CREG - Resolución 0038 de 2014

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(marzo 20) Diario Oficial No. 49.151 de 14 de mayo de 2014 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se modifica el Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de Redes. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Concordancias Doctrina Concordante LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994,

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

En concordancia con lo anterior, el literal i) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994 consagra, que le corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas con relación al servicio de electricidad establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional. El artículo 6 de la Ley 143 de 1994 consagra, dentro de los principios a los que se sujeta la prestación del servicio de energía eléctrica, el principio de eficiencia, el cual se entiende como la obligación que tiene el Estado de realizar la correcta asignación y utilización de los recursos de tal forma que se garantice la prestación del servicio al menor costo económico; así como el principio de calidad, donde el servicio prestado debe cumplir con los requisitos técnicos que se establezcan para él. El artículo 4 de esta misma norma, determina que el Estado, en relación con el servicio de electricidad tendrá como uno de sus objetivos el de asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector. 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. De acuerdo con el artículo 73 de la Ley 142 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas debe promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos. La Ley 142 de 1994 al definir el servicio de energía eléctrica hace referencia a la medición como uno de los elementos que hacen parte de la prestación de este servicio público domiciliario. En virtud de lo anterior, los artículos 144, 145 y 146 de la Ley 142 de 1994 establecen criterios sobre los instrumentos de medición del consumo y la determinación del consumo facturable, como parte de los derechos de los usuarios de que trata el artículo 9 de esta misma norma. Mediante la Resolución número 025 de 1995 la CREG adoptó en el Anexo General el Código de Redes como parte del Reglamento de Operación del SIN, el cual incluyó el Código de Medida. En dicho Código se definieron las características técnicas que deben cumplir los equipos de medición, telecomunicaciones y de respaldo, y los requisitos de instalación, pruebas, calibración, certificación, operación y mantenimiento de los mismos. Mediante la Resolución CREG 001 de 1999 se aprobó la modificación del número de elementos requeridos en los sistemas de medición de las fronteras comerciales. Por medio de la Resolución CREG 019 de 1999 se estableció el plazo máximo para adecuar los transformadores de corriente y de tensión de los sistemas de medición de energía que se encontraban instalados en la fecha de

entrada en vigencia de la Resolución CREG 025 de 1995, a los requisitos establecidos en el Código de Medida contenido en esa resolución. Mediante la Resolución CREG 108 de 1997 la Comisión señaló los criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictaron otras disposiciones, en donde se establecieron normas sobre la medición individual, el control sobre el funcionamiento de los medidores y la determinación del consumo facturable. La Comisión estableció en la Resolución CREG 225 de 1997 la regulación relativa a los cargos asociados con la conexión del servicio público domiciliario de electricidad para usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional. Mediante Resolución CREG 070 de 1998 la Comisión adoptó el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, en el cual se definieron las condiciones aplicables a la medida entre los usuarios, los comercializadores y Operadores de Red (OR). La Resolución CREG 006 de 2003 modificó el procedimiento establecido en el Código de Medida ante la ocurrencia de fallas en los equipos del sistema de medición. El Comité Asesor de Comercialización (CAC) creado mediante la Resolución CREG 068 de 1999 para asistir a la Comisión en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del Mercado de Energía Mayorista (MEM) tiene dentro de sus funciones la de seguimiento del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) en forma regular, incluyendo los índices de desempeño del Administrador del SIC en la operación del sistema, así como la

de preparar y presentar los informes que le sean solicitados por la CREG. A través del artículo 36 de la Ley 143 de 1994 se creó el Consejo Nacional de Operación (CNO) cuya función principal es la de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y sea el órgano ejecutor del reglamento de operación. El Gobierno Nacional expidió el Decreto número 387 de 2007, modificado por los Decretos números 4977 de 2007 y 1937 de 2013, en el cual se establecieron políticas sobre el desarrollo de la actividad de Comercialización Minorista para asegurar la asignación simétrica de derechos y obligaciones entre los agentes comercializadores. El Gobierno Nacional expidió el Decreto número 388 de 2007, modificado por los Decretos números 1111 de 2008 y 3451 de 2008, en el cual se establecieron 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. Mediante la Resolución CREG 120 de 2007 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general para la modificación del Código de Medida. Se recibieron los comentarios que se listan a continuación, donde se indica el nombre de la persona o empresa que lo envió y el código bajo el cual se encuentra radicado en la CREG: Icontec E2008003657, Telmetergy Ltda. E2008003660, Isa S. A. E.S.P. E-2008-003725, Veritest E2008003726, IAC Ltda. E2008004157, Gecelca S. A.

