CREG - Concepto 2644 de 2017

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Abrir CONCEPTO 2644 DE 2017

(Junio 12) <Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación CAC-2017-025

Radicado CREG E-2017-005035

Respetada doctora XXXXX: Hemos recibido su comunicación de la referencia en donde nos formula diferentes Inquietudes y realiza algunas solicitudes de modificación de las reglas de medición contenidas en la Resolución CREG 038 de 2014.

A continuación procedemos a responder las preguntas y solicitudes formuladas: Pregunta 1

A continuación se relacionan los 11 aspectos sobre los cuales se está solicitando aclaración, concepto o definición regulatoria por parte de la CREG:

1. Cancelación de fronteras Figura del prestador de última instancia -PUI-: Articulo 31. La pregunta es: ¿quién serla el PUI si la frontera cancelada es de un OR?.

Respuesta: El artículo 11 de la Resolución CREG 157 de 2011 establece las condiciones y el procedimiento de cancelación de las fronteras comerciales. En el parágrafo 2 del mencionado artículo dispone: Parágrafo 2. En caso de que proceda la cancelación del registro de una frontera de comercialización para agentes y usuarios por las causales previstas en el numeral 1 de este artículo, los usuarios pasarán a ser atendidos por el Prestador de Última Instancia. En este caso se cancelará la Frontera Comercial y en forma simultánea se registrará una nueva Frontera Comercial a nombre del Prestador de Última Instancia, para lo cual se seguirá lo dispuesto en el Artículo 13 de esta Resolución.

Hasta que se adopte e implemente la regulación del Prestador de Última Instancia los usuarios de que trata este parágrafo pasarán a ser atendidos por el comercializador integrado con el operador de red al que se encuentren conectados. Por lo anterior, se entiende que para los comercializadores no integrados con el OR la cancelación de la frontera comercial implicaría que la nueva frontera pasará a manos del comercializador incumbente. Ahora bien, si la frontera que se cancela es del comercializador integrado al OR, lo que implica es que el usuario pasa del mercado no regulado al regulado y sigue siendo atendido por el mismo comercializador.

Pregunta 2

2. Características del sistema de medición

a. Artículo 19:

1. Casos especiales donde podría permitirse que el punto de conexión no coincida con el punto de medida. ii. Posibilidad de incluir los conceptos de la CREG sobre este artículo en la resolución. iii. Claridad sobre lo que el regulador espera con el cumplimiento de este articulo ... ¿Para el caso del artículo 19 cuál es la distancia máxima que se considera que el punto de conexión no coincida con el punto de medición, en los cuales significa que es necesario realizar el cálculo de factor de ajuste?...

Respuesta: Sobre la ubicación del punto de medición la Resolución CREG 038 de 2014 establece: Punto de conexión: Es el punto de conexión eléctrico en el cual los activos de conexión de un usuario o de un generador se conectan al STN, a un STR o a un SDL: el punto de conexión eléctrico entre los sistemas de dos (2) Operadores de Red; el punto de conexión entre niveles de tensión de un mismo OR; o el punto de conexión entre el sistema de un OR y el STN con el propósito de transferir energía eléctrica.

Punto de medición: Es el punto eléctrico en donde se mide la transferencia de energía, el cual deberá coincidir con el punto de conexión.

Artículo 19. Ubicación de las fronteras comerciales. El punto de medición debe coincidir con el punto de conexión. En el caso de que la conexión se realice a través de un transformador, el punto de medición debe ubicarse en el lado de alta tensión del transformador. Para las fronteras comerciales registradas ante el ASIC con anterioridad a la entrada en vigencia de este Código y en las que el punto de medición no coincide con el punto de conexión de acuerdo con lo permitido en el anexo

