97D769A8F11C00380525785A007A66B4 Resolución - 2003 - CREG100-2003

Texto del documento

RESOLUCIÓN No.100
( 27 OCT. 2003 )

Por la cual se adoptan los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tubería.

Notas de Vigencia: - Modificada por la Resolución 5 de 2006, publicada en el Diario Oficial No. 46.182 de 14 de febrero de 2006, "Por la cual se modifica el numeral 3.2 del artículo 3o de la Resolución CREG 100 de 2003"

- Modificada por la Resolución 9 de 2005, publicada en el Diario Oficial No. 45.850 de 14 de marzo de 2005, "Por la cual se modifica el artículo 3o de la Resolución CREG100 de 2003".
Ver : Ley142-94
Artículo 73.4
Artículo 73.11
Artículo 87.8
Artículo 136
Artículo 137.3
Sobre el Mismo Tema Ver: Resolución CREG 067-95
Resolución CREG 066-02
Resolución CREG 011-03
Proyecto de Modificación parcial: Resolución CREG 079-04

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y de acuerdo con los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

C O N S I D E R A N D O:

Que el Artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

Que según lo dispuesto en el Artículo 73, Numeral 73.4 de la Ley 142 de 1994, corresponde a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “fijar las normas de calidad a las que deben ceñirse las empresas de servicios públicos en la prestación del servicio”;

Que de acuerdo con el Artículo 87, Numeral 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;

Que la Comisión, mediante Resolución CREG 067 de 1995, adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes;

Que en la Resolución CREG-067 de 1995, numeral 2.10, se estableció que “en resolución aparte, la CREG definirá las calidades mínimas del gas combustible”;

Que de acuerdo con el Artículo 136 de la Ley 142 de 1994, la prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos;

Que de acuerdo con el Artículo 137, Numeral 137.3, la falla en la prestación del servicio da derecho al usuario a la indemnización de perjuicios, que en ningún caso se tasarán en menos del valor del consumo de un día del usuario afectado por cada día en que el servicio haya fallado totalmente o en proporción a la duración de la falla;

Que las empresas, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 139 de la Ley 142 de 1994, tienen derecho a realizar interrupciones en el servicio, para el mejoramiento ó en interés del mismo;

Que los usuarios tienen el derecho a conocer las condiciones en las cuales se le presta el servicio;

Que mediante Resolución CREG-011 de 2003, la Comisión estableció los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería;

Que en dicha Resolución se manifestó que se incluirían en los cargos de distribución las correspondientes inversiones y gastos que demande el cumplimiento de los estándares de calidad que defina la CREG;

Que la Comisión adelantó los estudios necesarios para establecer los estándares de calidad;

Que dichos estudios fueron sometidos a consideración de la industria y de terceros interesados;

Que con base en lo anterior, mediante la Resolución CREG-025 de 2003, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP por redes;

Que recibidos los comentarios la Comisión consideró necesario efectuar ajustes a la propuesta sometida a consulta mediante la Resolución CREG-025 de 2003;

Que tanto la distribución de GLP por redes como la de gas natural se distribuye por redes físicas similares y por tanto algunos indicadores son aplicables para la distribución de los dos productos con los debidos ajustes técnicos;

Que mediante la Resolución CREG-066 de 2002 la Comisión sometió a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se definirá la formula aplicable a las diferentes actividades de la prestación del servicio público domiciliario de GLP;

Que mediante la Resolución CREG-066 de 2002 se estableció que los requerimientos de información asociados a aspectos de calidad así como otras obligaciones, serán tópico especial de la regulación de calidad del producto y del servicio de GLP que la CREG pondrá a consideración de la industria y de los terceros interesados;

Que con base en lo anterior, pueden ser aplicables, a la distribución de GLP por redes, estándares de calidad adicionales a los aprobados mediante la presente Resolución cuando la CREG defina estándares para las diferentes actividades de la prestación del servicio público domiciliario de GLP;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión No. 224 del 27 de octubre de 2003, aprobó adoptar los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural por redes y algunos estándares para el servicio público domiciliario de GLP por redes, dispuestos en la presente Resolución;

R E S U E L V E

ARTÍCULO 1o. ÁMBITO DE APLICACIÓN.