E.S.P. E2008004172, XM S. A. E.S.P. E2008004343, Electricaribe S. A. E.S.P. E2008004358, CNO E2008004360, Emgesa S. A. E.S.P. E2008004369, Incomelec E2008004370, Asocodis E2008004374, Energía Confiable S. A. E.S.P. E2008004375, Genercauca S. A. E.S.P. E2008004378, Primestone E2008004379, EPM E.S.P. E2008004380, Chec S. A. E.S.P. E2008004383, Schneider E2008004388, EPSA S. A. E.S.P. E2008004395, Codensa S. A. E.S.P. E2008004396, Essa S. A. E.S.P. E2008004410, Acce E2010004420, Isagen

S. A. E.S.P. E2008004422, Emcali E.I.C.E. E.S.P. E2008004510, CAC E2010004878 y Acolgen E2011006229.

El análisis de los comentarios recibidos en el período de consulta de esta resolución y la respuesta a los mismos se encuentra en el Documento CREG 006 de 2012. La Resolución CREG 156 de 2011 estableció el Reglamento de Comercialización del servicio público de energía eléctrica, como parte del Reglamento de Operación. Mediante la Resolución CREG 157 de 2011 la CREG modificó las normas sobre el registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo, y se adoptaron otras disposiciones. La Resolución CREG 009 de 2012 modificó la fecha de entrada en vigencia de las Resoluciones CREG 156 y

157 de 2011 y adoptó otras disposiciones. A través de las Circulares CREG 041, 061 de 2011 y 013 de 2013 se solicitó información sobre las fronteras comerciales registradas en el Sistema de Intercambios Comerciales e información relacionada con otros cobros y cargos asociados con la conexión del servicio domiciliario de electricidad. Una vez analizada la normatividad en materia de medición, principalmente la relacionada con las transacciones del Mercado de Energía Mayorista y la asociada con las transacciones entre los usuarios y los comercializadores, se estableció la necesidad de actualizar las disposiciones que hacen parte del Código de Medida y del Reglamento de Distribución teniendo en cuenta la evolución tecnológica e institucional que en esta materia se ha presentado en los últimos años. En relación con este punto la jurisprudencia de la honorable Corte Constitucional en Sentencia C-150 de 2003, estableció que dentro del ejercicio de la actividad regulatoria se deben tener en cuenta criterios técnicos de acuerdo con la evolución de cada sector, así: 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 socioeconómica respectivo. Es necesario unificar e integrar las normas que regulan los diversos aspectos en materia de medición para que hagan parte de un solo cuerpo normativo y las mismas estén acordes con la operatividad de las que hacen parte

del Reglamento de Comercialización de Energía así como de aquellas disposiciones relativas al registro de fronteras comerciales y contratos de energía de largo plazo. Se hace necesario ajustar los requisitos de calibración y certificación de conformidad de producto, definidos en el Código de Medida, de acuerdo con los avances en el Subsistema Nacional de la Calidad. Analizado el desempeño de los sistemas de medición de las fronteras comerciales, los comentarios presentados por los agentes y terceros interesados y la evolución de los sistemas de comunicación y los avances tecnológicos en la medición de energía eléctrica, se requiere la modificación de los requisitos establecidos en el Código de Medida para garantizar que las mediciones empleadas con propósitos operativos, comerciales, regulatorios y de vigilancia y control, sean exactas y confiables y se desarrollen de acuerdo con las capacidades tecnológicas actuales. Mediante la Resolución CREG 020 de 2012 la Comisión ordenó hacer público un segundo proyecto de resolución de carácter general para la modificación del Código de Medida. Se recibieron comentarios de las siguientes personas o empresas con las comunicaciones radicadas en la CREG, así: Negawatt E-2012-003728, Ismael Esteban Ossa E-2012-003794, E-2012-004487, Andeg E2012003799, Digitron E-2012-003853, GLZ Consultores Energéticos E2012-004108, Gecelca E-2012-004330, Coltavira E2012-004395, Asosec E2012004473, Ebsa E-2012-004481, Acolgen E-2012-004482, Consejo Colombiano de

