0.5 1.0 2.0Medidor estático O.Ss


Sesión No. 513

No. Empresa Magnitud Tipo de instrumento Clase NormaPRUEBAS EN SITIO 1.0 2.0Medidor electromecánico PRUEBAS EN SITIO

0.51.0 2.0

Medidor Electromecánico 3.0

EnergíaReactiva

Medidor estático de energía reactiva

0.2s 0.5S 1.0 2.0 3.0

Medidor estático PRUEBAS EN SITIO

0.2 0.5 1.0 2.0 3.0

Medidor electromecánico PRUEBAS EN SITIO 3.0

Energía

Equipos de prueba de medidores (EPM) - PRUEBAS EN SITIO

- NTC 2423

Patrones de energía PRUEBAS EN SITIO y/o LAB. -

Compañía Colombiana de MedidoresEnergíaactiva

Medidor electromecánico 1.0 2.0NTC 4856s TAVIRA S.A. COLTAVIRA Energía

Reactiva Medidor electromecánico 2.0 3.0

Energíaactiva

Medidor electromecánico 1.0 2.0

Medidor estático 0.2s 0.5s 0.5 1.0 2.0 NTC 4856

6 DIGITRON LTDA. Energía Medidor electromecánico 3.0

Reactiva Medidor estático 2.0 3.0

EnergíaPatrones.Medidores de energía eléctrica

> ± 0.1%

Energíaactiva


7 Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.

Medidor estático monofásicos y polifásicos

0.5s 0.5 1.0 2.0 NTC 4856

Energía Medidor electromecánico 2.0 3.0Reactiva Medidor estático 2.0 3.0

Energíaactiva


8Electrificadora del Caquetá S.A. Medidor estático 0.5s 0.5

1.0 2.0 NTC 4856E.S.P.

Energía Medidor electromecánico 3.0Reactiva Medidor estático 2.0 3.0

EnergíaMedidor electromecánico 0.2s 0.5s

0.5 1.0 2.0activa Medidor estático 0.2s 0.5S

0.5 1.0 2.0 NTC 4856

9 ELGSIS Ltda. Energía Medidor electromecánico 2.0 3.0Reactiva Medidor estático 2.0 3.0

Energía

Equipos de pruebas de Medidores EPM > ±0.05%

NTC 2423Patrones de Medidores de Energía Eléctrica > ±0.05%

Energía Medidor electromecánico 1.0 2.0

10 Empresa de Energía de Boyacá S.A. Activa Medidor estático 0.5 1.0 2.0NTC 4856E.S.P. Energía Medidor electromecánico 2.0 3.0

Reactiva Medidor estático 2.0 3.0

EnergíaActiva

Medidor electromecánico 0.5 1.0 2.0NTC 2147, 2148,

2288, 4052,4569, 4856

11 Empresa de Energía del Pacífico S.A. E.S.P. - EPSA

Medidor estático 0.2s 0.5 0.5s 1.0 2.0 3.0

Energía Medidor electromecánico 3.0


Sesión No, 513

No. Empresa Magnitud Tipo de instrumento Clase NormaReactiva Medidor estático 2.0 3.0PotenciaEléctricaActiva

Indicadores de demanda máxima 1.0 NTC 2233

12 Empresas Municipales de Cali EICE E .S .P .-E M C A LI

Energía Medidores de energía0.2s 0.5s 0.5 1.0 2.0 3,0 NTC 4856

CorrienteTransformadores de corriente

0.1 0.2 0.2s 0.5 0.5s 1.0 3.0 5.0

NTC 2205

Transformadores de corriente 0.3 0.6 1.2 IEEE C57.13

TensiónTransformadores de tensión 0.1 0.2 0.5

1.0 3.0 NTC 2207

Transformadores de tensión 0.3 0.6 1.2 IEEE C57.13

13 Empresas Públicas de Medellin E .S .P .-E E P P M

EnergíaActiva

Medidor 0.5 1.0 2.0 NTC 2288Control de recepción para medidores de energía activa 1.0 2.0 NTC 2149,4597

Medidor estático 0.2s 0.5s 1.0 2.0 NTC 2147, 4052

Medidor de energía activa verificación inicial y periódica - NTC 4856

Medidor de energía eléctrica- PRUEBAS EN SITIO

0.2s 0.5s 1.0 2.0 3.0

DIS-EM-LE-IN-009-01

EnergíaReactiva

Medidor electromecánico 3.0 NTC 2148

Medidor estático 2.0 3.0 NTC 4569

Corriente Transformadores de corriente - NTC 2205

14 Industria Eléctrica del Cauca S.A. - INELCA

EnergíaActiva

Electromecánicos 1.0 2.0NTC 2288, 4856

Estáticos 1.0 2.0

15 Interconexión Eléctrica S.A. - ISA EnergíaActiva

Medidores estáticos 0.2 0.2s 0.5s IEC 62053-22

16 MTE Medidores - Técnica - Equipos S .A .-C .I.

EnergíaActiva

Medidores electromecánicos 0.5 1.0 2.0NTC 2147, 2148,

2149, 2288, 4052, 4569, 5226

Medidores estáticos 0.2s 0.5s0.6 1.0 2.0

EnergíaReactiva

Medidores electromecánicos 3.0Medidores estáticos 2.0 3.0

Energía

Equipos de prueba de Medidores EPM >±0.02% NTC 2423

Patrones de medidores de energía eléctrica >±0.02%

MPLE-P-CPEPMR1/06

17 SERVIMETERS S.A.

EnergíaActiva

Medidores electromecánicos 0.5 1.0 2.0NTC 2147,

2148, 2149, 2288, 4052, 4597, 4569,

4856

Medidores estáticos 0.5S 1.0 2.0

EnergíaReactiva



18 METROBIT Corriente Transformador de medida0.1 0.2 0.2s 0.5 0.5s 1.0 3.0 5.0

NTC 2205

19 VERITEST Ltda.

Corriente Transformador de medida0.1 0.2 0.2s 0.5 0.5s 1.0 3.0 5.0

NTC 2205

Tensión Transformador de medida inductivo

0.1 0.2 0.5 1.0 3.0 NTC 2207

EnergíaActiva Medidores Estáticos 0.2s 0.5S

0.5 1.0NTC 4856

EnergíaReactiva

Medidores Estáticos 2.0 3.0


Sesión No. 513

ANEXO 4, Análisis de las respuestas a la Circular CREG 041 de 2011

A continuación se presentan el listado de las empresas que dieron respuesta a la circular y las conclusiones del análisis adelantado por XM a partir de la información entregada en repuesta a la Circular CREG 041 de 2011.

A4.1. Listado de empresas

Radicado Agente

E-2011-007762 AES CHIVORE-2011-007774 ASC INGENIERIAE-2011-007921 CEDENARE-2011-007785 CENS

E-2011-007765 CENTRAL TERMOELECTRICA EL MORROI

E-2011-007729 CEOE-2011-007777 CETSAE-2011-007705 CHECE-2011-007879 CHECE-2011-007724 CODENSA

E-2011-007776 COLINVERSIONES SA ESP

E-2011-007795 DICELE-2011-008011 DISPACE-2011-007802 EBSAE-2011-007834 EDEQE-2011-007801 EEBE-2011-007709 EEBPE-2011-007770 EECE-2011-007794 EEPE-2011-007779 ELECTROCAQUETÁE-2011-007791 ELECTROHUILAE-2011-007859 ELECTROHUILAE-2011-007778 EMCALIE-2011-007805 EMCARTAGOE-2011-007902 EMGESAE-2011-007769 EMSA

Radicado Agente

E-2QU-007783 ENELARE-2011-007798 ENERCAE-2011-007872 ENERCOE-2011-007773 ENERGIA EFICIENTE

E-2011-007828 ENERMONT

E-2011-007796 ENERTOLIMAE-2011-007807 ENERTOTALE-2011-007804 EPME-2011-007777 EPSAE-2011-007790 ESSA

E-2011-007763 GAS NATURAL PENOSA COLOMBIA

E-2011-007690 GECELCAE-2011-007772 GENSAE-2011-007800 ISAE-2011-007847 ISAGENE-2011-007853 LA CASCADAE-2011-007767 PEESAE-2011-007786 PUTUMAYOE-2011-007781 RUITOQUEE-2011-007788 TERMOCANDELARIAE-2011-007714 TERMOEMCALIE-2011-007698 TERMOPIEDRASE-2011-007749 TERMOTASAJEROE-2011-007764 TERMOYOPAL 2E-2011-007924 VATIA


Sesión No. 513

A4.2. Conclusiones presentadas por XM

Conclusiones

■ Una vez verificado el número de medidores con posibilidad de telemedída, se debeproceder a buscar un software capaz de hacer la lectura manual y automática de losmismos (preferiblemente con la opción de incluir tareas automáticas).

■ Para los medidores que confírmen tener una línea telefónica activa, la manera de leer la información en ellos es mediante un modem ubicado en el computador en el que se desea descargarla información.

■ Para los medidores que confírmen tener acceso por medio de línea telefónica pero que no tienen una línea activa, la forma de hacer lectura de ellos es implementando una, con la precaución de que sea análoga, pues la mayoría de las líneas telefónicas que actualmente se instalan, son canales de voz empaquetados en canales de internet que hacen imposible la comunicación entre módems.

■ Para los medidores que confirmen tener acceso implementado por canal GPRS, laforma de acceder a sus medidas es usando los equipos necesarios para este fin yllevando a cabo los procedimientos que tienen los agentes para ello.

• Para los medidores que confirmen tener acceso mediante GPRS, pero que no tengan implementado un canal, la forma de hacer la lectura de ellos es instalando un canal de las características necesarias.

■ Para los medidores que confirmen tener una dirección IP pública fija, la forma de acceder a las lecturas es mediante un acceso a internet.

■ Para los medidores que confírmen tener una dirección IP pública variable, la forma de acceder a sus medidas es usando un servidor DNS que permita el acceso por internet sin importar el cambio de dirección.

■ Para los medidores que confirmen tener una dirección IP privada y pertenezcan a una red que tiene una IP publica con enrutador, se puede acceder a ellos mediante internet y parametrizando el enrutador para que ante una petición desde XM, enrute la conexión hacia el medidor.

■ Para los medidores que confírmen tener acceso remoto mediante un puerto Ethernet sin ninguna red implementada o configurados en una red privada sin acceso a internet, la manera de acceder a la información es instalando un acceso a internet por cualquier medio y configurando el enrutador para el caso de los instalados en redes privadas.

■ En la tabla anexa se presenta un consolidado de todos los medidores presentados por los agentes, incluyendo la información solicitada en la circular 041, sobre los apartes de comunicaciones. A esa tabla se le han agregado tres columnas, la primera que dice si la telemedida es posible, y la segunda y tercera con la normalización de las formas de telemedida que presentaron los agentes

Información adicional requerida

Teniendo toda la información anteriormente mencionada, es necesario solicitar información adicional a los agentes, para identificar puntos claros de conexión para la lectura de medidas.

- Para todos los medidores que tienen posibilidad de lectura remota (telemedida), indicar siesa telemedida está implementada.


Sesión No. 513

■ En caso de ser afirmativa la anterior respuesta, se debe consultar a los agentes cuáles de esos medidores tienen clave de acceso para lectura de medidas y si adicional mente tiene clave de acceso para cambio de parámetros.

• Solicitar en cuáles de los medidores reportados con acceso por línea telefónica, tienen una línea telefónica activa, su número de teléfono, si tiene una extensión a la cual debe marcarse y el indicativo del número telefónico.

Solicitar en cuáles de los medidores reportados con acceso remoto por GPRS, tienen un canal activo, su procedimiento para conectarse al medidor y los parámetros a configurar para la conexión.

Solicitar en cuáles de los medidores reportados con acceso remoto por puerto Ethernet tienen una dirección IP. En caso de ser afirmativa la anterior respuesta, informar la dirección IP, si la IP para consultar el medidor es pública fija, pública variable o pertenece a una red privada. En caso de pertenecer a una red privada, informar sí esa red tiene disponible una IP pública y un enrutador en la misma.

Solicitar a los agentes que reportaron medidores con puertos para telemedida tipo RS485/RS232, si tienen implementado algún canal de acceso con el medidor. En caso de ser afirmativa la respuesta, debe informar el protocolo de comunicación que usan en la red, si utilizan algún equipo de conversión para hacer la telemedida con los métodos mencionados en los anteriores numerales (línea telefónica, GPRS, Ethernet) y de ser así, brindarla información que para esos métodos fue solicitada.

■ Para todos los medidores que tienen la posibilidad de acceso remoto, informar si tienen un software específico para la lectura de medidas, el fabricante, su referencia y versión.


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ANEXO 5. Respuesta a los comentarios recibidos a la Resolución CREG 120 de2007

En la siguiente tabla se listan las empresas, gremios y usuarios, que presentaron comentarios a la propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007.

ENTIDAD RADICADO

EMGESA E-2008-004369,E-2008-004520

CODENSA E-2008-004396

ESSA E-2008-004410

EMCALI E-2008-004510ENERGÍACONFIABLE E-2008-004375

ICONTEC E-2008-003657

TELMETERGY LTDA E-2008-003660

SCHNEIDER E-2008-004388

PRIMESTONE E-2008-004379

VERITEST E-2008-003726

IAC LTDA. E-2008-004157

INCOMELEC É-2008-004370

ENTIDAD RADICADO

ELECTRICARIBE E-2008-004358

CHEC E-2008-004383

EPSA E-2008-004395

EPM E-2008-004380

ISA E-2008-003725

XM E-2008-004343

ASOCODIS E-2008-004374

ACCE E-2010-004420

CAC E-2010-004878

C.N.O E-2008-004360

ISAGEN E-2008-004422

GENERCAUCA E-2008-004378

GECELCA E-2008-004172


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COMENTARIOS GENERALES

No. Remitente Comentario Respuesta

1. EPM Responsabilidad de los agentes y los usuarios en relación con la Medida: Se observa en la propuesta una fuerte asimetría en materia de responsabilidades:

• A los agentes responsables de la frontera comercial se les sobrecarga en materia de responsabilidades, como convertirse en el backup del ASIC, el almacenamiento de la información por un período de dos años y en ellos recae la responsabilidad por falla o hurto de cualquiera de los elementos asociados al equipo de medida.

• No se desarrolla en la propuesta lo referente a las responsabilidades del usuario final en materia de medición

La nueva propuesta asigna las responsabilidades a cada uno de los agentes interesados en el sistema de medida.

Las responsabilidades del usuario en relación con el equipo de medida están consignadas en la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG 108 de 1997. La nueva propuesta hace referencia a estas normas para asignar de forma clara las responsabilidades.

2. EPM Si la CREG persiste en la necesidad de revisar el tema de manera profunda, solicitan realizar un estudio que permita diagnosticar el problema, en las condiciones actuales y realizar un análisis beneficio-costo de las propuestas presentadas, con el fin de poner en su justa dimensión el problema relativo a la medida.

En el documento que soporta la nueva propuesta de Código de Medida, se analiza la evolución del cumplimiento de la Resolución CREG 025 de 1995, las fallas registradas ante el ASIC y la ocurrencia de fallas o hurtos para el período 2005-2010.

La propuesta considera plazos para el cumplimiento de los requisitos establecidos.

3. EPSA Se debe establecer un plazo para la aplicación del nuevo CM en las nuevas instalaciones, teniendo en cuenta que aún podrían estar en proceso de construcción proyectos aprobados por los OR bajo las normas anteriores.

En todo caso la norma no puede aplicarse con retroactividad a las instalaciones existentes.

En la nueva propuesta se considera este tema.

D-006-2012 PROPUESTA MODIFICACIÓN AL CÓDIGO DE MEDIDA cf

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4. EPSA En el CM deben indicarse ios mecanismos disponibles para que los agentes puedan objetar los reportes de medida de cada frontera al ASIC, así como el procedimiento de modificación de información reportada previamente al ASIC cuando exista un acuerdo entre agentes involucrados en la frontera. Sería el caso del reporte de energía aplicando curva de carga o cuando se ajusten los parámetros del sistema de medición de la frontera comercial.

El procedimiento de objeción al registro de las fronteras comerciales no es objeto de esta propuesta regulatoria. Este tema es tratado en la Resolución CREG 157 de 2011.

5. EPSA Los agentes deben indicar claramente los canales mediante los cuales se debe gestionar la coordinación de actividades con otros agentes, tales como verificación de los sistemas de medición, su revisión periódica y la solicitud de información o reportes de sus mediciones.

La nueva propuesta desarrolla estos temas considerando lo establecido en la Resolución CREG 156 de 2011.

6. XM Debe compatibilizarse la Resolución CREG 006 de 2003 con lo que se defina en el Código de Medida sobre los tiempos y modos de reporte de lecturas de contadores

La nueva propuesta de gestión de las mediciones de las fronteras comerciales considera este aspecto.

7. XM El Código únicamente trata de los temas para efectos comerciales. En concordancia con lo establecido en el Numeral 2.5.1 del Anexo 9, del proyecto de Resolución 036 de 2008, consideramos que debería contener también los aspectos relacionados con los equipos de medición de eventos. Así mismo, en nuestra opinión, debería incluirse la regulación para los medidores prepago.

El código de medida establece condiciones técnicas y procedimientos para aspectos de transacciones comerciales. Sobre la calidad del servicio la regulación se desarrolla a partir de la Resolución CREG 097 de 2008.

Los aspectos particulares de la medición prepago se abordan en el artículo 9 de la Resolución CREG 096 de 2004.

8. ASOCODIS Es importante determinar los problemas que en la actualidad se presentan para el manejo de las fronteras comerciales asociados a los sistemas de medida y las soluciones que se planteen sobre los mismos en el Código de Medida, cuyo

Los análisis conducentes al establecimiento de la nueva propuesta de modificación se encuentran contenidos en el Documento CREG 006 de 2012 y el


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objetivo debe centrarse en buscar garantía en el reporte de la energía real transferida en fronteras que afecta los balances de los comercializadores existentes en un mercado y la asignación de pérdidas entre los mismos. La industria comparte la importancia de la solución de esta problemática y la búsqueda de una buena calidad de la medida. Sin embargo, antes de adoptarse una medida como la propuesta, se solicita evaluar si realmente va encaminada al logro de este objetivo y si los beneficios esperados son superiores a los costos necesarios para su implantación.

Documento CREG 104 de 2007.

9. ASOCODIS En general que el distribuidor sea el responsable de la medida en su sistema, minimiza los riesgos asociados a la manipulación de la red por parte de terceros, que puedan derivar en accidentes, fallas y hurtos. Adicionalmente, se tendría claridad en cuanto a las responsabilidades y costos asociados a la medida, obteniendo así importantes eficiencias

La Resolución CREG 120 de 2007 considera un procedimiento de instalación de los equipos por personal calificado y además la exigencia de que el OR o el transportador estén presentes cuando se haga cualquier tipo de intervención en los equipos de medida, con lo que se minimizan los riesgos de que trata este comentario. Adicionalmente en el artículo 21 de la misma resolución se establece la obligación de la verificación de las condiciones técnicas por parte del OR y el transportador como un requisito para el registro ante el ASIC. La nueva propuesta mantiene lo anterior.

10. ASOCODIS La propuesta no ofrece los incentivos necesarios para garantizar que los agentes gestionen correctamente la medición. La penalización propuesta de que los agentes incumplidos participen con un porcentaje determinado de las pérdidas nacionales, no time un mayor impacto económico que obligue al agente a. cumplir la norma, sobre todo para los agentes responsables de fronteras de baja transferencia de energía. En este mismo sentido si al OR se asigna la responsabilidad de la medida en fronteras comerciales, creemos que los programas de auditorías sobre el sistema de

En la nueva propuesta se revisan y ajustan los incentivos para garantizar que se cumplan los requisitos establecidos en el código.


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medida de fronteras y las sanciones por fallas en la medida deben ser el punto de profundidad del reglamento a aprobarse.

11. ASOCODIS La propuesta busca resolver las dificultades presentadas en la gestión de medida de fronteras comerciales, con mayores exigencias sobre la medida, sin la realización de análisis de costo-beneficio.

Los análisis conducentes al establecimiento de la nueva propuesta de modificación se encuentran contenidos en el Documento CREG 006 de 2012 y el Documento CREG 104 de 2007.

12. ASOCODIS Solicita a la Comisión realizar un análisis integral de la responsabilidad en la gestión de medida {medición, reporte, atención de fallas, etc.) de las fronteras comerciales, teniendo en cuenta las actuales disposiciones reglamentarias para el manejo de los programas de pérdidas, en los cuales indiscutiblemente debe estar enmarcada la medida y por ello se considera adecuado que esta actividad esté en cabeza del OR, bajo unas condiciones expeditas de auditorías periódicas (no generalizadas por los costos que ello implica, sino selectivas, teniendo en cuenta la importancia de las trasferencias de energía de fronteras principales) y con la disponibilidad de acceso a la medida por parte del comercializador que atienda el usuario cuando así lo disponga.

La Resolución CREG 184 de 2010 no considera indispensable para la realización de los planes de reducción de pérdidas, que sea el OR el responsable de la medida. Las mediciones que se solicitan en la resolución en mención ya habían sido consideradas en la Resolución CREG 120 de 2007.

13. ACCE La tercerización de la medida genera altos costos. La Resolución CREG 120 de 2007 no considera tercerización de la medida y la nueva propuesta continúa esta orientación.

14. ACCE, CAC, CNO,GENERCAUCA

Hace falta Incluir temas como Fronteras embebidas (Res CREG 122 de 2003), Fronteras Especiales (Res CREG 006 de 2003), Medición de energía prepago, Plantas Menores, Autogeneradores y Cogeneradores.

En el tema de cogeneradores, especificar qué tipo de

No se incluye dado que la regulación que trata este tema permite categorizar estas fronteras en una de las ya definidas.

La Resolución CREG 107 de 1998 establece que a las fronteras de cogeneración se les debe aplicar las


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cogeneradores se tratan como fronteras de generación en cuanto a características técnicas.

mismas reglas que a los generadores dependiendo de la capacidad que pueden entregar al sistema.

15. ACCE Falta aclarar los tiempos para reclamar sobre calidad de la medida y observaciones a la misma, el tiempo de disponibilidades de personas para recibir información.

La nueva propuesta en su anexo 5 establece el procedimiento de lectura de las fronteras comerciales con reporte al ASIC. Así mismo la Resolución CREG 157 de 2011 establece en su Capitulo III el procedimiento de liquidación y facturación de transacciones en el MEM.

16. ACCE Pedir aclaración del plan de pérdidas respecto de los medidores.

Los planes de pérdidas no hacen parte de la propuesta presentada en la Resolución CREG 120 de 2007

17. CAC No se hace explícita en ninguna parte del documento que exista la obligación de las fronteras entre un mismo OR, se requiere que cumplan condiciones de calidad de la medida, registro y reporte dado que manejarán temas de pérdidas.

La metodología para remunerar las inversiones relacionadas con los planes de reducción de pérdidas está considerada en la Resolución CREG184 de 2010 y no hace parte del código de medida.

18. CAC El CAC en su propuesta inicial había propuesto algunos elementos que deben cumplir los sistemas de medición prepago, de forma que se permita la migración de usuarios de un prestador de servicio a otro con la plataforma tecnológica instalada.

Este requisito particular para los medidores prepago está contenida en el literal a) de la Resolución CREG 096 de 2004.

19. CON La interrogación de medidores por parte de un tercero desconoce los incentivos naturales del OR: el OR es responsable de las pérdidas del mercado de su área de influencia, posee incentivos para minimizar las interrupciones y garantizar la continuidad del servicio, se hacen innecesarias las interrupciones en el servicio por cambio de comercializador, se eliminan los riesgos asociados a la manipulación de la red por parte de terceros, genera

Ver respuesta al comentario 9.


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economías de escala al minimizar costos de transacción entre agentes.

20. CON Cumplir con la propuesta de resolución implicaría efectuar cuantiosas inversiones en la reposición de los sistemas actuales, además de generar interrupciones del servicio, se sugiere la elaboración de un estudio que soporte dichos esfuerzos.