Los Estándares de Calidad de que trata la presente Resolución son aplicables en su totalidad a los usuarios que se conectan a Sistemas de Distribución de gas natural por redes de tuberías y, a los usuarios que se conecten a Sistemas de Distribución de GLP por redes de tuberías según lo establecido en la presente Resolución. La lectura, medición y reporte de los estándares aquí establecidos es responsabilidad del Distribuidor y, cada agente de la cadena será el responsable por el incumplimiento que cause a los indicadores establecidos en esta Resolución según corresponda.

ARTÍCULO 2o. ESTÁNDARES DE CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL POR REDES.

Para medir la calidad en la prestación del servicio técnico y del producto en la prestación del servicio público de gas combustible por redes se establecen los siguientes indicadores:

2.1 DES – Duración Equivalente de Interrupción del Servicio:

Tiempo total de interrupción del servicio a cada usuario durante un mes. Se excluyen las interrupciones originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 o normas que las modifiquen e, interrupciones por conexión de nuevos usuarios.

Donde:

NTI = Número total de interrupciones por usuario ocurridas durante el respectivo mes

i = Interrupción i-ésima

t(i) = Tiempo de duración (en horas o fracción de horas) de la interrupción i-ésima

2.2 IPLI – Índice de Presión en Líneas Individuales:

Porcentaje de mediciones de la presión dinámica de suministro que se encuentra en el rango de presiones de referencia definido en la presente Resolución para el parámetro de medida.

Donde:

NP = Número total de puntos de medición de la muestra seleccionados mensualmente.

NFR = Número de puntos de medición por fuera del rango de

presiones de referencia.

Parágrafo 1.

Para aquellos usuarios que acuerden con el Distribuidor o Comercializador niveles de presión por fuera del rango establecido, no les aplica el indicador IPLI.

2.3 IO – Índice de Odorización:

Porcentaje de mediciones del nivel de la concentración de odorante en el gas distribuido, que se encuentran dentro del rango de referencia definido en la presente Resolución para el parámetro de medida.

Donde:

No = Número total de puntos de medición mensual de la concentración de odorante.

NFR = Número de puntos de medición por fuera del rango de

referencia

2.4 IRST – Índice de Respuesta a Servicio Técnico:

Porcentaje de solicitudes, por tipo de evento, cuyo tiempo de atención está dentro del valor definido por la CREG como parámetro de referencia. Las solicitudes se clasificarán acorde con los siguientes tipos de eventos: escape de gas, incendio, calidad de la llama e interrupción del servicio. La calidad de la llama es cualquier manifestación física que puede observar el usuario en la llama, tal como desprendimiento, retroceso y coloración. El tiempo de atención se determina desde el momento de recibir la llamada, o registrar el evento, hasta el momento en el cual la empresa llega al sitio donde ocurrió el evento.

Donde:

= Número total de solicitudes mensuales, por tipo de evento, atendidas por fuera del tiempo de referencia establecido.

= Número total de solicitudes, por tipo de evento, recibidas durante el período.

Parágrafo 2.

Los usuarios tendrán derecho a exigir el cumplimiento de los parámetros aquí establecidos. Adicionalmente podrán formular reclamos con base en la evidencia de los indicadores reales que ellos puedan contabilizar. En caso de controversia entre el Distribuidor o Comercializador y los usuarios, la carga de la prueba será a cargo del Distribuidor o el Comercializador, según sea el caso. El Comercializador debe incluir, en las facturas del servicio a cada usuario, los valores de referencia que defina la CREG para cada indicador.

Parágrafo 3.

El Comercializador podrá reclamar ante otros Agentes de la cadena por las desviaciones que aquellos causen en los estándares aquí establecidos.

2.5

Condiciones Generales.

