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Resolución 71 de 1999 CREG

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RESOLUCIÓN 71 DE 1999

(diciembre 3)

 Diario Oficial No. 43.859 de 19 de enero de 2000

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se establece el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural- (RUT)

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 de 1994 y 401 de 1997,los Decretos 1542 y 2253 de 1994 y 1175 de 1999 y,

CONSIDERANDO:

Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 14 de la Ley 142 de 1994, la actividad de transporte de gas natural es una actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas natural;

Que según el Artículo 3o. de la Ley 401 de 1997, es función de la CREG establecer las reglas y condiciones operativas que debe cumplir toda la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte a través del Reglamento Único de Transporte de Gas Natural;

Que la CREG estableció en la Resolución CREG-057 de 1996, las bases para desarrollar un Código de Transporte;

Que según lo dispuesto en el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994 la construcción y operación de redes para el transporte y distribución de gas se regirá exclusivamente por esta Ley y por las normas sanitarias y municipales a las que se alude en los Artículos 25 y 26 de la misma Ley;

Que de acuerdo con el Artículo 67 de la Ley 142 de 1994, es competencia de los Ministerios, señalar los requisitos técnicos que deben cumplir las obras, equipos y procedimientos que utilicen las Empresas de Servicio Público del sector, cuando la comisión respectiva haya resuelto por vía general que ese señalamiento es realmente necesario para garantizar la calidad del servicio, y que no implica restricción indebida de la competencia;

Que de acuerdo con el Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, es función de las Comisiones fijar normas de calidad a las que deben ceñirse las Empresas de Servicios Públicos, y determinar para cada bien o servicio público unidades de medida y de tiempo que deben utilizarse al definir el consumo;

Que según lo dispuesto en el Artículo 73 de la Ley 142 de 1994, corresponde a las Comisiones regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes prestan servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de posición dominante, y produzcan servicios de calidad;

Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 74 de la Ley 142 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia;

Que mediante el Decreto 1175 de 1999, por el cual se reestructuró la Empresa Colombiana de Gas -ECOGAS-, se suprimió el Centro de Coordinación de Transporte de Gas Natural -CTG-, creado por la Ley 401 de 1997, se derogaron las normas pertinentes a dicho Centro, y se dispuso que el Consejo Nacional de Operación cumplirá las funciones de asesoría en la forma como lo establezca el Reglamento Único de Transporte;

Que de acuerdo con lo establecido en el Artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público esta regulada por el Gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos;

Que el Consejo Nacional de Operación en su reunión No. 86 acordó solicitarle a la CREG revisar las causales de redespacho, en especial las relacionadas con accidentes en Sistemas de Transporte de gas. Dicho acuerdo se formalizó mediante comunicación del Secretario Técnico del CNO, dirigida a la CREG el 16 de Febrero de 1999;

Que de acuerdo con lo establecido en la Constitución Política, cuando de la aplicación de una norma expedida por motivo de utilidad pública o de interés social resultaren en conflicto los derechos de los particulares con la necesidad por ella reconocida, el interés privado deberá ceder al interés público o social;

Que la dinámica propia del Estado exige que la regulación se adecue permanentemente a los cambios sociales y tecnológicos con el objeto de cumplir los fines inherentes del Estado;

Que la CREG ha efectuado un amplio análisis con la Industria y terceros interesados sobre los objetivos y contenido del Reglamento Unico de Transporte;

RESUELVE:

ARTICULO 1o. Adoptar el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural -RUT- contenido en el Anexo General de la presente resolución.

ARTICULO 2o. Mediante Resolución posterior la CREG definirá, entre otros aspectos, la regulación del servicio de Almacenamiento, el manejo de las restricciones de transporte y el tratamiento regulatorio del Empaquetamiento.

ARTICULO 3o. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Santa Fe de Bogotá, D.C., el día 3 de Diciembre de 1999

Viceministro de Energía

Delegado por el Ministro de Minas y Energía  

FELIPE RIVEIRA HERRERA  

Presidente

JOSE CAMILO MANZUR J.

Director Ejecutivo

ANEXO GENERAL.

REGLAMENTO UNICO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR REDES (RUT).

 

TABLA DE CONTENIDO

1. PRINCIPIOS GENERALES 6

1.1 DEFINICIONES 6

1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE DEL REGLAMENTO UNICO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL 10

1.2.1 Objetivos 10

1.2.2 Alcance 11

1.3 SEGUIMIENTO Y MODIFICACIÓN DEL RUT 11

1.4 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL 11

1.5 AMBITO DE APLICACIÓN Y VIGENCIA 11

2. ACCESO Y PRESTACION DE SERVICIOS DE TRANSPORTE 12

2.1 ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE Y SUS SERVICIOS 12

2.1.1 Compromiso de Acceso 12

2.1.2 Imposición de Acceso a los Sistemas de Transporte 12

2.1.3 Acceso a Gasoductos Dedicados 12

2.2 PRESTACIÓN DE SERVICIOS DE TRANSPORTE 13

2.2.1 Asignación de Capacidad Disponible Primaria 13

2.2.1.1 Respuesta a la solicitud de servicio 13

2.2.2 Desvíos 13

2.2.3 Contratos de Servicio de Transporte 13

2.3 SERVICIO DE ALMACENAMIENTO 14

2.4 BOLETÍN ELECTRÓNICO DE OPERACIONES - BEO- 15

2.5 MERCADO SECUNDARIO BILATERAL DE TRANSPORTE Y SUMINISTRO DE GAS 15

2.5.1 Liberación de Capacidad Firme 15

2.5.2 Liberación de Derechos de Suministro de Gas 16

3. CONEXIONES 17

3.1 RESPONSABILIDAD Y PROPIEDAD DE LA CONEXIÓN, Y DE LOS PUNTOS DE ENTRADA Y SALIDA 17

3.2 SOLICITUD DE COTIZACIÓN DE CONEXIONES, PUNTOS DE SALIDA Y PUNTOS DE ENTRADA 17

3.3 CONDICIONES DE CONEXIÓN A PUNTOS DE SALIDA 18

3.4 CONEXIONES A PUNTOS DE SALIDA DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE 18

3.5 CONEXIONES A PUNTOS DE ENTRADA DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE 19

4. CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL 20

4.1 RESPONSABILIDAD DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA 20

4.2 CENTROS PRINCIPALES DE CONTROL 20

4.3 MANUAL DE INFORMACION Y PROCEDIMENTOS OPERACIONALES Y COMERCIALES DEL TRANSPORTADOR -MANUAL DEL TRANSPORTADOR- 20

4.4 REGISTRO DE INTERRUPCIONES 21

4.4.1 Estadísticas de Interrupciones 21

4.4.2 Clasificación de las Interrupciones del Servicio 21

4.4.3 Indicadores de Calidad del Servicio 22

4.4.4 Retiro de activos en servicio 22

4.5 NOMINACIONES 22

4.5.1 Ciclo de Nominación de Transporte 22

4.5.1.1 Verificación de información de la Nominación 23

4.5.1.2 Confirmaciones 23

4.5.1.3 Renominaciones de transporte 23

4.5.1.4 Formato para las Nominaciones, Renominaciones y Confirmaciones 23

4.5.2 Nominación de Suministro de Gas 24

4.5.2.1 Verificación de información de la Nominación 24

4.5.2.2 Renominaciones de suministro 24

4.6 OPERACIÓN DEL SISTEMA 24

4.6.1 Obligación de Mantener la Estabilidad Operacional del Sistema de Transporte 24

4.6.2 Ordenes Operacionales 25

4.6.3 Obligaciones del Remitente 25

4.6.4 Acuerdos de Balance 25

4.6.5 Cuenta de Balance de Energía 26

4.6.6 Rango de Tolerancia 26

4.7 INCUMPLIMIENTO Y COMPENSACIONES 27

4.7.1 Compensaciones por Variaciones de Entrada y Salida 27

4.8 RESTRICCIONES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL 28

4.9 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE GAS DE UN SISTEMA DE TRANSPORTE 28

4.9.1 Asignación de Pérdidas de Gas 29

4.10 CUSTODIA Y TITULO SOBRE EL GAS 29

4.11 OFICINA DE ATENCIÓN DE EMERGENCIAS 29

5. MEDICION Y FACTURACION 30

5.1 MEDICIÓN 30

5.2 MEDICION Y ASIGNACION DE CANTIDADES DE ENERGIA EN PUNTOS DE ENTRADA Y PUNTOS DE SALIDA 30

5.2.1 Medición de Cantidades de Energía y Calidad del Gas en Puntos de Entrada 30

5.2.2 Asignación de Cantidades de Energía en Puntos de Entrada 30

5.2.3 Determinación de Cantidades de Energía y Calidad del Gas en Puntos de Salida 30

5.3 MEDICIÓN VOLUMÉTRICA 30

5.3.1 Sistema de Medición 31

5.3.2 Propiedad del Sistema de Medición 31

5.3.3 Instalación, Operación y Mantenimiento de los Sistemas de Medición 31

5.3.4 Reparación y Reposición del Sistema de Medición 31

5.3.5 Equipo de Verificación de Medición 31

5.4 MEDICION DE OTRAS VARIABLES 32

5.4.1 Determinación de la Temperatura de Flujo 32

5.4.2 Determinación de la Presión de Flujo 32

5.4.3 Determinación de la Supercompresibilidad del Gas 32

5.4.4 Determinación de la Gravedad Específica del Gas 32

5.4.5 Determinación del Poder Calorífico 33

5.4.6 Equivalencia Energética del Gas Natural 33

5.5 PRECISION, ACCESO Y CALIBRACIÓN DE EQUIPOS DE MEDICIÓN 33

5.5.1 Márgenes de Error en la Medición 33

5.5.2 Fraudes a la Conexión o al Equipo de Medición 34

5.5.3 Calibración de Equipos de Medición 34

5.5.3.1 Primera calibración 34

5.5.3.2 Verificación de la calibración 34

5.5.4 Acceso a los Sistemas de Medición 34

5.5.5 Registros de Medición 34

5.5.6 Control de Entregas y Recepciones 35

5.6 OBLIGACIONES DE LOS AGENTES Y TRANSPORTADORES 35

5.6.1 Obligaciones del Transportador 35

5.6.2 Obligaciones del Agente 35

5.7 FACTURACIÓN 36

6. ESTÁNDARES Y NORMAS TÉCNICAS APLICABLES 37

6.1 CUMPLIMIENTO DE NORMAS Y ESTÁNDARES 37

6.2 RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS SOBRE NORMAS TECNICAS 37

6.3 CALIDAD DEL GAS 37

6.3.1 Verificación de la Calidad 38

6.3.2 Cumplimiento de las Especificaciones de CO2 39

6.3.3 Entrega de Gas Natural por Fuera de las Especificaciones Establecidas 39

6.4 EXPEDICIÓN DE NORMAS TÉCNICAS Y DE SEGURIDAD 39

1. PRINCIPIOS GENERALES.

 

1.1 DEFINICIONES.

Para efectos del presente RUT y, en general, para interpretar las disposiciones sobre el Servicio de Transporte de Gas Natural por el Sistema Nacional de Transporte, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones, además de las contenidas en la Ley 142 de 1994:

ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL: Es la utilización de los Sistemas de Transporte de Gas Natural mediante el pago de los cargos correspondientes, con los derechos y deberes que establece el Reglamento Único de Transporte y las normas complementarias a éste.

ACUERDO DE BALANCE: Acuerdos comerciales celebrados entre dos Agentes, dirigidos a atender Desbalances.

ACUERDO OPERATIVO DE BALANCE: Acuerdo de Balance de carácter operativo celebrado entre el Productor-Comercializador y el Transportador o entre transportadores.

AGENTES OPERACIONALES O AGENTES: Personas naturales o jurídicas entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales de compra, venta, suministro y/o transporte de Gas Natural, comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son Agentes los Productores-comercializador, los Comercializadores, los Distribuidores, los Transportadores, los Usuarios No Regulados y los Almacenadores Independientes.

BOLETÍN ELECTRÓNICO DE OPERACIONES -BEO-: Página web de libre acceso, que despliega información comercial y operacional relacionada con los servicios de un Transportador, en la cual se incluyen los cargos regulados y los convenidos entre agentes por servicios de transporte, el Ciclo de Nominación, el Programa de Transporte, las ofertas de liberación de capacidad y de suministro de gas, las Cuentas de Balance de Energía y demás información que establezca el RUT.

CALIDAD DEL GAS: Especificaciones y estándares del Gas Natural adoptados por la CREG en el presente Reglamento, y en las normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan.

CANTIDAD DE ENERGIA: Cantidad de gas medida en un Punto de Entrada o en un Punto de Salida de un Sistema de Transporte, expresado en Mbtu (Millones de unidades térmicas británicas) o su equivalente en el Sistema Internacional de Unidades.

CANTIDAD DE ENERGIA AUTORIZADA: Cantidad de Energía que el Centro Principal de Control (CPC) acepta que se transporte durante el Día de Gas por un Sistema de Transporte.

CANTIDAD DE ENERGIA CONFIRMADA: Cantidad de Energía que el Remitente confirma que requiere transportar durante el Día de Gas por un Sistema de Transporte, ante el respectivo Centro Principal de Control (CPC).

CANTIDAD DE ENERGIA ENTREGADA: Cantidad de Energía que el Remitente entrega en el Punto de Entrada de un Sistema de Transporte durante el Día de Gas.

CANTIDAD DE ENERGIA NOMINADA: Cantidad de Energía que el Remitente proyecta entregar en el Punto de Entrada y tomar en el Punto de Salida de un Sistema de Transporte durante el Día de Gas y que consigna en la Nominación correspondiente.

CANTIDAD DE ENERGIA TOMADA: Cantidad de Energía que el Remitente toma en el Punto de Salida de un Sistema de Transporte durante el Día de Gas.

CAPACIDAD CONTRATADA: Capacidad de transporte de Gas Natural que el Remitente contrata con el Transportador para el Servicio de Transporte expresada en miles de pies cúbicos estándar por día (KPCD) o en sus unidades equivalentes en el Sistema Internacional de Unidades.