La nueva propuesta tiene en cuenta la situación descrita estableciendo plazos para la implementación de los requisitos, y en particular sobre el cumplimiento de los indices de clases y clase de exactitud de los medidores y transformadores de medición.

21. CON Incluir el tema de calidad de la potencia. El código de medida establece condiciones técnicas y procedimientos para aspectos de transacciones comerciales. Sobre la calidad de la potencia estos temas fueron abordados en la Resolución CREG 024 de 2005 y 016 de 2007.

22. CODENSA,GECELCA,ISAGEN

Costos innecesarios si se permite la interrogación por el ASIC y adicionalmente en caso de falla que opere el sistema de gestión que tenga el agente.

La nueva propuesta asigna a la interrogación remota de las fronteras de generación y fronteras tipos 1 y 2 al ASIC, las mediciones de las demás fronteras con reporta al ASIC serán consultadas directamente por éste a la base de datos del representante de la frontera. Las demás responsabilidades siguen siendo del representante de la frontera, por lo que los costos asociados la interrogación buscan mitigar el riesgo operativo en el proceso de gestión de las mediciones.

23. CODENSA La gestión integral de la medida debe estar en cabeza del OR, quien tiene incentivo a controlar sus pérdidas.


24. ENERGÍACONFIABLE

Las fronteras de UR que se reportan al MEM son aquellas que tiene otro comercializador diferente al incumbente en el área de comercialización, estas fronteras tienen un consumo de 83,3 GWH (marzo 2008), que corresponde solo al 6,21%, se solicita a la CREG evaluar si las exigencias que tienen dichas

Los requisitos de exactitud para la medición de las transacciones del mercado mayorista no se modifican, salvo para los transformadores de corriente, en cuyo caso la propuesta considera su cambio cuando se


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fronteras que reportan al MEM vale la pena cambiarles sus condiciones actuales.

requiera su reposición.

25. GECELCA Se genera sobrecosto con la propuesta de lectura directa por el ASIC puesto que los sistemas actuales instalados por los agentes no se utilizarían, adícíonalmente el sistema respaldo que se debe mantener para cuando existan problemas en la lectura por parte del ASIC.


26. GECELCA Se sugiere tener en cuenta restricciones/avances tecnológicos en el tema medidor de respaldo.

La nueva propuesta considera este comentario, estableciendo que el medidor de respaldo debe cumplir con los mismos requisitos del principal.

27. GECELCA El estudio se basa en una auditoria de 1999, lo que no es representativo.


28. ICONTEC Sobre el tema de medición prepago, hacer referencia a la norma IEC 62055 partes 21, 31, 41 y 51

Las particularidades sobre la medición prepago se tratan en la Resolución CREG 096 de 2004. En el código de medida se aborda el tema de la medida en forma general y las particularidades se tratan en las resoluciones específicas de cada uno de los temas.

29. TELMETERGY Se sugiere dar claridad al respecto de la diferente información de consumo que se tendrá: la descargada directamente del medidor (que se propone sea el ASIC el responsable) y la que utilizarán los agentes para facturación y pérdidas; de la diferenciación surgen posteriores interrogantes en cuanto a la operación y manejo de la información. Para dar claridad se proponen los siguientes procesos:

1. Recolección de información: el ASIC en forma remota,

La lectura producto de la interrogación remota por parte del ASIC, no debe diferir de la que disponga el representante de la frontera para efectos de facturación.

D-006-2012 PROPUESTA MODIFICACIÓN AL CÓDIGO DE MEDIDA83

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pero con posibilidad de descarga por otros agentes

2. Validación, estimación y edición de la información: con el fin de solucionar problemas de la información, fallas y otros.

3. Ajuste de datos de medición por error acumulado superior permitido, tanto en el sistema como en alguno de sus componentes, y ajuste por pérdidas por la ubicación del medidor (diferente a las de referir al STN)

4. Referencia al ASIC de la energía medida validada y corregida, y posterior aplicación de factor de pérdidas por nivel de tensión

5. Publicación de la información validada, corregida y referenciada para ser usada por los agentes

30. TELMETERGY No está definida la propiedad de la información que se descarga de los medidores, se sugiere sea definido el derecho de la información y la responsabilidad del ASIC sobre publicación de la información. La información puede ser luego almacenada como base de datos de facturación, así como la descargada directamente de los medidores.

No es necesario definir propiedad sobre la información sino el responsable de la misma y el nuevo proyecto de código de medida establece en forma clara este aspecto.

31. TELMETERGY No queda claro si la información del ASIC será la que se utilizará para facturación de usuarios asociados a una frontera comercial, o si los agentes podrán usar la información descargada por si mismos ¿si es lo primero, el ASIC cobrará por la información?

Las lecturas del medidor tienen varias aplicaciones: para efectos de las liquidaciones del ASIC éste utilizará la interrogación remota directa al medidor o en otros casos la interrogación de la base de datos representante de la frontera El representante de la frontera utilizará la lectura de los medidores para su facturación. Ambas lecturas deben corresponder al mismo valor.

32. TELMETERGY No se establece protocolo de validación, edición estimación {VEE en esquemas regulatorios de otros países) con el cual se corrijan errores de la medición. Dicho protocolo debe

La Resolución 006 de 2003 establece los mecanismos para estimar las lecturas de las fronteras comerciales. La nueva propuesta mantiene lo


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publicarse de modo que se aplique de igual manera a todos los casos y agentes.

establecido en esta resolución.

33. TELMETERGY La propuesta no da cabida a lo establecido en el Decreto 387 de 2007 en cuanto al artículo 4°, pues no se encuentran mecanismos que permitirían mayor competencia por los usuarios residenciales industriales y comerciales regulados de parte de comercializadores puros o integrados, en beneficio de un mejor servicio a los usuarios. La información que puede descargase de equipos de medida instalados para efectos de la calidad (Cargos por uso de distribución) puede ser una herramienta muy valiosa con el fin de flexibilizar requisitos de medición para cambios de comercializadores por UR (ejemplo Australia)

La Resolución CREG 120 de 2007 unifica los requisitos técnicos de medida de la Resolución CREG 025 de 1995 y de la Resolución CREG 070 de 1998 que en conjunto con la propuesta contenida en el Documento CREG 138 de 2009 permitirían la mayor participación de usuarios con requisitos de exactitud menores a los requeridos por la regulación actual.

34. SCHNEIDER Tener la posibilidad en los medidores, el configurar diferentes tarifas e inclusive tarifación horaria, permitiendo registrar la información de energía que se consume y se genera, permitiría validación de la información de una forma más detallada.

La nueva propuesta establece requisitos técnicos mínimos para cumplir los objetivos planteados en el código, por lo tanto los medidores podrán contar con mejores características técnicas y una mayor cantidad de funciones siempre y cuando cumplan la normatividad pertinente.

35. PRIMESTONE Se pueden considerar otras soluciones de medición, diferente a la del equipo de medida con un medio de comunicación. Se podría plantear como alternativas para el control de pérdidas de energía, soluciones de medición masiva basadas en radiofrecuencia y PLC para transmisión de la información hasta un servidor donde se pueda hacer supervisión en línea, y que la empresa u OR suministre y sea propietaria de los equipos.


36. PRIMESTONE El código debe permitir hacer cortes y reconexiones remotas de los equipos de medida de forma que permita comprar anticipadamente energía por parte de los usuarios o hacer



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desconexión de ciertos consumos.

37. PRIMESTONE Es importante considerar la instalación de equipos de medición en todos los niveles que registren tarifas y/o perfiles que permitan promover el consumo en determinadas horas y penalizar otras motivando así el auto-control de demanda.


38. PRIMESTONE Los medidores de energía también pueden acumular las medidas de otros equipos como contadores de agua y gas.


39. ISAGEN Hace falta hacer claridad sobre los siguientes aspectos:

• ¿cuál sería la forma de entrega de la información leída por el ASIC a los agentes?

• ¿cómo y cuándo se hará y con qué periodicidad?

• ¿la Res. CREG 006/03 queda sin vigencia?

• ¿Qué mecanismo de verificación por parte de los agentes se empelará para verificar la información leída y publicada por el ASIC?

La nueva propuesta considera los elementos señalados.

40. ACCE,GENERCAUCA En el código se establecen las responsabilidades de los

agentes, se sugiere también incluir responsabilidades de los usuarios.

Las responsabilidades de los usuarios están establecidas en las Leyes 142 y 143 de 1994 y en la Resolución CREG 108 de 1997. Sin embargo, también son citadas en la nueva propuesta de resolución.

41. ISAGEN Se propone cuantificar el costo de montaje de todos los sistemas de telemedida por frontera para poder realizar una evaluación más completa de los impactos de éstos requerimientos. La propuesta representa altos costos para el mercado por la redundancia y rigidización de las características técnicas exigidas.



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COMENTARIOS SOBRE LOS ARTÍCULOS


42. Ismael E. Ossa Artículo 1o. Ámbito de Aplicación y Principios, Literal a): se sugiere aclarar qué son los sistemas de medición de respaldo e incluir dicho término en las definiciones.

La nueva propuesta considera este comentario.

43. Ismael E. Ossa Artículo 1o. Literal b). La palabra “elementos" no es clara, se sugiere cambiar por componentes como lo señala el artículo 7o

En la nueva propuesta aclara los elementos que conforman el sistema de medición.

44. ISA Artículo 1°. Literal b: Se sugiere reemplazar el término "elementos del sistema de medición" por "equipos del sistema de medición".

En la nueva propuesta aclara los elementos que conforman el sistema de medición.

45. CAC, ESSA Artículo 1. En la propuesta de cargos Res. CREG 036 de 2008 se remitía al Código de Medida para cumplimiento de parámetros de calidad de la potencia, el Código no menciona nada al respecto; se sugiere incluir lo pertinente a los sistemas de medición requeridos para dicho tema, en concordancia con lo establecido en la Res CREG 024 de 2005.

Las disposiciones de Calidad de la potencia se regularán en resolución aparte.

46. EMGESA Artículo 1. No se definen requerimientos de instalación y no se definen las responsabilidades de los agentes del Código de Medida conforme se dice en el artículo.

Están definidos en el articulado de la resolución.

47. IAC LTDA. En el literal a) se debiera hacer mención a sistemas de medición principal y de respaldo.

No se hace referencia a sistema de respaldo sino a medidor de respaldo ya que podría interpretarse que se solicitan transformadores de potencial y de corriente de respaldo sin ser este el objetivo.

48. EPSA Artículo 2°. Se propone incluir las definiciones establecidas en las normas técnicas nacionales (ICONTEC) e internacionales (IEC, ANSI, NEMA) así como un listado de documentos de referencia.

Para las definiciones del nuevo proyecto, se tuvieron en cuenta las normas nacionales e internacionales que son aplicables y se define de forma general que se deben cumplir las normas actuales o aquellas que las modifiquen o sustituyan.


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49. SA Articulo 2. Definiciones - Clase de exactitud: Se debe incluir en esta definición el medidor de energía, ya que al igual que los transformadores, también tienen esta designación.

índice de Clase de los medidores: Para esta definición se solicita incluir la establecida en la Norma Técnica Colombiana NTC 5019, Numeral 4.2.12, o en su defecto, hacer referencia a dicha Norma.

Se sugiere incluir la siguiente definición: Suministro auxiliar. Energía necesaria para el funcionamiento del medidor de energía. Esto daría claridad al término "fuentes de energía auxiliares" incluido en el literal i) del Artículo 7.

En las definiciones de la propuesta se ha considerado la normatividad nacional e internacional relativa al tema, así mismo se han aclarado alguna terminología.

50. XM Artículo 2°. La definición de ASIC no incluye la responsabilidad por la liquidación del cargo por confiabilidad. Se sugiere tomarla de la Resolución CREG 071 de 2006.

Se revisará la concordancia con la normatividad vigente.

51. XM, GECELCA Artículo 2o. En la definición de Frontera de Generación no se incluyó a los cogeneradores que entregan energía a la red pública. Así mismo, debe incluirse las fronteras de los autoproductores con la red pública, cuando entregan energía en virtud de la autorización por la ocurrencia de un racionamiento programado.

Ver numeral 3.1 del código de operación y artículo 2 de la Resolución 113 de 1998

52. XM, ACCE, CAC Artículo 2o. Los consumos auxiliares de los generadores, los cuales son liquidados a precio de bolsa en virtud de lo establecido en el Anexo A-3 de la Resolución CREG 024 de 1995, no fueron considerados.

Se aclarará la definición.

53. XM, ACCE, CAC, GENERCAUCA

Artículo 2o. En la definición de los tipos de fronteras, consideramos que no es preciso referirse a "reporte al MEM". Sugerimos modificar esta expresión a "reporte al ASIC".

Se acepta la sugerencia.

54. ELECTRICARIBEASOCODIS

Artículo 2: La propuesta no es totalmente compatible, tanto en aspectos técnicos como de definición y terminología con la siguiente normatividad nacional e internacional, pertinente con la materia a regular: NTC 2194, NTC 5226, NTC 5019, NTC

En la nueva propuesta se han compatibilizado las definiciones con la normatividad nacional e internacional actual y se hace referencia a aquellas que las modifique o sustituyan.


No. Remitente Comentarlo Respuesta

4856, GTC 121, GTC 122, Normas IEC serie 62059, IEC serie 62056, IEC serie 62055. Solicitan armonizar definiciones

55. ACCE, CAC,CODENSA,EMCALI,EMGESA,GENERCAUCA,ICONTEC,PRIMESTONE

Artículo 2. Ajustar definiciones en concordancia con la norma NTC 2194, NTC 5226, 2205, 2207, 5017 para los términos:

dase de exactitud (en el texto se utiliza "Clase de precisión” y no está incluida en las definiciones.corriente nominal

corriente básica

corriente máxima

equipo de medida

capacidad Instalada

medidor de energía reactivamedidor de energía activa

En la nueva propuesta se ajustan las definiciones.

56. EMGESA,EMCALI,PRIMESTONE

Artículo 2. Utilizar la misma nomenclatura RETIE para los términos Transformadores de tensión (t.t.) y transformadores de corriente (t.c.) y no PT y CT.

En la nueva propuesta se ajustan estas definiciones con la normatividad y las prácticas comunes.

57. ACCE, CAC,GECELCA,GENERCAUCA

Artículo 2. Falta incluir la definición de Frontera de Interconexión Internacional.

Esta definición se encuentra en el artículo 2°de la Resolución CREG 120 de 2007.

58. CAC Artículo 2. Implementar medidores para fronteras entre niveles de tensión requiere una cuantiosa inversión y cortes de servicio. Para medición en nivel de 13,2kV se requeriría una inversión USD 5,200 aproximadamente.

Según la información recibida de los operadores de red, existen instalados medidores entre niveles de las mismas características de los de fronteras comerciales, en la mayoría de las subestaciones

59. CAC Artículo 2. Se sugiere la siguiente definición: "Frontera comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del



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consumo de un usuario final, cuya información no es requerida por el ASIC para el cálculo de las transacciones comerciales del mercado mayorista".

60. CAC Artículo 2. Laboratorio acreditado: indicar que es de "ensayos y calibración".


61. CAC Artículo 2. Punto de medición, punto de conexión: Debe ser acorde con Res. CREG 070/98, en la propuesta CAC se definía: "Es el punto eléctrico en donde un usuario final o un agente del mercado mayorista se conecta a la red o sistema de otro agente y se encuentra ubicado un medidor".

En la nueva propuesta se ajustan estas dos definiciones.

62. CAC Artículo 2. Se propone la siguiente definición: "Sistema de Medición: Comprende el conjunto de equipos de medida e instalaciones para el registro de energía eléctrica en las fronteras comerciales, incluyendo, cuando el tipo de frontera lo requiera, un sistema de almacenamiento de datos y un sistema de transmisión de datos, de conformidad con las definiciones establecidas en el presente Código. Adicionalmente, incluye las instalaciones que contemplan elementos tales como gabinetes, regleta de pruebas, conectores, entre otros dispositivos asociados con la medida y la disposición de los equipos, y que permitan asegurar la calidad y confiabilidad de la medida del flujo de energía eléctrica"

Los componentes del sistema de medición se establecen en el Artículo 7° de la Resolución CREG 120 de 2007.

63. CODENSA,TELMETERGY

Artículo 2. Aclarar a qué clientes aplica la "Frontera comercial sin reporte al MEM".

La definición que aparece en la Resolución CREG 120 de 2007 es muy clara a que usuarios se aplica.

64. CODENSA,TELMETERGY

Artículo 2. "Mantenimiento y revisión” también se pueden hacer sobre el sistema de comunicación.

Cuando se trata del sistema de medición se incluye la parte de comunicaciones.

65. TELMETERGY Artículo 2. Incluir definición de las diferentes bases de datos que existirán en cada agente: la del ASIC, la del OR, la del comercializador.

Cada entidad debe tener las bases de datos requeridas para sus procesos específicos.


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66. TELMETERGY Artículo 2. Definir con mayor precisión: “software de recolección de datos” y "software de lectura”, el primero es el del equipo el otro tiene algunos permisos solo de lectura.

No se ve la necesidad ni el comentario lo hace explícito del por qué se requieren estas definiciones.


Artículo 2: La unificación que pretende hacer el documento al clasificar las fronteras comerciales en las que reportan la información al ASIC y las que no, no va en la misma vía del objetivo de unificar los criterios en función del nivel de consumo de la energía de la frontera. No es correcto clasificar las fronteras de comercialización dentro de un mismo grupo, con la misma importancia que una frontera de generación, TIE, distribución. Las fronteras de comercialización se deben dividir en Fronteras de UNR y UR, pues no transfieren la misma cantidad de energía, adicionalmente los reportes de las fronteras comerciales no se tiene en cuenta para la formación de los precios, con lo que no afectaría para nada el mercado.

La idea de definir los tipos de punto de medida de conformidad con la capacidad instalada y la transferencia de energía, además de unificar los criterios de clasificación, permite ubicar los diferentes tipos de frontera en el lugar que le corresponde de acuerdo a sus características y requerimientos de medida.

68. ESSA Artículo 2: El numeral 2.5 de la Resolución CREG 036 de 2008 hace referencia a los requisitos técnicos, consagrados en el Código de Medida, que deben cumplir los medidores de las interrupciones, pero al revisar el documento relacionado con la propuesta, no se encuentra referencia alguna a este tema.

Este tema fue desarrollado en la Resolución CREG 097 de 2008 y sus modificaciones.

69. IAC LTDA. Artículo 2. Aclarar los siguientes términos:

• Calibración: determina la consistencia de la medida, no debe confundirse con Verificación de calibración.

• Clase de exactitud: incorpora en general toda la instrumentación y por ende a los medidores.

• índice de clase de los medidores: No es claro si el párrafo hace referencia a corriente nominal o corriente base.

En la propuesta se habla de “medidor", "contador", "medidor de energía”. Unificar los términos.

Estos términos se aclaran en la nueva propuesta de código de medida.

70. VERITEST Artículo 2. Mantener las definiciones de “equipo de medida" y Las definiciones de la propuesta son muy claras y no


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“medidor” de la res. CREG 070/1998, ya que son conceptos diferentes.

se prestan a equívocos.

71. CHEC Artículo 3o. Para cada tipo de frontera el representante será:...b) Frontera de comercialización: el comercializador que importe la energía, o cuyo balance de importación sea mayoral balance de exportación de energía”. En las fronteras bidireccionales, los balances de importación y exportación pueden cambiar mes a mes, por ello debe haber una regla clara por ejemplo con el comportamiento histórico del último mes, año, etc.

Dado que para el ASIC, cada sentido tiene una frontera con nombre diferente, no se presenta ambigüedad en la contabilización de la energía.

72. CHEC Artículo 3o. En el literal b) Frontera de comercialización, la definición de frontera comercial abarca la definición de frontera de intercambio o transporte entre OR’s?

Si

73. CHEC Artículo 3o. No se relaciona la representación de las fronteras para el caso de los intercambios entre dos OR

Este tema está incluido en frontera comercial.

74. KM Artículo 3o. En la definición de Frontera Comercial sin reporte, debe aclararse que los usuarios finales a los que se refiere, son aquellos para los cuales no es necesario contabilizar la demanda individualmente.

A estos usuarios si se les contabiliza la demanda individualmente para efectos de facturación. No se les contabiliza individualmente para efectos de liquidaciones en el ASIC.

75. KM Artículo 3o. Se establece que el representante de las fronteras comerciales con reporte al ASIC será el comercializador con el cual el usuario haya suscrito el contrato de condiciones uniformes. Debe tenerse en cuenta que este contrato no necesariamente es de condiciones uniformes. Se sugiere que se refiera al contrato de servicios públicos.

Este punto no aparece en la Resolución CREG 120 de 2007.

76. ASOCODIS Artículo 3o. Parecería conveniente definir la representación en fronteras de intercambios entre OR’s y entre Transportadores y OR's y para aquellas fronteras bidireccionales, en las cuales los balances de importación y exportación pueden variar en el tiempo. Se debe establecer una regla que defina quién debe ser el representante de la frontera.

Estas son fronteras de comercialización, adicionalmente, dado que para el ASIC, cada sentido tiene una frontera con nombre diferente, no se presenta ambigüedad en la contabilización de la energía.


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77. ACCE, CAC Artículo 3. Debe hacerse referencia al "contrato de servicios públicos" (CREG 108/97), en UNR puede ser contrato de condiciones especiales y no uniformes como en UR.

Todas las fronteras sin reporte al ASIC corresponde a usuarios regulados, por lo tanto es correcto su uso en el literal f) del artículo 3.

78. ISAGEN Artículo 3. Se solicita aclarar cómo operaría el responsable de la frontera, con el esquema de TI Es y los enlaces internacionales.

El RF para este tipo de fronteras tiene las mismas responsabilidades de los demás tipos.

79. EPSA Artículo 4. Entre las responsabilidades del RF se incluye el mantenimiento de los medios de comunicación para su correcto funcionamiento, lo cual es atribulóle al propietario del sistema de medición y/o a terceros.

En esta propuesta las obligaciones no se están asignando por propiedad sino por responsabilidad dentro del marco general del ámbito de aplicación de resolución.

80. EPSA Articulo 4°. Se sugiere que en cada mercado el reporte de consumos en las fronteras comerciales debe ser realizado por el OR, mientras que el consumo de otras fronteras debe hacerlo el por los RF correspondientes.

La información reportada al ASIO debe ser pública para que los interesados presenten sus observaciones, comentarios y objeciones, mediante un procedimiento que sea incluido en el CM

La nueva propuesta de Código de Medida establece un mecanismo de interrogación directa por parte del ASIC, ya sea a los medidores o a las bases de datos donde reposa la información de las medidas para las fronteras con reporte al ASIC. Además del acceso a las mediciones de los medidores y el reporte de aquellas que pudieron ser leídas y las que se encuentran en falla.

81. ISA Articulo 4°. Responsabilidad de los Representantes, Literal e): se solicita agregar que el representante de la frontera comercial debe tramitar los permisos de acceso necesarios con el dueño de la subestación.

Se entiende que la responsabilidad de asegurar implica que, en caso de ser necesario, se deben tramitar todos los permisos necesarios para tener acceso a los equipos.

82. EMGESA Artículo 4. Se debe delegar en el ASIC algunas responsabilidades, sobre todo si se tendrá las lecturas remotas, al igual que definir responsabilidades por fallas, errores, etc., que afecten a terceros.

En la nueva propuesta considera las responsabilidades necesarias para todos los agentes de mercado de tal forma que el ASIC pueda adelantar la interrogación de las lecturas de los medidores.

83. EMGESA Artículo 4. Falta definir claramente aspectos de instalación y la manera de efectuar la medición.

La nueva propuesta atiende este comentario.

84. ACCE, CAC Artículo 4: d) Es difícil que el comercializador garantice el La Resolución CREG 120 de 2007 dice en su


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funcionamiento de las redes, no le corresponde a este. artículo 4o literal d) “Cuando corresponda, asegurar que los medios de comunicación sean instalados y mantenidos adecuadamente para su correcto funcionamiento”, no se está diciendo “garantizar".