De conformidad con lo establecido en el numeral 6.3 de la Resolución CREG-071 de 1999, o aquellas que la sustituyan o modifiquen, el Distribuidor podrá rechazar al Transportador el gas que no cumpla con las especificaciones allí establecidas. En caso de que el Distribuidor acepte distribuir gas que no cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en la Resolución CREG-071 de 1999, deberá asegurarse de adoptar los correctivos necesarios para la adecuada prestación del servicio. El Distribuidor deberá asegurarse de mantener el gas, en su Sistema de Distribución, con las especificaciones que le entregue el Transportador. Cuando haya causal de rechazo del gas, el Distribuidor deberá informar tal circunstancia a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Concordancia: Ley142-94 Articulos 139 a 141
Resolución CREG 071/99

ARTÍCULO 3o. REFERENTES Y VALORES ADMISIBLES PARA LOS ESTÁNDARES DE CALIDAD PARA LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL POR REDES.

Los valores de referencia y los parámetros técnicos que se deben cumplir para la estimación de cada indicador son:

3.1 DES – Duración Equivalente de Interrupción del Servicio:

Parámetro de medida: Tiempo de interrupción en horas.

Valor de referencia: Cero (0) interrupciones. Toda interrupción genera compensación al usuario, excepto aquellas originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de la Ley 142 de 1994 e, interrupciones causadas por conexión de nuevos usuarios.

Puntos de medición: Área operativa del Distribuidor, centros de recepción de Peticiones, Quejas y Reclamos -PQRS -, instalaciones de los usuarios. Se debe registrar: i) tiempo de duración de cada interrupción por usuario; ii) usuarios afectados en cada interrupción y; iii) número de interrupciones al mes.

Periodicidad de la medición: Medición permanente.

Periodicidad del reporte: Mensual. Se debe informar, vía factura a los usuarios afectados, los tiempos acumulados de interrupción durante el mes y la compensación correspondiente.

Parágrafo 1.

Se deberá informar por escrito al usuario, o a través de un medio masivo de comunicación, la programación de interrupciones originadas por las causales establecidas en los Artículos 139, 140 y 141 de Ley 142 de 1994, o aquellas que la modifiquen, y por la conexión de nuevos usuarios. Dicha información se debe suministrar hasta con cinco días hábiles de antelación al inicio de los trabajos especificando la fecha, hora y duración de la interrupción. Para aquellos eventos programables con un mes o más de anticipación, se deberá notificar al usuario a través de la factura. Para los casos de interrupción por emergencia o fuerza mayor el Distribuidor podrá utilizar cualquier medio masivo de comunicación. La interrupción que no se informe oportunamente al usuario se considerará como una falla que da lugar a compensación. En los eventos de fuerza mayor el Distribuidor deberá declarar oficialmente ante la SSPD la ocurrencia del mismo y será responsable por tal declaración.

3.2 IPLI – Índice de Presión en Líneas Individuales:

Parámetro de medida (rango): Mínimo 16 mbar (7.2 Pulgadas Columna de Agua - PCA); Máximo 23 mbar (9.2 PCA). Corresponde a una lectura de la presión dinámica para una carga estimada del 50% de la carga nominal.

Valor de referencia: El 100% de las mediciones deben estar dentro del rango establecido.

Puntos de medición: En la conexión de salida de los medidores individuales de las instalaciones de los respectivos usuarios, estableciendo los puntos de medición de conformidad con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5 del presente Artículo. La medición debe ser puntual (una sola vez) registrando la hora en la cual se realizó.

Periodicidad de la medición: De acuerdo con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5 del presente Artículo.

Periodicidad del reporte: Mensual. Se debe anotar el número de mediciones que estuvieron por encima del valor máximo (9.2 PCA) del rango y, el número de mediciones que estuvieron por debajo del valor mínimo (7.2 PCA) del rango.

Parágrafo 2.

Se exceptúa de lo anterior los siguientes casos: i) líneas individuales en instalaciones para suministro de gas en edificaciones comerciales; ii) líneas individuales en edificaciones residenciales de suministro a artefactos con regulador asociado. Para usuarios industriales y comerciales que requieran una presión por fuera del rango establecido, tendrán la opción de pactarla con el Distribuidor o Comercializador según el caso.

Parágrafo 3.

El Distribuidor no está obligado a garantizar la presión dentro del rango establecido en esta Resolución cuando se evidencie la manipulación del regulador o de la carga sin la previa autorización del respectivo Distribuidor. En estos casos, tales observaciones no se contabilizarán como desviaciones del rango de referencia establecido para el índice IPLI.