CAPACIDAD MAXIMA DEL GASODUCTO: Capacidad máxima de transporte diario de un gasoducto definida por el Transportador, calculada con modelos de dinámica de flujo de gas utilizando una presión de entrada de 1.200 psia, las presiones para los diferentes puntos de salida del mismo y los parámetros específicos del fluido y del gasoducto.

CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

CAPACIDAD DISPONIBLE SECUNDARIA: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

CAPACIDAD FIRME: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

CAPACIDAD INTERRUMPIBLE: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

CAPACIDAD FUTURA: Es aquella capacidad producto de ampliaciones de la capacidad de transporte de los gasoductos.

CAPACIDAD LIBERADA: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

CAPACIDAD PROGRAMADA: Capacidad de transporte de un gasoducto que se ha previsto utilizar horariamente en el Programa de Transporte elaborado por cada CPC para el siguiente Día de Gas con base en el Ciclo de Nominación de Transporte.

CARGO POR CONEXIÓN A UN SISTEMA DE TRANSPORTE: Es el cargo que debe pagar un Agente al Transportador o a un tercero, por los costos de la conexión.

CENTROS PRINCIPALES DE CONTROL (CPC): Centros pertenecientes a los diferentes gasoductos (Sistemas de Transporte) que hagan parte del Sistema Nacional de Transporte, encargados de adelantar los procesos operacionales, comerciales y demás definidos en el RUT.

CICLO DE NOMINACIÓN DE TRANSPORTE: Proceso que se inicia con la solicitud de servicios de transporte realizada por un Remitente al CPC respectivo, con respecto a la Cantidad de Energía y el poder calorífico del gas que va a entregar en el Punto de Entrada o a tomar en el Punto de Salida de un Sistema de Transporte en un Día de Gas y que termina con la Confirmación de la solicitud.

CICLO DE NOMINACIÓN DE SUMINISTRO DE GAS: Proceso que se inicia con la solicitud de servicios de suministro de gas realizada por un Remitente al Productor-Comercializador o Comercializador respectivo y que termina con la Confirmación de la solicitud.

COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

COMERCIALIZADOR: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

COMISIÓN O CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas, organizada como Unidad Administrativa Especial del Ministerio de Minas y Energía de acuerdo con las Leyes 142 y 143 de 1994.

COMPUTADOR DE FLUJO O UNIDAD CORRECTORA DE VOLUMEN. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Es un elemento terciario del Sistema de Medición que recibe las señales de salida, proveniente(s) del (de los) dispositivo(s) de medición de flujo, o de otro computador de flujo y/o de los instrumentos de medida asociados, transformándolas y debe almacenar los resultados de los datos de medición en la memoria como mínimo por 40 días para que sean usados.

CONDICIONES ESTÁNDAR: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Definen el pie (metro) cúbico estándar como el volumen de gas, real y seco (que cumpla las especificaciones del RUT, en cuanto a concentración de vapor de agua) contenido en un pie (metro) cúbico a una presión absoluta de 14.65 psi (1.01 bar absoluto), y a una temperatura de 60 oF (15.56 oC). A estas condiciones se referirán los volúmenes y todas las propiedades volumétricas del gas transportado por el Sistema Nacional de Transporte.

Los documentos, comunicaciones, etc., relacionados con el negocio del transporte de gas natural, donde se hable de condiciones estándar, estas deberán entenderse como presión absoluta de 14.65 psi y temperatura de 60 oF (1.01 bar absoluto y 15.56 oC). Cualquiera otra condición debe ser indicada explícitamente.

CONEXIÓN: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Tramo de gasoducto que permite conectar al Sistema Nacional de Transporte, desde los Puntos de Entrada o Puntos de Salida, las Estaciones para Transferencia de Custodia.

CONFIRMACION: Proceso por el cual el Remitente en respuesta a la Nominación Autorizada por el CPC, confirma la Cantidad de Energía que debe entregar al Sistema de Transporte y tomar del mismo.

CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL -CNO-: Cuerpo asesor creado por la Ley 401 de 1997, que cumple las funciones de Asesoría en la forma como lo establece el presente Reglamento y cuyo principal objetivo es hacer las recomendaciones necesarias para asegurar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el RUT.

CONTRATO DE CONEXIÓN AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE: Acuerdo de voluntades suscrito por las partes interesadas, mediante el cual se pactan las relaciones técnicas, administrativas y comerciales de las conexiones al Sistema Nacional de Transporte, e incluye el pago de un Cargo por Conexión.

CONTRATO DE TRANSPORTE O CONTRATO: Acuerdo de voluntades que se suscribe entre un Transportador y un Remitente para la prestación del Servicio de Transporte de Gas, sometido a la regulación que expida la CREG, a las normas pertinentes de la Ley 142 de 1994 y del Derecho Privado.

CUENTA DE BALANCE: Es la diferencia acumulada entre la Cantidad de Energía Entregada y la Cantidad de Energía Tomada por un Remitente durante un mes.

DENSIDAD RELATIVA: <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 50 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Relación entre la masa de gas contenida en un volumen determinado y la masa de aire seco de composición estándar (definido en ISO 6976 o AGA Report No. 5) que podría estar contenida en el mismo volumen a las mismas condiciones estándar. En todos los casos, para propósitos de la presente Resolución, se debe calcular, registrar y emplear la densidad relativa real, la cual incorpora la corrección por los efectos de compresibilidad de los gases y del aire.

DERECHOS DE SUMINISTRO DE GAS: Es la cantidad de gas contratada que otorga al comprador o al consumidor titularidad sobre la misma.

DESBALANCE DE ENERGIA: Se define como la diferencia entre la Cantidad de Energía Entregada y la Cantidad de Energía Tomada por un Remitente en un Día de Gas.

DESVIO: Es un cambio en los Puntos de Entrada y/o en los Puntos de Salida con respecto al origen y/o destinación inicial o primaria especificada en el Contrato de Transporte. Esto es, cuando un Remitente solicita, que se lleve su gas de Puntos de Entrada y/o de Salida diferentes a los especificados en su Contrato.

DÍA DE GAS: Día oficial de la República de Colombia que va desde las 00:00 horas hasta las 24:00 horas, durante el cual se efectúa el suministro y el transporte de gas.

DISTRIBUIDOR DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIA: Persona jurídica que presta el servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.

EMPAQUETAMIENTO: Operación de almacenamiento de gas en gasoductos mediante variaciones de presión de operación, permitiendo modificar transitoriamente la capacidad de transporte de un gasoducto.

EQUIPO DE TELEMETRÍA. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Elemento del Sistema de Medición utilizado para la transmisión de datos de forma remota, con equipos eléctricos o electrónicos para detectar, acumular y procesar datos físicos en las Estaciones para Transferencia de Custodia; para después transmitirlos al CPC.

ESTACIONES DE ENTRADA: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan un Productor-Comercializador con el Sistema Nacional de Transporte. El Productor-Comercializador será el responsable de construir, operar y mantener la Estación. Las Interconexiones Internacionales para Importación, que se conecten al Sistema Nacional de Transporte, se considerarán como un Productor-Comercializador. Para el caso de intercambios internacionales los comercializadores involucrados acuerdan cómo asumir responsabilidades sobre la Estación.

ESTACIONES DE SALIDA: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen y la energía del gas, que interconectan el Sistema Nacional de Transporte con un Distribuidor, un Usuario No Regulado, un Sistema de Almacenamiento o cualquier Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador. El Agente que se beneficie de los servicios de dicha Estación será el responsable de construir, operar y mantener la Estación.

ESTACIONES ENTRE TRANSPORTADORES: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan dos o más Transportadores, en el Sistema Nacional de Transporte. Las Interconexiones Internacionales para Exportación, que se conecten al Sistema Nacional de Transporte, se considerarán como un Transportador. El Transportador que requiera la Estación, para prestar el respectivo servicio, será el responsable de construir, operar y mantener la estación.

ESTACIONES PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de custodia y cuyos equipos e instrumentos de medición deben cumplir con las normas colombianas o, en su defecto, con las de AGA o ANSI, establecidas para la fabricación, instalación, operación y mantenimiento de los equipos e instrumentos. Estas estaciones pueden ser de Entrada, de Salida o Entre Transportadores.

ESTADO DE EMERGENCIA: Situación en la cual un gasoducto o tramo de gasoducto, como consecuencia de eventos imprevistos durante su operación, puede afectar la seguridad pública y el medio ambiente.

GAS NATURAL O GAS: Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El Gas Natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas en este RUT, y en las normas que lo adicionen, modifiquen o sustituyan.

GASODUCTO DEDICADO: <Definición derogada por el artículo 39 de la Resolución 126 de 2010>

GPRS. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Servicio General de Paquetes vía Radio.

INSTALACIONES DEL AGENTE: Equipos y redes utilizados por el Agente a partir de la Conexión, entre los cuales se pueden incluir filtros, odorizadores, compresores, válvulas de control y medidores de verificación, que no hacen parte del Sistema Nacional de Transporte.

INTERCAMBIABILIDAD: <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 50 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Es la medida del grado en que las características de combustión de un gas son compatibles con las de otro gas. Se dice que dos gases son intercambiables cuando un gas puede ser sustituido por otro gas sin interferir con la operación de equipos o artefactos de combustión.

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES: Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o exportación de Gas Natural.

LIBERACIÓN DE CAPACIDAD: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

MANUAL DEL TRANSPORTADOR: Documento que contiene la información y los procedimientos comerciales y operacionales más relevantes utilizados por cada Transportador.

MERCADO SECUNDARIO: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

NOMINACIÓN DE SERVICIO DE TRANSPORTE: Es la solicitud diaria del servicio para el siguiente Día de Gas, presentada por el Remitente, al CPC respectivo, que especifica la Cantidad de Energía a transportar horariamente, o diariamente en el caso de Distribuidores; el poder calorífico del gas; así como los Puntos de Entrada y Salida. Esta solicitud es la base para elaborar el Programa de Transporte.

NOMINACION DE SUMINISTRO DE GAS: Es la solicitud diaria de suministro de gas para el siguiente Día de Gas, presentada por el Remitente al Productor-Comercializador o al Comercializador respectivo, que especifica la Cantidad de Energía a entregar horariamente, o diariamente en el caso de Distribuidores.

NÚMERO DE WOBBE (ÍNDICE DE WOBBE): <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 50 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Es una medida del flujo de energía a través de un orificio y corresponde a la relación entre el poder calorífico de un gas por unidad de volumen y la raíz cuadrada de su densidad relativa con respecto al aire, bajo las mismas condiciones de referencia. El número de Wobbe puede especificarse como superior o inferior dependiendo del poder calorífico con el que se calcule. En todos los casos, para propósitos de la presente resolución, cuando se haga mención al término “número de Wobbe” sin ningún calificativo adicional, deberá entenderse que se trata del número de Wobbe superior, el cual se basa en el poder calorífico bruto (superior).

OPERADOR DE RED, OR <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución CREG-084 de 2000, el nuevo texto es el siguiente:> Es la persona encargada de la administración, operación y mantenimiento de un gasoducto o grupo de gasoductos cuyos activos pueden ser de su propiedad o de terceros. El Operador de Red puede o no, ser un Transportador.

PODER CALORÍFICO SUPERIOR: <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 50 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:> Cantidad de calor que sería liberado por la combustión completa con oxígeno de una cantidad específica de gas, de manera que la presión a la cual se produce la reacción permanece constante, y todos los productos de combustión son llevados a la misma temperatura especificada de los reactantes; estando todos estos productos en estado gaseoso, excepto el agua formada por la combustión, la cual es condensada al estado líquido a la temperatura especificada. En todos los casos, para propósitos de la presente resolución, cuando se haga mención al término “poder calorífico” sin ningún calificativo adicional, deberá entenderse que se trata del poder calorífico bruto (superior).

PRESTADOR DEL SERVICIO DE TRANSPORTE O TRANSPORTADOR: Se considerarán como tales, las personas de que trata el Titulo 1o. de la Ley 142 de 1994 que realicen la actividad de Transporte de Gas desde un Punto de Entrada hasta un Punto de Salida del Sistema Nacional de Transporte y que reúnen las siguientes condiciones, de acuerdo con la Regulación de la CREG:

a) Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un Sistema de Transporte siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y

b) Que realice la venta del Servicio de Transporte a cualquier Agente mediante Contratos de transporte.

PRODUCTOR DE GAS NATURAL: Es quien extrae o produce Gas Natural conforme a la legislación vigente. Cuando el Productor vende gas a un Agente diferente del asociado, es un Comercializador.

PROGRAMA DE TRANSPORTE: Es la programación horaria para el transporte de Cantidades de Energía, elaborada diariamente por un CPC, de acuerdo con las Nominaciones de los Remitentes y la factibilidad técnica de transporte de los gasoductos respectivos.

PUERTA DE CIUDAD: <Ver la definición de "Estación reguladora de puerta de ciudad o puerta de ciudad", contenida en el artículo 2o. de la Resolución 11 de 2003> Estación reguladora de la cual se desprenden redes que conforman total o parcialmente un Sistema de Distribución y a partir de la cual el Distribuidor asume la custodia del gas.

PUNTO DE ENTRADA: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Punto en el cual se inyecta el gas al sistema de transporte desde la conexión del respectivo agente. El Punto de Entrada incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación.

PUNTO DE INICIO DEL SERVICIO: <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 78 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Punto del sistema nacional de transporte en el cual se inicia la prestación del servicio de transporte de gas. Puede ser un punto de entrada, un punto de transferencia entre dos transportadores o un punto intermedio en el respectivo sistema de transporte. Este último punto deberá corresponder al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

PUNTO DE ROCÍO DE HIDROCARBUROS: <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 54 de 2007. El nuevo texto es el siguiente:> Es la temperatura a la cual empieza a aparecer líquido condensado de hidrocarburos. No hay condensación a temperaturas superiores al punto de rocío. Cuando la temperatura cae por debajo del punto de rocío, cada vez se forma más líquido condensado. Los puntos de rocío de hidrocarburos dependen de la composición del gas natural y de la presión a la cual esté sometido dicho gas.

