CREG - Resolución 0094 de 2012

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(agosto 24) Diario Oficial No. 48.586 de 17 de octubre de 2012 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS <NOTA DE VIGENCIA: Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> Por la cual se establecen el reglamento para el reporte de eventos y el procedimiento para el cálculo de la Energía No Suministrada, y se precisan otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en los Sistemas de Transmisión Regional. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG Concordancias

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS, en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos números 1524 y 2253 de 1994, CONSIDERANDO QUE: El artículo 23, literal n), de la Ley 143 de 1994 estableció que la Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene dentro de sus funciones generales la de definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía. Según lo establecido en el artículo 73.22 de la Ley 142 de 1994, le corresponde a la CREG “establecer las fórmulas tarifarias para cobrar por el transporte e interconexión a las redes, de acuerdo con las reglas de esta ley”. Según el artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994 “toda tarifa tendrá un carácter integral, en el sentido de que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras. Un cambio en estas características se considerará como un cambio en la tarifa”. El numeral 2.2.4 de la Resolución CREG 025 de 1995, modificado por la Resolución CREG 061 de 1996, establece la implementación de los Esquemas de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia y señala la obligación de los Operadores de Red de habilitar hasta el 60% de su demanda para ser desconectada por relés de baja frecuencia. La Resolución CREG 080 de 1999 estableció las responsabilidades de los agentes en cuanto a su participación en la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y

definió los tiempos para la realización de maniobras en equipos del SIN que requieran la coordinación por parte del CND. La misma resolución define como funciones de los Operadores de Red, OR, entre otras, las siguientes: “Supervisar la operación de los activos de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad. Para efecto de la supervisión en el nivel de tensión IV, el OR deberá instalar los equipos requeridos si el CND estima que se requiere”. “Supervisar la operación de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o por generadores no despachados centralmente”. “Controlar la ejecución de maniobras en los activos que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente”. La Resolución CREG 065 de 2000 modificó los procedimientos para la coordinación de mantenimientos del SIN y estableció la obligatoriedad de consignar el programa de mantenimientos de equipos de transporte al CND, para un período de 24 meses, de los cuales para los primeros seis (6) meses el reporte es de carácter obligatorio y para el resto del horizonte, dieciocho (18) meses, es opcional. Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 se aprobaron los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. El artículo 8o de la Resolución CREG 097 de 2008 establece lo siguiente: “Artículo 8o. Calidad del Servicio de Distribución. La calidad del servicio se determinará a partir de la información recolectada por el CND sobre la duración de las indisponibilidades de los activos de cada STR. La

remuneración que reciben los OR, responsables de tales activos, se disminuirá cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas en el Capítulo 11 del Anexo General de la presente resolución. Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3, la calidad del servicio de distribución prestado por un OR se evaluará trimestralmente en términos de la calidad media brindada a los usuarios conectados a estos Niveles de Tensión, comparándola con la calidad media de referencia del OR. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio prestado, el OR podrá obtener un aumento o disminución de sus Cargos por Uso y deberá compensar a sus usuarios “peor servidos”, con base en la metodología descrita en el Capítulo 11 del Anexo General de la presente resolución”. En el numeral 11.1.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 se señala: (…) “para Activos nuevos, las estadísticas de indicadores de Indisponibilidad se registrarán a partir del momento en el cual el activo correspondiente entra en operación comercial, previo cumplimiento de la normatividad vigente y la autorización del CND. El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta de Reglamento para el reporte de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata este numeral, a más tardar dentro de los tres meses siguientes a la vigencia de la presente resolución”. (…) “Los OR deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5)