Eficiencia Energética E2012-004488, Compañía Americana de Multiservicios E2012004490, XM E-2012004499, CHEC E-2012-004522, Cedenar E2012-004524, Enermont E-2012-004525, Isagen E-2012-004538, ISA E2012-004539, Asocodis E-2012-004540, CEO E-2012-004543, Andi E2012-004546, Meder E-2012004547, Emcali E-2012-004548, EEC E2012-004553, EPM E-2012-004563, Asocodis E-2012-004564, Codensa E-2012-004565, Enertotal E-2012-004570, Emgesa E-2012-004573 E2012-004640, Veritest E-2012-004575, EPSA E-2012-004577, Electricaribe E2012004578, Electrohuila E-2012-004579, INMC E2012-004580, Vatia E2012-004582, EEB E-2012-004583, CNO E2012004584, CAC E2012-004586, CENS E-2012-004589, SSPD E2012004602, Emcali E2012-004604, Andi E-2012-004619, Enertolima E-2012-004620, ESSA E-2012-004627, EDEQ E-2012-004701, Termoemcali E-2012-004735, Andeg E-2012-004790, Tebsa E2012004948, Aciem E2012-005599 e Icontec – Comité de Medidores E-2012-007080 y Gecsa E-2013-000495.

El análisis de los comentarios recibidos en el período de consulta de esta resolución y la respuesta a los mismos se encuentra en el Documento CREG 019 de 2014. En cumplimiento de lo establecido en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 y el artículo 5 del Decreto número 2897 de 2010 la CREG respondió el cuestionario elaborado por la Superintendencia de Industria y Comercio, encontrando que el conjunto de la respuesta fue negativo, por lo que las disposiciones contenidas en esta resolución no tienen incidencia sobre la libre competencia en los mercados y no se requiere informar a la Superintendencia de Industria y Comercio. La Comisión, en sesión número 598 del 20 de marzo de 2014, acordó expedir la presente resolución.

RESUELVE: ARTÍCULO 1o. PRINCIPIOS Y ÁMBITO DE APLICACIÓN. El Código de Medida se desarrolla con base en los principios de eficiencia, adaptabilidad y neutralidad de la prestación del servicio de energía eléctrica establecidos por las leyes 142 y 143 de 1994.

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

Esta normatividad se orienta a: a) Definir las características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición para que el registro de los flujos de energía se realice bajo condiciones que permitan determinar adecuadamente las transacciones entre los

agentes que participan en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) y entre estos y los usuarios finales, así como los flujos en los sistemas de transmisión y distribución. b) Establecer los requerimientos que deben cumplir los componentes del sistema de medición en relación con la exactitud, certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas, calibración, operación, mantenimiento y protección del mismo. c) Determinar las responsabilidades de los agentes y usuarios en el proceso de medición de energía eléctrica. d) Indicar los parámetros para la realización de verificaciones que certifiquen la conformidad con lo establecido en esta resolución. Concordancias Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 2o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la leyes 142 y 143 de 1994 y en resoluciones vigentes, las siguientes: Acreditación: Procedimiento mediante el cual se reconoce la competencia técnica y la idoneidad de organismos de certificación e inspección, así como de laboratorios de ensayo y de metrología. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC): Dependencia del Centro Nacional de Despacho de que tratan las leyes 142 y 143 de 1994, encargada del registro de fronteras comerciales, de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos, contratos, transacciones y en general de todas las obligaciones que resulten por el intercambio de energía en la bolsa, para generadores y comercializadores; de las Subastas de Obligaciones de Energía Firme; del mantenimiento de los sistemas de

información y programas de computación requeridos y del cumplimiento de las demás tareas que sean necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).

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

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

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

Consumo auxiliar o propio: Energía utilizada para alimentar los servicios auxiliares de las subestaciones del STN, del STR o del SDL o en plantas de generación de energía eléctrica.

Corriente nominal, (IN): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor conectado a través de transformadores. Corriente básica, (IB): Valor de la corriente de acuerdo con el cual se fija el desempeño de un medidor de conexión directa. Corriente máxima, (Imax): Máximo valor de la corriente que admite el medidor cumpliendo los requisitos de exactitud de la norma respectiva.

Equipo de medida o medidor: Dispositivo destinado a la medición o registro del consumo o de las transferencias

de energía.

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

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

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

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

Frontera de comercialización entre agentes: Corresponde al punto de medición que permite determinar la

transferencia de energía entre mercados de comercialización o entre el STN y un mercado de comercialización. Frontera de comercialización para agentes y usuarios: Corresponde a toda frontera de comercialización que no cumple con alguno de los criterios señalados para la frontera de comercialización entre agentes. También es frontera de comercialización para agentes y usuarios la frontera comercial de un usuario que se conecta directamente al STN. Frontera de enlace internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países mediante las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo (TIE). Frontera de interconexión internacional: Corresponde al punto de medición utilizado para efectos de determinar los intercambios de energía con otros países, cuando estos no se realicen en el esquema TIE. Según lo establecido en el artículo 16 de la Resolución CREG 055 de 2011, para efectos de las transacciones que se realicen a través del enlace internacional Colombia – Panamá, esta frontera podrá estar representada por varios agentes.