PUNTO DE SALIDA: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Punto en el cual el Transportador inyecta el gas a la Conexión del respectivo Agente. El Punto de Salida incluye la válvula de conexión y la “T” u otro accesorio de derivación.

PUNTO DE TERMINACIÓN DEL SERVICIO: <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 78 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Punto del sistema nacional de transporte en el cual se finaliza la prestación del servicio de transporte de gas. Puede ser un punto de salida, un punto de transferencia entre dos transportadores o un punto intermedio en el respectivo sistema de transporte. Este último punto deberá corresponder al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

PUNTO DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA: <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Es el sitio donde se transfiere la custodia del gas entre un Productor-Comercializador y un Transportador; o entre un Transportador y un Distribuidor, un Usuario No Regulado, un Almacenador Independiente, un Usuario Regulado atendido por un Comercializador (no localizado en áreas de servicio exclusivo), una Interconexión Internacional, entre dos Transportadores, y a partir del cual el Agente que recibe el gas asume la custodia del mismo.

RANGO DE TOLERANCIA: Porcentaje de la Capacidad de un gasoducto dentro del cual se admiten Variaciones de Entrada y Salida, sin perjuicio de las compensaciones que establece este Reglamento.

RECONCILIACIÓN: Proceso de ajuste a la facturación del Servicio de Transporte, una vez se disponga de las mediciones reales de un Remitente.

REGLAMENTO UNICO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL (RUT): Conjunto de normas de carácter general expedidas por la CREG que reglamentan la actividad de las empresas que prestan el Servicio de Transporte de Gas Natural y su interrelación con los demás Agentes.

REMITENTE: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

REMITENTE POTENCIAL: Agente que solicita la prestación del servicio de Transporte.

REMITENTE REEMPLAZANTE: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

RENOMINACION: Nominación sometida a consideración del CPC durante el Día de Gas mediante la cual un Remitente solicita incrementar o disminuir las nominaciones previamente confirmadas.

RESTRICCIONES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE: Disminución de la Capacidad Máxima del Gasoducto originada por limitaciones técnicas identificadas o por una condición de fuerza mayor o caso fortuito.

Scada. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Supervisión, Control y Adquisición de datos.

SERVICIO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL O SERVICIO: Prestación del Servicio de Transporte de Gas Natural, mediante las modalidades de Capacidad Firme o Capacidad Interrumpible, haciendo uso del Sistema de Transporte a cambio del pago de la tarifa correspondiente.

SISTEMA DE ALMACENAMIENTO: Se entiende como la infraestructura dedicada exclusivamente a almacenar Gas Natural por un período de tiempo específico para su posterior uso.

Sistema de Medición. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Sistema que comprende el módulo de medición, todos los dispositivos auxiliares y adicionales, y cuando sea apropiado, un sistema de soportes documentales asegurando la calidad y la trazabilidad de los datos

SISTEMA DE TRANSPORTE: Conjunto de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte que integran los activos de una empresa de transporte.

SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE: Conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las Puertas de Ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios No Regulados, Interconexiones Internacionales y Sistemas de Almacenamiento.

SISTEMA REGIONAL DE TRANSPORTE, SRT <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG-008 de 2001. El nuevo texto es el siguiente:>  Conjunto de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de Sistemas Troncales de Transporte, Puntos de Entrada de campos de producción o Puntos de Transferencia de otros Sistemas de Transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta otro (s) Sistema (s) Regional de Transporte, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, Sistemas de Almacenamiento o que interconectan Sistemas de Distribución. Los Sistemas Regionales de Transporte no incluirán activos pertenecientes a Sistemas de Distribución.

SISTEMA TRONCAL DE TRANSPORTE, STT <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG-008 de 2001. El nuevo texto es el siguiente:> Gasoducto o grupo de gasoductos de un Sistema de Transporte, con diámetros iguales o superiores a 16 pulgadas, derivados de Puntos de Entrada de campos de producción o de Puntos de Transferencia de otro(s) Sistema(s) de Transporte, a través de los cuales se transporta gas hasta Sistemas Regionales de Transporte, Sistemas de Distribución, la conexión de Usuarios No Regulados, otro (s) Sistema (s) de Transporte y Sistemas de Almacenamiento.

SUBASTA: Procedimiento estructurado de compra-venta de bienes o servicios con reglas formales, en la cual los potenciales compradores y/o vendedores pueden realizar ofertas.

SUPERINTENDENCIA O SSPD: La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios a que se refieren los Artículos 14.30 y 76 de la Ley 142 de 1994.

Telemetría. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Es la lectura de forma remota, periódica de la información disponible en medidores de consumo de gas con el objetivo de:

-- Realizar de forma remota la gestión del sistema de medición:

– Lectura del medidor

– Monitoreo de las variables.

-- Realizar de forma remota la gestión operativa y del servicio:

– Diagnóstico y detección de fallas

– Recolección de la información necesaria para la facturación

– Monitoreo de la calidad del servicio

-- Control de pérdidas / Detección y prevención de fraude.

Para poder realizar el envío de los datos cuenta con sistemas de transmisión de datos como: satélite, fibra óptica, GPRS, teléfono fijo, Unidad Terminal Remota UTR, entre otros.

Unidad Terminal Remota (UTR). <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Sigla más conocida por sus siglas en inglés como RTU, mediante la cual se define a un dispositivo que es parte del sistema de medición y basado en microprocesadores, el cual permite obtener señales independientes de los procesos y enviar la información al CPC donde se procese haciendo parte de un sistema central Scada o un software de adquisición de datos el cual permita, entre otras, visualizar las variables enviadas por la UTR. Este elemento puede reemplazar al Computador de Flujo en la medida en que cumpla con los estándares técnicos para tal fin, lo que lo convierte en parte constitutiva del Sistema de Medición.

VARIACIÓN DE ENTRADA: Valor absoluto de la diferencia entre la Cantidad de Energía Confirmada y la Cantidad de Energía Entregada en cada hora por el Remitente, o en cada día para el caso de Distribuidores.

VARIACIÓN DE SALIDA: <Definición derogada por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

VOLUMEN ESTÁNDAR DE GAS NATURAL: <Definición adicionada por el artículo 2 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Es aquel volumen de gas, real y seco (que cumpla las especificaciones del RUT, en cuanto a concentración de vapor de agua) referido a una presión absoluta de 14.65 psi (1.01 bar absoluto) y 60 oF (15.56 oC).

1.2 OBJETIVOS Y ALCANCE DEL REGLAMENTO UNICO DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL.

1.2.1. OBJETIVOS.  

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Los Agentes sujetos del alcance del presente Reglamento Único de Transporte (RUT), tendrán en cuenta, al implementarlo y aplicarlo, que los objetivos del RUT con relación al Sistema Nacional de Transporte son:

a) Asegurar acceso abierto y sin discriminación;

b) Crear las condiciones e instrumentos para la operación eficiente, económica y confiable;

c) Facilitar el desarrollo de mercados de suministro y transporte de gas;

d) Estandarizar prácticas y terminología para la industria de gas;

e) Fijar las normas y las especificaciones de calidad del gas transportado;

f) Propender por un manejo seguro de la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte.

1.2.2 ALCANCE.  

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El Reglamento Unico de Transporte, que para todos los efectos se identificará como el RUT, se le aplica a todos los Agentes que utilicen el Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural, y será de obligatorio cumplimiento en toda la infraestructura del Sistema Nacional de Transporte, incluidas las Estaciones para Transferencia de Custodia.

Los propietarios de gasoductos dedicados no se consideran Transportadores, salvo en el caso de Interconexiones Internacionales para Exportación que se construyan como tales. En caso de gasoductos dedicados que no sean Interconexiones Internacionales, a las cuales un tercero solicite el servicio de transporte y este sea técnicamente factible, se deberá cumplir lo establecido en el numeral 2.1.3. En todo caso, los propietarios de gasoductos dedicados deberán cumplir las normas técnicas y de seguridad que establezca la autoridad competente.

1.3 SEGUIMIENTO Y MODIFICACIÓN DEL RUT.  

Cuando lo considere conveniente el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural revisará la experiencia en la aplicación de los aspectos operativos, y comerciales del RUT, y enviará a la Comisión un informe sobre el resultado de las revisiones, las propuestas de reforma, si las hubiere, y cualquier observación o sugerencia presentada por escrito por cualquiera de los Agentes, y que no haya sido incluida en las propuestas de reforma.

La Comisión examinará las propuestas y las demás observaciones e iniciativas y, en la medida en que las considere convenientes, o de oficio, modificará el RUT después de haber oído al Consejo Nacional de Operación de Gas Natural sobre las modificaciones propuestas. La iniciativa para la reforma del Reglamento también será de la Comisión si esta estima que debe adecuarse a la evolución de la industria, que contraría las regulaciones generales sobre el servicio, que va en detrimento de mayor concurrencia entre oferentes y demandantes del suministro o del libre acceso y uso del servicio de transporte y otros servicios asociados.

A partir de la expedición del presente Reglamento, todos los Contratos de Transporte que se suscriban incluirá una cláusula de ajuste que permita acoger las modificaciones que se hagan al RUT, sus normas complementarias y en general las demás reglamentaciones que expida la Comisión.

1.4 CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN DE GAS NATURAL.

De conformidad con el artículo 2o. del Decreto 1175 de 1999, en cumplimiento de las funciones de asesoría otorgadas por la Ley, el Consejo Nacional de Operación desarrollará las siguientes funciones:

- Proponer a la CREG modificaciones al RUT.

- Recomendar a la CREG la adopción de protocolos unificados para la generación, envío, almacenamiento, captura y consulta de información.

- Recomendar a la CREG la parte que corresponde de la matriz de compensaciones por Variaciones.

- Proponer el Manual Guía del Transportador.

- Dar concepto a la CREG sobre los conflictos derivados de la aplicación del RUT que se presenten entre los Agentes.

- Proponer Acuerdos de Balance marco para los Agentes

- Proponer los horarios para las renominaciones sincronizadas de suministro y transporte.

- Establecer su propio reglamento.

- Las demás que le señale la CREG en el RUT.

El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural estará conformado de acuerdo con lo estipulado por la Ley 401 de 1997.

1.5 AMBITO DE APLICACIÓN Y VIGENCIA.

Todo Agente que utilice el Sistema Nacional de Transporte se sujetará a lo establecido en el presente RUT. Tanto los acuerdos como los contratos firmados con anterioridad y posterioridad a la expedición del presente reglamento, deberán ajustarse a la reglamentación aquí establecida.

2. ACCESO Y PRESTACIÓN DE SERVICIOS DE TRANSPORTE.  

2.1 ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE Y SUS SERVICIOS.

2.1.1 COMPROMISO DE ACCESO. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 171 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:>

a) Todo Transportador debe garantizar el acceso a los Sistemas de Transporte y a los servicios de transporte, de forma no discriminatoria y de acuerdo con lo establecido en el presente RUT.

Los Transportadores de Gas Natural por tubería permitirán el acceso a los gasoductos, de su propiedad o que se encuentren bajo su control, a cualquier Productor-comercializador, Distribuidor, Usuario No Regulado, Usuario Regulado (no localizado en áreas de servicio exclusivo) atendido a través de un Comercializador, Almacenador, y en general, a cualquier Agente que lo solicite. Dicho acceso deberá ofrecerse a cualquier Agente en las mismas condiciones de calidad y seguridad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia, así como en el RUT y demás disposiciones que expida la Comisión;

b) Condiciones para autorizar el acceso a los sistemas de transporte por parte de usuarios conectados o que puedan conectarse a sistemas de distribución:

Los Transportadores de gas natural por tubería no podrán autorizar el acceso a los gasoductos de su propiedad o que se encuentran bajo su control, a cualquier Usuario Regulado o Usuario No Regulado, que en el momento de la solicitud de conexión se encuentre conectado a un Sistema de Distribución o pueda conectarse a un Sistema de Distribución.

Los Transportadores sólo podrán aceptar el acceso de un Usuario Regulado atendido a través de un comercializador o de un Usuario No Regulado conectado previamente a un Sistema de Distribución o que se pueda conectar a un Sistema de Distribución, cuando como consecuencia de condiciones técnicas (flujo, presión, volumen, calidad del gas, entre otras) o de seguridad, la demanda de dicho usuario no pueda ser atendida por el distribuidor que le presta o le puede prestar el servicio.

El usuario que esté conectado o se pueda conectar a un Sistema de Distribución y que por las razones antes señaladas solicite el acceso al Transportador deberá presentarle a este un documento expedido por el Distribuidor en donde se indiquen las razones técnicas del porqué no le es posible prestarle el servicio a dicho usuario.

Para los efectos del literal b de este artículo, cuando se hace referencia al acceso a un Sistema de Distribución por parte de un Usuario No Regulado, se debe entender que esta expresión no incluye a los “Distribuidores-Comercializadores”.

Las disposiciones del literal b) de este artículo se aplican a las conexiones de inmuebles o predios, sin importar cualquier modificación relativa a la propiedad, posesión, tenencia, usufructo, administración o similares que pueda ocurrir en relación con estos.

2.1.2 IMPOSICIÓN DE ACCESO A LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE.

<Ver Notas del Editor> Si transcurridos quince (15) días a partir del recibo de la solicitud de acceso, el Transportador no ha respondido dicha solicitud o si transcurrido un (1) mes a partir del recibo de la misma no se ha llegado a ningún acuerdo con quien o quienes han solicitado el acceso, a petición de cualquier interesado, la Comisión podrá imponer, por la vía administrativa, el acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

Al adoptar la decisión de imponer el acceso del solicitante al Sistema de Transporte, la Comisión definirá, entre otros aspectos, lo siguiente:

a) El beneficiario en cuyo favor se impone;

b) La empresa Transportadora a la cual se impone el acceso;

En todo caso, al decidir si es necesario imponer el acceso, la Comisión examinará si la renuencia del Transportador implica una violación de los deberes legales relacionados con el acceso o interconexión, o una conducta contraria a la libre competencia; en tal caso solicitará a las entidades de control que adelanten las investigaciones respectivas. La imposición de acceso no excluye la aplicación de las sanciones que fueren procedentes, conforme a las disposiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y demás normas concordantes.