denominado Código de Medida de la Resolución CREG 025 de 1995, el representante de la frontera debe suministrar el factor de ajuste correspondiente durante la actualización del registro de la frontera comercial de que trata el articulo 43 de este Código. El cálculo del factor de ajuste de las lecturas de la frontera comercial debe soportarse y adjuntarse a la hoja de vida del sistema de medición. Dicho cálculo debe revisarse durante las verificaciones de que trata el artículo 39 de esta resolución. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los nuevos sistemas de medición y en aquellos existentes en los que se modifique la capacidad instalada del punto de conexión en más de un 50 % deben cumplirlos requisitos establecidos en este artículo. Subrayado y negrita fuera de texto De igual forma el anexo denominado Código de Medida de la Resolución CREG 025 de 1995 en el numeral 1 Introducción, donde se establecía el tema de fronteras: (...) En caso de que la ubicación de los equipos de medida no coincida con la frontera comercial establecida en los puntos anteriores, las lecturas de energía se afectarán por medo de factores de ajuste que reflejen las pérdidas reales de los equipos de transporte o transformación involucrados, según el caso. Los criterios para calcularlos factores de ajuste se acordarán entre los interesados. Cuando no se logre acuerdo en este tema se aplicarán los procedimientos de solución de controversias establecidos en el código. Como última instancia se llevará el caso a la CREG. Por lo antes anotado, para las fronteras que se vienen registrando a partir de la promulgación de la Resolución CREG 038 de 2014 no puede existir diferencia en la ubicación entre el punto de conexión y el de medición. Sin

embargo, la citada resolución preserva las situación de los sistemas de medición en los que se aplicó la excepción de la Resolución CREG 025 de 1995, en todo caso si dichas fronteras modifican su capacidad Instalada en más de 50% deben ajustarse a lo que determina el nuevo código. Por otro lado, debe tenerse en cuenta que las disposiciones contenidas en el artículo 19 del código de medida pretenden que no se presenten nuevos casos en los que el punto de medición no corresponda con el punto de conexión, de tal forma que todas las transacciones Incluyan, en lo posible la energía que cada cual entrega o recibe en una frontera determinada. Evita el uso de factores y facilita la correcta asignación de las responsabilidades de cada agente. Finalmente, los conceptos que emite la Comisión tienen como propósito la explicación de sus normas, lo cual se desarrolla dentro de las funciones que le fueron asignadas por la ley y tienen el alcance previsto en el artículo 28 de la Ley 1755 de 2015. Adicionalmente es Importante mencionar que en la agenda de la Comisión no se tiene considerado el ajuste del código. Pregunta 3 b. El punto "J" del anexo 4 indica que para los puntos de medición tipo 1 o ubicados en niveles de tensión igual o superior a 57,5 kV el sistema de medición debe instalarse en 3 elementos. Para los demás puntos de medición se puede instalar en 2 elementos. En algunos mercados nacionales los OR exigen que se instalen 3 elementos donde el código cita que se pueden instalar 2. Si el código de medida prima ante los requerimientos de los OR, ¿porque se presentan estos casos? Vale la pena resaltar que el punto “b” del mismo anexo indica que "... En todo caso, las normas del OR no

podrán contravenir lo establecido en esta resolución o en las normas técnicas nacionales o internacionales aplicable..." Respuesta: Respecto a la consulta nos permitimos manifestarle que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene competencia para expedir la regulación de los sectores de electricidad y gas combustible, en el contexto de servicios públicos domiciliarios, según las funciones señaladas en las leyes 142 y 143 de 1994, y para emitir conceptos de carácter general y abstracto sobre los temas materia de su regulación. En consecuencia esta Comisión no puede pronunciarse mediante concepto sobre asuntos particulares presentados entre las empresas o entre estas y el usuario en desarrollo de la prestación del servicio público domiciliarlo de energía eléctrica. No obstante lo anterior y con fines netamente Informativos, nos referiremos a continuación a los temas regulatorios que son objeto de su comunicación. En lo que respecta a la aplicación de las reglas contenidas en el código de medida y los requisitos definidos por el operador de red su manual de operación, el literal b) del anexo 4 de la Resolución CREG 038 de 2014 dispone: b. La instalación debe cumplir con lo señalado en el manual de operación y en las normas técnicas expedidas por el OR de acuerdo con lo señalado en los numerales 4.2 y 5.5.1 del Anexo General de la Resolución CREG 070 de 1998 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. En todo caso, las normas del OR no podrán contravenirlo establecido en esta resolución o en las normas técnicas nacionales o internacionales aplicables. (...) (Hemos subrayado) De acuerdo con lo anterior, las normas del OR no pueden contravenir lo establecido en el código de medida, por