3.3 IO – Índice de Odorización:

Parámetro de medida: Nivel de concentración entre 18 – 20 mg/m3 para THT; 8 – 12 mg/m3 para Mercaptano; o el nivel de concentración recomendado por fabricantes para otros odorantes según normas técnicas nacionales o internacionales. Cuando se utilicen métodos fisiológicos, y de acuerdo con normas internacionales, el gas debe contener suficiente olor de tal forma que sea detectado a un quinto del límite inferior de explosividad del gas (ó 1% de gas en aire).

Valor de referencia: El 100% de las mediciones deben estar dentro del rango establecido en la presente Resolución.

Puntos de medición: Medición en la instalación del usuario final para los puntos establecidos de conformidad con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5 del presente Artículo.

Periodicidad de la medición: De acuerdo con los procedimientos estipulados en el parágrafo 5 del presente Artículo.

Periodicidad del reporte: Mensual.

3.4 IRST – Índice de Respuesta a Servicio Técnico:

Parámetro de Medida

(Tiempos Máximos): Será establecido por el ente regulador, para cada tipo evento a mitad del período tarifario, de conformidad con la Resolución CREG-011 de 2003, y a partir de la información recolectada desde la entrada en vigencia de la presente Resolución y hasta ese momento.

Valor de referencia: El 100% de las solicitudes deben ser atendidas dentro del parámetro de medida que establezca la CREG.

Puntos de medición: Central de emergencias del Distribuidor, área operativa del Distribuidor, lugar donde ocurre el evento. Se debe: i) registrar todos los eventos durante el mes especificando la fecha y hora; ii) clasificar los registros por tipo de evento y cuando hay más de un registro para el mismo evento; iii) contabilizar el tiempo de atención del respectivo evento desde su registro hasta la atención del mismo; iv) calcular el indicador. Se debe realizar grabación de llamadas para registrar los eventos. El Distribuidor puede registrar los eventos utilizando cualquier otro medio en aquellos casos donde pueda demostrar que se dificulta el uso de comunicación telefónica.

Periodicidad de la medición: Medición del tiempo de atención de cada evento que se presente durante el mes.

Periodicidad del reporte: Mensual.

Parágrafo 4.

Las registros y grabaciones de llamadas se deberán conservar por tres (3) años, o el período que establezca la autoridad de vigilancia y control. El Distribuidor deberá organizar los registros de eventos de tal manera que permita a la SSPD, a la CREG y usuarios identificar los tiempos de atención

Parágrafo 5.

Para calcular los índices IPLI e IO cada Distribuidor debe adoptar el siguiente procedimiento con el fin de determinar los puntos de medición correspondientes:

1. Establecer el tamaño de muestra por Estación Reguladora de Presión (ERP), o Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad (ERPC) donde no haya ERP, según número de usuarios por estación:

Número de Usuarios por ERP	Tamaño de Muestra (Observaciones por ERP)
0 – 5000	357
5001 – 10000	370
10001 – 20000	377
20001 – 50000	380
Más de 50000	383

2. Obtener las observaciones de cada ERP o ERPC durante el nuevo período tarifario (5 años) distribuidas uniformemente en el tiempo;

3. Calcular mensualmente el respectivo indicador a partir de la información obtenida en dicho mes y reportar a las autoridades de control y regulación;

4. Obtener las observaciones de la muestra en puntos considerados críticos de la red en términos de presión y odorización;

5. Realizar las mediciones en días hábiles durante las horas comprendidas entre las 6:00 A.M. y las 6:00 P.M. El Distribuidor se debe asegurar que algunas de las mediciones se hagan en las horas de consumo pico del respectivo Sistema de Distribución y, debe dejar constancia al usuario de la lectura realizada;

6. Realizar cada medición de presión y odorización al mismo usuario en una visita;

7. La medición de presión y odorización debe coincidir con la revisión quinquenal de que trata el numeral 5.23 de la Resolución CREG-067 de 1995, o aquellas que la modifiquen. Para la medición de presión y odorización se deben cumplir los procedimientos establecidos en esta Resolución.

Parágrafo 6.

A partir de las mediciones del índice IPLI e IO reportadas por el Distribuidor, en el siguiente período tarifario el ente regulador podrá fijar un nuevo tamaño de muestra.