85. CAC Artículo 4. b) usar "exactitud" en lugar de "precisión" Se incluye en la propuesta de resolución.

86. ENERGIACONFIABLE

Artículo 4. El responsable de la frontera no puede ser nadie diferente al comercializador que la atiende, hacerlo de otra forma incrementaría los problemas entre los diferentes competidores, e iría en contra de los usuarios.

La Resolución CREG 120 de 2007 no pretende nada en contrario.

87. TELMETERGY Artículo 4. Hay dos datos energía: lectura directa, lectura procesada (para liquidación). C/ü requiere aclarar y definir responsabilidades en el proceso.

El valor registrado por el medidor es único y no tiene por qué cambiar dependiendo del proceso que se realice.

88. TELMETERGY Artículo 4. Definir derechos sobre los datos y acceso a los mismos.

La nueva propuesta acoge este comentario.

89. TELMETERGY Artículo 4. Se dice que los representantes der las fronteras son responsables de las transacciones comerciales que se derivan de los flujos de energía que registran en ellas, sin embargo se dice en el Capítulo 5o que el ASIC será quien interrogue y lea remotamente los equipos, entonces, no puede ser el Representante de la Frontera quien responda por las transacciones del mercado que liquida el ASIC con información que descarga el ASIC, posiblemente y dependiendo de como opere (si no usa información validada de ASIC que parece ser el caso pues dentro de las funciones no aparecen las funciones de lectura de medidores), lo sea de la información con la que factura a sus usuarios.

Es diferente interrogar a ser el RF, no hay dicotomía en el artículo 4 con el Capítulo 5.

90. CHEC Artículo 5C. Sobre la determinación de las elementos del sistema de medición, no se debería dejar a las partes sino que se debería establecer una regla o de lo contrario un mecanismo para resolver los conflictos en caso de que no se llegue a un acuerdo.

No se considera necesario incluir condiciones adicionales ya que la opción de acordar entre partes permite la mayor libertad, considerando las múltiples situaciones que se pueden presentar.


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91. EMGESA,CODENSA

Artículo 5. Aclarar los requisitos técnicos necesarios para que los usuarios los puedan comprar. Dejar la posibilidad de arrendamiento de equipos.

Los requisitos técnicos son los que aparecen en el Código.

92. EPM Artículo 6o y 8o. La exigencia en cuanto a clase o índices de clase de los equipos de medida implica cambiar prácticamente todos los transfomnadores (CT y PT) y puede no representar una mayor exactitud de la medida porque este depende del punto de operación de la carga y de ia calidad de los transformadores de medida.

La nueva propuesta da respuesta a estos interrogantes.

93. EPSA Artículo 6o. En la tabla se clasifican los puntos de medición según el consumo de energía y la potencia instalada en cada frontera, con el objeto de determinar la clase de exactitud. Se propone adoptar la clasificación establecida en la norma ICONTEC NTC 5019.

Se verificó con la NTC 5019 y no se encontraron grandes diferencias sino mayor número de categorías.En términos generales la norma y la resolución conducen a las mismas selecciones del índice de clase de los equipos.

94. KM Artículo 6o. Dentro de los tipos de fronteras definidos no se encuentran las especiales. Entendemos que no habrá lugar a esta consideración en el futuro.

La idea es que en el futuro todas las fronteras estén en alguna de las categorías descritas en el proyecto de resolución.

95. EMGESA, EMCALl, CAC, GENERCAUCA

Artículo 6. Existen casos en los que un usuario tenga consumo o transferencia de energía mensual no coincidentes con la carga o capacidad instalada definida en la Tabla 1 de la Resolución. Para este caso no hay en la Resolución un criterio que indique la forma de establecer donde debe ubicarse el tipo de punto de medición.

Se ajusta la resolución en el sentido de establecer un criterio de selección de tipo de punto de acuerdo a la condición de exactitud más exigente.

96. ACCE, CAC, EMCALl

Articulo 6. Reemplazar "Potencia instalada" por "Capacidad Instalada".

En la nueva propuesta se considera el comentario.

97. ACCE Artículo 6. Tener en cuenta las precisiones de la CREG 070- 1998.

Como se señaló en el numeral 4.9 del documento CREG 104 de 2007, las especificaciones de exactitud de la Resolución CREG 070 de 1998 fueron consideradas para la propuesta de la


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Resolución CREG 120 de 2007.

98. PAC Artículo 6. El consumo es dinámico, se propone clasificar en el nivel más exigente; para el caso de los ya instalados, se sugiere se clasifiquen por la demanda máxima y los nuevos con capacidad instalada.

Ver respuesta a la pregunta 95.

99. ENERGIACONFIABLE

Artículo 6. Es acertada la clasificación de los tipos de frontera, pero no las exigencias técnicas, pues deben ir de la mano con la cantidad de energía que se transfiere y su utilización en la liquidación final.

Ver el análisis presentado en el numeral 4.4 del documento CREG 104 de 2007 en el que el criterio es la energía transferida.

100. ESSA,GENERCAUCA

Artículo 6. Aclarar si en la clasificación de Tipos de Puntos de Medición hace referencia a valor máximo de consumo o a un valor promedio en un periodo de tiempo (mensual, promedio o en qué tiempo.)

Este tema se aclara en la propuesta de resolución.

101. GENERCAUCA Artículo 6. Cómo se procederá con las variaciones de consumo para un mes a otro, ¿cambia el tipo de frontera?

Una vez se ha definido el tipo de punto de medida, no se cambia, máxime cuando los equipos se especifican con rangos extendidos.

102. TELMETERGY Artículo 6. No hay cabida para flexibilización de requisitos de medida en UR conforme el Decreto 387.

El análisis de los requisitos técnicas de los equipos se encuentra en el numeral 4.4 al 4.9, del documento soporte de la Resolución CREG 120 de 2007.

103. TELMETERGY Artículo 6. Se podrían utilizar los medidores de PQ. El código establece los requisitos técnicos para la medida, si los equipos cumplen los requisitos establecidos en el código, podrán ser utilizados para propósitos de medida.

104. TELMETERGY Artículo 6. Utilizar los límites de clasificación de UNR. El criterio general de la resolución es a mayor transferencia, mayor exactitud, estos límites no corresponden con los límites de desregulación.

105. EPSA Artículo 7o. Entre los componentes del sistema de medición se debe incluir el bloque de prueba.

Se acoge la solicitud.

106. ISA Artículo 7o. Componentes del Sistema de Medición: Se solicita incluir el siguiente literal: "i) Interruptores en circuitos de voltaje

Este comentario se considera en la redacción final de la resolución.


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y cargas de compensación de burden", lo cual es fundamental en la aceptación del punto de medición.

107. EMGESA, CAC Artículo 7. La caja de seguridad puede no ser exclusiva para el medidor, existen restricciones técnicas para cumplir el requisito y eleva costos.

La propuesta no excluye esta posibilidad.

108. EMGESA,PRIMESTONE,iSAGEN

Artículo 7. Aclarar el ítem e), puede darse que sea uno o varios medidores

En la nueva propuesta se especifica mejor.

109. EMGESA, GENERCAUCA, CAC, ACCE, TELMETERGY

Artículo 7. Aclarar cuál es la infraestructura para pruebas en sitio, no es posible hacer la adecuación para dichas pruebas.

Las que sean requeridas para la ejecución de las pruebas al inicio o durante ia operación del sistema considerando las múltiples opciones que pueden presentarse.

110. VERITEST Anexo 7. No es claro a que infraestructura se refiere, sí a que ia infraestructura del sitio donde se encuentra ubicada ia medida permita el acceso para realizar las pruebas o si a que se cuente con horneras de pruebas que permitan conexión de un equipo patrón para su verificación.


111. IAC LTDA. Anexo 7. ¿La infraestructura hace referencia adicionalmente a horneras seccionables y cortocircu¡tables? En caso contrario se debería mencionar un medidor de energía que se pueda extraer.


112. EMGESA, CAC Artículo 7. El sistema de energía auxiliar puede ser costoso, pueden no ser necesario

La propuesta considera la conexión del medidor al sistema auxiliar de la subestación o el uso de baterías.

113. EMGESA Artículo 7. XM debe acoplarse a protocolos de los OR y no al contrario.

El ASiC deberá considerar los sistemas existentes para elaborar la propuesta de interrogación remota de los medidores, la cual será sujeta a consulta.

114. ACCE, CAC, GENERCAUCA

Artículo 7. Los circuitos de alarma y monitoreo no son usados actualmente, aclarar a qué se hace referencia.

La resolución especifica que puede ser una o varios de los elementos.


/ '

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115. ACOLGEN, CNO Artículo 7. Aclarar el alcance de los componentes, pueden generarse interpretaciones y sobrecostos.

El artículo hace un listado de ios elementos. Respecto a los costos, no se presenta un análisis de donde se generarían y el monto.

116. CAC Artículo 7. Aclarar cuales elementos si hacen parte del sistema y cuáles no.

Considerando la variedad de sistemas que pueden ser desarrollados no se puede afirmar que elementos aparecen en uno u otro sistema.

117. CAC Articulo 7. El sistema de almacenamiento de datos y los sistemas de comunicación pueden ser externos o internos.

Se aclara en la propuesta.

118. CODENSA Artículo 7. Especificar “sistema disponible” para permitir interrogación remota.

En el literal g) mencionar específicamente el modem, línea telefónica o gprs entre otros.

No se hace mención específica dado que la resolución cobija esas y otras tecnologías que pueden llegar a desarrollarse.

119. PRIMESTONE Artículo 7. c) Se propone cambiar “que conduzca” por “entre", dado que la primera es la función del cable y puede presentar confusión.

Se acoge la propuesta.

120. PRIMESTONE Artículo 7. f) Esto solo aplicarla para medidores electromecánicos o de inducción, los de tipo electrónico cuentan con memoria y batería de respaldo. Se propone modificar el ítem a: "un sistema de almacenamiento de información constituido por medidores que acumulen, almacenen y transmitas por un medio de comunicación los valores de energía registrados en los mismos”.

En la propuesta se está haciendo mención a que el sistema de comunicaciones y el de registro y almacenamiento de datos puede estar integrado al medidor.

121. ISAGEN Artículo 7. Las fuentes de energía auxiliares; los circuitos de alarma seguridad y monitoreo de los sistemas; y, la infraestructura para realizar pruebas en sitio de los equipos, al ser incluidos dentro de los equipos de un sistema de medición imponen la obligación de cumplir los requisitos mínimos que establece la norma para los sistemas de medición, lo cual no es viable desde el punto de vista técnico y económico, más aun teniendo en cuenta el mínimo aporte de éstos equipos a la confiabilidad de los datos de consumos.

Por el contrario los circuitos de alarma, seguridad y monitoreo de los sistemas previenen la manipulación indebida de los datos lo que permiten garantizar medidas confiables.

La Infraestructura para realizar pruebas en sitio permite la ejecución de actividades de mantenimiento y pruebas periódicas lo que nuevamente conduce a disponer de datos confiables


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y exactos.

122. EPSA Artículo 8o. Literal g) Los equipos de medida deben cumplir los límites del ICONTEC para los transformadores de medida (NTC 2205 y NTC 2207), los límites permisibles para los medidores en los ensayos de rutina (NTC 4856) y las normas para los ensayos TIPO, dependiendo de la clase de exactitud de los medidores.

En la nueva propuesta se hace alusión a las normas técnicas aplicables para cada elemento del sistema de medida donde sea necesario.

123. ISA Artículo 8o. Requisitos Generales de los Sistemas de Medición:Se sugiere incluir los siguientes literales

m) En los puntos de medición tipo 1 y 2, no se permitirán transformadores de corriente tipo suma.

n) En los puntos de medición tipo 1 y 2 y en subestaciones con esquema de interruptor y medio, son admitidos los transformadores de corriente, siempre y cuando se mantenga la exactitud exigida en la Tabla 5 del Anexo 1.

o) En los puntos de medición tipo 1 y 2, se admiten transformadores de corriente de interposición siempre y cuando se mantenga la exactitud exigida en la Tabla 5 del Anexo 1.

p) En los puntos de medición tipo 1 y 2 de interconexión internacional, no se admitirán PTs de tipo capacitivo.

q) En los puntos de medición tipo 1, 2 y 3 donde se usen PTs capacitivos, cada vez que se cambie su parte capacitiva, deberá someterse a pruebas en sitio, por un laboratorio debidamente acreditado.

r) Los transformadores de corriente de clase diferente a la especificada, pero de los cuales su norma señala que son equivalentes o superiores a la norma usada en este código, deberán documentar y certificar tal situación.

s) Los puntos de medida que usan interruptores en los secundarios de los transformadores de voltaje, deberán

m) Los transformadores de corriente, independientemente de la tecnología deben cumplir con la clase de exactitud establecida en la propuesta de modificación del Código de Medida.

n) La propuesta establece las exigencias de ciase de exactitud de los transformadores de corriente independientemente de la configuración de la subestación que se disponga.

o) Las exigencias de exactitud de los transformadores de corriente son independientes del tipo de transformador de corriente que se utilicen.

p) Los transformadores de tensión, independientemente de la tecnología deben cumplir con la clase de exactitud establecida en ia propuesta de modificación del Código de Medida.q) Se incluye la propuesta, ampliándola para todos los elementos del sistema de medición que requieran calibración.

r) Se acoge la propuesta.

s) Esta sugerencia fue considerada en la nueva propuesta.

t) Este requisito ya está considerado teniendo en cuenta que en la propuesta se solicita la certificación de conformidad del producto para los medidores y


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verificar la caída de tensión presentada en dichos interruptores y sumarla con la del cableado, para ser tenida en cuenta en la determinación del error total del punto de medición.

t) Los medidores de energía, instalados en el propio patio de la subestación, deberán certificar su Compatibilidad Electromagnética en este ambiente.

u) En los sistemas de medida que usen transformadores de medida combinados (CTs y PTs) se deberán cumplir las pruebas de exactitud, como están especificadas en la IEC 60044-3.

que entre las pruebas solicitadas para dicha certificación se encuentran las de compatibilidad electromagnética.

u) Esta sugerencia fue considerada en la nueva propuesta.v) En la propuesta de resolución se establecen los requerimientos de exactitud para los transformadores de medida lo que implica que para garantizar la exactitud debe operar dentro de los rangos especificados de carga, luego no es necesario establecer un requisito para el burden.

v) Para los sistemas de medición que tienen los transformadores de medida con bajo burden, se deben tomar acciones para colocarlos dentro del burden de operación ideal. En tales casos puede ser necesario adicionar burden y no se permitirá exceder el máximo admitido por el valor nominal del CT o PT.

124. XM, CAC, CODENSA, EMCALl, ESSA, GENERCAUCA PRIMESTONE

Artículo 8o. Se establece que la información de los medidores de reactiva debe ser en kilovatio-hora reactivo. Debe ser en KVAR, kilovoltamperio hora reactivo.


125. XM Artículo 8o. Se establece que cuando una planta esté conformada por unidades que hacen oferta de precio independiente, deberá existir una frontera comercial para cada una de ellas. Actualmente no se presenta esta situación, ya que la regulación no lo permite.

Se incluye en el nueva propuesta.

126. ASOCODIS Artículo 8o. Se sugiere sea incorporada la exigencia de realizar la medición para medida semidirecta a los usuarios finales, empleando tres elementos (para mejorar la calidad de la medida, pues esta debe contar con el tipo de conexión acorde

De conformidad con la parte considerativa de la resolución CREG 001 de 1999 la Comisión no excluye la posibilidad de emplear este tipo de configuración de medición.


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con la carga y el nivel de tensión), toda vez que cuando se mide con dos elementos se introducen grandes errores, en especial cuando el factor de potencia es distinto de 1 y las cargas son no balanceadas como ocurre en los sistemas.

127. EMGESA, IAC LTDA.

Artículo 8. Aclarar cuál es el "tipo de conexión para la medida acorde al nivel de tensión" al que hace referencia el ítem a)

En la nueva propuesta se incluye una aclaración en el sentido de señalar que los tipos de conexión para el sistema de medición pueden ser: directa, semidirecta o indirecta.

128. EMGESA Artículo 8. Definir el rango de operación del medidor en función de la carga.

No se considera necesario realizar tal especificación, por cuanto la propuesta señala el índice de clase que debe cumplir el medidor y la norma bajo la cual se debe obtener el certificado de conformidad de producto. Entendemos que los equipos deben ser operados dentro de sus rangos nominales para que garanticen su índice de clase.

129. ACCE, CAC, EMCALl

Artículo 8. c) La forma correcta es “Certificado de conformidad de producto” y no “Certificado de producto”, adicionalmente, en Colombia no hay quien expida dicho Certificado de conformidad de producto.

Se incorpora en la nueva propuesta. Actualmente el ONAC tiene 10 organismos de certificación de conformidad del producto acreditados.

130. ACCE d) "Se resuelve con medición de energía reactiva"e) No incluir fronteras de usuario final en el requisito de medidor de respaldo.

d) En la propuesta se modifica la determinación.e) El requisito de medición de respaldo es para las fronteras que manean grandes volúmenes de energía y por tanto requieren una mayor confiabilidad en el disponibilidad de la lectura.

131. CAC Artículo 8. Hoy en día se pueden tener las dos medidas, activa y reactiva, en un solo medidor.

e) cambiar equipo de medida por medidor

j) sobra el literal, pues la frontera o está registrada como unidad de generación o como planta.

Los comentarios se incluyen en la nueva propuesta.

132. CODENSA Artículo 8. Es necesario estandarizar vía regulatoria la La propuesta establece la obligación del RF de


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parametrización de configuración del medidor en cuanto a la utilización de factores internos, externos, factores parciales o uso de exponenciales, los cuales son actualmente asignados a criterio de cada uno de los comercializadores, lo cual dificulta la determinación de consumos y verificaciones por parte del OR. Se propone a la Comisión utilizar un factor externo para incrementar eficiencia operativa y proveer transparencia en las verificaciones de consumo.

establecer un documento técnico que establezca las condiciones de acceso por parte de otros agentes al medidor, el cual deberá se suministrado a solicitud de las partes.

133. GECELCA Artículo 8. Faltó incluir el caso de plantas de generación conformadas por diferentes unidades, que ofertan un solo precio y tienen registrada una frontera comercial por cada unidad y que la energía total es el resultado del balance o sumatoria de las fronteras. En este caso se pueden compartir algunos elementos del sistema de medición.

De conformidad con la Resolución CREG 113 de 1998 artículo 2 este caso no está considerado en la regulación vigente.

134. ISAGEN Artículo 8. Se solicita cambiar la redacción del ítem d) así: contar con medidores de energía activa y reactiva...”

En la nueva propuesta se modifica este requisito.

135. IAC LTDA. Articulo 8. La certificación de medidores clase 0.2 sigue siendo tema de discusión, el interés comercial de algunos laboratorios prevalecerá sobre la objetividad, los costos asociados finalmente se reflejan al usuario final.

La certificación de conformidad del producto es otorgada por los organismos de certificación debidamente acreditados por el ONAC.

136. IAC LTDA. Artículo 8. No se hace referencia al tipo de transformadores de medición.

El código busca establecer requerimientos de exactitud para la medida sin considerar la tecnología que utiliza el equipo.

137. VERITEST Artículo 8. El equipo de respaldo debe ser solo el medidor y no el equipo de medida en su totalidad, conforme se especifica en el artículo 11.

En la nueva propuesta se aclara que es solo el medidor y no todo el sistema de medición

138. SCHNEIDER Artículo 8. Los medidores de energía a instalar deben seguir los lineamientos normativos IEC62053-22-2003 e IEC62053-23- 2003 y sus actualizaciones.

La nueva propuesta establece la normatividad aplicable a los medidores de energía usando como referencia las normas NTC e IEC


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139. ELECTRICARIBE Artículo 9o Sugieren que además de la Superintendencia de Industria y Comercio, se habilite a la entidad que ia reemplace o sustituya en función del Organismo Nacional de Acreditación.

Se ajusta la redacción de conformidad con el Decreto 4338 de 2008.

140. CHEC Artículo 9o. Sobre la certificación del producto, se debe retirar porque este trámite se traduce en un mayor valor para el comprador se sugiere cambiar por un CERTIFICADO DE VERIFICACIÓN DE CLASE expedido por un laboratorio de metrología acreditado por la SIC, igualmente el RETIE no indica obligaciones de certificación RETIE para transformadores de instrumentos

Certificar ia clase de exactitud de un medidor o un transformador de medida no garantiza que estas características se mantengan fuera del laboratorio de calibración. Para garantizar que los equipos de medida mantengan las características de medida en campo, también es necesario que se certifiquen los requisitos mecánicos, eléctricos, condiciones climáticas, de compatibilidad electromagnética, cuya demostración solo se logra con lo certificación de conformidad del producto empleando la norma técnica pertinente.

Para el caso del RETIE, los requisitos de conformidad de producto de esta norma están encaminados a garantizar la seguridad de las personas, de la vida animal y vegetal y la preservación del medio ambiente, previniendo, minimizando o eliminando los riesgos de origen eléctrico.

141. EPSA y ASOCODIS

Artículo 9o. Se debe garantizar que los elementos del sistema de medición cumplan con normas internacionales, de acuerdo con lo dispuesto por la Superintendencia de Industria y Comercio o el CIDET, sin que se limite a la certificación de conformidad del producto, manteniendo la exigencia del Certificado de verificación de Clase expedido por un laboratorio de metrología acreditado por la SIC. Se recomienda que para todos los puntos de medición se exija esta certificación solamente para la instalación de un sistema de medición nuevo o para el reemplazo de uno existente.

Coincidimos con la necesidad de que los elementos cumplan con normas técnicas nacionales o internacionales, por lo tanto la propuesta consignada en la Resolución CREG 120 de 2007 establece el requisito de la certificación de conformidad del producto como el mecanismo para demostrar el cumplimiento de las normas. Respecto a la propuesta de transición en la exigencia del cumplimiento de los requisitos, esta se considera en la nueva propuesta.

142. EMGESA, ACCE, CAC,

Artículo 9. El Certificado de producto no es exigido en Colombia y no hay quien lo realice. Según Concepto 07-135851-00003-

Desconocemos el contenido de la comunicación por lo tanto no nos pronunciaremos sobre ella.


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CODENSA,ENERGÍACONFIABLE,GENERCAUCA

0000 de SIC no existe documentación para expedir el certificado de producto que pueda avalar los elementos que conforman los sistemas de medición.

143. CODENSA Artículo 9. Dejar escrito que el certificado de cumplimiento debe contener la totalidad de los requisitos de la norma.

La propuesta exige la expedición del certificado de conformidad de producto con la totalidad de la norma técnica aplicable.

144. EMGESA,CODENSA,PRIMESTONE

Artículo 9. El tiempo del certificado debe ser con validez de 5 años acorde con la norma.

La vigencia de los certificados de conformidad del producto está definido por el organismo de acreditación correspondiente.

145. EMCALl Artículo 9. Permitir que el certificado de conformidad de producto pueda ser expedido por otras entidades como el Organismo Nacional de acreditación (ONA) recientemente creado, o por un organismo de certificación acreditado en el exterior por un organismo internacional, no dejarlo condicionado solamente a la SIC.La reglamentación técnica vigente para los aspectos de medición de energía con fines comerciales la define la CREG {el RETIE no toca este tema) y por lo tanto debe quedar claro en el Código de Medida en que casos se requiere el Certificado de Confomnidad de Producto, se propone que los medidores de energía deben contar con un Certificado de Conformidad de Producto con la norma técnica respectiva.

La nueva propuesta incorpora estos aspectos.

146. VERITEST Artículo 9. Se sugiere indicar “con certificación de conformidad de producto expedida por una entidad acreditada por el Organismo de Acreditación legalmente autorizado en Colombia, cuando así lo disponga la reglamentación técnica vigente”. Esto debido a los procesos de cambio que se han dado en el país.

La nueva propuesta aclara estos aspectos.