lo que la medición con dos elementos como se Indica en el literal j) del anexo 4, debe ser aceptada. En todo caso, debe considerarse que para su aplicación se tiene que cumplir con los supuestos para este tipo de conexión y las características técnicas del punto de conexión lo deben permitir. Pregunta 4 c. Anexo 1: Cargas de compensación. Se solicita definir su cálculo, normatividad y certificaciones.

Respuesta: Sobre las cargas de compensación se debe tener en cuenta que el código de medida establece como requisitos para la operación de los trasformadores de medición lo siguiente: h) Los transformadores de corriente y de tensión deben operar dentro de los rangos de carga nominal establecidos en las normas técnicas aplicables, de tal forma que se garantice la clase de exactitud, incluyendo la carga asociada a los cables de conexión y demás elementos conectados.

Ahora bien, el código de medida no establece la forma de cálculo, ni la norma técnica que deben cumplir las cargas de compensación para que los transformadores operen de acuerdo con el requisito Indicado. De Igual forma, tampoco exigen la certificación de conformidad de producto para ese elemento del sistema de medida. No obstante lo anterior, es responsabilidad del representante de la frontera asegurar que todos los elementos del sistema de medición se especifiquen, instalen, operen y mantengan, acorde con lo establecido en este Código, de acuerdo con lo Indicado en el literal a) del artículo 4 de la Resolución CREG 038 de 2014. Finalmente las características técnicas de las cargas de compensación que se empleen, su documentación asociada y las de los demás elementos del sistema de medición deben reposar en la hoja de vida del sistema de medición.

Pregunta 5 d. Medidores de respaldo: se pregunta por la conveniencia de que el Código diga que debe ser de IDÉNTICAS características del medidor principal.

Respuesta: Sobre el medidor de respaldo el código establece lo siguiente en el artículo 13: El medidor de respaldo debe operar permanentemente y tener las mismas características técnicas del principal, según las disposiciones contenidas en la presente resolución.

[1] Las acepciones de la palabra mismo o misma que aparece en la RAE son: idéntico, no otro o exactamente igual. Dado el significado aquí transcrito no se ve la necesidad del ajuste solicitado Pregunta 6 e. Clase: La diferencia de lectura entre el medidor principal y de respaldo debe ser como mínimo 3 veces la clase, esta validación es muy estricta, podría ser 4?

Respuesta: Sobre el aspecto de coherencia que debe revisar el ASIC, respecto de las diferencias de las lecturas entre el medidor principal y el de respaldo, el nuevo código establece: i) La diferencia de la lectura del medidor de respaldo respecto a la del principal debe ser menor o igual a tres (3) veces el índice de clase de los medidores.

Se considera que no es procedente aceptar una mayor amplitud en esta diferencia. Pregunta 7 Exclusión de indisponibilidad mientras la prueba, para el cálculo de compensaciones.