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

Frontera de demanda desconectable voluntaria: Corresponde a la frontera definida en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Frontera comercial sin reporte al ASIC: Corresponde al punto de medición del consumo de un usuario final, que no se utiliza para determinar las transacciones comerciales entre los diferentes agentes que actúan en el MEM.

La información de este consumo no requiere ser reportado al ASIC.

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

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

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

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

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

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

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

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

Sistema de medición centralizada: Sistema de medición de energía eléctrica agrupado en cajas de medida, integrado por medidores (tarjetas electrónicas de medida o medidores individuales), trasformadores de medida (cuando aplique) y equipo de comunicación, que cuentan con operación remota para realizar lectura, suspensión, reconexión, etc.

Mercado de comercialización: Conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local, servido por un mismo operador de red, OR, y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.

Organismo de acreditación: Entidad con autoridad que lleva a cabo una declaración de tercera parte relativa a un organismo de evaluación de la conformidad que manifiesta la demostración formal de su competencia para llevar a cabo tareas específicas de evaluación de la conformidad. Para todos los efectos los organismos de acreditación son los definidos en el Decreto número 4738 de 2008, modificado por los Decretos números 323 de 2010 y 0865 de 2013 o aquel que lo modifique, adicione o sustituya.

Operador de red de STR y SDL, OR: Persona encargada de la planeación de la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL, incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso

de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR solicite Cargos de Uso corresponde a un municipio.

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

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

Verificación: Conjunto de actividades dirigidas a corroborar que el sistema de medición se encuentre en correcto estado de funcionamiento y conforme a los requisitos establecidos en este Código.

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

Tipos de conexión para los sistemas de medición: Corresponde a los esquemas de conexión directa, semidirecta e indirecta empleados para realizar las mediciones dependiendo del nivel de tensión, magnitud de la transferencia de energía o el consumo de una carga, según sea el caso. Transformador de tensión, PT o t.t.: Transformador para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Transformador de corriente, CT o t.c.: Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria en las

condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 3o. REPRESENTANTE DE LA FRONTERA (RF). Corresponde al agente a cuyo nombre se registra la frontera comercial en el Sistema de Intercambios Comerciales de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 157 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. Para cada tipo de frontera el representante será: a) Frontera de generación: el agente generador. b) Frontera de comercialización: el agente comercializador. c) Frontera de enlace internacional: el agente que representa el enlace internacional ante el ASIC de conformidad con la Resolución CREG 004 de 2003 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. d) Frontera de interconexión internacional: la empresa de comercialización, generación o la Empresa Propietaria del Enlace Internacional Colombia Panamá, EECP, conforme lo establecido en las resoluciones CREG 057 de 1998 y CREG 055 de 2011 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan. e) Frontera de distribución: el comercializador integrado al OR. f) Frontera de Demanda Desconectable Voluntaria: el agente comercializador, de acuerdo con lo señalado en la Resolución CREG 063 de 2010 o aquella que la modifique, adicione o sustituya. g) Fronteras sin reporte al ASIC: el agente comercializador con el que el usuario final haya suscrito el contrato de condiciones uniformes.

PARÁGRAFO 1o. No se requiere el registro de fronteras de distribución cuando el secundario del transformador de distribución es de Nivel de Tensión 1. PARÁGRAFO 2o. Cuando un Cogenerador o un Autogenerador suministre energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en los términos de las Resoluciones CREG 107 y 119 de 1998 y CREG 005 de 2010 o aquellas que las modifiquen, adicionen o sustituyan, debe establecer una frontera comercial de generación tal y como lo señala el presente código y la regulación aplicable. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 4o. RESPONSABILIDAD DE LOS REPRESENTANTES. Los representantes de las fronteras son responsables del cumplimiento de este código. En relación con el sistema de medición los representantes deben: a) Asegurar que todos los elementos del sistema de medición se especifiquen, instalen, operen y mantengan, acorde con lo establecido en este código. b) Asegurar que todos los elementos del sistema de medición cumplan con los requerimientos de exactitud y calibración establecidos en esta resolución. c) Asegurar que se instalen y mantengan los mecanismos de seguridad informática, física y de protección de los equipos para que estos no s