147. IMCOMELEC Artículo 9. Es importante aclarar que la certificación de conformidad de producto es totalmente válida para equipos de uso común, pero hay muchos equipos que son de fabricación

El propósito del código de medida es establecer unos requisitos técnicos y operativos mínimos para garantizarla exactitud en las mediciones de


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especial, bajo pedido, en cuales casos no es viable el certificado, seguirlo exigiendo incrementaría costos y así constituiría un obstáculo para los usuarios y significaría pérdida de competitividad para el país.

transferencias de energía y consumos por lo tanto acude a normas técnicas para los elementos del sistema de medición que deben ser cumplidas para que los equipos mantengan las características de medida durante su vida útil y operación por lo tanto la certificación de conformidad de producto es un requisito indispensable.

148. PRIMESTONE Artículo 9. Es necesario que el ASIC como el CIDET exijan al fabricante que se realicen las certificaciones de Producto teniendo como referencia la última versión de las normas y no teniendo en cuenta puntos específicos de las mimas.


149. ISAGEN Artículo 9. Se solicita revisar los requerimientos de certificación de producto ya que todos los elementos no pueden ser certificados por laboratorios acreditados ante la SIC.


150. ISAGEN Artículo 9. El certificado de conformidad establecido limita la reutilización de equipos como t.t, t.c. y de repuestos con una vida útil superior a cinco años.


151. CHEC y ASOCODIS

Artículo 10°. Se debe mencionar cual es la consecuencia si el agente no instala el medidor de reactiva (por ejemplo desconectarlo)

El requerimiento debería ser obligatorio para todas las fronteras que se reportan al MEM y en general a todo lo nuevo.La necesidad de medir la energía reactiva no depende del nivel de conexión sino del tipo de carga a conectar se propone cambiar el artículo.

El incumplimiento del representante de la frontera deberá ser informado a la SSPD para lo de su competencia.

152. EPSA Artículo 10°. Consideran que en todas las fronteras con reporte al ASIC deben tener medición de energía activa y reactiva.


153. XM Artículo 10°. No es claro si se requiere que el ASIC obtenga las lecturas de los contadores de reactiva y si ello fuere así, cuál sería el tratamiento que se le daría a las mismas en la

De acuerdo con el artículo 31 de la Resolución 157 de 2011 esta información debe estar disponible en el ASIC.


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liquidación.

154. XM Articulo 10°. En el parágrafo del artículo 10 se debe corregir un error de transcripción: "...niveles de tensión menores a 57.5 kV...”

Se acoge la observación.

155. XM Artículo 10°. En este artículo se establece que las fronteras de generación, las fronteras con el STN y las de nivel de tensión IV, deben contar con equipos de respaldo; sin embargo, en el Artículo 13° se establece que esta condición debe ser cumplida por todas las fronteras con reporte al ASIC, dentro de las cuales se encuentran usuarios finales de niveles de tensión inferiores.

La nueva propuesta incorpora este comentario en el sentido de unificar los requisitos de los artículos 11 y 14.

156. ACCE, CAC, VERITEST

Artículo 10. Revisar concordancia Res CREG 108-1997 y CREG047-2004.

Fue revisada y la resolución que establece el control al consumo en exceso de la energía reactiva es la Resolución CREG 097 de 2008.

157. ACOLGEN, CNO, GECELCA, ACCE, IAC LTDA.

Artículo 10. No es técnica ni económicamente viable medidores separados de energía activa y reactiva. Los equipos de medida actuales cuentan con medición de energía activa y reactiva bidireccional, sin necesidad de disponer de un equipo adicional.

La Resolución CREG 120 de 2007 no limita a un tipo de medidor determinado, la nueva propuesta aclara que la medición de la energía activa y reactiva puede ser llevada a cabo con un solo equipo.

158. TELMETERGY Artículo 10. No hay claridad sobre el manejo de información de energía reactiva a los que el OR requiera instalación de estos equipos, ¿quién lee o interroga los medidores, el ASIC o el representante de la medida? ¿se manejan los mismos procesos de manejo de información?

La nueva propuesta aclara los requisitos técnicos para la medición y manejo de las lecturas de energía reactiva. Sin embargo la relaciones entre el OR y el comercializador respecto de la energía reactiva están establecidas en el Resolución CREG 097 de 2008.

159. PRIMESTONE Artículo 10. La medición de energía reactiva se está efectuando a todos los usuarios con carga mayor a 10kW y no al sector residencial de acuerdo a la Res. CREG 082 de 2002. La medición de energía reactiva debería irse extendiendo al sector residencial ya que se ha incrementado el uso de la misma, por ejemplo bombillos ahorradores.

Regulatoriamente no se ha establecido un límite de carga a la cual se le debe cobrar la energía reactiva. Se debe acoger lo establecido en el artículo 15 de la Resolución CREG 097 de 2008.


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160. ISAGEN Artículo 10. Se requiere precisar el objeto de este requerimiento, dado que si es el de reportar energía reactiva y su consecuente remuneración, estaría contradiciendo el parágrafo del artículo primero de la propuesta.

En la nueva propuesta se aclara este tema.

161. CHEC Artículo 11°. Puede interpretarse que “configuración independiente” significa respaldo en los transformadores de instrumentos?

Sobre la batería lo correcto es exigir batería si el medidor es electrónico. Puede obviarse esta opción para los medidores tipo 5?

No, cuando se indica una configuración independiente lo que se busca es una conexión independiente desde los transformadores de medida hasta el medidor como lo se señala en el numeral 4.7 del Documento CREG 104 de 2007.

Sobre la batería de respaldo se acepta la observación.

Como se señala en el artículo este requisito es para los puntos de medida tipo 1, 2 y 3, no para los del tipo 5.

162. EPM Artículo 11°. En cuanto a los equipos de respaldo su aplicación implica el cambio actual de un medidor clase 05s y la instalación de dos medidores clase 0,2s {principal y respaldo) y para otros instalar otro medidor de respaldo clase 0,5s con el consecuente impacto económico por su elevado costo, considerando que las empresas pueden emplear métodos alternativos (de balance) para obtener los datos, de manera confiable, en caso de falla en los equipos de medida.

No es claro por qué se afirma que es necesario el cambio de los medidores, ya que los medidores para los tipos de fronteras 1 y 2 coinciden con las clases solicitadas en la regulación actual. De otro lado la aplicación de la propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007 implica la instalación de alrededor de 600 medidores en todo el sistema con lo cual se garantizaría una mayor confiabilidad en las mediciones realizadas evitando aplicar métodos de estimación en fronteras que están asociadas a grandes volúmenes de energía.

163. EPSA Artículo 11°. Conviene aclarar a qué se refiere la configuración independiente para el equipo de medida de respaldo, dado que la duplicidad de equipos tales como los transformadores de corriente y de potencial duplicarían la inversión en el sistema de

Ver respuesta a comentario 161


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medición y ei espacio físico requerido para su instalación.

164. EPSA Artícuio 11o. Solicitan aclarar el objetivo de disponer de baterías de respaldo para garantizar el correcto funcionamiento del medidor cuando se presenten eventos en las redes.

Tal como se señala en la propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007, el objetivo de la instalación de baterías es garantizar el almacenamiento de las lecturas el correcto funcionamiento del medidor ante cortes del suministro o caídas de tensión.

165. ISA Artículo 11°. Equipos de Respaldo: Se solicita establecer que en forma alternativa a la batería de respaldo integrada para los puntos de medición tipo 1, 2 y 3, también se puede ¡mplementar una alimentación auxiliar de respaldo, que igualmente garantice la continuidad del servicio.

Se incluye en la nueva propuesta.

166. KM Artículo 11°. En relación con los contadores de respaldo, no es claro si el ASIC deberá obtener las lecturas de éstos. Así mismo, si así fuere, debe definirse el tratamiento ante diferencias entre estas lecturas y las de los contadores principales.

En la nueva propuesta se aclara el procedimiento de gestión de las medidas provenientes de los medidores de respaldo.

167. KM Artículo 11°. Debe aclararse el alcance de la disposición que establece que el equipo de respaldo debe tener una configuración independiente dei principal.

Ver respuesta a comentario 161.

168. ASOCODIS Artículo 11°. La obligatoriedad de instalar equipos de respaldo de energía activa y reactiva para las Fronteras de los Puntos de Medición tipo 2, ocasiona un alto sobrecosto para las empresas. Adicionalmente, el hecho de que se solicite una configuración independiente a la del Equipo de Medida Principal sobre la cual no se aclara si se requieren PT’s o CT's independientes, obligaría a disponer de espacios adicionales para la instalación de estos equipos, no necesariamente habilitados por parte de las empresas o los usuarios en sus sistemas. Se debe evaluar desde el punto de vista beneficio-costo la conveniencia de establecer esta obligatoriedad para las fronteras de tipo 2.

Ver respuesta a los comentarios 161 y 162


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169. GECELCA,PRIMESTONE

Artículo 11. Se debería aclarar el alcance o significado de una "configuración independiente a la del equipo principal". Existen fronteras en las que es muy complicado contar con redundancia, como es el caso de las fronteras de generación.Adicionalmente, existen fronteras de generación a nivel de STN con varias unidades en las cuales seria muy costoso ¡mplementar sistemas independientes de medición para los medidores principales y respaldos.

Como se señala en el numeral 3.1 del Código de medida Resolución CREG 025 de 1995, en las fronteras comerciales de generación y fronteras del STN se deberán instalar dos contadores (principal y de reserva) de energía activa y uno de energía reactiva. Por lo anterior, desde 1995, las fronteras de generación están en la obligación de contar con los medidores de respaldo.

170. GECELCA,ACOLGEN

Artículo 11. Es conveniente aclarar si la batería integrada se refiere a la batería interna de los medidores que se utilizan normalmente para conservar los datos y programación de los mismos o se refiere a un sistema de back-up que esté en servicio aun cuando exista corte en el servicio de energía.


171. EMGESA, ACCE, CAC, GENERCAUCA, TELMETERGY

Artículo 11. Aclarar si el respaldo involucra también PT y CT, y si debe registrarse ante el ASIC. Se solicita aclarar el término "Sistemas de medición de respaldo", para evitar duplicidades innecesarias.


172. YE R (TEST Artículo 11. En los párrafos segundo y tercero del artículo debe quedar claro que se hace referencia es al medidor y no al equipo de medida tal como se especifica en el primer párrafo.

Se unifica la terminología.

173. EMGESA,ISAGEN

Artículo 11. Especificar las configuraciones independientes que se requiere para el equipo de respaldo. No se considera necesario la configuración independiente.


174. TELMETERGY Artículo 11. Aclarar si el equipo de respaldo se podrá usar para verificación de lectura del principal, y de ser así si será leído en forma remota.

Tal como se dijo en el documento soporte de la Resolución CREG 120 de 2007 lo que se busca es que la lectura del medidor de respaldo reemplace la del medidor principal cuando esta falle, por lo tanto también debe ser telemedido.

175. EMGESA, ACCE, CAC, ENERGÍA

Artículo 11. Lo que solicita el artículo implica costos altos, pues Ver respuesta a los comentarios 162 y 169. actualmente no se tienen todos los elementos de respaldo que |


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CONFIABLE se están solicitando.

176. CAC Articulo 11. No es clara que se circunscribe solo al medidor. No deberla exigirse a los usuarios finales que son fronteras 1 y 2 el equipo de respaldo. Si el OR quiere tener respaldo, podría colocarlo a su costo. Adicionalmente, se sugiere evaluar económicamente el impacto de exigir un respaldo a fronteras que hoy no cuentan con estos sistemas, o cuyas adecuaciones son complejas. Se sugiere que para los tipos de frontera que aplique la Instalación de equipos de respaldo, se sugiere que se exijan para todas las instalaciones nuevas y las que sea viable adecuarlas.

Ver respuesta a comentario 161. De otro lado, la aplicación de la propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007 implica la instalación de alrededor de 600 medidores en todo el sistema con lo cual se garantizaría una mayor confiabilidad en las mediciones realizadas evitando aplicar métodos de estimación en fronteras que están asociadas a grandes volúmenes de energía.

177. CNO,TELMETERGY

Artículo 11. Las baterías de respaldo por 10 días elevan los costos, adicionalmente el consumo a registrar en dicho caso es cero, para mantener los registros en el medidor y que no haya pérdida de información, una fuente externa que permita la captura de la información por parte del agente puede ser una opción, para lo cual se considera un tiempo razonable de 72 horas. No es técnicamente aplicable colocar en cada medidor un banco de baterías.


178. CAC, CODENSA, GENERCAUCA

Artículo 11. No debería exigirse a usuarios finales de fronteras Tipo 1 y 2, ni a los OR. Se podría exigir solo para las nuevas. Hoy en día, el proceso de registro de los equipos de respaldo ante el ASIC de los UNR no se hace, y por tanto no se reporta dicha energía. Es inconveniente requerir equipo de respaldo para frontera Tipo 2, pues afecta a 11% de UNR y dichas fronteras presentan baja probabilidad de falla comparado con el costo de inversión del cliente.Aclarar que el equipo de medida de respaldo tendrá el mismo tratamiento del equipo principal.

Se pide respaldo para usuarios tipo 1 y 2 ya que son los medidores que registran los grandes volúmenes de energía y que la lectura de ese medidor no solo afecta la facturación al usuario sino ia liquidación de todo el sistema.

En la nueva propuesta se aclara el tratamiento de las lecturas de los medidores de respaldo.

179. ISAGEN Artículo 11. Equipos de respaldo para los puntos medición tipo 1 y 2, implican el cambio del actual medidor clase 0.5s y la instalación de dos medidores clase 0.2s para un número importante de usuarios del mercado, lo que tiene alto impacto



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económico.

180. ISAGEN Artículo 11. Se sugiere modificar la redacción del párrafo 3 del artículo, cambiando “... con el fin de garantizar el correcto funcionamiento del medidor, ...” por "con el fin de garantizar la configuración del equipo y los datos almacenados del medidor,

La nueva propuesta aclara este tema.

181. ELECTRICARIBE Artículo 12°. Literal b) Considera poco viables las disposiciones ya que no hay una norma técnica para realizar las revisiones en sitio.

En la nueva propuesta se elimina la corrección del error de medición (CEM).

182. CHEC Artículo 12°. No es claro cómo funciona el CEM. El error se da es una banda, luego es difícil aplicar un CEM. Significa que van a coger una franja de error y la van a subir y a bajar con un %? No se considera correcto el cálculo del error de esta forma. El error no es determinístico. Si el error se conociera y fuera determinístico se podría trabajar con esto.


183. EPSA Artículo 12°. La corrección del Error de Medición- "CEM” se aplicaría solo a los nuevos sistemas de medición?


184. ISA Artículo 12°. Corrección de Error de Medición (CEM) en los Puntos de Medición: La corrección del error, tal como se está definiendo, no es proporcional con la energía real transmitida. Se sugiere que se haga la evaluación del error en el punto de medida y se compense en el mismo medidor, como lo expresa el literal c) de dicho artículo.


185. XM Artículo 12° En relación con la corrección de error de medición, no se define por cuánto tiempo se admite que la clase o índice no cumpla con lo establecido o que el error admisible supere el máximo permitido.


186. EMGESA, CODENSA, CAC,

Artículo 12. Los protocolos de pruebas no están definidos en normas internacionales, especificar una norma de referencia



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PRIMESTONE (propuesta Comité 144 ICONTEC).

187. EMGESA Artículo 12. Se debe tener en cuenta que la SIC tomara tiempos adicionales, lo que afectará la disponibilidad y cantidad de laboratorios.


188. CAC Artículo 12. La realización de pruebas en sitio eleva costos, no garantiza la calidad de los equipos dado que los resultados de éstas pruebas serán poco confiables, (no es igual que las condiciones de los laboratorios).

Los agentes, para control de pérdidas aplican metodologías aproximadas para identificar los posibles puntos de medición que presentan altos niveles de pérdidas para determinar los puntos donde realizar revisiones detalladas de los sistemas de medición, se sugiere que sigan siendo los agentes los que determinen los puntos de revisión de equipos.

Ver respuestas la pregunta 181.

189. CNO Artículo 12. La metodología para el cálculo de los errores de ios sistemas de medición no está definida.


190. GECELCA Artículo 12. Especificar en qué casos existe obligación de reemplazar los equipos de una frontera cuando no cumpla con la clase o índice de clase.

Los plazos para cambios de equipos, deben tener en cuenta los términos que establecen los fabricantes de equipos. No es en sistemas de 34.5 KV que en 110 0 220 KV.

Ver respuesta a la pregunta 181. De acuerdo con la nueva propuesta los equipos deben ser cambiados tan pronto se identifique que no cumplen con los índices de clase y clase de exactitud requeridos.

191. GENERCAUCA Artículo 12. Existe limitación total al CEM por aspectos técnicos y confiablidad de las pruebas que se realicen para determinar su valor.


192. SCHNEIDER Artículo 12. Es necesario que el error del sistema de medición sea medido en sitio y sin la posibilidad de una desconexión del sistema, con una precisión por debajo de la establecida en los diferentes elementos que componen el sistema de medición.

Los equipos a utilizar en las diferentes auditorias también deben



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tener una precisión menor a la de los componentes a medir, y que permitan ser contrastados y aseguren una trazabilidad comprobable por las entidades que actualmente lo permiten (PTB, CIPM MRA).

La información de corrección debe ser introducida en los medidores, permitiendo establecer una totalidad de precisión en el conjunto de medida.

193. VERITEST,IMCOMELEC

Artículo 12. El cálculo del CEM lo debería realizar un tercero, como lo podrá ser un organismo acreditado como organismo competente para la verificación de los sistemas y los equipos de medida; dado que este valor de error puede perjudicar o beneficiar a alguna de las partes.


194. VERITEST,ISAGEN

Artículo 12. No es recomendable ajustar los medidores para compensar algún error, además si hay error por los conductores este se consideraría al momento de calcular el CEM sin necesidad de intervenir el medidor.


195. ISAGEN Artículo 12. Hacer aclaración sobre el procedimiento para la determinación del factor CEM y cuáles serían los requerimientos del personal acreditado.


196. VERITEST Artículo 12. Los soportes requeridos de CEM serían el o los certificados que se emitan por un organismo competente debidamente acreditado para tal fin.


197. IMCOMELEC Artículo 12. Lo indicado en el parágrafo respecto a incumplimiento de exactitud para los equipos de fronteras sin reporte al MEM debería aplicar para todas la fronteras, de otra manera sería discriminatorio.


198. IMCOMELEC Artículo 12. El error del sistema de medida no es un valor fijo a lo largo de toda la curva de carga, dependiendo de la carga y las condiciones particulares de la medición, el error varía de una medición a otra; en general una determinación de error corresponde a condiciones particulares del momento que se



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lleva a cabo.

La consideración de la posible corrección del error con base en un dato obtenido a partir de una medición en un punto, no es coherente con los principios de la metrología universalmente aceptados; se sugiere que la determinación del error de medición sea realizada por un organismo evaluador de la conformidad competente, y además, que en el caso de correcciones del mismo, se permitan tales correcciones hasta un cierto valor de error, para lo cual se sugiere como máximo, la mitad del error permitido por la clase de exactitud del elemento de medida al cual se asocia el error, (criterio permitido para medidores de energía, según la NTC 4856:2006).

199. ELECTRICARIBE Artículo 13° Literales c) y d) más que exigir la adaptación de los distintos sistemas al del ASIC, lo que debe darse es una mutua coordinación y compatibilización.

El ASIC deberá considerar los sistemas existentes para elaborar la propuesta de interrogación remota de los medidores, la cual será sujeta a consulta.

200. EPM Artículo 13°. El almacenamiento mínimo de datos registrados de 60 días supone el cambio de medidor ya que los equipos no tienen esa capacidad.

Ei almacenamiento por parte del RF de los últimos 2 años implica tener una plataforma de información muy robusta con costos asociados. Así mismo el mantenimiento de la hoja de vida de los equipos de medida.

De acuerdo con la respuesta a la Circular CREG 041 de 2011 los equipos disponen de este tipo de memoria. Adicionalmente, el requisito de la hoja de vida de los equipos fue establecido desde la Resolución CREG 025 de 1995.

201. EPSA Artículo 13°. Sobre el almacenamiento mínimo de 60 días, existen equipos instalados de capacidades menores, solicitan revisar este requisito de manera que no se establezcan restricciones a la competencia.

De acuerdo con la respuesta a la Circular CREG 041 de 2011 los equipos disponen de este tipo de memoria. La resolución no establece restricciones a la competencia, pretende definir requisitos mínimos para garantizar la confiabilidad de las mediciones empleadas en la liquidación de los intercambios comerciales.

202. EPSA Artículo 13°. Sobre el encargo al ASIC del registro y lectura de la información, esta entidad deberá disponer de los equipos y software necesarios para desarrollar dicha actividad en todas



Ses/ón No. 513


las fronteras del sistema eléctrico Colombiano.

203. ISA Artículo 13°. Registro y Lectura de la Información: Se sugiere insertar los siguientes literales:

g) Es obligatorio que el display del medidor de energía despliegue:

• Las magnitudes medidas

• El tiempo normal en fecha y hora

• Las relaciones de transformación

• Cualquier factor de compensación de error.

h) El medidor principal y de respaldo deberán ser configurados idénticamente.

i) El medidor debe tener posibilidad de seleccionar un periodo de demanda de uno de los siguientes valores: 30, 20,15, 10 y 5 minutos.

j) El medidor de energía debe permitir 3 niveles de seguridad, así:

• Lectura solamente

• Corrección de tiempo y fecha

• Programación

k) No se permitirá llevar en un mismo cable circuitos de corriente y voltaje.

Estas sugerencias se acogen de la siguiente manera:

g) se acoge pero en el sentido de contar de forma general con la visualización de las magnitudes y parámetros del medidor

h) Se acoge

i) Para la liquidación de las transacciones comerciales no se requiere de períodos diferentes a una hora, por lo tanto el código no requiere señalar una periodicidad diferente, el agente está en libertad de seleccionar períodos de registro diferente de acuerdo con sus necesidades operativas.

j) En el Artículo 16° de la Resolución CREG 120 de 2007 ya se consideran los niveles de seguridad propuestos.

k) La propuesta de resolución señala que la conexión de los medidores, principal y de respaldo, debe ser independiente desde estos hasta los transformadores de tensión y corriente.


Ses/ón Wo, 513


204, ASOCODIS Artículo 13°. En ios literales c) y d), se establece la condición de compatibilidad y adaptación de todos los equipos de medida de fronteras comerciales al software y medios de transmisión de datos del ASIC, lo que podría implicar incluso en muchos casos cambios de equipos de medida y el consecuente sobrecosto que el cumplimiento de este tipo de exigencia implica.


205. EMGESA, ACOLGEN, ACCE, CNO

Artículo 13. d) canales dedicados de comunicación para cada medida incrementa costos, se pueden usar el sistema actual con un canal disponible conforme lo sugiera la regulación. Hay que tener en cuenta que existe restricción por coberturas de los sistemas de comunicación. Un canal de comunicación exclusivo para la lectura por el ASIC cuando solo es usado una vez al día es costoso y si el agente debe enviar la información cuando la comunicación falle, ¿cuál es la necesidad técnica de incurrir en los costos de estos canales?


206. EMGESA,ACCE,ACOLGEN, CAC,ENERGÍACONFIABLE,GENERCAUCA,PRIMESTONE

Artículo 13. El tiempo de almacenamiento exigido en fronteras de generación (60 días) requiere cambio de medidor y costos, en general los medidores actuales almacenan información de 30/35 días, con intervalos de tiempo menores, (15 minutos). Un acuerdo del CNO actual, establece que la información de demanda para efecto de proyecciones debe registrarse cada 15 min.

De acuerdo con la respuesta a la Circular CREG 041 de 2011 los equipos disponen de este tipo de memoria.

207. ISAGEN Artículo 13. El almacenamiento de los cambios de la parametrización es de memoria deslizante, que no aplica para todos los medidores y que generalmente no se acumulan 60 días, se solicita replantear este requerimiento ya que podría generar una restricción de medidores en el mercado. Adicionalmente, no es relevante dicha información puesto que la propuesta contiene otros mecanismos para controlar los cambios en la parametrización.



Sesión No. 513


208. EMCALl Artículo 13. Aunque la resolución anuncia que sólo aplica para aspectos comerciales, existen acuerdos operativos que toman la información de los medidores y requieren registros cada 15 minutos. Coordinar con fabricantes y proveedores de medidores una solución para los tiempos de almacenamiento de datos.