minutos siguientes”. Por su parte, en el numeral 11.1.8.2.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 se señala que “en la resolución de la CREG que adopte el reglamento para el registro de eventos se establecerá el procedimiento que utilizará el CND para el cálculo de la Energía No Suministrada”. Mediante comunicación de XM Compañía de Expertos en Mercados S. A. E.S.P., radicada en la CREG con el número E-2009-000007, el CND remitió el “Reglamento para el reporte, validación y solicitud de modificación de la información de maniobras y eventos en los activos de conexión al STN y en los activos de uso del STR”. Posteriormente, mediante comunicaciones con Radicados CREG E-2009-002766 y E-2009-005471, XM presentó nuevas versiones del reglamento y, mediante la comunicación con Radicación CREG E-2009-004981, XM presentó la “Propuesta de procedimiento para la estimación de la energía no suministrada (ENS)”. Mediante la Resolución CREG 160 de 2010, conforme a las disposiciones del Decreto número 2696 de 2004, se ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general en el que se pretendía adoptar el reglamento para el reporte de Maniobras y Eventos en los Sistemas de Transmisión Regional y fijar otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio. El día 25 de enero de 2011 se presentó, ante las empresas de servicios públicos y terceros interesados, la propuesta del Reglamento para el reporte de Maniobras y Eventos en el STR y del procedimiento de cálculo de

la Energía No Suministrada, ENS ya mencionado. Sobre la propuesta publicada en la Resolución CREG 160 de 2010 se recibieron comentarios de las siguientes entidades con las comunicaciones radicadas en la CREG así: Asocodis E–2011–000877, Electricaribe E–2011– 000886, Compañía Energética de Occidente E–2011–000859, Codensa E–2011–000879, Empresa de Energía de Cundinamarca E–2011–000863, Empresas Públicas de Medellín E–2011–000876, Empresa de Energía del Pacífico E–2011–000885, Interconexión Eléctrica E–2011–000865, Central Hidroeléctrica de Caldas E–2011– 000771, Transelca E–2011–000878, XM E–2011–00966, Consejo Nacional de Operación E–2011–000926 y E– 2011–005925 y Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios E–2011–007457. Los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la presente resolución y su respectivo análisis se presenta en el Documento CREG 052 de 2012. El Consejo Nacional de Operación, CNO, expidió el Acuerdo número 547 del 4 de agosto de 2011, “por el cual se aprueban las Causas Detalladas para el Reporte de Maniobras, Eventos y Cambios de Operatividad de activos del Sistema de Transmisión Regional – STR”. A partir del análisis realizado por la CREG y de los comentarios recibidos se identificó la necesidad de hacer una aclaración al numeral 11.1.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, debido a que no se presentó

la diferenciación de las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad para barrajes que tienen instaladas bahías de maniobra. Es necesario hacer una precisión sobre la forma de estimar la capacidad disponible de los activos durante una indisponibilidad, para ser considerada en el cálculo de las horas de indisponibilidad de que trata el numeral 11.1.4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Se identificó la necesidad de hacer una aclaración al listado de indisponibilidades excluidas de que trata el numeral 11.1.5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, con el fin de precisar la forma como se consideran algunas de estas indisponibilidades en el cálculo de las compensaciones. Se requiere hacer una aclaración al numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, debido a que se considera conveniente valorar la Energía No Suministrada del STR de la misma manera como se valora en el SDL. En cumplimiento de lo establecido en el artículo 7o de la Ley 1340 de 2009 y en el artículo 5o del Decreto número 2897 de 2010, se respondió el cuestionario elaborado por la Superintendencia de Industria y Comercio encontrando que todas las respuestas fueron negativas, dado que las disposiciones contenidas en esta resolución no tienen incidencia sobre la libre competencia en los mercados y no se requiere informar a esa superintendencia.-- La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión número 532 de agosto 24 de 2012, aprobó el reglamento para el reporte de Eventos, el procedimiento para el cálculo de la Energía No Suministrada y otras

disposiciones relacionadas con la calidad del servicio en los Sistemas de Transmisión Regional.

RESUELVE: ARTÍCULO 1o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> Lo dispuesto en esta resolución se aplicará a los agentes que realizan la actividad de distribución en los Sistemas de Transmisión Regional, STR, y a todos aquellos agentes responsables de la información necesaria para la aplicación del esquema de calidad del servicio, establecido en el numeral 11.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 o las que la modifiquen o sustituyan.