Respuesta: Respecto de su consulta, el 11.2.1.1 del capítulo 11 de la Resolución CREG 097 de 2008 establece la clasificación de las interrupciones del servicio y en particular el literal b) señala que no se tendrán en cuenta para las exclusiones las siguientes interrupciones: (...) b) Programadas: Son aquellas interrupciones que obedecen a Eventos Programados por el OR a efectos de

realizar expansiones, remodelaciones, ampliaciones, mejoras, mantenimientos preventivos v/o mantenimientos correctivos, etc, en sus redes, instalaciones y/o equipos. Estas interrupciones deben ser informadas a los usuarios afectados con una antelación mínima de 48 horas a través de cualquier medio de comunicación masivo que garantice su adecuada información. Cuando los eventos programados afecten cargas industriales, el tiempo de notificación no podrá ser inferior a 72 horas y requerirá una comunicación formal por parte de la empresa. Subrayado y negrita fuera del texto De acuerdo con lo anterior, entendemos que las adecuaciones, remodelaciones, mejoras, mantenimientos preventivos y/o correctivos realizadas en cumplimiento del código de medida y que impliquen la Interrupción del servicio deben considerarse como Interrupciones programadas que no están consideradas dentro de las exclusiones para efectos de la contabilización de calidad del servicio. Pregunta 8 a. Aceptar alternativa a la prueba de rutina en equipos auxiliares Respuesta: La Resolución CREG 038 de 2014 establece en su artículo 28: Artículo 28. Mantenimiento del sistema de medición. A partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, el mantenimiento de los sistemas de medición de las fronteras comerciales con reporte al ASIC es responsabilidad del agente que representa la frontera comercial y del usuario, quienes deben realizarlo con la frecuencia señalada en la Tabla 4. Tabla 4. Frecuencia de mantenimiento del sistema de medición Tipo de Punto de Medición Frecuencia [años] 1 2 2y3 4 4y5 10 El procedimiento de mantenimiento debe ser establecido por el representante de la frontera, de tal forma que permita garantizar que los sistemas de medición mantienen sus características metrológicas v permiten obtener

mediciones confiables de las transferencias v consumos de energía activa v reactiva. El procedimiento debe ser publicado en la página web del representante de la frontera y suministrado a los usuarios cuando así lo soliciten. Dentro del procedimiento de mantenimiento, debe incluirse la realización de la calibración de los medidores del sistema de medición cíe acuerdo con las condiciones señaladas en el articulo 11 de este Código. Los transformadores de tensión y de corriente deben ser sometidos a pruebas de rutina de acuerdo con el procedimiento v frecuencia que para tal fin establezca el Consejo Nacional de Operación. Dicho procedimiento deberá establecerse dentro de los ocho (8) meses siguientes a la entrada en vigencia de esta resolución, previa consulta con los usuarios, agentes y terceros interesados. (...) Parágrafo. Los resultados de las pruebas de rutina para los transformadores de tensión y de corriente que establezca el CNO deben demostrar que estos elementos del sistema de medición mantienen sus características metrológicas. Los equipos empleados en las pruebas deben ser trazables a patrones nacionales o internacionales. Subrayado y negrita fuera de texto Con lo antes transcrito, se establecen los objetivos buscados por el regulador al Implantar las pruebas de rutina en los transformadores de medida. Adicionalmente la regulación no Incluye una alternativa a las pruebas o un tratamiento diferencial para las fronteras de distribución. Pregunta 9 La resolución CREG 156 contiene los tiempos establecidos para las visitas conjuntas con el OR. Con respecto a las pruebas de rutina los tiempos no se están cumpliendo. Estos tiempos no se cumplen porque el OR está colapsado con las solicitudes. Por tanto se debe aclarar cuáles son los tiempos máximos permitidos para que el

OR responda a una solicitud de visita con el comercializador y cuál debe ser el procedimiento a seguir si los tiempos de atención no se cumplen por parte del OR.

Respuesta: El capítulo V Acceso al Sistema de Medida y Revisión de Instalaciones de la Resolución CREG 156 de 2011 establece lo concerniente a las visitas de revisión conjunta, al respecto en el artículo 47 establece: Artículo 47. Programación de visitas de revisión conjunta. Para la realización de visitas que requieran la presencia del operador de red y del comercializador, el agente interesado deberá solicitarla visita al otro agente, mediante comunicación escrita.