209. ACCE, CAC, GENERCAUCA, ENERGIA CONFIABLE

Artículo 13. Se considera que sea el ASIC el que cuente con el software y equipos compatibles con los de los agentes, teniendo en cuenta las inversiones actuales. Se sugiere que para nuevos medidores, el agente suministre las facilidades para la interrogación por el ASIC. Se pueden generar sobrecostos por cambio de protocolos.


210. ISAGEN Artículo 13. El ASIC con su plataforma AMR {Automatic Meter Reading) es quien interroga los medidores y es esta plataforma la que debe adaptarse a los protocolos de comunicación de los fabricantes.


211. IAC LTDA. Artículo 13. Genera incertidumbre que entre en rigor el código de medida, sin conocer el software que adoptará el ASIC.


212. CAC Artículo 13. Mejorar la redacción para saber cuáles tipos de frontera aplican a cada caso.

La nueva propuesta aclara la redacción del artículo.

213. CAC Artículo 13. La tercerización de la medida es una señal antieconómica. Se sugiere no tercerizar la información de la medida, sino mantener un auditor permanente a la calidad de la información, asignado por muestreo según información de incumplimiento de agentes en la medida.

Ver respuesta al comentario 199. La propuesta reduce el número de fronteras comerciales que tiene que interrogar directamente el ASIC y hace uso de la infraestructura que los RF disponen para la interrogación de las fronteras comerciales. El esquema de auditorias es incluido.

214. CAC Artículo 13. Falta definir las responsabilidades del ASIC por la calidad de la información.

Se incluyen en la propuesta de resolución, además se propone que el CAC ponga a consideración de la CREG los indicadores para evaluar la gestión del ASIC.

215. CAC, ACOLGEN Artículo 13. Los tipos de software actuales no permiten almacenamiento de cambios en la parametrización.

El registro de las modificaciones de los parámetros del medidor podrá realizarse en éste, en una base de


Sesión No. 513


datos externa y de forma obligatoria en la hoja de vida del sistema de medición.

216. pNO Artículo 13. Se obliga a instalar equipos compatibles con el software que adopte XM, y adicionalmente que tengan capacidad de almacenamiento de 60 días, lo cual incrementara costos, también se generan costos en la adecuación al software del ASIC, tener en cuenta que los equipos actuales pueden descargar la información en páginas Web o pueden enviarla a través de una plataforma de internet.

Mantener el respaldo del sistema del agente para el caso de falla en la lectura por el ASIC genera sobrecostos.Hacen falta mecanismos para que el generador audite la información recibida por el ASIC.


217. CODENSA Artículo 13. Garantizar la utilización por parte de los agentes, de un software de estándares internacionales de comunicación que garantice la lectura de cualquier medidor.

Incluir que el canal de comunicación debe estar "disponible".


218. CODENSA Artículo 13. Los equipos de medida deben ser interrogados por el OR.

La interrogación remota de los medidores esta encabeza del ASIC, bajo el esquema propuesto en la resolución. De acuerdo con esta misma norma el OR puede tener acceso a todos los medidores que se encuentren en su mercado de comercialización.

219. CODENSA Artículo 13. Se propone que en el parágrafo, las características técnicas de los medidores a instalar deben cumplir con la normatividad sobre acceso a la lectura y especificaciones del OR.

Se incluye en la propuesta.

220. GECELCA Artículo 13: El ítem a) y el artículo 33 se refiere a la lectura remota por parte del ASIC. Consideramos que no sería prudente centralizar la medida en un solo agente por dado que se multiplica la probabilidad de falla, es redundante implementar otro sistema al actual que tienen los agentes con el consiguiente



Sesión No, 513


sobrecosto para los agentes.

221. ICONTEC Artículo 13. Utilizar protocolos de intercambio de información de IEC 62056 - Electricity metering.


222. TELMETERGY Artículo 13. No hay protocolo establecido de validación, edición, estimación que cada agente debería aplicar.

¿El back up es de datos del medidor principal o del respaldo también?

De los dos, medidor principal y de respaldo.

223. PRIMESTONE Artículo 13. Para que el software estándar de medida que adopte el ASIC pueda interrogar los medidores, el fabricante de los medidores deberá facilitar los protocolos de comunicación de los equipos de medida.


224. PRIMESTONE Artículo 13. Se debería incluir que el canal de comunicación debe ser efectivo, exclusivo y continuo.

La propuesta considera este tipo de requisitos.

225. EPM, EMGESA, ACCE, ACOLGEN, CNO,GENERCAUCA

Artículo 14°. La sincronización del reloj interno de los medidores obliga al cambio de los mismos pues hoy presentan un atraso mayor al propuesto y no sería posible corregirlo a través del software usado. En un sistema de liquidación horaria se debe evaluar el impacto de un desfase de esta magnitud y ajustar los tiempos de acuerdo a lo estipulado por los fabricantes.

Considerando una deriva típica, la sincronización debería realizarse con una frecuencia entre 20 y 40 días. Además desde la Resolución CREG 025 de 1995 la capacidad de sincronización externa debería estar disponible, por tanto la exigencia planteada en la Resolución CREG 120 de 2007 no conlleva un cambio masivo de medidores o una complejidad operativa mayor.

226. EMGESA,GECELCA,PRIMESTONE

Artículo 14. La sincronización puede provocar perdida de registros.

El representante de la frontera debe prever esta situación y por tanto disponer de un procedimiento para que las mediciones sean preservadas.

227. EMGESA,ACCE,PRIMESTONE,ISAGEN

Artículo 14. Aclarar y dar a conocer el criterio técnico para el desfase del medidor propuesto. Reconsiderar también el desfase permitido, puede considerarse un desfase entre 180 y 300 segundos.

Los desfases corresponden a valores típicos tomados de la norma NTC 5648. Considerar períodos de desfase mayores puede implicar errores considerables en la medición horaria y en la liquidación.


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228. CAC Artículo 14. Se sugiere aplique solo para Fronteras Tipo 1 y 2, en los nuevos equipos o en los de reemplazo y solamente para los nuevos equipos que se instalen.

En la nueva propuesta se considera un período de transición.

229. CNO Artículo 14. Considerar realidades tecnológicas como sincronización por GPS, multifuncionalidad de instrumentación y ventajas en los protocolos de acceso a las bases de datos.

El representante de la frontera puede seleccionar cualquier método para garantizar el desfase mínimo establecido.

230. CODENSA Artículo 14. No es posible dar aplicación al nivel de ajuste en los relojes de los medidores, dado que habría que cambiar casi la totalidad de los actuales los cuales se actualizan aprox. cada 3 meses con desviaciones de hasta 15 min. Adicionalmente la sincronización al orden de segundos significa un incremento en los costos operativos.

Ver respuesta a los comentarios 225 y 228.

231. GECELCA Artículo 14. En relación con el desfase máximo permitido es demasiado ajustado y requeriría ajuste permanente de los relojes y la necesidad de estar permanentemente complementando la medida de los principales con los respaldos. Consideramos necesario que se conozca la información base que permitió establecer estos tiempos, para analizar si se ajustan a la realidad técnica de las empresas. Se sugiere implementar unos límites más flexibles y un procedimiento de ajuste mensual de los relojes, siempre que los medidores estén por encima del umbral aceptado por los fabricantes.


232. PRIMESTONE Artículo 14. La exactitud en la sincronización remota depende del canal de comunicación, no es posible mantener los parámetros de sincronización cuando el canal de comunicaciones es lento.


233. PRIMESTONE Artículo 14. ¿El patrón de calibración sería un GPS en los equipos de lectura del responsable o del ASIC? ¿Podrían presentarse diferentes sincronizaciones de un mismo equipo por diferentes agentes? Sugerimos que sea uno solo el que lo realice y que el desfase sea de 180 segundos. Para puntos donde se desee mayor exactitud se recomienda se puede

El representante de la frontera es el responsable de la sincronización de los medidores.


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instalar un GPS en el equipo, aunque esto es una inversión alta.

234. TELMETERGY Artículo 14. No es claro qué software corrige la hora, si el software propietario del medidor o el software de lectura que utilice el ASIC.

Ver respuesta a la pregunta 233

235. CHEC,ASOCODIS

Artículo 15° Literal e) Significa esto que se debe colocar otros Pfs para hacer esta medición? Esto costaría mucha plata al país. Debe permitirse compartirlo con los sistemas de medición de la calidad de la potencia y transductores de medida, siempre y cuando no excedan el burden de los transformadores y permitan su mantenimiento sin interferir con la función de medida de los contadores de energía.

Este literal lo que señala es que el equipo de medida debe estar conectado a un devanado de medida utilizado exclusivamente para este efecto y que cumpla con los requisitos de exactitud mencionados en la resolución, considerando que los transformadores de medida cuentan con varios devanados en el secundario con diferentes funciones y exactitudes de medición asociados a estas. La misma exigencia se encuentra en la Resolución CREG 025 de 1995.

236. EPM Artículo 15°. Las exigencias en cuanto a instalación del sistema de medición no permiten utilizar las normas aplicables por los OR lo que implica además, la ejecución de contratos adicionales para realizar la adecuación.

El código establece exigencias mínimas para garantizar que se realicen las mediciones de las transacciones comerciales con parámetros de exactitud y la reglamentación que establezcan los OR deberán ajustarse a la reglamentación vigente.

237. EPSA Artículo 15°. Se indica que los puntos de medición con transferencias de energía mayores a 500 MWh mensuales deben contar con circuitos de tensión exclusivos para los equipos de medida. En la actualidad, dichos circuitos podrían conectar otros elementos tales como los de protección y control, sin afectar la calidad de la medida; por tanto sugieren eliminar esta disposición.

Ver respuesta al comentario 235

238. ISA Artículo 15°. Instalación del Sistema de Medición, Literal f): Se recomienda que como mecanismo alterno a los elementos que permitan separar y/o intercalar equipos de medición en forma individual con la instalación en servicio, se admita también la instalación de medidores tipo switch (swichboard), los cuales permiten cortocircuito automático de corrientes y apertura de

En la nueva propuesta se tiene en cuenta este comentario.


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voltajes.

239. ISAGEN Artículo 15.

a) Definir "personal calificado” así como las credenciales respectivas que deberían exigirse, respecto a lo contenido en el ítem

d) Establecer que dicha revisión aplica sólo a instalaciones nuevas y no para existentes, teniendo en cuenta que en casos de fronteras reportadas en falla se requiere normalizar el medidor en el menor tiempo posible.

a) La propuesta señala que la calificación del personal debe hacerse de acuerdo con los reglamentos técnicos en este caso el RETIE.

d) El artículo 15 de la propuesta señala la revisión para las instalaciones nuevas sin embargo para las instalaciones existentes se prevé un esquema transitorio ya que el objetivo del código es garantizar que las mediciones se hagan en forma exacta y confiable

240. ISAGEN Artículo 15. Se sugiere que la revisión inicial aplica sólo a instalaciones nuevas


241. EMGESA Artículo 15. El OR es quien debe determinar los requisitos de instalación.


242. EMGESA, ENERGÍA CONFIABLE, CAC, CNO

Artículo 15. Puede ser caja seguridad compartida, si es exclusiva aumenta costos y a veces no es técnicamente viable.

La nueva propuesta incluye este comentario.

243. EMGESA, CAC, CNO

Artículo 15. No se disponen de secundarios exclusivos para equipos de Medida, no es una práctica común y hacerlo efeva costos.


244. EMGESA Exigir los ítems e) y f) también para las fronteras Tipo 3 y 4, según NTC 5019.

La nueva propuesta incluye este comentario

245. ACCE Artículo 15. Comentarios a los siguientes ítems:

b) Los OR tiene diferentes especificaciones de las cajas de seguridad.

e) pueden existir inconvenientes por distancias y eleva costos.

f) los bloques de pruebas deben ser tipo LAINAS y no


D-006-2012 PROPUESTA MODIFICACIÓN AL CÓDIGO DE MEDIDA 122 oP

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CUCHILLAS como lo que exigen algunos OR.

246. CAC Artículo 15. Dejar explícito que deben cumplirse las normas del OR para todos los agentes del mercado mayorista y con las disposiciones RETIE

Para el cambio o conmutación de equipos, ¿implica que no se pueden utilizar bloques de pruebas tipo cuchilla? Revisar la exigencia.

Ver respuesta al comentario 236.La exigencia establecida no señala la utilización de un tipo de tecnología en particular, es el agente quien debe seleccionar los elementos del sistema de medición de tal manera que cumplan las exigencias del código.

247. CNO Artículo 15. Considerar nuevas tecnologías que integran en un solo equipo gestión de la medida y protección.


248. CODENSA Artículo 15. Comentarios a los siguientes ítems:

b) Eliminar o aclarar el término "interferencias"

d) agregar que el sistema de comunicación debe instalarse adecuadamente con especificaciones que garanticen su correcto funcionamiento y deben ser instalados por personal calificado de acuerdo a los reglamentos técnicos.f) debe aclararse que solo aplica cuando se usen trasformadores de medida.

La nueva propuesta acoge estas sugerencias.

249. GECELCA Artículo 15: Hay que tener en cuenta que existen equipos con múltiples núcleos para medición, protección y control, lo cual no significa incumplimiento de las normas, sobre todo en fronteras de generación.


250. y/ERITEST Artículo 15. Cuando se habla de reglamentos técnicos es necesario indicar a cual se hace referencia, ya que el concepto es extenso, en este momento no se tiene conocimiento de la existencia de Reglamentos Técnicos relacionados con la medida.

No se especifica, ya que adicional a los ya existentes pueden surgir nuevos reglamentos relacionados con los aspectos de medida o instalaciones eléctricas, en cuyo caso deben ser observados.

251. PRIMESTONE Artículo 15. Aclarar el término "interferencias", ¿son de tipo físico?, ¿electromagnéticas?

La nueva propuesta aclara este término.


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252. PRIMESTONE Artículo 15. Se debe ampliar el concepto de “ruta más directa y el mínimo de conexiones posibles”, ya que para eso se aplica la norma de cada OR.


253. PRIMESTONE Artículo 15. Hacer extensivos los numeras e) y f) para los tipos de medición 3 y 4, según NTC5019, Tabla2, excepto para aquellos casos donde no se reporta la información al ASIC, sin que se usa solo para control interno.


254. EMGESA, ACCE, CAC

Artículo 16: Los instalados no tienen el nivel de seguridad, implicaría cambiarlos todos y esto conlleva a costos

La Resolución CREG 120 de 2007 retoma los aspectos de protección de los datos de Resolución CREG 025 de 1995 que establece que los medidores deben contar con palabra clave para la extracción de los datos, por lo tanto los sistemas instalados en el sistema deben cumplir hoy con este requisito.

255. ACCE, CAC Artículo 16: Aclarar las alarmas a las que se refiere. No es claro a qué alarmas se hace referencia, ni los factores de corrección y como estimarlos

La nueva propuesta no considera la lectura de alarmas.

256. CAC Artículo 16: Con las características exigidas para los medidores, se puede estar restringiendo el acceso a varias marcas de medidores.


257. CODENSA Artículo 16: Cambiaren la redacción:

• "el software del ASIC" por "el software estándar instalado para la función del lectura del medidor”

•"protocolo de recolección" por "protocolo de comunicación"Aclarar que es el medidor el que debe contar con la protección por contraseña.

No es claro el literal c)


258. GECELCA Artículo 16: Aclarar si es necesario un sistema de alimentación auxiliar, es decir que en caso de cortes en el servicio se disponga jde un sistema de back-up que asegure el funcionamiento del

La Resolución CREG 120 de 2007 retoma los aspectos de protección de los datos de Resolución CREG 025 de 1995 que establece que en caso de


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equipo.Adicionalmente, en relación con el software adoptado por el ASIC, los agentes deberán realizar inversiones para adecuarse a este y no al revés. No sería conveniente centralizar la adquisición de información, se recomienda fortalecer la infraestructura actual de forma tal que se incremente la confiabilidad y se asignen las responsabilidades.

que los medidores no cuenten con memoria no volátil, el medidor deberá contar con una fuente de alimentación que garantice la protección de los datos.

259. PRIMESTONE Artículo 16. Cambiar el término “protocolo de recolección” por ‘protocolo de comunicación”.

En la nueva propuesta se aclara lo solicitado.

260. ISAGEN Artículo 16. Para atender la solicitud de “protocolo de recolección de datos compatible con el software que adopte el ASIC” se solicita definir una estructura en un archivo tipo texto para el reporte de la información, exigir la implementación de la misma plataforma del ASIC en los equipos es una práctica restrictiva de mercado para los proveedores.


261. ELECTRICARIBE Artículo 17°, 24°, 33° y 36° solicitan reconsiderar y ampliar los plazos establecidos en estos artículos.

En la nueva propuesta se establecen plazos específicos para cada uno de los requisitos.


Artículo 17°. Aunque inicialmente se mencionan solo sistemas nuevos y elementos nuevos de los sistemas existentes, se define un cronograma para que los sistemas existentes cumplan con los requisitos esto haría retroactiva la regulación e incrementaría los costos por cambio de equipos. Se recomienda que la exigencia sea a las nuevas medidas y aquellas que se reemplacen.

En la nueva propuesta se establece que los requisitos establecidos aplican para equipos nuevos y la modificación de los existentes. Los plazos se establecen para los requisitos que fueron modificados

263. EPSA Artículo 17°. Sugieren eliminar la tabla 3 dado que el código de medida debe aplicarse a las instalaciones que entren en operación con posterioridad a la aprobación de la nueva reglamentación.


264. EMGESA,ENERGÍACONFIABLE,GENERCAUCA

Artículo 17. No se considera que se deba exigir el cumplimiento para los equipos ya instalados ya que conlleva a costos que deberán asumir los usuarios. No hay laboratorios suficientes.

Ver respuesta a los comentarios 261 y 262. Acerca de los laboratorios la nueva propuesta tiene en cuenta esta situación.


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265. ACCE Artículo 17. Preocupa los clientes existentes y los costos de cambios a que haya lugar.


266. CAC Artículo 17. Deberían exigirse las nuevas características solo a os equipos/fronteras nuevas, para las existentes evaluar la pertinencia de realizar algunos cambios.


267. CNO Artículo 17. Para instalar las fronteras de distribución se debería concertar los plazos con los OR, teniendo en cuenta su Dosibilidad de inversión, p.e. EDEQ tendría cerca de 600 Tonteras (en circuitos de nivel 2) que corresponderían por su capacidad instalada a Fronteras Tipo 1, 2 y 3, e implicaría nversión mínima por nodo de US$600-US$700, y en total US$4,620,000.Los plazos son excesivamente cortos teniendo en cuenta la programación de inversiones para las empresas, no se entiende a urgencia para las adecuaciones, si en la regulación anterior se otorgaron mayores tiempos de transición.


268. CODENSA Artículo 17. Para las fronteras Tipo 4 y 5, las exigencias apliquen oara medidores instaladores con posterioridad, para no generar costos a usuarios.Para fronteras Tipo 1, 2 y 3 mayor flexibilidad para la aplicación respecto a TC y TP para evitar interrupciones en el servicio asociadas a la certificación



Artículo 17. Debería darse un tiempo de transición, que prudencialmente puede ser de un año, a fin de que los involucrados se adapten a dicha aplicación y se de plazo a la importación de los equipos.

Ver respuesta ai comentario 261.

270. EPSA Artículo 18°. El punto en el que se instale el sistema de medición de energía de una frontera debe ser autorizado por el OR, de conformidad con lo que la CREG defina en la Metodología para establecer los cargos por uso de los STR y SDL u otras normas al respecto.

El sistema de medición hace parte de la conexión del usuario que está reglamentada en la Resolución CREG 070 de 1998


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271. ACCE Artículo 18. Aplicar cambio de puntos de ubicación para usuarios con capacidad instalada mayor a 100KVA y los nuevos, para no generar sobrecostos a los UNR existentes.

Desde la Resolución CREG 025 de 1995 estaba establecido que el punto de medición y el de conexión deben coincidir salvo en casos en los que técnicamente no es factible.

272. CAC Artículo 18. Incluir las fronteras tipo 3 en esta exigencia obliga a UNR de Nivel 1 a cambiar su medición ai nivel de alta del transformador. Aplicar la restricción sólo a los nuevos.

La nueva propuesta establece que el punto de medición debe estar ubicado en el punto de conexión del usuario.

273. CODENSA Artículo 18. Simplificar el esquema de medición para no considerar las mediciones a nivel de transformadores de distribución, p. e. Codensa tendría que instalar medidores en 61,368 transformadores de distribución con un costo aproximado de USD$ 417 millones.

Salvo que no se disponga lo contrario en regulación aparte, las fronteras de distribución de que trata esta propuesta no considera la conformación de una frontera de distribución cuando el nivel de tensión en baja es 1.


Artículo 18. La ubicación de los medidores se debe exigir para las nuevas fronteras.


275. GENERCAUCA Artículo 18. Condicionar que la frontera Tipo 3 se conecte en el lado de alta va en contravía del proyecto de resolución de Distribución, donde se restringe el cambio de nivel de tensión a uno superior a los usuarios.

El artículo 13 de la Resolución CREG 097 de 2008 establece las condiciones para la migración de usuarios a niveles de tensión superiores. La propuesta del código acoge la regulación actual.

276. \/ERITEST Artículo 18. Adicional a lo indicado para los tipos de medición 1, 2 y 3, se debería complementar con lo indicado en la Res. CREG 070-1998 referente a la conexión de usuarios.

La propuesta de resolución es armónica con la Resolución CREG 070 de 1998.

277. IMCOMELEC Artículo 18. Debería quedar claro que se le permitirá a un usuario que tenga transformador exclusivo (sin importar su potencia), a instalar su medida en el lado de alta y tendrá derecho a que se le facture con los valores correspondientes a ese nivel de tensión.

Las resoluciones CREG 070 de 1998 y CREG 097 de 2008 son claras en establecer que el usuario es del nivel donde se encuentra su punto de medida y por lo tanto de ese nivel de tensión son los cargos de distribución que le serán aplicados.

278. CHEC Artículo 19°. El plazo de 24 horas para avisar a los interesados es muy poco, dado que la labor se puede planear con mucha mayor anticipación. Así mismo debería establecerse una multa específica para el usuario cuando rompa los sellos y definir cómo se calcula los costos que conlleva la actividad de resellado.

Estos plazos son los establecidos en el Reglamento de comercialización.

La Comisión no tiene la facultad de imponer sanciones.


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Articulo 19°. Sobre el sellado de los equipos de medida debería exigirse que el OR instale sellos en el sistema de medición y que no sea optativo. Igualmente debe exigirse que los agentes estén presentes cuando se vaya a realizar una acción sobre el medidor

La posibilidad existe para que el OR la utilice donde considere pertinente. La nueva propuesta considera la visita conjunta señalada en el proyecto de Reglamento de Comercialización.


Artículo 19°. Debe ser obligatorio que el OR instale su sello en el sistema de medición de la frontera. Adicionalmente las acciones que se vayan a tomar sobre el equipo de medición deben informarse a los interesados con una antelación de 72 horas, salvo en condiciones de fuerza mayor.


281. EMGESA Artículo 19. Debería ser obligatorio el sello del OR. Ver respuesta al comentario 279.

282. CAC Artículo 19. En algunos casos no es posible aislar el medidor en otra caja de seguridad

Exigir sellos al medidor y no a la caja

Hace falta establecer un procedimiento para el aviso del OR para la asistencia a las diligencias de revisiones

La Resolución CREG 120 de 2007 no establecía la colocación de sellos en la caja, en la nueva se mantiene esta decisión.

283. CODENSA Artículo 19. Respecto al tiempo de información para romper los sellos cambiar de "24 h de anticipación" por "2 días hábiles de anticipación".

Adicionar que en caso de rompimiento de sello por personas no autorizadas los medidores y sellos deben ser llevados por el representante de la frontera aun laboratorio para su evaluación.

Ver respuesta al comentario 279. Respecto al rompimiento de los sellos, la propuesta incluye este aspecto.