Los activos del STR sobre los que aplica el esquema de calidad del servicio son los que: i) hacen parte del Inventario Reconocido a cada Operador de Red, OR, ii) están en operación comercial y podrán hacer parte de este inventario, o iii) son construidos como resultado de procesos de libre concurrencia. Ir al inicio ARTÍCULO 2o. REPORTE DE EVENTOS. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> Los OR deberán reportar los Eventos en los STR de acuerdo con el reglamento previsto en el anexo general de esta resolución. Ir al inicio ARTÍCULO 3o. CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> El cálculo de la Energía No Suministrada, ENS, se realizará de conformidad con el procedimiento establecido en el anexo general de esta

resolución. Para el cálculo de la ENS serán utilizados los pronósticos de demanda de cada uno de los mercados de comercialización del Sistema Interconectado Nacional y las demandas entregadas en Estos; para lo cual se deberá elaborar un pronóstico de demanda para cada mercado de comercialización. Ir al inicio ARTÍCULO 4o. BASE DE DATOS PARA EL REPORTE DE EVENTOS. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> La información de eventos deberá mantenerse actualizada en la base de datos creada por el CND para su reporte. Esta información será utilizada, entre otros, para calcular las variables relacionadas con la calidad del servicio, las compensaciones, las remuneraciones de los activos y también será insumo para la determinación de la ENS. El CND deberá mantener almacenada la información de Eventos, en medio digital o de última tecnología, por un periodo no inferior a cinco años. Esta información deberá estar disponible para consulta de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, o la CREG. Ir al inicio ARTÍCULO 5o. AJUSTE DEL PROGRAMA DE MANTENIMIENTO. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> Durante los primeros 15 días calendario de vigencia de la presente resolución, si así lo consideran necesario como consecuencia de lo aquí dispuesto, los OR tendrán la opción de ajustar su programa de mantenimiento, cumpliendo con las condiciones establecidas en el Código de Operación que hace parte del Código de Redes, contenido en el anexo general de la

Resolución CREG 025 de 1995. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. ACTIVOS QUE ENTRAN EN OPERACIÓN COMERCIAL. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> A partir de la fecha de entrada en operación comercial de activos del STR y hasta que se inicie su remuneración al respectivo agente a través de cargos por uso, este agente será el responsable por la ocurrencia de Eventos en estos activos que ocasionen ENS. En consecuencia, a partir de la fecha de entrada en operación comercial de los activos se deberán reportar los Eventos en la forma dispuesta en la presente resolución. Cuando se presente ENS, se estimará su magnitud en la forma descrita en el numeral 3.4 del anexo general de la presente resolución y si el porcentaje que representa, para alguno de los mercados de comercialización afectados, resulta superior al 2% se enviará el respectivo informe a la SSPD. Con el valor de ENS determinado por la SSPD se calculará el valor a compensar, utilizando la forma de cálculo de la compensación por ENS del aparte 3 del numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, el cual será descontado de la remuneración que reciba el agente a través de cargos por uso por estos activos, hasta que se haya cubierto el valor total de esta compensación. El LAC incluirá esta compensación dentro del cálculo de la variable CANOm,u aplicada para el mes m siguiente al mes en que quede en firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de acuerdo con lo previsto en el numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008.

PARÁGRAFO. En todo caso, cuando los activos estén incluidos en la remuneración del STR a través de cargos por uso, el agente que recibe la remuneración será responsable por el cumplimiento de todos los indicadores de calidad establecidos en el numeral 11.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008. Para el cálculo de las horas de Indisponibilidad del activo, solo se tendrán en cuenta las reportadas desde el primer mes de remuneración. Concordancias Ir al inicio ARTÍCULO 7o. ACLARACIÓN DE LAS MÁXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> Se aclara que las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad, MHAI, de los barrajes que cuentan con bahías de maniobra son diferentes de las MHAI de los que no cuentan con estas bahías. Por lo tanto, el numeral 11.1.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 quedará así: “11.1.2 Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad Los siguientes Grupos de Activos utilizados en la prestación del servicio de distribución de energía eléctrica en el STR, no deberán superar, en una ventana móvil de doce meses, el número de Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad, MHAI, señalado en la tabla: Grupos de Activos MHAI Conexión del OR al STN 51 Equipos de Compensación 31 Línea Nivel de Tensión 4 38