El solicitante puede renunciar al acceso impuesto por la Comisión, y éste dejará de ser obligatorio para el Transportador. La renuncia debe hacerse de buena fe, sin abusar del derecho, en forma tal que no perjudique indebidamente al Transportador. Si hay Contratos, las partes se sujetarán a ellos.

2.1.3 ACCESO A GASODUCTOS DEDICADOS.

<Ver Notas de Vigencia> En el evento de gasoductos dedicados a los que se solicite servicio de Transporte, y este sea técnicamente factible, su propietario tendrá la obligación de permitir el acceso. Mientras el propietario no haya decidido convertirse en Transportador, se requerirá autorización de la CREG, quien impondrá las condiciones para el acceso. En tal caso, el propietario del gasoducto dedicado tendrá las siguientes opciones: a) convertirse en Transportador; b) vender los activos a un Transportador; o c) continuar como operador del gasoducto. En todo caso, la CREG podrá exigir al propietario del gasoducto, que se convierta en Transportador cuando las condiciones de utilización del gasoducto lo requieran o lo aconsejen.

2.2 PRESTACIÓN DE SERVICIOS DE TRANSPORTE.

El Transportador debe garantizar la prestación del Servicio de Transporte, de acuerdo con los indicadores de calidad del servicio establecidos por la CREG, salvo que la conexión del Agente no garantice condiciones de seguridad o que la modalidad de contratación corresponda a servicio interrumpible.

2.2.1. ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA. <Derogado por el artículo 40 de la Resolución 185 de 2020, una vez  las disposiciones contenidas en la Resolución 185 de 2020 sean implementadas por el gestor del mercado en la fecha establecida en el Artículo 39 de la misma. Ver en Legislación Anterior el texto vigente hasta esta fecha>

2.2.1.1. RESPUESTA A LA SOLICITUD DE SERVICIO. <Derogado por el artículo 40 de la Resolución 185 de 2020, una vez  las disposiciones contenidas en la Resolución 185 de 2020 sean implementadas por el gestor del mercado en la fecha establecida en el Artículo 39 de la misma. Ver en Legislación Anterior el texto vigente hasta esta fecha>

2.2.2. DESVÍOS.

 

Los desvíos serán solicitados por el Remitente y autorizados por el Transportador, cuando haya suficiente capacidad del gasoducto en la nueva trayectoria desde el Punto de Entrada hasta el Punto de Salida.

Durante el Ciclo de Nominación de Transporte el Remitente podrá solicitar cambios en los Puntos de Entrada y Salida del servicio de transporte contratado. Dichos cambios deben ser autorizados por el Transportador o Transportadores involucrados en la operación, quienes sólo podrán negarla por razones de tipo técnico u operativo. En este caso deberán incluir la justificación de su respuesta.

PARAGRAFO: <Parágrafo derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

2.2.3. CONTRATOS DE SERVICIO DE TRANSPORTE.

 

<Ver Notas de Vigencia> Los Transportadores ofrecerán distintas modalidades contractuales, enmarcadas como servicios de transporte de Capacidad Firme o de Capacidad Interrumpible. El Transportador no podrá discriminar entre clientes con características objetivas similares. El Contrato de Transporte deberá contener como mínimo, los siguientes requisitos:

a) Fecha del Contrato.

b) Tipo o clase de Contrato y de servicio.

c) Nombre de las partes.

d) Término de duración del Contrato.

e) Fecha de iniciación del servicio.

f) Puntos de Entrada y Salida.

g) Capacidad Contratada.

h) Presión en el Punto de Salida.

i) Tarifas según resoluciones aprobadas por CREG.

j) Condiciones de la factura.

k) Forma y garantías de pago.

l) Forma, tiempo, sitio y modo en el que debe ponerse en conocimiento la factura al Remitente.

m) Causales para suspensión y procedimientos para restablecimiento del servicio.

n) Condiciones previas exigidas al Remitente para obtener el servicio.

o) Procedimiento de modificación.

p) Condiciones para cesión del contrato y procedimientos a seguir.

q) Características técnicas mínimas e indicadores de precisión de los equipos de medición.

r) Especificaciones del gas a ser transportado.

s) Cláusula de ajuste por cambios regulatorios.

<Inciso modificado y adicionado por el artículo 2 de la Resolución 78 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Los transportadores deberán ofrecer servicios de transporte para todos y cada uno de los tramos de gasoductos de sus respectivos sistemas de transporte, para lo cual se tendrán en cuenta los tramos y las Capacidades Máximas de Mediano Plazo (CMMP), definidos en las resoluciones de cargos para cada sistema. En los contratos se establecerá el sentido contratado para el flujo del gas natural. Si entre el punto de entrada y el punto de salida se involucra más de un transportador, el remitente tendrá la opción de suscribir contratos independientes con cada transportador o delegar a uno de los transportadores involucrados para que actúe en su representación. El remitente tendrá el derecho de utilizar cualquiera de los tramos de gasoductos en los que haya contratado capacidad de transporte mediante uno o más contratos, hasta la capacidad contratada.

El servicio de capacidad de transporte se deberá prestar desde un punto de inicio del servicio, aun cuando no corresponda a un punto de entrada, y hasta un punto de terminación del servicio, aun cuando no corresponda a un punto de salida. Se entenderá que la regulación sobre los aspectos comerciales y operativos se aplica desde el punto de inicio del servicio hasta el punto de terminación del servicio.

En la nominación el remitente deberá indicar el punto de entrada y el punto de salida del gas. Así mismo, el remitente que recibe el gas en el punto de salida deberá coordinar la nominación con el remitente que inyecta el gas en el punto de entrada. El transportador no estará obligado a aceptar nominaciones de contratos en los que la extracción de gas en el punto de salida no esté respaldada físicamente con inyección de gas en un punto de entrada.

<Incisos derogados por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

2.3 SERVICIO DE ALMACENAMIENTO.  

El Servicio de Almacenamiento, podrá ser prestado tanto por Transportadores como por terceros, sobre la base del principio de libre acceso y no discriminación.

El Servicio de Almacenamiento es un servicio independiente al de Transporte y diferente al Empaquetamiento, que puede ser prestado por el Transportador o un tercero, siempre y cuando esto no implique que el Transportador sea dueño del gas almacenado, excepto del necesario para el funcionamiento del Sistema de Almacenamiento y en general, del necesario para el manejo seguro del Sistema de Transporte. El Transportador no podrá almacenar gas para propósitos de comercialización. El gas para estos propósitos será propiedad del Remitente, quien se responsabilizará de entregar y/o tomar su gas cuando lo necesite. Al entregar y/o tomar gas de un Sistema de Almacenamiento, el Remitente deberá cumplir con los Ciclos de Nominación de transporte y/o suministro según sea el caso.

2.4 BOLETÍN ELECTRÓNICO DE OPERACIONES - BEO-.  

<Ver Notas de Vigencia> Los Transportadores deberán implementar un sistema de información electrónico a través del Internet, de acceso libre en línea y de carácter permanente, con el objeto de poner a disposición de los diferentes Agentes, como mínimo la siguiente información:

- Manual del Transportador.

- Ciclo de Nominación.

- Volumen total transportado diariamente por gasoducto.

- Ofertas de liberación de capacidad y de suministro de gas, incluyendo Puntos de Entrada y Salida.

- Capacidad Disponible Primaria, incluyendo Puntos de Entrada y Salida.

- Solicitudes del servicio, incluyendo volúmenes y Puntos de Entrada y Salida.

- Capacidad contratada.

- Cuentas de Balance

El BEO de cada CPC deberá permitir el acceso a la información desplegada por los BEO de otros CPC, conformando una red de información nacional. Con el objeto de asegurar la operatividad de este instrumento de información, el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, estandarizará en un plazo de tres (3) meses contados a partir de su conformación, los protocolos de comunicación, los formatos de captura y en general los procedimientos de administración de la información. Si el Consejo Nacional de Operación de Gas lo considera conveniente y factible, podrá centralizarse e integrarse la información contenida en los BEO de los diferentes Transportadores en un Boletín Electrónico de Operaciones único a nivel nacional.

Para la implementación del Boletín Electrónico de Operaciones, los Transportadores dispondrán de un plazo de tres (3) meses contados a partir de la fecha de estandarización de protocolos de comunicación por parte del Consejo Nacional de Operación de Gas.  

Si el Consejo Nacional de Operación de Gas lo considera conveniente y factible, los Ciclos de Nominación de Suministro y Transporte podrán efectuarse vía fax o por cualquier otro medio idóneo para realizar estas operaciones.

2.5 MERCADO SECUNDARIO BILATERAL DE TRANSPORTE Y SUMINISTRO DE GAS. <Numeral derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

2.5.1. LIBERACIÓN DE CAPACIDAD FIRME.  

Los Remitentes podrán liberar, total o parcialmente, temporal o permanentemente, la Capacidad Firme que no vayan a utilizar en un período determinado.

El Remitente que vaya a liberar Capacidad Firme, debe indicar al CPC respectivo, los términos y condiciones de dicha operación, exceptuando el precio. El CPC publicará en el Boletín Electrónico de Operaciones -BEO- la oferta de liberación de capacidad, sus términos y condiciones, y el nombre del Remitente que libera capacidad. Dicha oferta se publicará en todos los Boletines Electrónicos de Operación del Sistema Nacional de Transporte.

En ningún caso, el Transportador podrá adquirir Capacidad Liberada en el Sistema Nacional de Transporte. El CPC deberá garantizar igualdad de condiciones en el despliegue de la información correspondiente a la Capacidad Disponible Primaria y a la Capacidad Disponible Secundaria.

Al efectuar la liberación, el Remitente Reemplazante podrá cambiar el Punto de Entrada y Salida del Contrato, con el visto bueno del CPC respectivo. Podrán realizarse desvíos, siempre y cuando no afecten los Contratos de Transporte de otros Remitentes u operaciones de liberación de capacidad previas, cancelando los costos adicionales, si los hubiese, al Transportador o a otro Remitente, de conformidad con los cargos de transporte aprobados por la CREG. Una vez el CPC respectivo determine la viabilidad técnica de la operación, la cual se efectuará antes del inicio del Ciclo de Nominación de Transporte para el siguiente Día de Gas, los precios y demás condiciones contractuales serán pactadas libremente entre las partes.

El Remitente que ha liberado Capacidad Firme asignará libremente dicha capacidad a los Remitentes Reemplazantes, y de realizarse la transacción, informará al CPC respectivo los precios y la capacidad correspondientes. El CPC publicará en el BEO, los volúmenes y precios transados, sin indicar los Agentes que intervinieron en la operación.

A menos que se acuerde la cesión del Contrato con el Transportador, esta operación no libera al Remitente de sus obligaciones contractuales. No obstante, el Remitente Reemplazante estará sujeto a las demás condiciones establecidas por este RUT.

2.5.2. LIBERACIÓN DE DERECHOS DE SUMINISTRO DE GAS.

Los Agentes podrán liberar, total o parcialmente, temporal o permanentemente, Derechos de Suministro de gas que no vayan a utilizar en un período determinado.

El Agente que vaya a liberar Derechos de Suministro de gas, debe indicar al CPC respectivo, los términos y condiciones de dicha operación, exceptuando el precio. El CPC publicará en el Boletín Electrónico de Operaciones -BEO-, la oferta de liberación de Derechos de Suministro, sus términos y condiciones, y el nombre del Remitente que libera estos derechos. Dicha oferta se publicará en todos los Boletines Electrónicos de Operación del Sistema Nacional de Transporte. En ningún caso, los Productores-comercializadores podrán adquirir los Derechos de Suministro liberados. Los precios y demás condiciones contractuales para estas operaciones serán pactadas libremente entre las partes.

El Agente que ha liberado Derechos de Suministro asignará libremente dichos derechos a los Agentes Reemplazantes, y de realizar la transacción informará al Productor-comercializador el Agente Reemplazante con quien realizó la transacción y al CPC respectivo los precios y volúmenes correspondientes. El CPC publicará en el BEO, las Cantidades de Energía y precios transados, sin indicar los Agentes que intervinieron en la operación. Al efectuar la liberación, el Agente Reemplazante podrá cambiar el Punto y/o Nodo de Salida del Contrato.

A menos que se acuerde la cesión del Contrato con el Productor-comercializador, esta operación no libera al Agente de sus obligaciones contractuales. No obstante, el Agente Reemplazante estará sujeto a las demás condiciones establecidas por este RUT.

3. CONEXIONES.

 

3.1 RESPONSABILIDAD Y PROPIEDAD DE LA CONEXIÓN, Y DE LOS PUNTOS DE ENTRADA Y SALIDA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 169 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> Las responsabilidades de las partes con respecto a las Conexiones, Puntos de Entrada y Puntos de Salida al Sistema Nacional de Transporte serán las siguientes:

Con respecto a los Puntos de Entrada y Salida:

a) Los transportadores serán los propietarios de los Puntos de Entrada y Puntos de Salida y serán responsables por su construcción;

b) Los transportadores serán responsables por la adquisición de los terrenos y derechos, si es del caso, y la obtención de las respectivas licencias y permisos requeridos para la construcción y operación de los Puntos de Entrada y de Salida;

c) Los transportadores serán responsables de la operación y mantenimiento de los Puntos de Entrada y Puntos de Salida;

d) Los transportadores deberán cumplir con las normas técnicas y de seguridad establecidas por la autoridad competente, y no podrán negarse a construir un Punto de Entrada o de Salida siempre que la construcción de dichos puntos sea técnicamente factible.