284. GECELCA Artículo 19. Los gabinetes deben ser sellados por el agente representante, si estos los sella un tercero, es posible que se presenten demoras que pueden afectar el proceso y no se podrían cumplir con los plazos de reporte de la información.

La propuesta contempla que la instalación de sellos no debe dificultar las actividades de lectura o gestión sobre equipos de comunicación del sistema de medición.

285. PRIMESTONE Artículo 19. Se sugiere cambiar “24 horas de anticipación” por “1 día hábil de anticipación”.

Los tiempos y plazos para la manipulación de los sellos instalados se sujeta a lo definido para la actividad de revisión conjunta establecida en el Reglamento de Comercialización.


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286. EPSA Artículo 20°. Dado que los elementos del sistema de medición deben ser sometidos a verificación inicial antes de su puesta en servicio, el RF debe enviar al OR los protocolos de calibración certificados por laboratorio acreditado por la Superintendencia de Industria y Comercio.

Esta información debe estar consignada en la hoja de vida y como a esta tienen acceso cualquier interesado, se puede pedir la copia.

287. EPSA Artículo 20°. En la revisión inicial del sistema de medición se debe tener en cuenta que algunas tecnologías no permiten la disponibilidad permanente del canal de comunicación, tal es el caso de la tecnología satelital que reporta la información tomada del medidor con varias horas de posterioridad.

En la nueva propuesta se ajusta este requerimiento.

288. ASOCODIS Artículo 20°. Se sugiere establecer como una de las condiciones antes de que se habilite el funcionamiento de la frontera, que el OR efectúe revisión y de su visto bueno sobre el funcionamiento adecuado del sistema de medición y de comunicación.

La revisión por parte del OR del sistema de medición hace parte la visita de recibo técnico establecida en el Reglamento de Comercialización.

289. EMGESA,PRIMESTONE

Artículo 20. Aclarar las pruebas de revisión inicial y el responsable de los costos. Aclarar si el ASIC está presente en las pruebas de funcionamiento o remotamente. A que tipos de puntos de medición aplica, aplica para cambios de agente comercial izador?

La nueva propuesta considera las respuestas a estos interrogantes. Sin embargo la Resolución CREG 120 de 2007 establecfa la responsabilidad sobre los costos de las revisiones.

290. ACCE Artículo 20.

b) hacer referencia a NTC 4856. No se conoce equipo que lo haga y hacerlo con varios sumaría las imprecisiones de cada uno.

•c) para los medios satelitales, solo hasta 24 hrs. después se conoce el resultado.


291. CAC Artícuio 20.

• No se puede realizar la calibración en sitio de los elementos del sistema de medición, los equipos que hacen eso, no están homologados por la SIC e incrementarfa costos. Se podría usar el balance de energía como una forma de calificar la diferencia

En la nueva propuesta se resuelven estas inquietudes.


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en las medidas

•se puede simplificar ei literal b)

• ¿Cuál es el protocolo de pruebas?,

•en tecnologías satelitales de comunicación el canal no es exclusivo

•falta definir el alcance de pruebas realizadas por el ASIC

Para fronteras sin reporte el ASIC no es necesario que asista el OR a las pruebas, solo el comercializador que atiene el usuario.

292. CNO •Artículo 20. Aceptar certificados de calibración emitidos por laboratorios internacionales, debido a la dificultad de obtener acreditación por laboratorios nacionales para la precisión establecida.

En la actualidad existen por lo menos 19 laboratorios acreditados que ofrecen los servicios de calibración de medidores para todos los índices de clase de los medidores. En el caso de los transformadores, la nueva propuesta considera esquemas alternos debido a la disponibilidad de laboratorios.

293. CODENSA Artícuio 20.

•La revisión inicial del sistema de medición debe o podrá hacerlo el OR o verificar lo realizado por el representante de la frontera; los costos asociados se reconozcan al OR y son asumidos por el representante de la frontera o el propietario de los equipos.

•Se tiene la inquietud, si el ASIC asistirá a todas las pruebas de funcionamiento del sistema de medición en fronteras con reporte al SIC, o si realizará las pruebas de telemedida.

Hacer claridad sobre cuales condiciones de la revisión aplican cuando ésta no obedece a la conexión inicial del usuario, sino a modificaciones posteriores.

La revisión inicial del sistema de medición es responsabilidad del representante de la frontera. El OR puede objetar durante el procedimiento de registro de la frontera comercial.

Por otro lado, el ASIC deberá publicar la propuesta de ajuste de los sistemas de medición, dentro del cual consideramos se encuentra la participación del ASIC.

Así mismo, la nueva propuesta establece los procedimientos que deben ser aplicados durante las revisiones.

294. GENERCAUCA Articulo 20. ¿Cuál sería la metodología y los requisitos de patronaje para las pruebas de precisión exigidas? Si los equipos cuentas con sus certificados de producto, ¿por qué en la instalación se debe volver a verificar?

En la nueva propuesta se modifican los requisitos y el alcance de la revisión.


Sesión No. 513


295. CONTEC Artículo 20. La revisión debe ser acorde con ia NTC 4856 Ver respuesta al comentario 294.

296. VERITEST Artícuio 20. Especificar el alcance de las pruebas de verificación nicial y posterior de los equipos de medidas, y si se refiere a lo contenido en la norma NTC 4856:2006, la cual aplica para verificación inicial y posterior de medidores de energía. También se debería incluir lo referente a los transformadores de medida, contenido en la NTC 2205 y NTC 2207.



Artículo 20. Para la fecha de expedición del certificado se debería mantener lo indicado en la Res. CRG 070-1998, la cual señala que la fecha de los protocolos no debe ser superior a 4 meses.


298.e TELMETERGY Artículo 20. Aclarar el tipo de pruebas iniciales. Ver respuesta al comentario 294.

299. EMGESA, CAC,ENERGIACONFIABLE

Artículo 20. Tener en cuenta el reglamento sugerido por el CAC (reglamento de comercialización 016-2004} que hace parte del reglamento construido por acuerdo entre OR y comercializadores, el cual responde a la necesidad de tiempos para programar actividades y dar respuesta a las necesidades de revisión de las fronteras y enmarcados dentro de los plazos regulatorios para cambios de comercializador.

La nueva propuesta considera la compatibilización de plazos y tiempos con lo señalado en el Reglamento de Comercialización.

300. PRIMESTONE Articulo 20. Cambiar el término “...calibrado por un laboratorio acreditado” por “...verificado por un laboratorio acreditado”


301. ISAGEN Artículo 20. Aclarar cuáles son los agentes requeridos y/o opcionales para la realización de la revisión inicial.

La nueva propuesta aclara qué agentes deben asistir a la revisión.

302. ISAGEN Artículo 20. Solicitar las pruebas que certifican el cumplimiento de los requerimientos de precisión del sistema de medición, es redundante con la solicitud de protocolos de calibración establecidos en el Art. 9 de la propuesta de código.

El artículo 9 no hace referencia a los certificados de calibración, sin embargo se aclara que los certificados de calibración son diferentes a los certificados de conformidad de producto.

303. EPSA Artículo 21°. Se deben incluir los certificados de calibración de los transformadores de corriente y de potencial. El incumplimiento de

La nueva propuesta considera que se deben cumplir la totalidad de los requisitos del Código de Medida

D-006-2012 PROPUESTA MODIFICACIÓN AL CÓDIGO DE MEDIDA ■zP131

Sesión No. 513


alguna de las condiciones de este artículo debe ser causal para que se rechace el registro de la frontera.

dentro de los que se incluyen los transformadores de medida.

304. EPSA Artículo 21°. Se solicita aclarar a qué se refiere el término “Ubicación del equipo de medida"

La nueva propuesta aclara esta situación.

305. ACCE Artículo 21. Hay muchas opciones de asistencia para verificar el sistema de medición. Falta incluir al cliente

Este tema se trata en concordancia con la propuesta de Reglamento de Comercialización.

306. CAC Artículo 21. No es posible obtener el certificado de producto, a cambio se puede exigir protocolo de pruebas de medidor y transformadores.

El certificado de conformidad de producto es exigido desde la Resolución CREG 025 de 1995 y en ese sentido la propuesta solo mantiene lo establecido en la regulación actual.

307. CAC, ACCE, GENERCAUCA

Artículo 21. Definir quién es un tercero calificado, su presencia implica un costo adicional. Esto no da los incentivos para que las empresas cumplan los plazos establecidos.

La nueva propuesta aclara esta alternativa.

308. ISAGEN Artículo 21. Definir los requisitos de “terceros calificados" que realizarán la revisión en ausencia del OR.


309. CAC Artículo 21. Se sugiere cambiar "ubicación del equipo de medida" por "diagrama unifilar de la instalación", que permite identificar en mejor forma las condiciones eléctricas de la operación de los equipos, especialmente en S/E, hoy exigido por el ASIC.

En la nueva propuesta se aclaran los requisitos que deben considerarse en la verificación de los requisitos técnicos por parte del Operador de Red o el Transmisor Nacional.


Artículo 21. Se debería especificar que el tercero calificado sea un organismo acreditado por el ente legalmente establecido en Colombia.

La nueva propuesta aclara la figura del tercero calificado.

311. CODENSA Artículo 21. Además de los requisitos mencionados, adicionar que se debe suministrar constancia de los datos de configuración del medidor.



Artículo 21. Se pueden presentar demoras en la instalación de las fronteras dado que no existe un procedimiento de las pruebas ni los equipos que se utilizarían, cuál sería el protocolo de prueba. La verificación no se debe dejar un tiempo a futuro, se deja la obligación de conseguir un tercero, el cual no está



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NO. Remitente Comentario Respuesta

definido y sólo incrementará costos.

313. GENERCAUCA Artículo 21. Cuando ei OR no asista, realizar la verificación por un tercero para no incurrir en costos por la inasistencia del OR.

La nueva propuesta incluye la responsabilidad de los costos ante un incumplimiento.

314. EPSA Artículo 23°. Los agentes interesados deben tener acceso al medidor y que la información solicitada al RF debe ser suministrada en un plazo no mayor de cinco (5) días calendario. Por esto no se requerirá que otro agente tenga acceso a la base de datos de registros del agente que representa la frontera.

En la nueva propuesta de resolución se atiende este comentario.

315. EMGESA Artículo 23. Sugiere que se genere un reporte al OR para la facturación de cargos por uso.

La propuesta mantiene lo establecido en la regulación vigente en el sentido de que el OR tiene acceso a la información del medidor.

316. ACCE, CAC Artículo 23. No es posible que el OR pueda hacer consulta directa a la base de datos de registro del comercializador, en algunas empresas esto no está permitido.


317. ISAGEN Artículo 23. Es improcedente que el OR acceda a la base de datos del comercializador, ya que se puede dar vulneración de la seguridad del sistema del representante de la frontera.


318. CAC Artículo 23. Se sugiere cambiar párrafo 2 y 3 por: "El OR tendrá derecho de acceso a la información del medidor, bien sea por lectura directa del medidor, interrogación remota, o a través de la solicitud de información de la base de datos de registros de medida del Representante de la Frontera, la cual no tendrá ningún costo para el OR".

La nueva propuesta establece la forma en que los demás agentes interesados en la lectura pueden acceder a ésta y la responsabilidad del RF en dar acceso y documentar los procedimientos en que se haría.

319. XM Artículo 23°. Acceso a los equipos de medida: No se incluye al ASIC como uno de los actores con acceso a la información del medidor.

La nueva propuesta considera este comentario

320. CODENSA Artículo 23. Incluir que el comercializador reporte al OR la información de consumos (activa y reactiva) en un reporte unificado durante los 5 primeros días del mes siguiente para la facturación de cargos por uso del SDL/STR.

El OR tiene acceso al medidor en caso de requerir la lectura, no vemos la necesidad de realizar tal reporte.


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Establecer un plazo de máximo 10 días para que el representante de la frontera entregue la información de registros de medida solicitados por algún agente.

321. TELMETERGY Artículo 23. Se sugiere sea el ASIC quien tiene la información orocesada, el que entregue la información a los agentes comercializadores de la frontera, para que no haya diferencias con el SUI.

La información que dispone ei ASIC es solo para efectos de liquidación de los intercambios comerciales. La responsabilidad de reporte al SUI por parte de los agentes está establecida en la Ley 142 de 1994.

322. PRIMESTONE Artículo 23. Se debe también reglamentar el acceso remoto, la reprogramación y el manejo de calves de accesos para lectura y claves de acceso para reprogramación de los equipos, con procedimientos específicos para el control de cambios en las mismas.


323. CHEC Articulo 24°. Sobre la revisión periódica y mantenimiento, no debería quedar de esta forma pues se podría exigir la verificación de precisión de los transformadores de instrumentos y no solo es muy costoso sino que requiere transformadores respaldo y suspensiones prolongadas del servicio pues para todo el retiro de instrumentos implica apagar la S/E o una planta si esta es una de ellas.

La nueva propuesta tiene en cuenta este comentario de tal forma que los transformadores de medida son sometidos a pruebas de rutina en coordinación con las actividades de mantenimiento de las bahías y barrajes.


Artículo 24°. Sobre el literal g) debe incluir también los sellos del OR.

La nueva propuesta tiene en cuenta este comentario.

325. EPM. Artículo 24°. Las revisiones periódicas aumentan los costos porque no se permite la utilización de un método estadístico para el efecto (muestreo).

La forma de determinar si un medidor mantiene sus características metrológicas es mediante una calibración, adicionalmente cada uno de los medidores está operando en condiciones diferentes, por lo tanto realizar un muestreo puede no ser suficiente indicio del desempeño de la totalidad de los medidores.


Artículo 24°. Dado que los usuarios regulados clasificarían su punto de medición en los tipos 4 y 5, la revisión periódica según la propuesta es cada 10 años es un término es muy amplio, se

Los plazos para la revisión y mantenimiento de los sistemas de medición tipos 4 y 5 pretenden garantizar que estos mantengan las condiciones


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sugiere revisarlo. metrológicas y demás señaladas en el Código de tal forma que se determine de forma adecuada los consumos o transferencias de energía. Los agentes pueden realizar las revisiones adicionales que consideren sin que estos costos sean trasladados al usuario.

327. ISA Artículo 24°. Revisión Periódica y Mantenimiento, Literal a): además de informar a las partes sobre la revisión periódica, también se debe informar al ASIC sobre las fechas programadas para la revisión.

La coordinación de las actividades se articula con el Reglamento de Comercialización.

328. EMGESA Artículo 24. Puede implicar paradas de generadores o de consumo de usuarios por tiempos prolongados. Se sugiere que no sea tan frecuente y diferenciada por tipo de frontera.

Se sugiere dejar explícito el procedimiento de verificación y revisión de las lecturas, puede ser como un reglamento técnico.

La revisión de los sistemas de medición y ia calibración de los medidores no implica que los activos de la conexión salgan de operación. Por otro lado ios plazos se establecen de acuerdo con el tipo de punto de medición.

329. EMGESA Artículo 24. El agente es el que debería presentar el plan de revisión basado en muestreo. Definir quien asume los costos.

Ver respuesta al comentario 325. Adicionalmente, el artículo 27 de la Resolución CREG 120 de 2007 propuso la asignación de costos en concordancia con lo establecido en la Ley 142 de 1994.

330. ACCE Artículo 24. La revisión es mejor cada 2 años. Se solicita aclarar como complementa esto el programa de reducción de pérdidas.

La frecuencia de los mantenimientos al sistema de medición no tiene relación con los programas de reducción de pérdidas no técnicas.

331. VE RITES! Artículo 24. Los tiempos de la revisión periódica son muy extensos y mínimo deberían ser con una periodicidad anual, un tiempo mayor es aceptable solo para el tipo de medición 5.

El comentario no soporta técnicamente el cambio de periodicidad.

332. IMCOMELEC Artículo 24. Se debería exigir de una a dos revisiones anuales para todo tipo de cliente, los tiempos que se están proponiendo son demasiado extensos.


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D-006-2012 PROPUESTA MODIFICACIÓN AL CÓDIGO DE MEDIDA 135 ( ^

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333. MCOMELEC •Artículo 24. Para clientes de medida indirecta las inspecciones las debería realizar un tercero competente debidamente acreditado.

• La nueva propuesta considera las calidades que deben tener las firmas auditoras.

334. CAC Artículo 24.

• La tabla está conforme el tipo de punto de medición y no la clase de exactitud.

• Permitir la utilización de métodos como balances energéticos para identificar posibles puntos de revisión; revisar el tiempo de revisión cada 10 años y permitir otros métodos para definir dicho tiempos.

• Permitir que las empresas presenten un plan de revisiones ante la CREG para aprobación respectiva.

•Aclarar el término "suficiente antelación" en el literal a)

•se sugiere dividir el contenido del artículo en dos: plazos y procedimientos.

• La clasificación en función de los plazos de los puntos de medición implica una clase de exactitud determinada.

• El plazo que se está estableciendo pretende garantizar que el sistema de medición mantiene sus características metrológicas, esto no limita la posibilidad de que el representante de la frontera emplee otros métodos para adelantar revisiones adicionales de los sistemas de medición en busca de evaluar desviaciones significativas.

• Ver la respuesta de la viñeta anterior.

• Ver respuesta al comentario 327.

• La nueva propuesta mejora la estructura del artículo por lo que no se considera necesario separar.

335. CNO Artículo 24.

•Hacer pruebas en campo es casi imposible

• La revisión periódica para Fronteras Tipo 1 es muy permisiva, un año es óptima.Se requiere apoyo legal para los OR a la hora de interactuar con los clientes de las fronteras.

• La nueva propuesta considera esta situación, por lo tanto no se establece la calibración sino la ejecución de pruebas de rutina para el caso de los transformadores de medida.

• Ver respuesta al comentario 331.La propuesta de reglamento de comercialización establece claramente las responsabilidades de cada uno de los agentes involucrados en la medida.


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336. GENERCAUCA Artículo 24. Identificar los casos que requieren revisión periódica cuando se encuentre que existe alguna inconsistencia, p. e. por medio de balances de energía.

Ver segunda viñeta de la respuesta al comentario 334.

337. CONTEC Artículo 24. Utilizar planes de muestreo para la revisión periódica, tener en cuenta las guías y normas GTC121 y GTC122 - IEC 62059


338. TELMETERGY Articulo 24. Aclarar si corresponde solo al equipo de medida o a todo el sistema de medida.

La nueva propuesta aclara este tema.

339. CAC,PRIMESTONE

Artículo 24. Aclarar el término "suficiente antelación" en el literal a), es mejor fijar un tiempo concreto.


340. ISAGEN Artículo 24. Se solicita aclaración por las actividades que abarcan la verificación, revisión y mantenimientos de la frontera, ya que estas podrían implicar rotura o no de sellos y requerir un procedimiento adicional no establecido.


341. ISAGEN Artículo 24. El tiempo establecido en la Tabla 4 ¿es el tiempo de la vigencia del certificado? si no, ¿a qué tiempo se refiere?

Como lo indica la tabla 4 de la Resolución CREG 120 de 2007, corresponde a la frecuencia en que se deben efectuar los mantenimientos.

342. EPSA Artículo 25°. Sobre las solicitudes de los agentes de la revisión del sistema de medición se deben establecer plazos de respuesta, especialmente cuando se trate de ruptura de sellos.

La nueva propuesta atiende este comentario

343. CAC Artículo 25. Especificar que es conforme al procedimiento del artículo 24.


344. CODENSA,PRIMESTONE

Artícuio 25. La revisión extraordinaria no es originada únicamente por el rompimiento de los sellos de seguridad del medidor, incluir que aplica para cualquiera de los sellos del sistema de medida.


345. ISA Artículo 26°. Hoja de Vida de los Equipos de Medida, Literal 5: Se sugiere cambiar la palabra contador por "medidor de energía", acorde con la definición incluida en el Artículo 2.

La nueva propuesta acoge esta sugerencia unificando los términos empleados.

D-006-2012 PROPUESTA MODIFICACIÓN AL CÓDIGO DE MEDIDA 137 ( y l

Sesión No. 513


346. EMGESA •Artículo 26. Incluir en la lista un documento con la plantilla con os datos con los cuales se configuró el medidor. Todo cambio en a HV debe ser informado al ASIC y a los agentes involucrados.

La nueva propuesta acoge la sugerencia respecto de la configuración del medidor. Sin embargo notificar al ASIC todo cambio en la hoja de vida es inconveniente dado que esta dependencia no requiere de la información operativa para las funciones que tiene asignadas.

347. CAC Artículo 26.

• Debería exigirse sólo para los nuevos equipos y en fronteras con reporte al ASIC.

•Se sugiere acoger el procedimiento acordado en el CAC incluido en la propuesta de Código de medida del mismo

• ítem 6: en algunos casos no se dispone de ellaPara algunas fronteras en S/E no es posible determinar la longitud de los cables

Le recordamos que la obligación de disponer de una hoja de vida de los equipos de medida, está desde la Resolución CREG 025 de 1995, por lo que a la fecha todos los equipos deben tenerla.

La propuesta del CAC sobre el contenido de la hoja de vida de los equipos corresponde a lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995; la nueva propuesta detalla y aclara dicho contenido.

De no disponer de la información técnica de los equipos, el responsable de la frontera deberá contactar a los fabricantes o representantes de estos y pedir las copias correspondientes.

Se entiende que las características técnicas de los cables están especificadas en el documento que soporta el cálculo del error máximo de que trata el literal f del numeral A.2.2 del Anexo del Código de medida Resolución CREG 025 de 1995

348. CNO •Artículo 26. Ampliar el alcance de la información de los equipos de medida registrados en el ASIC, con el fin de unificar la información y evitar discrepancias en las auditorías.

La información que se registra en el ASIC, es la mínima requerida para las funciones asignadas. La información técnica adicional sobre el sistema de medida deberá reposar en el Hoja de vida y deberá ser coincidente con la reportada al ASIC.


Artículo 26. La hoja de vida debe ser obligatoria solo para fronteras con reporte al MEM o en su defecto solicitar ios datos básicos para las demás fronteras.

Le recordamos que la obligación de disponer de una hoja de vida de los equipos de medida, está desde la Resolución CREG 025 de 1995. Para el caso de los medidores de usuarios finales, la Resolución CREG


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Cambiar las siguientes palabras:

•"Contador" por "Medidor"

•"Electrónico" por "estático"

•"inducción" por "electromecánico"

• Incluir dentro de la información técnica la plantilla de parametrización del medidor todos los datos con los cuales fue configurado el mismoEl representante de la frontera deberá incluir en el registro ante el ASIC, en el momento de la inscripción y en caso de alguna modificación, las variables que afecten el registro o determinación del consumo para que todos los agentes afectados sean informados.

070 de 1998 establece la obligación del registro de los medidores y de la correspondiente información técnica.

350. TELMETERGY Artículo 26. Colocar un plazo para completar la HV de los actuales.

La nueva propuesta acoge este comentario por cuanto se detalla y complementa el contenido.

351. PRIMESTONE Artículo 26. Dadas las condiciones actuales de costos, inversión, tecnología, almacenamiento y funcionalidad, los medidores de inducción y/o electromecánicos no debieran ser considerados.

El código de medida señala los requisitos técnicos que deben cumplir los equipos de medida, independientemente de la tecnología utilizada.

352. ISAGEN Artículo 26. Aclarar que el procedimiento de intervención programada sobre componentes del equipo no aplica para las fronteras declaradas en falla, ya que estos plazos para la notificación implicarían como mínimo 7 días de aplicación de curvas típicas y esto no es conveniente para la precisión del sistema.

El procedimiento de revisión del sistema de medición está en concordancia el Reglamento de comercialización, adicionalmente, dado que se va a contar con los medidores de respaldo, se minimiza la probabilidad del uso de curvas típicas.

353. ISAGEN Artículo 26. La exigencia de información técnica referente a las características técnicas del cableado para las instalaciones existentes puede implicar dificultades y desconexiones no previstas.

Se entiende que las características técnicas de los cables están especificadas en el documento que soporta el cálculo del error máximo de que trata el literal f del numeral A.2.2 del Anexo del Código de medida Resolución CREG 025 de 1995


Ses/ón No. 513


354. CHEC Artículo 27°. Los costos en los que el representante de la frontera ncurra para el cumplimiento de la obligación que se establece en este artículo deben poderse recuperar, por tanto es necesario que se clarifique como será recuperado

La nueva propuesta señala la asignación de costos respectiva.