Grupos de Activos MHAI Barraje: 15 – Sin Bahías de Maniobra 30

– Con Bahías de Maniobra Para los Grupos de Activos “Conexión del OR al STN”, “Equipos de Compensación” y “Línea Nivel de Tensión 4” se consideran incluidas las respectivas bahías. Para el Grupo de Activos “Barraje” se diferencian las máximas horas permitidas para barrajes que cuentan con bahías de maniobra y para barrajes que no cuentan con estas. El máximo permitido se debe comparar con la suma de las indisponibilidades de los activos que hacen parte del Grupo de Activos. Para comparar la suma de las horas de indisponibilidad de los activos que conforman un Grupo de Activos respecto a las MHAI, no se tendrán en cuenta las horas de indisponibilidad causadas a cada uno de los activos por los demás activos que conforman su Grupo de Activos”. Doctrina Concordante Ir al inicio ARTÍCULO 8o. ACLARACIÓN DE LAS INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> Cuando se presenten Eventos ocasionados por las indisponibilidades excluidas contenidas en el listado del numeral 11.1.5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, no se calcularán las horas de indisponibilidad, HIDm,u, del activo ni la variable CANOm,u, definidas respectivamente en los numerales 11.1.8.1 y 11.1.8.2 del citado anexo. Sin embargo, cuando los anteriores Eventos ocurran en el mismo periodo horario con Eventos ocasionados por indisponibilidades no excluidas y se determine que hubo ENS, se deberá seguir el procedimiento descrito en el

numeral 3.4.2 del anexo general de esta resolución. No se considerarán como indisponibilidades excluidas las originadas por la operación de esquemas suplementarios de protección instalados para evitar que se presente sobrecarga en circuitos o transformadores remunerados en el Nivel de Tensión 4. Cuando se presenten eventos ocasionados por la actuación de estos esquemas, deberán asignarse a los activos que originaron su instalación y que están siendo remunerados a los OR encargados de la expansión de esa red, sin importar que los activos desconectados por la actuación del esquema pertenezcan a niveles de tensión diferentes al 4. En este caso se deberá reportar una indisponibilidad con una duración igual al mayor de los tiempos de interrupción de cualquiera de los activos que fueron desconectados. Para efectos de considerar como excluidas las indisponibilidades causadas por la operación de los demás esquemas suplementarios, se entiende que se encuentran contenidas dentro del aparte ii del numeral 11.1.5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 y que para la instalación de estos esquemas se dio cumplimiento a lo previsto en la regulación. El CND publicará en su página web, antes del inicio de aplicación de esta resolución, una lista con los esquemas suplementarios existentes en el SIN, identificando los activos que operarían por la actuación del mismo. En la lista deberán precisarse los esquemas suplementarios instalados para evitar sobrecargas en circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión 4 e identificarse estos activos. Ir al inicio ARTÍCULO 9o. ACLARACIÓN DEL COSTO RACIONAMIENTO. <Resolución derogada, excepto el Capítulo

3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> La definición de la variable CROq del numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, quedará así: “CROq: Costo incremental operativo de racionamiento de energía definido y calculado por la UPME, correspondiente al primer escalón, durante la hora q, que rija para el mes m en el que se aplique la variable CANOm,u”. Ir al inicio ARTÍCULO 10. FECHA DE INICIO DE APLICACIÓN. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018> <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 147 de 2012. El nuevo texto es el siguiente:> La metodología de calidad del servicio en los STR, prevista en el numeral 11.1 del anexo general de la Resolución número CREG 097 de 2008, y lo establecido en esta resolución se aplicarán a partir del primero de abril de 2013, salvo los apartes donde se indique un plazo diferente. Notas de Vigencia Legislación Anterior Ir al inicio ARTÍCULO 11. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las normas que le sean contrarias. Publíquese y cúmplase. Dada en Bogotá, D. C., a 24 de agosto de 2012. El Presidente,

MAURICIO CÁRDENAS SANTAMARÍA,

Ministro de Minas y Energía. El Director Ejecutivo,

GERMÁN CASTRO FERREIRA.