La construcción de Puntos de Salida sobre un tramo de gasoducto del SNT es técnicamente factible si cumple con los siguientes requisitos:

i) Se ajusta a los requerimientos de normas técnicas, ambientales y de seguridad aplicables;

ii) Incluye válvula de operación remota compatible con el sistema de comunicaciones del respectivo sistema de transporte, en aquellos casos en los cuales se requiera su instalación de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1;

iii) La Capacidad Disponible Primaria es superior o igual a la Capacidad de Transporte Demandada (CTD) por el remitente potencial.

Si la capacidad CTD es mayor que la Capacidad Disponible Primaria, el nuevo Punto de Salida se podrá construir cuando se amplíe la capacidad máxima de tal manera que exista Capacidad Disponible Primaria suficiente para atender la solicitud. Para la ampliación de la capacidad máxima del sistema se puede seguir el procedimiento del numeral 2.2 de este Reglamento.

Para obtener la capacidad máxima del tramo el transportador debe calcular la Capacidad Máxima de Mediano Plazo del respectivo sistema, CMMP, utilizada para efectos del cálculo de cargos regulados de transporte. El cálculo se debe hacer con base en el procedimiento adoptado por la CREG en la metodología vigente de remuneración de la actividad de transporte de gas natural;

iv) La demanda del Remitente Potencial no pueda ser atendida por el distribuidor que le presta o le puede prestar el servicio, como consecuencia de condiciones técnicas o de seguridad, de acuerdo con la regulación desarrollada al respecto en resolución independiente;

v) Si el Remitente Potencial es un usuario que hace parte de la Demanda Esencial, según lo establecido en el Decreto 2100 de 2011, además de solicitar el acceso deberá suscribir un contrato de transporte en firme.

La construcción de Puntos de Entrada sobre un tramo de gasoducto del SNT es técnicamente factible si:

i) Se ajusta a los requerimientos de normas técnicas, ambientales y de seguridad aplicables e;

ii) Incluye válvula de operación remota compatible con el sistema de comunicaciones del respectivo sistema de transporte, en aquellos casos en los cuales se requiera su instalación de acuerdo con lo establecido en el Anexo 1 de la presente resolución;

e) Los perjuicios ocasionados por intervenciones en los Puntos de Entrada y Salida, que configuren falla en la prestación del servicio serán responsabilidad de los transportadores, sin perjuicio de la obligación de dar aviso amplio y oportuno a los Agentes involucrados;

f) El Remitente Potencial deberá pagar al transportador los costos eficientes por la construcción, operación y mantenimiento de los Puntos de Entrada y Salida, y como máximo los valores calculados de conformidad con el Anexo 1 de la presente resolución.

Con respecto a la Conexión:

a) El Remitente Potencial será el responsable por la construcción de la Conexión. Cuando la Conexión para un Usuario No Regulado esté construida sobre espacios públicos, el Transportador será el responsable y encargado de la operación y el mantenimiento de la misma;

b) El Remitente Potencial será responsable por la adquisición de los terrenos, y derechos, así como por la obtención de las respectivas licencias y permisos requeridos para la construcción y operación de la Conexión;

c) El Remitente Potencial será responsable de la operación y mantenimiento de la Conexión, y deberá presentar al Transportador un Programa anual de Mantenimiento. Se exceptúa esta condición cuando el Remitente Potencial sea un Distribuidor;

d) Los perjuicios ocasionados por reparaciones técnicas o mantenimientos periódicos de la Conexión serán responsabilidad del Remitente Potencial o del Transportador en los casos en que este sea el operador de la Conexión, sin perjuicio de la obligación de dar aviso amplio y oportuno a los Agentes involucrados;

e) El transportador no estará obligado a proporcionar el Servicio de Transporte hasta tanto las Instalaciones del Remitente Potencial cumplan con los requerimientos de las normas técnicas y de seguridad vigentes del RUT;

f) En el caso de que la Conexión sea construida por un tercero distinto al Transportador, para efectos de verificar el cumplimiento de las especificaciones de calidad y seguridad existirán las siguientes alternativas: i) que el transportador adelante la interventoría a costa del propietario; o ii) que el remitente contrate una entidad Certificadora debidamente acreditada por la autoridad competente;

g) El Remitente Potencial está obligado a realizar el mantenimiento de la Conexión y las labores de coordinación con el Plan de Contingencias del transportador. Para lo anterior podrá contratar al transportador o un tercero especializado en estas labores dando cumplimiento a las normas de las autoridades respectivas con respecto a la atención de emergencias y desastres;

h) El propietario deberá suministrar un equipo de medición que sea compatible con los sistemas de telemetría del Transportador.

Los activos de los Puntos de Entrada y Salida no serán incluidos en la base de activos para definir los cargos regulados para remunerar la actividad de transporte, con excepción de aquellos que hayan sido incluidos por la CREG en la Base de Activos a la fecha de expedición de la presente resolución.

3.2 SOLICITUD DE COTIZACIÓN DE CONEXIONES, PUNTOS DE ENTRADA Y PUNTOS DE SALIDA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 169 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> El procedimiento aplicable para solicitar el acceso físico a los gasoductos del Sistema Nacional de Transporte, será el siguiente:

i) El Remitente Potencial presentará al transportador la solicitud de acceso y la cotización del Punto de Entrada o de Salida la cual deberá contener como mínimo lo siguiente:

a) Condiciones técnicas bajo las cuales la requiere;

b) Información que permita al Transportador evaluar los efectos técnicos y operacionales de la Conexión a su Sistema de Transporte, incluyendo, entre otros, la ubicación de la Conexión, la localización y especificaciones del medidor y de otros equipos del Agente.

ii) El transportador analizará la factibilidad técnica de otorgar el acceso y en un plazo de cinco (5) días hábiles deberá señalar si es factible o no atender la solicitud de acceso. El transportador deberá informar al Remitente Potencial si su solicitud infringe cualquier norma de carácter técnico que no le permita presentar una oferta sobre la misma. El análisis de factibilidad técnica incluye la verificación de que existe Capacidad Disponible Primaria para atender la solicitud del Remitente Potencial;

iii) Una vez confirmada la factibilidad, el transportador deberá presentar una cotización de la construcción de Punto de Entrada y Punto de Salida a su Sistema de Transporte en un plazo máximo de quince (15) días hábiles contados a partir de la confirmación de la factibilidad de construcción de Puntos de Entrada o Puntos de Salida.

La cotización de la construcción del Punto de Entrada o de Salida por parte del transportador contendrá como mínimo los siguientes aspectos:

a) El costo que será aplicable si se acepta la propuesta y la fecha en la cual se terminarán las obras, si hubiere lugar a ellas;

b) La presión de entrega en los Puntos de Salida y de recibo en los Puntos de Entrada;

c) La presión de Máxima de Operación Permisible que debe considerar para el diseño de la conexión;

d) Las condiciones comerciales que se asemejen a la práctica mercantil de presentación de ofertas.

iv) El Remitente Potencial deberá informar al transportador si acepta o rechaza la oferta de acceso físico dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la recepción de la comunicación del transportador. Si no hay respuesta formal, expresa y escrita por parte del Remitente Potencial se entenderá que desiste de la solicitud;

v) El acceso definitivo debe estar construido y habilitado plenamente en un plazo máximo de cuatro (4) meses contados a partir del recibo de confirmación del remitente potencial y después de que exista un acuerdo de pago entre las partes, plazo que solo podrá ser extendido antes de su vencimiento, bajo una razón debidamente sustentada enviada por escrito al remitente, cuya copia deberá ser enviada a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

El costo máximo que un transportador puede cobrar por la construcción, operación y mantenimiento de un Punto de Entrada o un Punto de Salida será el que resulte de aplicar las disposiciones establecidas en el Anexo 1 de la presente resolución.

Cuando el acceso no sea factible por razones técnicas o de seguridad, se podrá rechazar la solicitud, no obstante en la respuesta del transportador deberá especificarse si se tiene previsto un Plan de Expansión que permita ofrecer servicios de transporte y en qué plazo estimado estaría disponible. La justificación del análisis de factibilidad técnica deberá ser entregada al Remitente Potencial como anexo a la respuesta de la solicitud de acceso y deberá enviarse una copia del mismo a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Lo anterior solo aplica para las solicitudes de acceso a través de Puntos de Salida.

Con excepción de lo establecido en el numeral 3.1, literal d, numeral v) de esta resolución, el transportador no podrá condicionar el acceso físico de un Remitente Potencial a la celebración de contratos de servicios de transporte, a menos que para conceder el acceso se requiera la expansión del gasoducto porque al momento de la solicitud de acceso no existe la factibilidad técnica para otorgarlo.

Cuando la naturaleza del equipo de gas del Remitente pueda ocasionar contrapresión o succión, u otros efectos que sean nocivos al Sistema, tales como pulsaciones, vibración y caídas de presión en el Sistema, el Remitente deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos protectores apropiados que eviten las posibles fallas, o mitiguen sus efectos a niveles aceptados internacionalmente, los cuales estarán sujetos a inspección y aprobación por parte del transportador, quien respetará el principio de neutralidad en tales procedimientos. Los perjuicios que por esta causa se puedan presentar en un Sistema de Transporte serán a cargo del Remitente. Si una vez detectados los daños, estos persisten, el transportador suspenderá el servicio.

La oferta que presente el transportador al Remitente Potencial se asimilará para todos los efectos a una oferta mercantil de conformidad con lo establecido en el Código de Comercio.

3.3 CONDICIONES DE CONEXIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando la naturaleza del equipo de gas del Remitente pueda ocasionar contrapresión o succión, u otros efectos que sean nocivos al Sistema, tales como pulsaciones, vibración y caídas de presión en el Sistema; el Remitente deberá suministrar, instalar y mantener dispositivos protectores apropiados que eviten las posibles fallas, o mitiguen sus efectos a niveles aceptados internacionalmente, los cuales estarán sujetos a inspección y aprobación por parte del Transportador, quien respetará el principio de neutralidad en tales procedimientos. Los perjuicios que por esta causa se puedan presentar en un Sistema de Transporte serán a cargo del Remitente. Si una vez detectados estos daños, estos persisten, el Transportador tiene derecho a suspender el servicio.

Las conexiones a puntos de salida deberán incluir los mecanismos que permitan establecer la calidad del gas tomado, de acuerdo con las especificaciones y la metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el Transportador y el Remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera, será cubierto por el Remitente.

El Transportador no estará obligado a proporcionar el Servicio de Transporte hasta tanto las Instalaciones del Remitente cumplan con los requerimientos de las normas técnicas y de seguridad vigentes y de este RUT. El Transportador podrá rehusarse a prestar el Servicio de Transporte, o suspender la prestación del mismo cuando encuentre que tal instalación o parte de la misma no cumple con las normas técnicas y de seguridad para recibir el servicio correspondiente.

El Transportador estará obligado a inspeccionar las Conexiones de un Agente antes o en el momento de conectarlo al Sistema de Transporte, y una vez conectado, periódicamente y con intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del Agente, verificando el cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad. El Transportador realizará las pruebas que sean necesarias de conformidad con las normas técnicas aplicables, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones de este Reglamento. El costo de las pruebas que se requieran para la puesta en servicio de la conexión, estará a cargo del Propietario de la misma. El Transportador deberá colocar una etiqueta visible donde conste la fecha de revisión.

3.4 CONEXIONES Y ESTACIONES PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE SALIDA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> EL Transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de las Conexiones y de las Estaciones para Transferencia de Custodia de Salida que se encuentren incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

Los costos de Conexiones y Estaciones que no se encuentran incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural, tendrán un tratamiento independiente de los cargos de transporte y serán cubiertos por los usuarios que se beneficien de las mismas.

3.5 CONEXIONES Y ESTACIONES PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA DE ENTRADA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Los costos de las Conexiones y de las Estaciones para Transferencia de Custodia de Entrada, del Sistema Nacional de Transporte, así como su administración, operación y mantenimiento serán responsabilidad del Productor-Comercializador y deberán tener, como mínimo:

a) Sistemas de medición para transferencia de custodia;

b) Equipos de análisis en línea, para verificar las especificaciones de calidad del gas, según lo dispuesto en el numeral 6.3 del presente RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen;

c) Puerto de comunicación disponible para la transmisión de parámetros de flujo y de calidad a los Centros Principales de Control del Transportador, que sea compatible con los sistemas del Productor-Comercializador, o Comercializador para el caso de intercambios internacionales, y del Transportador.

3.6 ESTACIONES PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ENTRE TRANSPORTADORES DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE O CON INTERCONEXIONES INTERNACIONALES PARA EXPORTACIÓN.

<Numeral adicionado por el artículo 4 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Salvo que la Estación para Transferencia de Custodia entre Transportadores esté incluida en la base tarifaria del Transportador existente, la administración, la operación y el mantenimiento de las Estaciones entre Transportadores del Sistema Nacional de Transporte y de Interconexiones Internacionales para Exportación, serán responsabilidad del Transportador que se conecte al Sistema Nacional de Transporte existente. El Transportador que se conecte al Sistema Nacional existente será aquel que requiera la Estación para prestar el respectivo servicio. Estas Estaciones deberán tener como mínimo:

a) Sistemas de medición de transferencia de custodia;

b) Equipos de análisis en línea, para verificar las especificaciones de calidad del gas, según lo dispuesto en el numeral 6.3 del presente RUT, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen;

c) Puerto de comunicación disponible para la transmisión de parámetros de flujo y de calidad a los Centros Principales de Control de los Transportadores involucrados, que sea compatible con los sistemas de ambos Transportadores.

3.6 <SIC> COSTOS MÁXIMOS DE CONSTRUCCIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PUNTOS DE ENTRADA Y SALIDA. <Numeral modificado por el artículo 4 de la Resolución 169 de 2011. El nuevo texto es el siguiente:> El valor máximo que un transportador puede cobrar por la construcción, operación y mantenimiento de un Punto de Entrada o un Punto de Salida será el que resulte de aplicar la metodología del Anexo 1 de la presente resolución.