355. EPM Artículo 27°. Sobre los costos de mantenimiento y revisión cuando se encuentren anomalías, fraudes o intervenciones indebidas al equipo deberán ser asumidas por el RF, esto además de ser una señal inadecuada aumenta los costos para los agentes.

La propuesta de la Resolución CREG 120 de 2007 asigna los costos en el caso de anomalías, fraudes o intervenciones indebidas y la nueva propuesta lo mantiene.

356. ASOCODIS Artículo 27°. Según este artículo los costos del programa de mantenimiento y las revisiones periódicas en fronteras comerciales de usuarios finales no serán asumidos por el RF, lo que significa que estarían a cargo del usuario final, por ello se solicita que quede establecido claramente el mecanismo de recuperación de estos costos.

El mecanismo de recuperación de los costos está establecido en la Resolución CREG 225 de 1997 y en el contrato de prestación de servicios.

357. ACCE, CAC Artículo 27. Especificar qué incluye estos costos. Dar alcance al artículo.

Ver Resolución CREG 225 de 1997.

358. CAC Artículo 27. Tener en cuenta las desconexiones para revisiones ordinarias en temas de calidad del servicio.


359. EPSA Artículo 28c. Se debe establecer la antelación y el mecanismo mediante el cual proceda el aviso al RF para la modificación de la programación del medidor.

Se acoge este comentario, en la nueva propuesta se coordina con el Reglamento de comercialización.

360. XM Artículo 28°. Debe establecerse por cuánto tiempo debe permanecer publicada la información sobre los cambios en la programación del medidor.

La nueva propuesta no considera la publicación de esta información ya que para el acceso al sistema de medida se establece la obligación de suministrar un procedimiento documentado y que en estas reuniones deben asistir todos los interesados.

361. EMGESA Artículo 28. Aclarar/especificar los tiempos y plazos. Ver respuesta al comentario 359.

362. CAC Artículo 28. No es clara la redacción del artículo. ¿El tiempo de Ver respuesta al comentario 359.


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aviso en cuánto se establece? En algunos casos para reprogramar el medidor se requiere borrar memoria, lo cual debería acordarse entre las partes.

363. CODENSA Artículo 28. Indicar cuales parámetros deben ser reportados (pulso, constante, etc.).

Revisar el texto de tal manera que no sea excluyente la frase 'Los cambios a la programación del medidor deberán ser informados por el representante de la frontera comercial a el ASIC, el OR o transportador y los terceros interesados con el fin de coordinar..."

Todos los necesarios para garantizar el acceso a las partes interesadas los cuales estarán consignados en el documento que establece los parámetros técnicos para el acceso al sistema de medición.

364. IAC LTDA. Artículo 28. Se puede controlar mediante la asignación de password a los equipos de medición, de tai forma que sólo el ASIC tenga la disponibilidad de realizarlo.

La nueva propuesta considera que el ASIC tiene acceso sólo de lectura, la responsabilidad del sistema de medida es del Representante de la frontera.

365. PRIMESTONE Artículo 28. Agregar que “El representante de la frontera comercial deberá informar también la fecha y hora exacta de los cambios en la programación del medidor'’. Estos cambios podrán ser monitoreados en la lectura por el ASIC para el correspondiente control.


366. EMGESA, CAC Artículo 29. Se sugiere que la CREG modifique la expresión “las sanciones que sobre fraude contempla la ley", pues varias sentencias de la Corte Constitucional y la Superintendencia de Servicios Públicos han considerado que en la Ley 142 no se ha consagrado ninguna facultad de para imponer sanciones a los usuarios. De acuerdo con lo anterior se sugiere que no haga referencia a ningún tipo de sanción consagrada en la Ley 142, sino que la CREG establezca en esta resolución las consecuencias por el incumplimiento del Código de Medida, por ejemplo la recuperación de energía

El artículo prevé que ante alguna ley que establezca sanciones, no se requiera un cambio de la regulación.

367. CHEC Artículo 30°. Reposición de equipos literal b) Siempre se pueden definir equipos de medida más precisos o sea que tendrían que cambiar si además se cumple la vida útil.

Considerando el artículo 144 de la Ley 142 de 1994, el medidor debe ser remplazado cuando se demuestre que su funcionamiento no permite


Sesión No. 513


Es económico y eficiente reponer el equipo por terminación de la yida útil cuando las pruebas determinen que podría continuar funcionando y tienen la precisión adecuada?

determinar adecuadamente el valor de los consumos o transferencias de energía. En este sentido se modifica la propuesta.

368. CHEC Artículo 30°. Reposición de equipos. Se considera que debe especificarse ia responsabilidad de hacer la gestión frente al dueño del equipo de medida más no de asegurar el reemplazo.

De acuerdo con el artículo 144 de la Ley 142 de 1994 si pasado un período de facturación el usuario no ha reparado o remplazado el equipo de medición, la empresa deberá hacerlo a costo del usuario o suscriptor.

369. EPM Artículo 30°. La reposición por cumplimiento de la vida útil no tiene sentido desde el punto de vista económico considerando que el equipo puede estar en buenas condiciones verificables mediante pruebas.


370. EMGESA, CAC, CNO, IAC LTDA.

Artículo 30. No exigir reposición con la Vida Útil, ésta puede extenderse respecto de la dada por el fabricante, permitir mayor si se establece su correcto funcionamiento. Contemplar otras técnicas para definir el cambio de los medidores, criterios de mantenimiento de tecnología de punta.


371. CAC Artículo 30. Debe mantenerse el requerimiento de cambio ante daño comprobado mediante pruebas de calibración, que no pueda ser corregido en laboratorio.



Artículo 30. Se sugiere cambiar "instrumentos de medida más precisos" por "instrumentos de medida con mayor exactitud".

Así mismo, se sugiere eliminar la mención sobre el desarrollo tecnológico pues éste puede generar cambios en la exactitud de los equipos alrededor de cada 6 meses permitiendo mayores precisiones pero a costos poco razonables.

Si bien el artículo 144 de la Ley 142 de 1994 establece que es obligación del usuario cambiar ei medidor cuando el desarrollo tecnológico ponga a disposición instrumentos de medida más precisos, la Ley 143 de 1994 establece como uno de los principios en la prestación del servicio de energía eléctrica el de eficiencia que obliga a la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico por lo tanto no se modifica el propuesta en este sentido.


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373. CHEC Artículo 31°. Falla o hurto. En relación con los tiempos para la reparación y/o reposición, se considera que hay casos en los cuales físicamente no es posible cumplir con los tiempos porque los equipos debe ser trasladados hacia y desde exterior (según algunos fabricantes los tiempos están entre 45 y 120 días)

La propuesta mantiene los plazos establecidos en la regulación actual, considerando la evolución de las fallas reportadas al ASIC (ver documento soporte) y los comentarios recibidos a ia propuesta de modificación de la Resolución CREG 047 de 2000. Adicionalmente, la propuesta está orientada al cumplimiento de la ley, por cuanto un usuario no puede estar sin medida por más de un período de facturación, plazo en el cual la empresa debe reponer los equipos a costa del usuario.

374. EPM Artículo 31°. El tema de fallas debe analizarse en su justa dimensión, considerando no solo el número de fronteras sino ia energía, adicionalmente revisar con las estadísticas el número de agentes y fronteras a fin de no tomar medidas extremas que afecten la totalidad del mercado.

Ver análisis presentado en el documento soporte.

375. EPM Artículo 31° numeral 4: Se impone un número máximo de reportes de falla o hurtos, a partir del cual se penaliza al agente. Ello puede generar un sobrecosto para los agentes, el cuaí consideramos improcedente ya que existen variables exógenas que no son del control del RF tales como: orden público, operación y confiabilidad de las redes de transmisión de datos por parte de los operadores respectivos.

La nueva propuesta contempla otro esquema para revisar las fronteras con fallas reiteradas.

376. EPSA Artículo 31° Para un sistema de medición en el que se haya reportado falla o hurto, se debe implementar un proceso que permita auditar su correcto funcionamiento una vez el RF haya reportado su reparación o reposición.

Se sugiere tener en cuenta algunos aspectos en los límites de reportes de hurto de elementos (ubicación eléctrica o geográfica) dado que el RF puede ser objeto de eventos que no están bajo su control.

Ver respuesta al comentario 375

377. ASOCODIS Artículo31°. Se sugiere tomar medidas para mejorar la gestión de las fronteras en falla, para lo cual se debe incluir que para las

La propuesta señala las causales de incumplimiento del Código que conducen a la cancelación de la

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fronteras de comerciatización correspondientes a usuarios finales, en caso de que la falla supere los plazos máximos establecidos y no so realice la normalización se procederá a la cancelación de la frontera regresándola al mercado natural.

frontera comercial, las demás causales y el procedimiento a seguir se encuentra definido en la regulación vigente.

378. KM Artículo 31°. No se establece de dónde se obtiene el valor de las ventas a usuarios finales Vt-1, para determinar el factor para ncrementar las lecturas en caso de incumplirse el máximo número de reporte de fallas o hurto.

La nueva propuesta no incluye el uso de esta variable.

379. EMGESA, ACCE, CAC, CNO, ESSA

Artículo 31. Con el fin de proporcionarles a los agentes del mercado los criterios suficientes para actuar frente a cualquier eventualidad asociada al sistema de medición, es necesario definir taxativamente los casos en los que se considera que existe una falla sobre los mismos, hacer una categorización/clasificación de las mismas.

La nueva propuesta del código ya incluye la categorización de las fallas dependiendo del elemento en el cual ocurren.

380. EMGESA Artículo 31. Los plazos para reposición son cortos considerando casos de importación de equipos. Se solicita no afectar con PNP sino con otra sanción. Se siguiere que para el caso de Usuarios Finales, si se superan los plazos, cancelar la frontera.


381. ACCE Artículo 31. Tener en cuenta que existen zonas de alto riesgo

Hace falta definir qué pasa si no se cumple con las fallas.

Respecto al plazo ver respuesta al comentario 373.

La respuesta considera el tratamiento de las fronteras en falla.

382. iSAGEN Artículo 31. Es improcedente el número máximo de fallas o hurtos, ya que existen variables externas que no son del control del representante de la frontera: orden público, operación y confiabilidad de las redes de comunicaciones.


383. ACOLGEN, CNO Artículo 31. Las intervenciones en generación deber ser programadas con XM, considerar el tiempo de reparación y reposición de equipos. La responsabilidad debe estar asociada a la solicitud de reparación y no a la fecha de ejecución necesariamente.

La nueva propuesta incluye la coordinación de los mantenimientos con el CND


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384. CAC Artículo 31. Son diferentes las fallas en el sistema de comunicaciones y las fallas en el sistema propio de medición, las cuales afectan realmente la calidad del registro; revisar el número de fallas límite propuesto. Las fallas en el canal de comunicaciones pueden no ser atribuibles al agente o al usuario y en dicho caso, la información queda almacenada en la memoria del equipo.

La nueva propuesta contiene una forma de establecer la medida en caso de daños en las comunicaciones. Adicional mente se define la figura del Representante de la frontera que es el responsable de la totalidad de los elementos del sistema de medición, por lo tanto no se puede separar las responsabilidades.

385. CAC Artículo 31. En el ítem 3) se sugiere transcribir el procedimiento de liquidación, ya que el artículo deroga el artículo 13 de la Resolución CREG 006 de 2003, y quedaría referencia a un artículo que no aplica.

La nueva propuesta considera un procedimiento para estimación de las lecturas cuando el sistema de medición está en falla.

386. CAC Artículo 31. La penalización debe aplicarse sólo durante el tiempo de falla, no todo el tiempo, además un hecho fortuito puede derivar en distorsiones de las señales de pérdidas en todo el mercado.

La penalización es excesiva para las fronteras en falla, pues actualmente la situación no es tan dramática, adicionalmente el problema es focalizado.

La nueva propuesta no considera la asignación de pérdidas para caso de indisponibilidad del sistema de medición.

387. CODENSA Artículo 31. Incluir que para las fronteras de comercialización de usuarios finales, en caso de que la falla no se corrija en los plazos máximos establecidos y no se normalice la medición se procederá a la cancelación de la frontera.

La propuesta señala las causales de incumplimiento del Código que conducen a la cancelación de la frontera comercial, las demás causales y el procedimiento a seguir se encuentra definido en la regulación vigente.

388. GECELCA Artículo 31. El Límite a 2 eventos de fallas o hurtos es muy estricto. Consideramos que se deben separar los conceptos y dar mayor flexibilidad a los casos de fallas en los Sistemas de comunicaciones, siempre que se presenten oportunamente las justificaciones del caso.

Para los casos de fallas por problemas de mantenimientos o hurtos, las perdidas las debe asumir el usuario final.

La nueva propuesta no considera la aplicación de ese indicador.


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389. GENERCAUCA Artículo 31. Analizar las sanciones a las fronteras que alcancen el máximo número de fallas, el incremento de las pérdidas debería ser solo por el periodo en que ésta se encuentra en falla o por un periodo limitado.


390. CHEC Artículo 32°. Auditorías. Los costos en los que incurrirán los RF por los pagos al ASIC de las auditorías deben ser trasladables al usuario final tanto regulado como no regulado

De conformidad con la Resolución CREG 119 de 2007, los costos del ASIC son trasladados a los usuarios a través del cargo de comercialización y del contrato de servicios públicos que suscribe el comercializador con un usuario no regulado.

391. EPM Artículo 32°. La propuesta de realizar auditorías físicas de todo el universo de fronteras registradas en el MEM durante los dos primeros años de entrada en vigencia de la resolución, genera sobrecostos muy elevados para el sistema.

La nueva propuesta considera la realización de un muestreo para la determinación de tas fronteras a auditar considerando los plazos para la implementación de los nuevos requisitos del Código de Medida.

392. EPM Artículo 32°. Se propone la realización de auditorías donde haya evidencias en torno al funcionamiento inadecuado de ciertas fronteras comerciales con reporte al MEM, no generalizadas sino de manera restringida o aleatorias a través de una muestra representativa (no solo en términos de cantidad de fronteras sino su peso en el totaí de energías del mercado mayorista)

Se solicita establecer unos controles que permitan que las fronteras de los agentes que están teniendo problema sean ajustadas a la normatividad vigente de tal forma que se generen penalizaciones para quienes no cumplan.


393. EPSA Articulo 32°. Se sugiere que la auditoría de todo el universo de fronteras registradas en el MEM se debe desarrollar en un lapso no menor a cinco (5) años, pues es una actividad muy costosa.


394. EPSA Artículo 32°. Las auditorías físicas deben realizarse a los dos agentes que hayan presentado el mayor porcentaje de fronteras en falla respecto del total de fronteras de las cuales son responsables.


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395. XM Artículo 32°. En algunas situaciones se establecen acciones discrecionales por parte del ASIC, particularmente en la valoración de documentos de justificación técnica, y en las auditorías, posibles visitas al sitio. Consideramos que debe incluirse los criterios objetivos, que den la capacidad al ASIC de tomar una decisión en cumplimiento de la norma, y no de su apreciación subjetiva.

La nueva propuesta acoge estos comentarios.

396. XM Artículo 32°. Se hace alusión a la resolución CREG 123 de 2005 como aquella que define los criterios para los cargos del ASIC. La resolución a la que se refiere es la 081 de 2007.

La nueva propuesta considera la Resolución CREG 081 de 2007.

397. XM Artículo 32°. Se establece que si como resultado de una auditoria de información, se detecta una inconsistencia, el agente deberá pagar el costo de la energía superior a la real determinada en la auditoría. No se considera el caso en el cual la discrepancia sea una menor lectura que la reportada. Debe tenerse en cuenta que la menor demanda afecta al agente que exporta en la frontera.

La nueva propuesta considera estas situaciones.

398. EMGESA, CAC, CNO ACOLGEN,

Artículo 32. La frecuencia de 2 años para auditoria física es excesiva dado que pueden ser monitoreados Online. Se sugiere un plazo de 5 años para todo el universo.

La nueva propuesta considera estos aspectos.


Artículo 32. Las auditorias deberían realizarse con una periodicidad establecida, que puede ser anual, considerando el volumen de energía que se registra en las fronteras.

La propuesta establece la periodicidad de las auditorías.


Artículo 32. No se indican los requisitos mínimos para determinar la competencia de los auditores. Para que una auditoria física verifique el adecuado funcionamiento del equipo de medida, se requiere que la misma sea ejecutada por un organismo acreditado como competente para la verificación, que cuente con los equipos adecuados, que sea imparcial, de tal forma que se garantice la confianza en el resultado, toda vez que éste es causal de acciones como lo estable el capítulo 5 del anexo 2.

La nueva propuesta establece las calidades que deben llenar las firmas auditoras

401. IMCOMELEC Artículo 32. Para estimar el error del sistema de medición no necesariamente debe hacerse componente por componente,

La nueva propuesta no considera el cálculo de un error del sistema de medición

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debería poder calcularse a partir de otras soluciones de medición tales como equipos compactos debidamente calibrados en un aboratorio acreditado, que incluyen el medidor de energía, los CT’s y los PT’s en un solo equipo que determina un error total del sistema. Se sugiere que la manera de calcular el error del sistema quede abierta a la posibilidad de una medida conjunta a partir de equipos compactos.

402. IMCOMELEC Artículo 32. Para calcular el error de los CT’s y TP’s en sitio, solo se podría verificar la relación pero no el error de fase, el cual tendría que realizarse necesariamente en un laboratorio acreditado.


403. IMCOMELEC Artículo 32. Los resultados de calibración son un estimado muy cercano a las condiciones metrológicas, no pueden garantizarse una vez que el equipo está instalado, por lo tanto, debería dejarse abierta la posibilidad a que existan organismos evaluadores de la conformidad acreditados, que desarrollen metodologías para determinar el error de medición en sitio.


404. ISAGEN Artículo 32. No tiene sentido exigir auditoria deí ítem b) sobre la información reportada por los agentes al ASIC, dado que el ASIC es quien realiza la lectura de los medidores y no existirían reportes de consumo por parte de los agentes, en consecuencia el ASIC sería juez y parte de esta auditoría.


405. ISAGEN Artículo 32. No es procedente lo estipulado en el párrafo 2 del Parágrafo primero, ya que el número de fallas está afectado por variables ajenas al control del representante.

La nueva propuesta establece las verificaciones mediante un muestreo.

406. EMGESA Artículo 32. Hace falta incluir sanciones en caso de no cumplimiento. Deberían existir sanciones por fallas o incumplimientos, según el tipo de falla o incumplimiento, aumentando si no se cumple con los plazos de reemplazo.

La Comisión ha establecido responsabilidades y reglas ante las fallas en los sistemas de medición. En caso de incumplimiento de los plazos se procederá a la cancelación de la frontera comercial.

407. EMGESA, CNO Artículo 32. Se sugiere usar la "tasa de fallas" y no el "Numero de fallas", dado que la última puede estar afectada por tamaño de empresa.



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408. EMGESA Artículo 32. Se debería validar la energía reportada con la energía facturada al Usuario.

La nueva propuesta considera la validación de la información disponible en las fronteras comerciales y empleada para la liquidación de las transacciones del mercado.

409. ACCE Artículo 32. ¿Se tía evaluado la relación beneficio/costo de las auditorias?

La auditoría es el instrumento considerado dentro del esquema regulatorio del Código de Medida para garantizar el cumplimiento de los requisitos establecidos.

410. CAC Artículo 32. Se sugiere armonizar con la propuesta del CAC del CM. Adicionalmente, se debe considerar solamente las fronteras con mayor número de fallas y no el agente con mayor número de fallas, porque el número de fronteras incide en que una empresa pueda ser la de más fallas, aunque su promedio sea bajo.

La propuesta del Código de medida considera algunos de los elementos propuestos por el CAC y en cuanto a las auditorías considera la realización de un muestreo.

411. CNO Artículo 32. Es mejor si se realiza en forma selectiva y no el total de las fronteras.


412. CODENSA Artículo 32. Para las fronteras de comercialización de usuarios finales con reporte al MEM incluir la validación entre la energía reportada al ASIC y la facturada.

Incluir la opción de realizar correcciones y ajustes durante el siguiente periodo sobre los reportes al ASIC cuando éstos no coincidan con los datos reales del medidor, ya sea directamente por el ASIC o entre agentes.


413. ESSA Artículo 32. Se referencia la resolución CREG 123 de 2005, pero ésta corresponde a otro tema. ¿Se entiende que corresponde la referencia a la Resolución CREG 124 de 2005?


414. GECELCA •Artículo 32. Las auditorias físicas deberían tener en cuenta primero las fronteras que hayan presentado fallas entre la auditoria anterior y la nueva y una muestra aleatoria del resto de fronteras, excluyendo entre auditorias las que se hayan seleccionado en auditorias anteriores.



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415. ELECTRICARIBE Artículo 33° No está de acuerdo con la interrogación remota por parte del ASIO porque:

• La información en la que se soporta este decisión fue diagnosticada con una auditoría de hace más de 10 años y la confianza en la información comercial ha mejorado considerablemente

•Sería necesario colocar medios idóneos de comunicación en algunos sitios alejados lo que sería oneroso.

•Las deficiencias de la gestión podrían subsanarse con mecanismos regulatorios como una mayor formalización, reglamentación y estandarización de tiempos, procedimientos e incluso sanciones

Adicionalmente la participación de XM en el proceso de medición aumentará costos por los requisitos de redundancia.

La nueva propuesta considera únicamente la interrogación remota por parte del ASIC de todas las fronteras en dos formas:

• Interrogación directa por parte del ASIC para las fronteras tipos 1 y 2 y fronteras de generación {alrededor de 1100 fronteras)

• Interrogación del ASIC a la base de datos del representante de la frontera para los demás casos de fronteras con reporte al ASIC.

Con este esquema se pretende disminuir la manipulación de la información y el error operacional asociado, así mismo considerandar la modificación de los plazos para la liquidación, disponer de las lecturas asociadas a las fronteras comerciales en un menor tiempo.

Adicionalmente, se aumenta la transparencia y confianza en las liquidaciones de las transacciones realizadas en el MEM así como también minimizar los errores y posibles reliquidaciones.

Respecto al esquema actual de interrogación y de lectura de los medidores consideraba las limitaciones tecnológicas existentes en el año 1995, restricciones que actualmente no son significativas, en ese sentido la propuesta permite aprovechar los avances y ventajas de las nuevas tecnologías, como por ejemplo La acumulación de registros por amplios períodos de tiempo, los múltiples canales de comunicación disponibles y la posibilidad de inclusión de rutinas de validación y detección de errores.

416. CHEC Artículo 33° La actividad de interrogar es sólo una de las actividades. Todas las actividades incluso la de interrogar debe

Para el caso de las fronteras que interroga el ASIC, las responsabilidades del representante de la


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ser realizada por el responsable de las fronteras o si no se fragmenta la gestión y la responsabilidad de la medida desmejora a calidad y aumenta los costos para los agentes y los usuarios ya que se tendrán que hacer adecuaciones.

frontera no cambian puesto que la única diferencia es la interrogación remota.

417. CHEC Artículo 33° Para que los agentes tengan disponible la información en caso de falla de la interrogación remota, obliga erogaciones adicionales.

Con el esquema actual o el propuesto para la interrogación de los medidores, ante falla en la interrogación, el representante de la frontera deberá disponer de los medios para obtener las mediciones ocasionando costos similares.

418. CHEC Artículo 33° La justificación de ia interrogación remota se fundamenta en una auditoría de hace 9 años, los resultados serían diferentes si se realizara hoy en día. Estableciendo los controles que permitan detectar el incumplimiento en algunas fronteras.


419. EPM Artículo 33°. Se considera que una propuesta que introduce cambios tan profundos en la medición no puede fundamentarse en un estudio realizado hace casi 10 años. Debe tenerse en cuenta que en este período se han presentado cambios importantes tanto a nivel comercial como tecnológico.