El agente cuya presencia sea solicitada deberá notificar la fecha y hora de la visita, por un medio expedito como correo electrónico o fax, en un plazo no mayor a dieciocho (18) horas contadas desde el recibo de la solicitud. La visita deberá realizarse dentro de las cuarenta y ocho (48) horas siguientes al recibo de la solicitud, o en el plazo definido de común acuerdo entre los dos agentes. Cuando se requiera interrumpir el servicio a los Usuarios, la visita deberá realizarse en un plazo no menor al establecido en el numeral 3 del Articulo 24 de este Reglamento... Subrayado y negrita fuera de texto Así mismo sobre las obligaciones de las partes en la visita de revisión conjunta el artículo 48 dispone: Artículo 48. Obligaciones en la visita de revisión conjunta. En la fecha y hora prevista para la visita de revisión conjunta, el operador de red y el comercializador deberán cumplir las siguientes obligaciones:

1. Asistir a la visita.

2. Desarrollar las labores indicadas por el agente solicitante en la solicitud de realización de la visita, de

conformidad con io dispuesto en la regulación vigente.

3. Suscribir un acta en la que se dejará constancia de las maniobras y los procedimientos ejecutados y de los resultados de los mismos.

4. El operador de red y el comercializador podrán colocar los sellos que consideren necesarios para que el Sistema de Medida no sea alterado, considerando lo dispuesto sobre la materia en los últimos dos incisos del Articulo 34 de este Reglamento. Para el retiro de los sellos instalados por el operador de red o por el comercializador se requerirá la asistencia de los dos agentes.

5. Si el agente al que se le solicitó la visita no se presenta a la misma, el agente solicitante podrá desarrollar las labores indicadas en la solicitud de realización de la visita, siempre y cuando esto no implique la manipulación o el deterioro de equipos o infraestructura bajo la responsabilidad del otro agente. En este caso, el Usuario podrá suscribir el acta que levante el agente que realice la visita y en ella podrá consignar las observaciones que considere pertinentes. Copia del acta deberá ser remitida al agente que no participó en la visita, el dia hábil siguiente a la realización de la misma.

6. Si tras el desarrollo de las labores programadas se evidencia que los equipos están funcionando correctamente, el agente solicitante le deberá pagar al otro agente los costos eficientes en los que incurra por asistir a la visita, publicados según los artículos 10 y 24 de este Reglamento. En caso contrario los costos serán asumidos por cada agente, según corresponda.

7. Si el agente solicitante no asiste a la visita, deberá pagar al otro agente los costos eficientes en los que incurra

por asistir a la visita, publicados según los artículos 10 y 24 de este Reglamento. Parágrafo 1. Si tras el desarrollo de las labores programadas se evidencia que los activos de conexión no cumplen las normas técnicas aplicadas por el operador de red en su sistema y los reglamentos técnicos que sean aplicables, el comercializador deberá verificar que el Usuario realice las adecuaciones correspondientes y programar una visita de revisión conjunta para constatar el cumplimiento de las normas y reglamentos mencionados. Parágrafo 2. La inasistencia reiterada a las visitas de revisión conjunta por parte de un agente podrá ser considerada por fa autoridad competente como una práctica restrictiva de la competencia. De lo antes citado se puede establecer que la regulación ha cubierto los aspectos de procedimiento de plazos acerca de las visitas de revisión conjunta, lo que supone una labor de coordinación entre las partes interesadas. Pregunta 9 Tiempos adicionales causados por terceros, específicamente por indisponibilidad operativa de los OR. Su relación con el Reglamento de Comercialización.

Respuesta: Conforme con lo establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG 038 de 2014: Artículo 22. Acceso al sistema de medición. El representante de la frontera debe asegurar el acceso al sistema de medición, asociado a la frontera comercial, para efectos de las verificaciones establecidas en este Código y en la regulación.