Los costos máximos están calculados a precios de diciembre de 2010. Para efectos de su aplicación en el momento requerido, deberán actualizarse con los índices del IPP e IPC publicados por el DANE respectivos a los valores del último mes disponible a la fecha de cotización y de acuerdo con la fórmula contenida en el Anexo 1.

Los valores máximos de construcción, operación y mantenimiento de Puntos de Entrada y Salida definidos conforme a la metodología definida en la presente resolución, también serán aplicables para el acceso físico a gasoductos dedicados.

El período para recuperar el valor eficiente de la inversión en los Puntos de Entrada y Salida será acordado entre las partes, de acuerdo con las negociaciones que adelanten.

La vida útil de los activos de Puntos de Entrada y Salida será de treinta (30) años, con excepción de la Unidad Constructiva Válvula de Corte (UCVAL). Para la válvula de corte (UCVAL), las condiciones de reposición serán acordadas entre las partes y en todo caso el período de vida útil no será menor a diez (10) años. Durante estos tiempos, todos los componentes del Punto de Entrada o Salida que deban ser sustituidos serán asumidos por el transportador sin cargo alguno para el Remitente. Después de finalizada la vida útil respectiva, los cambios serán a cargo de los Remitentes teniendo en cuenta los costos dispuestos en la presente resolución.

PARÁGRAFO. Las disposiciones de costos máximos del presente artículo serán aplicables a los propietarios de los Gasoductos Dedicados.

4. CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL.

4.1 RESPONSABILIDAD DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA.

Los Transportadores deben operar y mantener sus Sistemas de Transporte de acuerdo con el RUT, las disposiciones que lo adicionen, modifiquen o sustituyan y con las reglas generales que establezca la CREG, el Ministerio de Minas y Energía u otra autoridad competente, de forma que asegure la prestación eficiente, confiable, continua y segura del Servicio de Transporte.

Los Transportadores deberán entregar a la Comisión y a la Superintendencia de Servicios Públicos, cuando se lo soliciten, la información que sea necesaria para verificar el cumplimiento de las normas antes mencionadas. En el evento que no se cumpliera con los requerimientos técnicos y de seguridad, la SSPD sancionará a la empresa transportadora correspondiente en concordancia con la Ley 142 de 1994.

Cuando el Transportador contrate con terceros, toda o parte de la operación del Sistema de Transporte, el tercero también deberá cumplir con lo previsto en el presente RUT. Esta contratación no exime de responsabilidad al Transportador.

Cualquier Remitente que utilice los servicios de transporte tiene derecho a exigir, sin discriminación, su prestación con la calidad, seguridad y continuidad especificadas en las normas aplicables, en este RUT y en el Contrato de Transporte.

4.2 CENTROS PRINCIPALES DE CONTROL.

La planeación, coordinación y supervisión de la operación de los Sistemas de Transporte será realizada por los Centros Principales de Control - CPC-. Los Centros Principales de Control -CPC- son unidades funcionales de propiedad de cada Transportador encargadas de cumplir las siguientes actividades en sus Sistemas de Transporte:

a) Recibir y procesar las nominaciones y renominaciones de transporte de cada Remitente.

b) Elaborar el Programa de Transporte de Gas Natural.

c) Supervisar y coordinar la operación de los gasoductos de su propiedad o bajo su responsabilidad.

d) Monitorear la integridad, seguridad y confiabilidad de sus gasoductos.

e) Coordinar la atención de los Desbalances y Variaciones al Programa de Transporte.

f) Procesar las mediciones y demás procedimientos para la liquidación de servicios de transporte.

g) Facturar los servicios de Transporte.

h) Administrar el Boletín Electrónico de Operaciones.

i) Coordinar con otros CPCs la elaboración de los Programas de Transporte en los casos en que un Remitente utilice más de un Sistema de Transporte.

j) Elaborar las Cuentas de Balance.

k) Informar a los Remitentes el programa de mantenimiento de su Sistema de Transporte.

l) Las demás asignadas en este Reglamento.

Los Transportadores mantendrán en funcionamiento sus CPCs las 24 horas del día, con disponibilidad de personal técnico capacitado para atender y monitorear la operación de sus gasoductos. Cuando un Transportador lo considere conveniente, podrá contratar la realización de las actividades a), b), e) f), g) y h) con un CPC de otro Transportador.

Los costos de eficiencia que demande el funcionamiento de los CPC, los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento, y los activos correspondientes serán remunerados al Transportador a través de los correspondientes cargos de transporte.

4.3 MANUAL DE INFORMACION Y PROCEDIMENTOS OPERACIONALES Y COMERCIALES DEL TRANSPORTADOR -MANUAL DEL TRANSPORTADOR-.

Los Transportadores deberán desarrollar un Manual del Transportador que incluya la información y procedimientos operacionales y comerciales más relevantes, entre los cuales están:

a) Información y Procedimientos Comerciales.

- Cargos para los diferentes servicios de transporte.

- Contratos tipo para los diferentes servicios de transporte.

- Procedimientos de solicitud y asignación de servicios de transporte.

- Procedimiento de Subasta de Capacidad Disponible Primaria.

- Procedimientos para liberación de capacidad.

- Procedimientos para solicitud de desvíos.

- Formatos y procedimientos para solicitud de conexión.

- Metodología para determinación de costos de Conexiones, Puntos de Salida y Puntos de Entrada

- Costos tipo para Puntos de Entrada y Puntos de Salida

b) Información y Procedimientos Operacionales.

- Mapa del Sistema de Transporte.

- Capacidad Máxima de Gasoductos.

- Formatos del Ciclo de Nominación y Renominación.

- Procedimientos para solución de desbalances.

- Acuerdos Operativos de Balance proforma.

- Procedimientos de medición.

- Plan de contingencias y coordinación de seguridad.

<Ver Notas de Vigencia> Con el fin de asegurar la estandarización de prácticas operacionales y comerciales, el Consejo Nacional de Operación elaborará un Manual Guía dentro de los tres (3) meses siguientes a su conformación. Dicho Manual servirá de base para que los Transportadores elaboren su correspondiente Manual dentro de los tres (3) meses siguientes a la elaboración del Manual Guía del Transportador por parte del CNO.

El Manual del Transportador debe ser consistente con las estipulaciones contenidas en el RUT, estará disponible a través del BEO del Transportador y deberá ser enviado a la CREG y a la SSPD para el ejercicio de sus funciones una vez sea elaborado y cada vez que sea modificado.

4.4 REGISTRO DE INTERRUPCIONES. <Ver Notas de Vigencia>

El Transportador deberá elaborar un registro de interrupciones del servicio, que debe contener como mínimo la siguiente información:

- Descripción de la interrupción.

- Secuencia de la interrupción (horas y minutos).

- Demanda no atendida.

- Causas de la interrupción

- Conclusiones y Recomendaciones.

Salvo situaciones de fuerza mayor, no se admitirán interrupciones por labores de mantenimiento.

4.4.1. ESTADÍSTICAS DE INTERRUPCIONES.

Los Transportadores de los diferentes Sistemas de Transporte deberán llevar registros discriminados de duración y frecuencia de interrupciones en la prestación del servicio, que serán reportados anualmente a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la CREG para el ejercicio de sus funciones. Dichos reportes se elaborarán antes de finalizar el primer trimestre de cada año y deberán ser almacenados en forma magnética durante un período no inferior a tres (3) años. La base de datos correspondiente deberá estar disponible en el momento que lo soliciten las autoridades competentes.

4.4.2. CLASIFICACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES DEL SERVICIO.

 

<Ver Notas de Vigencia> El CNO de acuerdo con la propuesta que presenten los Transportadores, elaborará una clasificación de interrupciones del servicio teniendo en cuenta su duración, causa y si estas obedecen a eventos programados o no programados.

  

4.4.3. INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO.

Con base en lo anterior, la CREG establecerá, en Resolución posterior los indicadores de calidad del servicio que deberán cumplir los Transportadores.

4.4.4. RETIRO DE ACTIVOS EN SERVICIO.

 

El transportador deberá reportar al CNO y a la CREG el retiro del servicio de cualquier activo propio de la operación del gasoducto con tres meses de anticipación a la ocurrencia de dicho evento.

4.5 NOMINACIONES.

Para cada hora del Día de Gas, los Remitentes, diferentes a las Distribuidoras, deberán nominar al CPC respectivo la Cantidad de Energía a transportar y al Productor-comercializador o Comercializador correspondiente la Cantidad de Energía a entregar el Día de Gas siguiente a la Nominación.

Cualquier Remitente, de común acuerdo con el Transportador, con el Productor-comercializador o con el Comercializador, según sea el caso, podrá acordar períodos de anticipación para el envío de las Nominaciones diferentes a los establecidos en el presente Artículo, independientemente de la Cantidad de Energía Nominada.

Las empresas Distribuidoras deberán nominar al CPC respectivo la Cantidad de Energía a transportar diariamente y al Productor-comercializador o Comercializador correspondiente la Cantidad de Energía a entregar diariamente para el Día de Gas siguiente a la Nominación. En todo caso, dichas nominaciones incluirán un perfil de la demanda horaria estimada por el Distribuidor.

Es responsabilidad del Remitente y de los CPCs cumplir con el Ciclo de Nominación establecido en el presente Artículo. Los Remitentes que utilicen diariamente menos del 5% de la Capacidad Máxima del Gasoducto en el cual está localizado el Punto de Salida podrán entregar semanalmente al CPC el perfil típico de su demanda horaria esperada.

4.5.1. CICLO DE NOMINACIÓN DE TRANSPORTE. <Ver Notas de Vigencia> <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 154 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El Ciclo de Nominación de Transporte fija los plazos, los horarios y las etapas requeridas para permitir a los Centros Principales de Control (CPC), programar la energía y el volumen a transportar para el siguiente Día de Gas. Las nominaciones deberán realizarse en unidades de energía con el poder calorífico correspondiente, como se establece a continuación:

Cuadro 1

Ciclo de Nominación de Transporte

HORAACTIVIDAD
16:25Hora límite para el recibo por parte de los CPC, de las Nominaciones efectuadas por sus Remitentes.
18:20Hora límite para que el CPC informe a sus Remitentes sobre el Programa de Transporte de Gas Natural factible y la Cantidad de Energía Autorizada.
18:50Hora límite para el envío de la Cantidad de Energía Confirmada por parte de los Remitentes, a los CPC respectivos.
19:50Hora límite para la coordinación de programas de Transporte entre CPC.
20:20Hora límite para que el CPC envíe a sus Remitentes el Programa de Transporte de gas definitivo.

PARÁGRAFO. En todo caso, el Ciclo de Nominación de Transporte se iniciará una (1) hora y veinte (20) minutos después de concluido el Despacho Eléctrico, según los horarios para el Despacho Eléctrico determinados por la CREG, sin exceder las 16:25 horas del día anterior al Día de Gas.

4.5.1.1. VERIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DE LA NOMINACIÓN. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 8 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:>

El CPC podrá rechazar una nominación que no cumpla con el formato de nominación-confirmación establecido en este reglamento, o que no sea transmitida dentro de los términos y plazos estipulados en el ciclo de nominación de transporte. En este caso, el CPC asumirá que la cantidad de energía nominada por el remitente es igual a la del día anterior para remitentes que atiendan usuarios regulados o igual a cero para los demás remitentes.

Durante la nominación el CPC aplicará lo siguiente:

a) Cuando el desbalance acumulado al término del día D-1 de un remitente sea mayor o igual al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, el transportador deberá aceptar en la nominación de transporte a la entrada, para el día D+1, la diferencia entre el equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador y la cantidad total de energía acumulada del desbalance. Si al aplicar este ajuste en la nominación durante cinco (5) días consecutivos no se logra un desbalance acumulado menor al 5% del equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador, la cuenta de balance entre el transportador y el respectivo remitente se ajustará automáticamente al 5% el sexto día.

Las cantidades del desbalance acumulado que el transportador ajuste automáticamente el sexto día deberán restarse del desbalance entre el transportador y el vendedor que entregó el gas al sistema de transporte, y en la nominación para el séptimo día se tendrá en cuenta el desbalance acumulado del 5% que quedó en el sexto día.

Si por razones asociadas exclusivamente a la estabilidad operativa del sistema, el transportador no puede autorizar la entrega de una cantidad de energía de desbalance dentro del plazo establecido, tal cantidad no se contabilizará para propósitos de la medición del 5% del desbalance acumulado a partir de ese día de gas, y el transportador y el remitente acordarán la forma de liquidar esta cantidad de energía. La cantidad total de energía acumulada del desbalance no hará parte de las capacidades disponibles que debe declarar el transportador al gestor del mercado en virtud de lo establecido en el numeral 1 del artículo 45 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

b) Para efectos de aplicar las disposiciones del literal a) anterior los remitentes que atienden demanda regulada y los transportadores podrán acordar un porcentaje de desbalance acumulado al término del día D-1 superior al 5% de la cantidad equivalente en energía de la capacidad contratada al transportador para atender demanda regulada, el porcentaje de desbalance podrá variar entre los diferentes días de la semana. La cantidad transportada diariamente para la demanda regulada se determinará como se establece en el Anexo 1 de la Resolución CREG 070 de 2016, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

c) En los puntos con consumos menores a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD), y excepto cuando en estos puntos se esperen altos consumos para el siguiente día de gas, debidamente soportados al transportador por parte del remitente, el transportador autorizará diariamente una cantidad que no será superior al consumo promedio del último año calendario más un porcentaje que permita cubrir cantidades pico que superen el promedio. El transportador establecerá este porcentaje con base en los consumos diarios máximos de cada uno de los últimos 6 meses de prestación del servicio de transporte en el respectivo punto, y lo podrá ajustar mensualmente si es necesario.

El transportador publicará en el BEO, para los remitentes involucrados en los puntos de salida con consumos menores a 500 KPCD, el promedio del último año y el porcentaje que permita cubrir las cantidades pico que superen el promedio.

El consumo de 500 KPCD corresponderá al consumo promedio del año calendario anterior.