ANEXO GENERAL. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018>

TABLA DE CONTENIDO

CAPÍTULO I. ASPECTOS GENERALES 1.1 Definiciones 1.2 Consideraciones especiales 1.2.1 Mantenimiento Mayor 1.2.2 Reglas adicionales para indisponibilidades excluidas 1.3 Zona Excluida de CANO 1.3.1 Identificación de Zonas Excluidas de CANO 1.3.2 Lista de Zonas Excluidas de CANO CAPÍTULO II. REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS 2.1 Activos del STR a reportar 2.2 Procedimiento para el reporte de Eventos 2.3 Responsabilidad del reporte de información 2.4 Validación de la información 2.5 Supervisión de Activos del STR 2.6 Plazos CAPÍTULO III. CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA 3.1 Demanda Entregada 3.2 Pronóstico de Demanda 3.3 Pronóstico Nuevo de Demanda 3.4 Cálculo de la ENS 3.4.1 Mercados afectados 3.4.2 Distribución de ENS por Eventos Simultáneos 3.5. Informe sobre ENS

CAPÍTULO I.

ASPECTOS GENERALES. <Resolución derogada, excepto el Capítulo 3 del anexo general, por el artículo 26 de la Resolución 15 de 2018>

1.1 DEFINICIONES.

Para efectos de la aplicación de este anexo se tendrán en cuenta, además de las definiciones de otras resoluciones de la CREG, las siguientes: Activo No Operativo: activo que estando disponible no se puede operar debido a la indisponibilidad de otro activo diferente a los que conforman su Grupo de Activos, según lo previsto en el numeral 11.1.2 de la Resolución CREG 097 de 2008 o la que la complemente, modifique o sustituya.

El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo No Operativo no deberá considerarse en el cálculo de la variable HIDm,u del numeral 11.1.4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, o la que la modifique o sustituya. El tiempo durante el cual un activo se reporte como Activo No Operativo se considerará para el calculo <sic> de la variable CANOi,m,u, definida en el numeral 11.1.8.2 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 o la que la modifique o sustituya, del activo del STR causante de la no operatividad, sólo cuando este último no pertenezca a una Zona Excluida de CANO y, además, haya superado las máximas horas anuales de indisponibilidad permitidas o haya ocasionado ENS.

Capacidad Disponible del Activo: para aplicación de la fórmula del numeral 11.1.4 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, la capacidad disponible del activo es la parte de este que queda en operación en caso de un Evento y se calcula teniendo en cuenta las siguientes condiciones para cada activo: a) Bahías de interruptor y medio: la capacidad disponible de las bahías del diámetro se determina así: i) ante la indisponibilidad de uno de los interruptores diferentes al corte central del diámetro, la capacidad disponible de la bahía respectiva es el 33% de la capacidad nominal; ii) ante la indisponibilidad del corte central, la capacidad disponible de cada una de las dos bahías asociadas al diámetro es el 67% de la capacidad nominal; iii) ante la indisponibilidad del corte central y de uno de los interruptores del diámetro, la respectiva bahía se considera completamente indisponible, iv) ante la indisponibilidad simultánea de los dos interruptores diferentes al corte

central, que forman parte de un mismo diámetro, se considera que las dos bahías asociadas a ese diámetro se encuentran completamente indisponibles; b) Módulo de barraje: si la unidad constructiva queda parcialmente disponible se considera que la capacidad disponible es el 50% de la capacidad nominal; c) Líneas, transformadores y unidades de compensación: la capacidad disponible es la capacidad real disponible del activo, medida en las mismas unidades de la capacidad nominal. Para los casos de líneas con conexiones en T, la capacidad disponible de la línea equivale a la proporción que representa la longitud que queda en servicio frente a la longitud total de la línea, multiplicada por la capacidad nominal de la línea; d) Para los demás activos se considera que la capacidad disponible es el 0% o el 100% de la capacidad nominal, dependiendo de si el equipo está en falla o está en funcionamiento normal.