El usuario debe dar acceso al sistema de medida para realizar la visita de revisión conjunta en los plazos señalados en la Resolución CREG 156 de 2011 y demás revisiones o verificaciones de que trata esta resolución. El usuario, el o los agentes a los cuales su balance de energía es afectado por la medida en la frontera, el OR o el

Transmisor Nacional que opera las redes a las cuales esté conectada la frontera comercial y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales para las fronteras con reporte al ASIC deben tener Nivel de acceso 1 a las mediciones realizadas, de acuerdo con lo establecido en el articulo 17 de esta resolución. El acceso a las mediciones debe realizarse ya sea por interrogación local y/o remota del medidor... Sobre los plazos solicitados, la Comisión ya analizó el tema y por ello expidió las siguientes resoluciones: - Resolución CREG 047 de 2016 “Por la cual se modifica un plazo de la Resolución CREG 038 de 2014 y se establecen otras disposiciones”. - Resolución CREG 058 de 2016 “Por la cual se modifica un plazo de la Resolución CREG 038 de 2014 y se establecen otras disposiciones” Pregunta 10 b. Cobro y nivel del mismo, por parte de los OR para el acompañamiento a la prueba y su relación con el reconocimiento de AOM en los cargos.

Respuesta: Sobre los cobros de la visita de revisión conjunta el artículo 10 de la Resolución CREG 156 de 2011 establece: Artículo 10. Obligaciones generales del comercializador de energía eléctrica con el operador de red. El comercializador tendrá las siguientes obligaciones con los operadores de red a cuyas redes se encuentren conectados los Usuarios a quienes presta el servicio:

(...)

8. Publicar los costos eficientes en que pueda incurrir y que pueda llegar a cobrar a los operadores de red en cumplimiento de los artículos 34 y 48 de este Reglamento.

Subrayado y negrita fuera de texto Así mismo el artículo 24 de la Resolución CREG 156 de 2011 establece:

Artículo 24. Obligaciones generales del operador de red con el comercializador. El operador de red tendrá las siguientes obligaciones con los comercializadores de su mercado: (...)

7. Publicar los costos eficientes en que pueda incurrir y que pueda llegar a cobrar al comercializador en cumplimiento de los artículos 34,48,49 y SO de este Reglamento.

Subrayado y negrita nuestro Por lo antes transcrito, la regulación ha establecido todos los mecanismos para que los costos de las visitas de revisión conjunta, sean conocidos previamente por las partes Interesadas. Pregunta 11

4. Informe del CGM: anexo 8. Posibilidad de conocer en un consolidado nacional la información de los otros CGM compilada en el informe anual.

Respuesta: Frente a su solicitud, el artículo 40 de la Resolución CREG 038 de 2014 establece que el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales deberá publicar, antes del último día hábil del mes de abril, el Informe anual sobre la gestión de la medición en el SIN el cual consolida los Informes anuales de los centros de gestión de medidas.

Pregunta 12 El párrafo final del artículo 10 de la resolución CREG 038 dice: En el caso de que la calibración o las pruebas demuestren que los elementos no mantienen la clase de exactitud o el índice de clase y demás características metrológicas se considerará ia frontera comercial en falla y se aplicará io señalado en el artículo 35 de este Código. En la práctica los transformadores de medida para fronteras en AT se fabrican sobre pedido y los tiempos de entrega de los proveedores oscilan entre los 8 y 10 meses. Para la reposición de estos equipos en AT

es posible que se realice una consideración especial sobre el plazo límite?... ...El tiempo de normalización de las fallas para el caso de las fronteras comerciales de generación, por causa falla/hurto/daño del Trasformador de medida, debe ser superior a los 30 días, puesto que, si se contempla un cambio de equipos, el proceso de compra al proveedor y envío del mismo puede tardar alrededor de 8 meses para su llegada, excediendo el tiempo regulatorio y las prórrogas permisibles. Falla reincidente. Artículo 35. Durante el proceso de normalización de la frontera, si un elemento vuelve a fallar y no permite al RF reaccionaren el tiempo disponible para superarla falla ¿es posible ampliar el plazo de normalización en esos casos?.