420. EPM Artículo 33c Con la interrogación remota por parte del ASIC, este último pasaría a manejar todos los ingresos por transferencias de energía a todos los agentes del mercado, esto genera un aumento sustancial en los costos para los agentes y usuarios por las adecuaciones necesarias tanto en el ASIC como en los agentes para homologar el software y los sistemas de comunicación.

Actualmente el ASIC realiza la liquidación de transacciones comerciales de todas las fronteras con reporte al ASIC, por lo tanto no se ve el aumento sustancial de costos aparte de las adecuaciones en el ASIC.

421. EPM Artículo 33° Con la propuesta se desmejora la calidad de la medida porque se fragmenta la gestión de la misma.

Preocupa que frente a la magnitud del trabajo trasladado al ASIC, no establece ninguna responsabilidad para esta entidad.

La responsabilidad de la calidad de la medida sigue siendo del representante de la frontera, el ASIC únicamente interroga los medidores.

La nueva propuesta establece las responsabilidades del ASIC frente a la interrogación de las fronteras comerciales.


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422. EPSA Artículo 33°. La delegación de la actividad de interrogación y ectura remota de las fronteras a un tercero (ASIC) le aportaría neutralidad a las transacciones entre los agentes del mercado.

Sin embargo en la propuesta de CM los agentes conservan las responsabilidades actuales y en las empresas se debe disponer de una Unidad de Gestión que valide los datos reportados, gestione las fronteras con falla y tome mediciones en sitio cuando se requiera. La mayor gestión del ASIC no se verá compensada con una menor gestión de los agentes.

La nueva propuesta no busca reducir el trabajo de los representantes de la frontera sino un aumento en la transparencia en las lecturas de las fronteras comerciales.

423. EPSA Artículo 33°. Se propone que en cada mercado sea el OR el encargado de desarrollar la actividad de interrogación, lectura y reporte de las mediciones de energía en las fronteras comerciales y que en las demás fronteras dichas actividades sean ejecutadas por los responsables de las mismas

En la propuesta el representante de la frontera es el comercializador quien tiene a su cargo el sistema de medición.

424. EPSA Artículo 33°. Si el ASIC desarrolla la interrogación y lectura remota de todas las fronteras comerciales pero además los RF deben disponer diariamente de los registros de energía horaria registrada el día anterior, se estaría incurriendo en una ineficiencia operativa cuyo costo tendría que trasladarse a los usuarios finales. t

La nueva propuesta considera este aspecto y por ello propone la interrogación directa por parte del ASIC de algunas fronteras y otra la interrogación a la base de datos del representante de la frontera.

425. EPSA Artículo 33°. Existen fronteras comerciales en las que la telemedición se realiza en horario nocturno, básicamente por la disponibilidad del canal de comunicación. Por esto la lectura de las mismas a partir de las 8:00 a. m. no sería procedente.

La nueva propuesta considera esta condición.

426. EPSA Artículo 33°. Se indica que los RF deben remitir al ASIC la información registrada por los equipos de medida a los que el ASIC no pudo tomarles la lectura en un plazo de 4 horas, plazo que debe armonizarse con el actual que es de 72 horas.

La nueva propuesta considera los plazos establecidos para la liquidación.

427. XM Artículo 33°. Se propone que sea el ASIC el encargado de la lectura remota de todas las fronteras comerciales con reporte ai Mercado de Energía Mayorista. Al respecto, proponemos que se deje a XM la decisión de ejecutar esta función directa o

La nueva propuesta establece la obligatoriedad de la interrogación remota por parte del ASIC, de algunas fronteras y de la base de datos del representante de la frontera para las demás, no contempla que esta


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ndirectamente. función sea delegable.

428. XM Artículo 33°. Con respecto a la interrogación remota de contadores, consideramos que ésta debe comenzar, en la medida de lo posible, a las 00:00 horas, de manera que se cuenta con todas las lecturas en el transcurso del día. Si se comienza a las 08:00 horas, se estaría perdiendo oportunidad para la liquidación.

La nueva propuesta acoge este comentario.

429. XM Artículo 33°. Parágrafo 2 establece que hasta tanto el ASIC realice la lectura remota, los agentes reportarán las medidas a partir de las 8:00 horas. La aplicación de esta disposición afectaría la liquidación de las transacciones, al no poderse cumplir el tiempo de liquidación establecido en la Resolución CREG 006 de 2003.

La nueva propuesta considera un periodo de transición para la aplicación de la regulación actual.

430. ASOCODIS Artículo 33°. Trasladar al ASIC la responsabilidad de interrogación y lectura remota de todas las fronteras, pareciera un buen propósito de asignar a un tercero neutral la gestión de la medida, sin embargo, es importante resaltar que gestionar la medida abarca mucho más que la simple interrogación de los medidores y que con esta propuesta no se está subsanando el problema central relacionado en el numeral anterior, sino por el contrario fragmentando un proceso que debe conservar su integralidad.

Con la nueva propuesta no se está fragmentando la responsabilidad sobre la medida sino se está delegando la interrogación remota de los medidores para las transacciones del mercado, para las demás actividades que se desprenden de la medida, los RF deberán continuar desempeñando sus funciones.

431. ASOCODIS Artículo 33°. La actividad de interrogar está lejos de ser la gestión completa de la medida, pues: no incluye actividades esenciales tales como la verificación de la configuración del medidor, la disponibilidad del sistema de comunicación, el análisis y critica de ¡a información, las inspecciones físicas por desviaciones significativas de consume, la gestión de fronteras con problemas (fallas, hurtos, etc.), interrogación física en sitio cuando la telemedición no es posible y la gestión de medición de respaldo. Estas, actividades deben y seguirán siendo desarrolladas por el responsable de las fronteras.


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432. ASOCODIS Artículo 33°. De acuerdo con la propuesta los agentes tendrían la obligación de reportar al ASIC la información en casos de falla del sistema de comunicaciones del medidor de frontera, lo que obligaría a los agentes a mantener su infraestructura actual de gestión de la medida, con lo cual la interrogación de equipos por íarte del ASIC no contribuiría a generar valor agregado al proceso y por el contrario generaría sobrecostos a la industria.

Se resalta que existen muchas fronteras que vienen siendo consultadas en sitio por las empresas, al no contarse entre otros con sistemas de comunicación con cobertura total en el país. Para estos casos las tareas para el responsable de la frontera y para el distribuidor tampoco se verían simplificadas.


433. ASOCODIS Artículo 33° La interrogación de medidores por parte de un tercero como se propone, desconoce los incentivos naturales para que esta actividad sea realizada por los distribuidores como jor ejemplo:

i.El distribuidor es el responsable de las pérdidas del mercado de su área de influencia por lo tanto él debe gestionar la medición;

ii. El distribuidor debe minimizar las interrupciones y garantizar la continuidad del servicio, ya que de lo contrario no estaría maximizando sus ingresos;

iii. Si el distribuidor gestiona la medida, se agilizaría el proceso de cambio de comercializador al ser innecesarias las actividades físicas sobre la red, dinamizando así la actividad de comercialización.

Al respecto se podrían citar otros incentivos por los cuales ei OR no debería ser el representante de la frontera, como por ejemplo el hecho de que al estar integrado con un comercializador puede convertirse en un obstáculo para la aparición de otros comercializadores puros en su mercado. Por lo tanto no se propone modificar este aspecto.

434. ASOCODIS Artículo 33°. Es prácticamente nula la responsabilidad del ASIC en caso de una incorrecta parametrización del software, manipulación de datos y en general errores que pueden hacer la lectura diferente a la que efectivamente tiene el medidor por causas no atribuibles a los agentes.

La nueva propuesta establece la obligación, por parte del representante de la frontera de realizar una revisión completa del sistema de medición, con la cual se puede garantizar que la frontera entre a operar con la parametrización adecuada.

Incluye además, las auditorías de los sistemas de

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medición que permiten detectar el desempeño de los sistemas de medición y además las revisiones extraordinarias donde los afectados pueden aclarar sus diferencias en cuanto a la medida se refiere. Así mismo ia propuesta plantea la definición de algunos indicadores mediante los cuales se podrá evaluar el desempeño del ASIC en cuanto a las funciones delegadas en el Código.

435. EMGESA Artículo 33. Definir Tiempos/plazos/forma de objetar lecturas del ASIC

La nueva propuesta considera estos aspectos

436. 4CCE, CNO, ESSA,PRIMESTONE

Artículo 33. Existe doble lectura y doble costo de lectura, se incurre en costos por la duplicidad de acciones. Hay aumento de los costos ya que asigna obligaciones al representante de la frontera, al OR y al ASIC.

La propuesta incluye un aumento de costos considerando los aspectos relacionados en la respuesta al comentario 415.

437. ACCE, CAC, CNO,GENERCAUCA

Artículo 33. Hay multiplicidad de obligaciones para el ASIC pero no se definen sus responsabilidades.

En la nueva propuesta se establecen las responsabilidades del ASIC relacionadas con la medida. Así mismo la propuesta plantea la definición de algunos indicadores mediante los cuales se podrá evaluar e! desempeño del ASIC en cuanto a las funciones delegadas en el Código.

438. GENERCAUCA Artículo 33. Falta definir respecto a las responsabilidades de XM durante cuánto tiempo interroga los equipos, el tiempo para que XM informe al agente y este pueda enviar las lecturas, cómo se concillan las diferencias en medidas entre XM y las que realice el agente, como se procederá con el usuario cuando con el Código se está planteando entre otras las relaciones entre los agentes y los usuarios.

La nueva propuesta establece claramente el procedimiento a seguir con la medida y la estimación de las lecturas en caso de ser necesario.

439. CAC, ESSA,ENERGÍACONFIABLE

Artículo 33. Tercerización de la medida: genera incremento de costos dado que por la naturaleza del negocio ninguno de los agentes actuales dejarán de realizar la medida. Para los comercializadores y distribuidores, la lectura es una fuente básica de información determinante para el cálculo y la estimación de los ingresos propios del negocio; razón por la cual, este proceso


La propuesta no considera delegar en otros la responsabilidad del representante de la frontera.


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o seguirán realizando los agentes involucrados independiente de que se asigne la responsabilidad de Lectura e interrogación a un tercero.

440. CAC Artículo 33. No se hace claridad sobre la forma en que se remunerará al ASIC por el servicio, las responsabilidades sobre os datos y liquidaciones sobre dicha información.

La remuneración del ASIC se realizará de conformidad con la Resolución CREG 081 de 2007 y la Resolución CREG 119 de 2007.

441. CAC Artículo 33. La interrogación de fronteras de bajo consumo eleva costos y su consumo no es representativo para el cálculo de la demanda comercial de los agentes. Se propone que en estos casos sea menos periódico (quincenal o semanal). Revisar si es necesario realizar la medida diaria de los tipos de frontera 4 y 5.

La información de las mediciones de las fronteras con reporte al ASIC se requieren para el proceso de liquidación, y modificar los plazos de reporte afectaría el proceso de liquidación lo cual no es objeto de esta propuesta.

442. CAC Artículo 33. Falta definir el procedimiento para validar el cálculo hecho por el ASIC, que los agentes tengan derecho a la revisión y corrección de las liquidaciones por errores en la medida no detectados por el ASIC durante la lectura, quien paga el costo de la medición, la forma de hacerlo, las responsabilidades del ASIC referentes a la calidad de la medida.

La nueva propuesta incluye un procedimiento de lectura, crítica y el tiempo para objetar y modificar la lectura antes de realizar la liquidación.

443. CAC Artículo 33. Se propone que el CAC plantee una propuesta de procedimiento detallado de intercambio de información y plazos entre el ASIC y los agentes, para aprobación de la CREG.

Considerando que la responsabilidad de la interrogación de las fronteras será del ASIC, se establece la obligación para que éste elabore un plan de adecuaciones, el cual sea publicado para los comentarios de los agentes del mercado.

444. CAC Artículo 33. Los plazos para reporte de información no se ajustan a los requerimientos para liquidaciones diarias en fronteras de generación y enlace internacional, las cuales afectan el precio de Bolsa, y si se reducen los tiempos para las demás fronteras lo cual podría traer problemas para los agentes pues en algunos casos existen problemas por situaciones fuera del control de las empresas. Se sugiere mantener los plazos de la Res. CREG 006/2003.

En la nueva propuesta se armonizan los plazos para tener disponibles las lecturas de las fronteras en el proceso de liquidación.

445. CNO Artículo 33. Al igual que con el seguimiento de la regulación primaria de frecuencia, se deben establecer procedimientos

La nueva propuesta incluye estos aspectos.


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concretos y consensuados a la luz de la tecnología para la nterrogación y contraste de la información por el ASIC y el generador.

446. ACOLGEN, CNO,CODENSA,ISAGEN

Artículo 33. Con la propuesta de que el ASIC interrogue los medidores no se resuelven los problemas de medición asociados al registro y reporte de la energía real transferida. En realidad la actividad de interrogación que se propone asignar al ASIC está ejos de ser la gestión integral de la medida, pues no incluye actividades fundamentales tales como la verificación de la ponfiguración del medidor, la disponibilidad del sistema de comunicación, la crítica de los registros, las inspecciones físicas por desviaciones significativas de consumo, la gestión de fronteras con problemas (fallas, hurtes, etc.), interrogación física en sitio cuando la tele-medición no es posible y la gestión de medición de respaldo. En consecuencia, la prepuesta no asegura una correcta gestión de la medida, a menos que el ASIC se haga responsable de las fallas y desviaciones de la medición, así como de los perjuicios que este le reasigne a las empresas.

La propuesta no traslada las responsabilidades del representante de la frontera al ASIC; al respecto se sugiere ver la respuesta dada al comentario 434.

447. ESSA Artículo 33. Teniendo en cuenta las resoluciones CREG 124 de 2005 y CREG 119 de 2007, el costo referente al servicio de interrogación y lectura de las fronteras con reporte al MEM prestado por ei ASIC será trasladado al usuario final vía tarifa.

Esta apreciación es correcta.

448. ESSA Artículo 33. Sumado a las implicaciones que tiene la medida de las fronteras con reporte al ASIC en el mercado, no encontramos en el contenido de la propuesta, la adopción de un mecanismo que garantice la posibilidad por parte de los agentes de realizar algún tipo de objeciones a las lecturas tomadas por el ASIC.

La nueva propuesta presenta el procedimiento completo de las oportunidades que tienen los agentes de disentir de las lecturas realizadas por el ASIC o reportar el sistema de medición en falla.

449. GECELCA Artículo 33. Sería conveniente aclarar si este procedimiento reemplaza los plazos estipulados en la Resolución GREG 006 de 2003. ¿Se va a continuar leyendo y reportando información de generadores antes de 8:00? Si no se tiene la información antes de la hora ¿se continuarán asignando pérdidas? Si el problema es del ASIC, ¿será penalizado el generador?

En la propuesta permanece la decisión de interrogar las fronteras de generación y las de tipos 1 y 2 hasta la 8:00 horas del día siguiente a la operación.

En la nueva propuesta no se presenta el incentivo negativo de las pérdidas.


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• Se sugiere revisar la propuesta de que el ASIC asuma la responsabilidad a medias por la medida de las fronteras comerciales, desde el punto de vista económico, si de todos modos los agentes deben contar con el sistema dispuesto para realizar el proceso si se presentan fallas en el ASIC. Esto sería duplicar el costo del proceso por que el ASIC debe adecuar su infraestructura y luego los agentes adecuarse a lo que adopte este.


450. GENERCAUCA Artículo 33. No es conveniente que un tercero realice la medida por:

^incrementos por costos económicos

• la información corresponde a la base de los ingresos de las empresas comercial izadoras

• costo adicional que encarece la actividad

duplicidad de la lectura (agente y XM) y genera duplicidad costos

451. GENERCAUCA Artículo 33. Es importante analizar el cambio de reporte de información de 72 horas a 8 horas del día siguiente a la operación.


452. ISAGEN Artículo 33. El plazo establecido de 4 horas contradice los tiempos establecidos en la Resolución 006 de 2003 (72 horas), la cual modificaba los plazos de la Res. CREG 047 de 200 (16 horas), indicando una inconsistencia en la política sobre los plazos del reporte de información. El plazo de 4 horas en algunos casos no se podrá cumplir debido a tiempos de desplazamiento.


453. ISAGEN Articulo 33. Sobre la disponibilidad de la información que debe tener el representante de los consumos del día anterior, si es el ASIC el que interroga los medidores, ¿qué información debe tener disponible el representante?

454. TELMETERGY Articulo 33. Coordinar mejor los plazos en caso de fallas, considerar caso de zonas rurales.


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455. SCHNEIDER Artículo 33. Es necesario recalcar la importancia que la ASIC nterrogue directamente los medidores con un mismo sistema de software de gestión, permitiendo un sistema único de validación, al igual que permitir que interrogue directamente las bases de datos utilizadas por los agentes operadores de red.

La propuesta recoge estos comentarios.

456. PRIMESTONE Artículo 33. El literal no es claro en cuanto afirma "el representante de la frontera deberá tener disponible diariamente os registros de la energía horaria correspondiente al día anterior”, lo que indica que el representante realiza la lectura y pone a disposición la información al ASIC, pero luego dice “en caso que el ASIC no pueda realizar la lectura directa de los medidores,...” lo que sugiere que el ASIC interroga los medidores. Es importante aclarar si el ASIC es el encargado de la lectura diariamente y quien publicará la información, o sólo tomará las lecturas diariamente o mensualmente para efectos de verificación, auditoría y control de todos o una muestra de los puntos de medida, independiente de lo que haga el responsable del punto de medida con las lecturas para sus fines particulares.

La propuesta establece claramente las responsabilidades sobre la interrogación y los plazos para la interrogación de cada una de las fronteras comerciales.

457. EPM Artículo 34°. La verificación de los niveles de error implica la suspensión del servicio toda vez que se deben retirar los equipos para realizar las pruebas. Con el agravante que no existe un procedimiento normalizado y no se cuenta con los equipos para realizar las pruebas en sitio.

La nueva propuesta no considera ajustes a las lecturas por la corrección del error en la medición.

458. ISA Artículo 34°. Ajustes a las lecturas por la Corrección de Error de Medición (CEM). Se sugiere aclarar el factor de potencia, la corriente y el voltaje para la determinación del error de medición.


459. ACOLGEN Artículo 34. La verificación del error involucra indisponibilidad de recurso de generación.


460. ACOLGEN,CODENSA

Artículo 34. Se requiere definir las pruebas del error. No se sabe bajo qué condiciones se hacen las correcciones de error en sitio, ya que las pruebas se pueden realizar baje diferentes parámetros de cargabilidad y de factor de potencia.



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461. TELMETERGY Artículo 34. Este artículo debe ir en el capítulo 4 - Operación, pues son parte de la hoja de vida de los equipos y afectan la nformación que es usada por los agentes en liquidación y otra nformación operativa y comercial.


462. CAC Artículo 35. Dejar los ajustes actuales. Para el caso de fronteras embebidas, la información está en la resolución correspondiente.

La nueva propuesta no considera ajustes por ubicación del punto de medición.

463. TELMETERGY Artículo 35. Revisar si el ajuste con pérdidas técnicas y no técnicas por la ubicación del medidor no genera inconvenientes con los balances de energía. Las pérdidas por el punto de conexión deberían ser con el cuadrado de la corriente en el sitio, no deben confundirse con las pérdidas para referir medidas al ASIC.

La nueva propuesta modifica este aspecto.

464. CAC Artículo 36. El plazo es estrecho para el universo de fronteras. Primero el ASIC debe adecuar el sistema de información para el proceso de registro con las nuevas exigencias, y luego proceder con la actualización de los más de 9.000 puntos de medición registrados.

La nueva propuesta define tiempos diferentes para adecuar los sistemas de medición tanto del ASIC como de los representantes de las fronteras comerciales con reporte al ASIC.

465. ISAGEN Artículo 36. Especificar cuáles son los datos requeridos en la actualización de la información de programación de los equipos instalados.

La nueva propuesta modifica este aspecto.

466. GECELCA Artículo 37. No es claro si se derogan las resoluciones previas que regulan los aspectos técnicos y comerciales de las fronteras, las cuales consideramos se deberían derogar explícitamente.

Este comentario será tenido en cuenta en la resolución definitiva.

467. CHEC Anexo 1, tabla 5. No es posible obtener la precisión del sistema con los valores de precisión de los componentes, por tanto la columna 3 de esta tabla no debería ponerse.

Tanto la tabla 5 como la 6 en la columna 3 en el tipo de medición 3 menciona “0,5S PT” y la norma IEC para transformadores de potencial no habla de gama extendida. Pareciera un error.

Estos comentarios serán tenidos en cuenta en la resolución definitiva.

468. EPSA Anexo 1. En este anexo se indican los requisitos de exactitud Ver respuesta a comentario 467.

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para los equipos de medición, sin embargo a lo largo del documento se mencionan requisitos de precisión. Es importante documentar que la exactitud es la cualidad que se requiera en los equipos de medición.

469. EPSA Anexo 1. Las clases de exactitud están acordes con las normas IEC pero excluyen los equipos que cumplan otras normas tales como ANSI. Se propone implementar la clase de exactitud de ia norma ICONTEC NTC 5019

La nueva propuesta considera este tema.

470. CNO Anexo 1. No existen equipos que cumplan ambos, activa y reactiva, que alcancen la clase 0,2s.


471. CNO, ISAGEN Anexo 1. Para cumplir con las clases de los equipos de medida se requeriría cambiar los PT's y CTs actualmente instalados.

La nueva propuesta prevé para los equipos ya instalados, el cumplimiento de la nomna cuando se presente una reposición.

472. CODENSA Anexo 1. Revisar coherencia de las tablas 6, 7 y 8 con la NTC 5019.


473. VERITEST Anexo 1. En la propuesta se hace referencia a la norma NTC5019, debería hacerse referencia a los numerales respectivos de la norma toda vez que se citó como criterio para la selección.

La nueva propuesta consulta la normatividad actual y la incorpora a la resolución.

474. IMCOMELEC Anexo 1. Se observan imprecisiones en la Tabla 5, se mejor remitirse a la NTC5019.


475. CHEC Anexo 2 Sobre los incumplimientos hallados en la auditoría, dado que se plantean algunas penalizaciones para los RF, qué tan coherente es esta penalización si las fallas reportadas al ASIC por el representante de la frontera no necesariamente son atribuibles al agente que por resolución es el representante?

La nueva propuesta, en concordancia con el Reglamento de comercialización establece la forma como el RF puede repetir sobre el agente responsable de la conducta.

476. XM Anexo 2. Cuando se presentan discrepancias en auditorías a fronteras de generación, se establece que se incrementa la generación neta con la participación en las pérdidas de referencia. Esto parece un error, puesto que debería disminuirse la generación y no aumentarse.

La nueva propuesta modifica este tema.


Sesión No, 513


477. CODENSA Anexo 2. En caso de encontrar inconsistencias, el Representante de la Frontera debe responder a los agentes afectados por la totalidad de los consumos no registrados o reportados durante el tiempo en el que se presentó la anomalía.

La nueva propuesta presenta un tratamiento diferente al de la Resolución CREG 120 de 2007.

478. ISAGEN Anexo 2. Referente a las auditorías se establece una penalización, la cual no es procedente toda vez que es el ASIC quien recolectará la información.

El hecho de que el ASIC realice una interrogación remota de las fronteras no exonera al RF de sus obligaciones.

479. TELMETERGY Anexo 2: ¿Quién define cuales son los requisitos de un proceso de auditoría?

La nueva propuesta contiene un desarrollo sobre este tema.


Anexo 2. Se sugiere indicar las cualidades y requisitos técnicos de las “firmas especializadas de ingeniería" invitadas a participar de las auditorías, y que en cuanto a experiencia debería contar tanto con experiencia específica en medición, como en técnicas de auditoría.

La nueva propuesta establece que el CAC elaborará el perfil que deben cumplir las firmas auditoras.

481. IMCOMELEC Anexo 2. Se considera que los términos de referencia para las auditorías deberían ser públicos, no solo para los agentes sino también para terceros interesados.

La nueva propuesta incorpora este comentario.


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Comisión de Regulación de Energía y Gas PROPUESTA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c02... · liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia3,