Evento: situación que causa la indisponibilidad parcial o total de un activo de uso y que ocurre de manera programada o no programada.

Grupo de Activos: Grupo conformado por activos cuyas funcionalidades se encuentran interrelacionadas entre sí.

Los Grupos de Activos y los activos que los conforman se detallan en el numeral 2.1 de este anexo.

Inventario Reconocido: Hace referencia a los activos incluidos en la base de activos con la cual le fue aprobado el Costo Anual por el Uso de los activos de Nivel de Tensión 4 a cada OR.

Supervisión: Adquisición, en forma directa o indirecta, de información de variables operativas del SIN y procesamiento de la misma, sin que esto implique Control Operativo de tales variables.

Doctrina Concordante

1.2 CONSIDERACIONES ESPECIALES.

1.2.1 MANTENIMIENTO MAYOR.

El Mantenimiento Mayor de un activo es el que se realiza por una vez cada seis años y requiere un tiempo mayor a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad fijadas para el Grupo de Activos al que pertenece ese activo. Los mantenimientos mayores deberán ser reportados en el Programa Semestral de Mantenimientos y ajustarse a los procedimientos aquí establecidos. De acuerdo con lo señalado en el numeral 11.1.5.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, el tiempo máximo permitido para el Mantenimiento Mayor de un activo, durante el primer periodo de seis años que inició el 1o de enero de 2008, es de 96 horas. Se exceptúan los activos asociados a unidades constructivas, UC, tipo encapsuladas cuyo Mantenimiento Mayor se realizará una vez cada 12 años, contados a partir del 1o de enero de 2008 y con un tiempo máximo reconocido de 192 horas. La cantidad de horas que sobrepase las definidas para el mantenimiento mayor no se considerará indisponibilidad excluida. El número permitido de horas se puede distribuir a solicitud del OR. La distribución debe hacerse de tal forma que, desde el día de inicio hasta el último día del mantenimiento, no se sobrepase un total de 30 días calendario. La duración mínima de indisponibilidad solicitada por esta causa debe ser de 32 horas. Para cada día de trabajo, la duración mínima de cada indisponibilidad solicitada deberá ser de ocho horas de trabajo; tratándose del último día de los programados para el Mantenimiento Mayor, esta duración puede ser menor. Sin embargo, si por las condiciones de seguridad del SIN se requiere la disminución de este número de

horas para un día determinado, el CND lo podrá solicitar al operador del activo, ante lo cual este último evaluará y tomará la decisión de disminuir la duración o mantener la inicialmente programada. Lo anterior sin perjuicio de la responsabilidad del operador del activo por la gestión del Mantenimiento Mayor. Para el caso de un banco de transformadores, el tiempo máximo permitido por Mantenimiento Mayor puede dividirse de tal forma que el mantenimiento de cada unidad se pueda programar en fechas diferentes. En este caso, sólo una de las tres indisponibilidades solicitadas podrá ser inferior a 32 horas, y cada una de las tres puede ser inferior a las Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad establecidas para el Grupo de Activos denominado Conexión del OR al STN.

1.2.2 REGLAS ADICIONALES PARA INDISPONIBILIDADES EXCLUIDAS.

Con el fin de verificar el cumplimiento de lo previsto en la Resolución CREG 097 de 2008, y sin perjuicio de lo establecido en la normatividad vigente en cuanto a consignación de activos ni de lo señalado en el numeral 11.1.5 del anexo general de la citada resolución, se establecen los siguientes procedimientos: a) Para las exclusiones contempladas en el aparte iv del numeral 11.1.5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, la declaración oficial al CND a que hace referencia el aparte en mención deberá ser por escrito, anexando la información de los activos afectados y la manifestación de que cumplió con los demás puntos exigidos en el citado aparte; b) Para las exclusiones contempladas en el aparte vii del numeral 11.1.5 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008, el OR afectado deberá declarar oficialmente al CND, mediante comunicación escrita, la

fecha de inicio de intervención de activos por la ejecución de obras por parte de entidades estatales o sobre las modificaciones a las instalaciones existentes ordenadas en los Planes de Orde