Respuesta: La Resolución CREG 038 de 2014 establece los plazos máximos para reparación o reposición de elementos del sistema de medición, en particular el anexo 7 determina que una vez notificada la falla el representante de la frontera dispone de 15 días calendario para los medidores y dispositivos de interfaz de comunicación y de 30 días calendario para los transformadores de medición.

Los plazos anteriores pueden se prorrogados por un tiempo igual al definido inicialmente por una sola vez. Ahora bien, en el caso de que se superen los plazos máximos se debe proceder a la cancelación de la frontera comercial. Finalmente, el código de medida no establece un tratamiento como el que se menciona en su comunicación. Pregunta 13 Se observa que las necesidades de nueva infraestructura para dar cumplimiento a la Res. CREG 038-14 como medidores de respaldo, infraestructura de comunicaciones incluyendo equipos que realicen cifrado de

información, centro de gestión de la medida, entre otros elementos del sistema de medida, no están contempladas en las unidades constructivas de las propuestas de resolución de remuneración de la actividad de distribución. Se esperaría que esta infraestructura esté considerada dado que obedece a un requerimiento regulatorio. ¿La Comisión los incluirá en la Resolución definitiva considerando que al ser requerimiento regulatorio no deben tratarse como unidad constructiva especial?

Respuesta: El comentario será tratado dentro del proceso de actualización de la nueva metodología de distribución, sin embargo es necesario mencionar que la propuesta contenida en la Resolución CREG 019 de 2017 define un conjunto de unidades constructivas que permite la asimilación de los sistemas de medición de las fronteras de distribución.

En particular, los transformadores de corriente son Incluidos en la conformación de las bahías y celdas, en todos los niveles de tensión, aunque también se encuentran como elementos Individuales junto con los transformadores de tensión y los medidores. A continuación se enlistan algunas de las unidades constructivas Incluidas en la mencionada propuesta. N4EQ2 Transformador de tensión - N4 N3EQ1 Equipo de medida - N3 N3EQ11 Transformador de tensión N3 N3EQ26 Transformador de tensión (pedestal) - N3 N3EQ27 Transformador de comente - N3 N2EQ10 Equipo de medida N2 N2EQ38 Transformador de tensión N3 N2EQ39 Transformador de tensión (pedestal) - N3 N2EQ40 Transformador de comente - N3 Finalmente, sobre los sistemas de comunicación la propuesta también Incluye la remuneración de dichos elementos en las subestaciones. Pregunta 14 Si una frontera se reporta en falla por un elemento se puede realizar la compensación de energía modificando el

lector de escala de la medida con el objetivo de reportar un consumo aproximado al real y no la curva típica.

Respuesta: Respecto a su consulta, el artículo 38 de la Resolución CREG 038 de 2014 establece lo siguiente sobre los métodos de estimación de lecturas: Artículo 38. Estimación de lecturas. Mientras se reparan o reponen los elementos de los sistemas de medición que se encuentran en falla o hayan sido hurtados, las lecturas deben ser estimadas empleando los métodos establecidos a continuación.

Para el caso de las fronteras con reporte al ASIC, se debe aplicarlos siguientes medios de estimación: a) Integración de la medida de potencia activa, cuando esta se encuentre en la cobertura del Sistema de Supervisión y Control del CND o de otros Centros de Control. b) Curvas típicas elaboradas de conformidad con el acuerdo del Consejo Nacional de Operación 094 de 2000 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya. c) En el caso de enlaces internacionales, adicionalmente se podrá tener en cuenta el valor del despacho programado del enlace internacional establecido por el CND además de las normas aplicables a las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo, TIE. El ASIC debe emplear las alternativas que sean aplicables según el orden mencionado anteriormente... D