No estarán sujetos a las disposiciones del literal a) anterior: i) aquellos remitentes conectados a un punto de salida cuyo consumo agregado sea menor a quinientos mil pies cúbicos por día (500 KPCD); y ii) aquellos puntos de salida que no dispongan de telemetría y en los cuales el transportador es el responsable de su disposición según el artículo 34 de la Resolución CREG 126 de 2010, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Las cantidades de gas que se almacenen en el gasoducto a través del servicio de parqueo no se tendrán en cuenta para estimar los desbalances acumulados de que trata el literal a) anterior.

Las nominaciones que realicen los participantes del mercado deberán corresponder a la mejor estimación de las cantidades que el agente efectivamente necesita para el siguiente día de gas. Los participantes del mercado tienen la obligación de conservar el soporte de dicha estimación el cual deberá estar disponible por un tiempo máximo de 5 años, a efectos de ser verificado, cuando se requiera, por parte de la autoridad competente.

4.5.1.2. CONFIRMACIONES.

Una vez se divulgue, dentro del horario señalado, el Programa de Transporte para el Día de Gas, el Remitente deberá confirmar ante el CPC respectivo la Cantidad de Energía que requiere entregar o tomar del Sistema de Transporte correspondiente y que sea compatible con la Cantidad de Energía Autorizada en dicho Programa. El Remitente o el respectivo CPC, según el caso, son responsables tanto de la Cantidad de Energía Confirmada como de la Cantidad de Energía Autorizada, respectivamente.

Si hay discrepancia entre la Cantidad de Energía Autorizada y la Confirmada, el CPC usará la menor Cantidad de Energía entre la Autorizada y la Confirmada.

Si durante el proceso el Remitente no efectúa la correspondiente confirmación, el CPC respectivo asumirá que la Cantidad de Energía Confirmada por dicho Remitente es igual a la Cantidad de Energía Autorizada.

Si durante el Ciclo de Nominación de Transporte el CPC no envía la Cantidad de Energía Autorizada al Remitente, este asumirá que la Cantidad de Energía Autorizada es igual a la Cantidad de Energía Nominada.

4.5.1.3. RENOMINACIONES DE TRANSPORTE.

<Ver Notas de Vigencia> El Remitente podrá efectuar, y el CPC respectivo deberá aceptar, por lo menos cuatro (4) renominaciones durante el Día de Gas, siempre y cuando las respectivas solicitudes sean enviadas al menos con seis (6) horas de anticipación al momento en que se requiera la modificación en el flujo de Gas. El CPC podrá negar la aprobación de la renominación si existen limitaciones técnicas o de capacidad demostrables en el Sistema Nacional de Transporte.

Las cuatro renominaciones que el Transportador está obligado a aceptar durante el Día de Gas deberán realizarse en forma sincronizada a nivel nacional en los horarios que determine el CNO.

4.5.1.4. FORMATO PARA LAS NOMINACIONES, RENOMINACIONES Y CONFIRMACIONES.

El formato de Nominación, Renominación y Confirmación deberá incluir como mínimo la siguiente información:

a) Nombre del Remitente e identificación del Contrato de Transporte;

b) Nombre del CPC del Remitente;

c) Hora y fecha de iniciación;

d) Hora y fecha de terminación;

e) Hora exacta de recibo de la Nominación o la Renominación;

f) Hora exacta de recibo de la Confirmación;

g) Tipo de transacción;

h) Punto de Entrada;

i) Punto de Salida;

j) Cantidad de Energía Nominada horaria, o diaria para el caso del distribuidor, en Mbtu, con el poder calorífico correspondiente;

k) Cantidad de Energía Confirmada horaria, o diaria para el caso del distribuidor, en MBtu ;

l) Transportadores involucrados.

4.5.2. NOMINACIÓN DE SUMINISTRO DE GAS. <Ver Notas de Vigencia> <Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 154 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El Ciclo de Nominación de Suministro de Gas fija los plazos, los horarios y las etapas requeridas para permitir a los Productores-Comercializadores y a los Comercializadores programar el suministro de gas, según el caso, para el siguiente Día de Gas. Las nominaciones de Suministro de Gas deberán efectuarse como se establece a continuación:

Cuadro 2

Ciclo de Nominación de Suministro de Gas.

HORAACTIVIDAD
15:30Hora límite para el recibo por parte de los Productores-Comercializadores o Comercializadores, de las Nominaciones diarias efectuadas por los Remitentes.
16:15Hora límite para que el Productor-Comercializador o Comercializador autorice a los Remitentes la Cantidad de Energía a suministrar.
18:50Hora límite para que los Remitentes confirmen la Cantidad de Energía a suministrar.
19:50Hora límite para que los Productores-Comercializadores o Comercializadores envíen al comprador de gas el programa de suministro de gas definitivo.

PARÁGRAFO. En todo caso, el Ciclo de Nominación de Suministro se iniciará inmediatamente después de concluido el Despacho Eléctrico, según los horarios para el Despacho Eléctrico determinados por la CREG, sin exceder las 15:30 horas del día anterior al Día de Gas.

4.5.2.1. VERIFICACIÓN DE INFORMACIÓN DE LA NOMINACIÓN.

El Productor-Comercializador o el Comercializador, podrá rechazar una Nominación que no cumpla con el formato de Nominación - Confirmación que acuerden las partes, o que no sea transmitida dentro de los términos y plazos estipulados en el Ciclo de Nominación de Suministro. En este caso, se asumirá que la Cantidad de Energía Nominada por el Remitente es igual a la del día anterior para Remitentes que atiendan Usuarios Regulados o igual a cero para los demás Remitentes.

Cualquier Agente, de común acuerdo con el Productor-Comercializador o Comercilizador, podrá acordar períodos de anticipación para el envío de las Nominaciones de Suministro diferentes a los establecidos en el presente Artículo, independientemente de la Cantidad de Energía Nominada.

4.5.2.2. RENOMINACIONES DE SUMINISTRO. <Ver Notas de Vigencia>

El Remitente podrá efectuar, y el Productor-Comercializador o Comercializador, según el caso, deberá aceptar, por lo menos cuatro (4) renominaciones durante el Día de Gas, siempre y cuando las respectivas solicitudes sean enviadas al menos con seis (6) horas de anticipación al momento en que se requiera la modificación en el flujo de Gas. El Productor-comercializador o Comercializador podrá negar la aprobación de la renominación si existen limitaciones técnicas o de capacidad en las facilidades de suministro.

Las Renominaciones de suministro deberán efectuarse en forma sincronizada a nivel nacional una hora antes de las horas establecidas por el CNO para las Renominaciones de transporte.

4.6 OPERACIÓN DEL SISTEMA.

4.6.1. OBLIGACIÓN DE MANTENER LA ESTABILIDAD OPERACIONAL DEL SISTEMA DE TRANSPORTE.

El Sistema de Transporte está operacionalmente estable cuando las presiones se encuentran dentro de los rangos técnicamente admisibles y permiten al Transportador cumplir con sus obligaciones con todos los Remitentes.

El Transportador está obligado a mantener la estabilidad operacional de su Sistema, de tal modo que garantice seguridad en sus instalaciones y en las instalaciones de los Agentes, así como el cumplimiento de los indicadores de calidad establecidos por la CREG. Las presiones en los Puntos de Salida serán establecidas en los Contratos, diferenciando la presión de operación normal (presión de contrato), de la presión mínima aceptable para asegurar la calidad del servicio a los Agentes.

El Transportador deberá definir la Capacidad Máxima del Gasoducto para cada gasoducto de su Sistema de Transporte. Dicha Capacidad, así como las presiones en los Puntos de Salida deberán ser incluidas en el BEO de cada Transportador.

4.6.2. ORDENES OPERACIONALES. <Numeral modificado por el artículo 1 de la Resolución 77 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando un Sistema de Transporte esté en Estado de Emergencia, el Transportador podrá impartir órdenes operacionales a los Agentes conectados a su Sistema de Transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del Sistema. En los casos anteriores, el Transportador deberá comunicarle al Agente las acciones correctivas a tomar de manera inmediata. Si a juicio del Transportador, el Agente no toma las acciones correctivas o estas son insuficientes, el Transportador podrá suspender el servicio hasta lograr la estabilidad de su sistema, sin perjuicio de las compensaciones establecidas en este Reglamento o las pactadas contractualmente.

Cuando en la producción de gas natural o en el Sistema de Transporte de Gas se presenten eventos, durante el Día de Gas, que disminuyan el suministro de gas natural a uno o varios Remitentes, se deberá proceder así: El Productor-Comercializador o el Transportador, según el caso, le informará por escrito a los Remitentes, y al Centro Nacional de Despacho –CND–, cuando se afecte el suministro de gas a plantas termoeléctricas, sobre la ocurrencia del evento y en lo posible la magnitud de la disminución en el suministro o de la capacidad de transporte de gas natural en cada Punto de Salida afectado.

4.6.3. OBLIGACIONES DEL REMITENTE.

Todo Remitente está en la obligación de mantenerse dentro de las Cantidades de Energía Confirmadas para permitir la estabilidad operacional del Sistema, y deberá asegurar que terceros, con los cuales tenga relaciones contractuales por el gas que remite, no afecten dicha estabilidad. El incumplimiento de está obligación lo hará responsable por los efectos que produzca la inestabilidad operacional causada al sistema, sin perjuicio de que el Remitente pueda repetir contra el tercero.

Cuando el Remitente o el Productor-comercializador o Comercializador con quien el Remitente tenga relación contractual de suministro entregue o tome más o menos Cantidad de la Energía Confirmada, de tal forma que ponga en peligro la estabilidad del Sistema, dará derecho al Transportador a solicitar la corrección inmediata de la situación, o en caso de persistir la anomalía a suspender temporalmente el servicio, sin perjuicio de la aplicación de las compensaciones correspondientes.

4.6.4. ACUERDOS DE BALANCE. <Ver Notas de Vigencia> Un Acuerdo de Balance es un documento escrito pactado mutuamente entre dos partes, mediante el cual se especifican los procedimientos que se utilizarán para el manejo comercial de los Desbalances que presente diariamente un Sistema de Transporte. Podrán celebrarse Acuerdos de Balance, entre cualquier pareja de Agentes. Al atender los Desbalances de Energía, el CPC tendrá el siguiente orden de prioridad:

a) Acuerdos de Balance entre Remitentes.

b) Acuerdos de Balance entre Remitentes y Productores-Comercilizadores, Comercializadores o Almacenadores.

c) Acuerdos de Balance entre Transportadores y cualquier otro Agente.

Todo Remitente que suscriba un Acuerdo de Balance con cualquier Agente diferente al Transportador, deberá entregar copia de dicho acuerdo al CPC correspondiente, así mismo el Transportador deberá suministrar información oportuna a sus Remitentes para facilitar el manejo de Desbalances por parte de cada Remitente.

En aquellos casos en los cuales el Transportador adquiera gas, con el propósito de corregir Desbalances de energía, el Transportador podrá establecer libremente el precio del gas suministrado al Remitente.

El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural elaborará Acuerdos de Balance marco, que servirán de guía para elaborar los Acuerdos de Balance que utilicen los Sistemas de Transporte.

4.6.5. CUENTA DE BALANCE DE ENERGÍA. <Ver Notas de Vigencia>

La Cuenta de Balance de Energía es un instrumento que registra los Desbalances de Energía acumulados de un Remitente y las acciones para corregirlos. La Cuenta de Balance de Energía se actualizará diariamente de acuerdo con las mediciones que efectúe el Transportador y con la alternativa de Acuerdo de Balance adoptada por los Remitentes para equilibrar los Desbalances.

Si los volúmenes tomados por el Remitente son inferiores al 5% de la Capacidad Máxima del Gasoducto, y el Transportador no puede obtener los datos operacionales en forma diaria, la Cuenta de Balance podrá ser elaborada mensualmente. En este caso se utilizará el proceso de reconciliación sin que esto implique reabrir las Cuentas Diarias de Balance de todos los Remitentes del Sistema de Transporte.

Cuando los equipos de Medición acordados por las partes lo permitan, el CPC respectivo pondrá a disposición diariamente en el BEO, a más tardar a las 12:00 horas, la Cuenta de Balance de Energía de cada Remitente, con el Desbalance preliminar hasta las 24:00 horas del día anterior de gas, en el formato que el mismo disponga. Con esta información el Remitente podrá conocer la Cantidad de Energía que tiene a favor o en contra en el inventario del gasoducto, de tal forma que si lo requiere pueda tomar acciones necesarias para hacer que la Cuenta de Balance tienda a cero al final del mes correspondiente.

El Remitente podrá utilizar, además de las opciones descritas en el numeral 4.6.4, nominaciones diferentes de entrada y salida para equilibrar su Cuentas de Balance, siempre que estas nominaciones se efectúen dentro de los ciclos de nominación de suministro y transporte establecidos en el presente Reglamento.

4.6.6. RANGO DE TOLERANCIA.

El objetivo de los Remitentes y Transportadores es evitar Variaciones de Entrada y Salida. Sin embargo, el Transportador aceptará que los Remitentes entreguen o tomen gas dentro de los Volúmenes que comprendan el Rango de Tolerancia por Variación de Entrada y Variación de Salida que se definirán para cada hora del Día de Gas, de la siguiente manera:

El CPC establecerá Rangos de Tolerancia para cada hora del Día de Gas. Dichos Rangos deberán ser colocados diariamente en el Boletín Electrónico de Operaciones una vez se concluya el Programa de Transporte para el siguiente Día de Gas.

Al finalizar el Día de Gas, el Transportador establecerá las Variaciones de Entrada y Salida en términos de energía y las convertirá a volumen, utilizando los poderes caloríficos de la corriente de gas en los Puntos de Entrada y Salida respectivamente.

PARAGRAFO: Para el caso de Distribuidoras el CPC establecerá rangos de tolerancia diarios para cada Día de Gas, en forma consistente con la fórmula y procedimientos utilizados para establecer los rangos de tolerancia horarios.