Concordancia: Ley142-94 Articulos 139 a 141

Resolución CREG 067-95

ARTÍCULO 4o. ESTÁNDARES DE CALIDAD EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GLP POR REDES.

Para medir la calidad del servicio técnico en la prestación del servicio público de GLP por redes, se establecen los indicadores DES e IRST definidos en el Artículo 2 de esta Resolución. Para la calidad del producto se establece el indicador IPLI como se define en el Artículo 2 de la presente Resolución, considerando los siguientes parámetros de medida:

Presión Mínima: 23 mbar (9 PCA)

Presión Máxima: 35 mbar (14 PCA)

Parágrafo 1.

Los demás aspectos de los indicadores DES e IRST, definidos en la presente Resolución para el caso de gas natural, son aplicables a la distribución de GLP por redes.

Parágrafo 2.

En Resolución aparte la Comisión podrá establecer estándares de calidad adicionales a los aprobados mediante la presente Resolución, aplicables a la distribución de GLP por redes, cuando se definan estándares de calidad para las diferentes actividades de la prestación del servicio público domiciliario de GLP.

Concordancia: Artículo 2

ARTÍCULO 5o. COMPENSACIONES.

El incumplimiento del indicador DES genera compensación al respectivo usuario. El valor a compensar a los usuarios afectados se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula:

VCD = [ DES] x CI x DP

Donde:

VCD: Valor mensual a Compensar por el incumplimiento del indicador DES ($Col.)

DES: Indicador registrado durante el mes (Horas).

CI: Costo de Interrupción del Servicio de Gas a usuarios ($ por m3) establecido por la CREG. Para lo anterior la CREG podrá utilizar, entre otros, los estudios de la UPME.

DP: Demanda Promedio Horaria del Usuario durante los últimos doce meses (m3/hora). La demanda promedio se calcula como el cociente entre el consumo (m3) facturado durante los doce meses anteriores al momento de calcular la compensación y el número total de horas del año.

Para efectos de reconocer esta compensación al usuario afectado, el Comercializador calcula el monto a compensar a cada usuario detallando los valores de las variables de la fórmula descrita anteriormente, e informa al Agente responsable de la falla en el mes siguiente al mes de consumo. El Comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Usuarios afectados, en la factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos usuarios. El Comercializador descontará los valores compensados en el siguiente pago que tenga que hacerle al Agente responsable de la falla.

Cada Comercializador deberá enviar trimestralmente a la SSPD, o con la periodicidad que la SSPD defina según el Sistema Único de Información, una relación de los montos compensados, detallando los valores de cada una de las variables de la fórmula indicada anteriormente.

La anterior compensación no limita el derecho de los Usuarios de reclamar ante el Comercializador la indemnización de perjuicios no cubiertos por la compensación, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 137 de la Ley 142 de 1994.

Parágrafo.

Los usuarios que tengan contratos interrumpibles no serán objeto de las compensaciones de que trata el presente artículo.

Concordancia: Ley142-94 Articulos 137

ARTÍCULO 6o. REPORTES DE INFORMACIÓN.

La información relacionada con los indicadores de calidad adoptados mediante la presente Resolución deberá ser reportada al Sistema Único de Información través de los formatos que para el efecto se establezcan.

Concordancia: Ley 689/01 Artículo 14

ARTÍCULO 7o. PUBLICACIÓN DE ESTÁNDARES DE CALIDAD.

Los valores de referencia de los estándares de calidad adoptados mediante la presente Resolución se deberán incluir en las facturas de los usuarios.

ARTÍCULO 8o. PERÍODO DE TRANSICIÓN.

Los estándares adoptados mediante la presente Resolución serán de carácter obligatorio un año después de la entrada en vigencia de esta Resolución. En el entretanto las empresas deberán acometer las actividades tendientes a cumplir los estándares adoptados.

ARTÍCULO 9o. VIGENCIA.

La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publicada en el Diario Oficial No.45.364 del 7 de Noviembre de 2003

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C.

27 OCT. 2003

MANUEL MAIGUASHCA OLANO	JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ
Viceministro de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Delegado del Ministro de Minas y Energía Presidente

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Ultima actualización: 21/03/2011 05:32:31 p.m.

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