4.7 INCUMPLIMIENTO Y COMPENSACIONES.

Los Agentes y Transportadores están en la obligación de cumplir y hacer cumplir los términos y condiciones técnicas contenidas en el RUT.

En el caso del Remitente, el incumplimiento o el cumplimiento tardío o parcial de cualquiera de las obligaciones podrá dar lugar, según el caso, a la terminación del Contrato o a la suspensión del servicio, sin perjuicio de que el Transportador pueda ejercer todos los demás derechos que las Leyes, el presente Reglamento y los Contratos le concedan para el evento del incumplimiento.

En el caso del Transportador el incumplimiento o el cumplimiento tardío o parcial de cualquiera de las obligaciones podrá dar lugar a las compensaciones pecuniarias del caso, adicionalmente a las sanciones que puedan disponer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y las contempladas en el Código Civil por responsabilidad civil contractual.

4.7.1. COMPENSACIONES POR VARIACIONES DE ENTRADA Y SALIDA. <Numeral derogado por el artículo 56 por la Resolución 89 de 2013>

4.8 RESTRICCIONES DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL.

La CREG, en Resolución separada, establecerá los procedimientos para el manejo de restricciones transitorias de Capacidad de Transporte. En el entretanto, se mantendrán las disposiciones vigentes, expedidas por la autoridad competente.

4.9 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE GAS DE UN SISTEMA DE TRANSPORTE.

Las pérdidas de gas de un Sistema de Transporte serán calculadas de acuerdo con la siguiente ecuación:

Donde:

:Sumatoria de la Cantidad de Energía entregada en todos los Puntos de Entrada del Sistema de Transporte, durante el período de análisis.
 
Cai:Cantidad de Energía almacenada en el Sistema de Transporte al inicio del período de análisis.
 
Caf:Cantidad de Energía almacenada en el Sistema de Transporte al final del período de análisis.
 
:Sumatoria de la Cantidad de Energía tomada en todos los Puntos de Salida del Sistema, de Transporte durante el período de análisis.
 
:Sumatoria de la Cantidad de Energía utilizada por el Transportador para el funcionamiento del Sistema de Transporte, durante el período de análisis.

El Manual del Transportador, deberá tener claramente establecido el procedimiento de cálculo de la Cantidad de Energía almacenada en el Sistema de Transporte (Cai y Caf).  

4.9.1. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE GAS.

Las pérdidas de gas del Sistema de Transporte que excedan del uno por ciento (1%) serán asumidas por el Transportador. Las pérdidas de gas que no excedan el 1% serán distribuidas entre los Remitentes en forma proporcional a la Cantidad de Energía transportada y serán reconocidas por éstos al Transportador en la factura mensual del servicio.

El costo del transporte de las pérdidas de gas hasta el 1% está incorporado en la tarifa de transporte y por lo tanto el Transportador no puede cobrar un cargo adicional por este concepto.

4.10 CUSTODIA Y TITULO SOBRE EL GAS.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El Transportador ejercerá custodia sobre el gas a partir del momento en que lo entrega el Remitente o quien este designe en el Punto de Transferencia de Custodia de conformidad con los términos y condiciones del presente Reglamento y hasta el momento que lo toma el Remitente o a quien este designe en el Punto de Transferencia de Custodia donde el Transportador entrega el Gas.

Es responsabilidad del Remitente garantizar que posee, controla, tiene el derecho de entregar o de hacer entregar por su cuenta el Gas Natural que el Transportador reciba en el Punto de Transferencia de Custodia.

El Remitente mantendrá libre de responsabilidad al Transportador de buena fe, exento de culpa, por todo reclamo, acción o perjuicio que pudieren resultar de demandas, reclamos o acciones judiciales y extrajudiciales de terceras personas que disputen la propiedad o tenencia sobre el Gas Natural que se transporte. El Transportador, mientras mantenga bajo su custodia el gas, mantendrá libre de responsabilidad al Remitente por todo reclamo, acción o perjuicio que pudiera resultar por demandas, reclamos o acciones judiciales y extrajudiciales de terceras personas, relacionadas con dicho gas.

4.11 OFICINA DE ATENCIÓN DE EMERGENCIAS.

Toda empresa de transporte deberá contar con un servicio de atención de emergencias, que funcione las 24 horas del día. La oficina de atención de emergencias deberá disponer de procedimientos para el manejo de emergencias y deberá llevar un registro de todas las emergencias presentadas, indicando claramente la causa, y el correctivo correspondiente.

5. MEDICION Y FACTURACION.

5.1 MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Las mediciones volumétricas y la determinación de los mecanismos y procedimientos que permitan establecer la calidad del gas y su contenido energético deberán efectuarse en todos las Estaciones para Transferencia de Custodia del Sistema Nacional de Transporte. Donde exista Telemetría, la medición de estos parámetros se efectuará en línea sobre una base horaria o aquella que determine el Transportador. Para aquellas Estaciones en las cuales todavía no se esté implementada la Telemetría, la determinación de volúmenes transportados, variaciones y desbalances de energía se realizará por parte del CPC, de forma tal que permita el cierre diario de la operación. Una vez se obtengan las mediciones correspondientes a las Estaciones que no dispongan de Telemetría, se efectuarán los ajustes del caso mediante proceso de reconciliación.

La medición o determinación, según sea el caso, de los parámetros establecidos en el presente Reglamento en las Estaciones para Transferencia de Custodia del Sistema Nacional de Transporte será realizada por el Transportador.

5.2 MEDICION Y ASIGNACION DE CANTIDADES DE ENERGIA EN PUNTOS DE ENTRADA Y PUNTOS DE SALIDA.

5.2.1 MEDICIÓN DE CANTIDADES DE ENERGÍA Y CALIDAD DE GAS EN ESTACIONES DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA, DE ENTRADA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Para determinar las Cantidades de Energía y la Calidad del Gas en las Estaciones de Transferencia de Custodia, de Entrada, el Productor-Comercializador deberá disponer, a su costo, de todo los equipos en línea requeridos para medir el volumen y la calidad, según lo dispuesto en el numeral 6.3 de la presente Resolución, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen, y será responsable de la operación y mantenimiento de los mismos. El Transportador será el responsable de la medición en línea para determinar la cantidad de energía y verificar la calidad del gas en las Estaciones de Transferencia de Custodia, de Entrada. El Productor-Comercializador deberá contar con toda la información en línea requerida por el Transportador y permitirle el acceso a la misma para la medición.

5.2.2. ASIGNACIÓN DE CANTIDADES DE ENERGÍA EN PUNTOS DE ENTRADA.

Cuando exista más de una Nominación de Transporte de gas a partir del mismo Punto de Entrada, el Productor-Comercializador asignará las Cantidades de Energía entregadas en dicho punto entre cada uno de los Remitentes. Dicha asignación podrá realizarse con base en una metodología establecida previamente entre los Agentes, o a prorrata entre las nominaciones Confirmadas.

5.2.3 DETERMINACIÓN DE CANTIDADES DE ENERGÍA Y CALIDAD DEL GAS EN ESTACIONES DE SALIDA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> La Determinación de las Cantidades de Energía y la Calidad del Gas en Estaciones de Salida se establecerá de acuerdo con las especificaciones, periodicidad y metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el Transportador y el Remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera será cubierto por los Remitentes. La responsabilidad de la Medición de Cantidades de Energía será del Transportador.

Para las especificaciones del Sistema de Medición deberá corresponder a las clases referenciadas en la siguiente tabla:

DESCRIPCIÓNCLASE ACLASE BCLASE CCLASE D
Flujo Máximo Diseño Sistemas de Medición>353 KPCH

>9995,7 m3/h
< 353 > 35,3 KPCH

< 9995,7 > 999,5 m3/h
< 35,3 > 10 KPCH

< 999,5 > 283,16 m3/h
< 10 KPCH

< 283,16 m3/h
Error máximo permisible de volumen+/- 0.9%+/- 1.5%+/- 2%+/- 3.0%
Error máximo permisible de Energía+/- 1.0%+/- 2.0%+/- 3.0%+/- 5%

Los errores de la tabla anterior deberán ser cumplidos por el Sistema de Medición en su conjunto.

Los Sistemas de Medición para cualquier Remitente deberán proporcionar medidores que brinden registros precisos y adecuados a los efectos de la facturación, así mismo, estos registros deberán ser enviados a los CPC a través de Equipos de Telemetría. El remitente deberá disponer, a su costo, de todos los equipos para medir el volumen y la calidad de manera remota en las Estaciones de Salida.

5.2.4 MEDICIÓN DE CANTIDADES DE ENERGÍA Y CALIDAD DEL GAS EN ESTACIONES DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA ENTRE TRANSPORTADORES.  

<Numeral adicionado por el artículo 4 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Para determinar las Cantidades de Energía y la Calidad del Gas en Estaciones de Transferencia de Custodia entre Transportadores, el propietario de la Estación de Transferencia deberá disponer, a su costo, de todos los equipos en línea requeridos para medir las cantidades de energía y la calidad según lo dispuesto en el numeral 6.3 de la presente Resolución, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen, y será responsable de la operación y mantenimiento de los mismos. El Transportador no propietario de la Estación entre Transportadores será el responsable de la medición en línea para determinar la cantidad de energía y verificar la calidad del gas. El propietario de la Estación deberá permitirle al Transportador no propietario de la Estación el acceso a toda la información requerida para la medición.

5.3 MEDICIÓN VOLUMÉTRICA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El volumen de Gas Natural entregado al y tomado del Sistema de Transporte es el calculado por el Transportador a Condiciones Estándar, a partir de las variables determinadas por los equipos de medición establecidos en el RUT, o en su defecto por los equipos de medición pactados contractualmente, debidamente calibrados, empleando los métodos de cálculo establecidos, para el medidor específico, en la NTC respectiva y, cuando esta no exista, por las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas – AGA (“American Gas Association”), o del ANSI (“American National Standards Institute)”. Las variables determinadas por los equipos de medición incluyen: presión estática, presión diferencial, temperatura, pulsos eléctricos y tiempo de tránsito.

5.3.1. SISTEMA DE MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 4 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Los Sistemas de Medición para transferencia de custodia emplearán medidores homologados de conformidad con la normativa que se encuentre vigente en el país o en su defecto, se emplearán las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas – “American Gas Association” (AGA), del “American National Standars Institute” (ANSI), última edición y de la OIML, y constarán de:

a) Elemento primario. Es el dispositivo esencial usado para la medición del gas; incluye, pero no está limitado a, medidores de orificios, turbinas, ultrasónicos, rotatorios, másicos o de diafragma. Salvo acuerdo entre las partes, para elementos primarios del tipo turbina se evitará el uso de las configuraciones de instalación a que hace referencia el numeral 3.2.2 del reporte No 7 de AGA, en su edición de 1996, o la que lo modifique, adicione o sustituya.

b) Elementos secundarios. Corresponden a los elementos registradores, transductores, o transmisores que proporcionan datos, tales como: presión estática, temperatura del gas, presión diferencial, densidad relativa y son de carácter obligatorio para todos los sistemas.

c) Elementos terciarios. Corresponden a la Terminal Remota, el equipo de Telemetría y un Computador de Flujo o unidad correctora de datos, programado para calcular correctamente el flujo, dentro de límites especificados de exactitud e incertidumbre, que recibe información del elemento primario y de los elementos secundarios.

5.3.2 PROPIEDAD DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> La propiedad y responsabilidad de los Sistemas de Medición será:

a) Del Productor-Comercializador en la Estación de Entrada;

b) Del Remitente en la Estación de Salida;

c) Del Transportador que se conecta al sistema de transporte existente, en las estaciones de Transferencia entre Transportadores.

En todos los casos los equipos cumplirán con lo previsto en las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la autoridad competente.

El Transportador podrá rechazar los equipos propuestos por los Agentes cuando en forma justificada no cumplan con lo anterior, o cuando puedan afectar la operación de su Sistema de Transporte. Cuando el Transportador adquiera los Sistemas de Medición para Puntos de Salida, trasladará su valor al Agente correspondiente.

El Transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de los sistemas de medición que se encuentren incluidos en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

5.3.3. INSTALACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN.

La instalación, Operación y el Mantenimiento de los Sistemas de Medición corresponde al propietario de dichos equipos, a menos que el Remitente y el Transportador acuerden lo contrario. En cualquier caso el Transportador inspeccionará la instalación del equipo de medición para asegurar que cumple con los requisitos técnicos establecidos. Cuando la instalación del Sistema de Medición no cumpla con dichos requisitos, deberá rechazarse por parte del Transportador o del Agente según sea el caso. Cuando el Transportador efectúe la instalación, operación y el mantenimiento del equipo de medición, trasladará dichos costos al Agente, previo acuerdo con éste.

5.3.4. REPARACIÓN Y REPOSICIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 5 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando el Transportador encuentre defectos en los equipos que afecten la confiabilidad, la precisión o la oportunidad de la transmisión de datos del sistema de medición, deberá notificarlo al propietario.

Es obligación del Agente hacer reparar o reemplazar los Sistemas de Medición de su propiedad y los Equipos de Telemetría, a satisfacción del Transportador, dentro de los estándares técnicos, cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos.

Esta reparación o reemplazo se debe efectuar en un tiempo no superior a un periodo de facturación, contados a partir del recibo de la notificación por parte del Transportador, cuando pasado este período el Agente no tome las acciones necesarias para reparar o reemplazar los equipos de su propiedad, el Transportador podrá hacerlo por cuenta de este trasladando los costos eficientes a través de la factura de transporte. En caso de que el Agente no cancele este costo el Transportador procederá a retirar el Sistema de Medición y cortar el servicio.

Cuando el Sistema de Medición sea de propiedad del Transportador, el mismo podrá ser retirado por el Transportador en cualquier momento después de la terminación del Contrato de Transporte, sin cargo al Remitente.

5.3.5. EQUIPO DE VERIFICACIÓN DE MEDICIÓN.

Los Agentes podrán contar con doble Medición para entregas y tomas de gas, es decir un equipo principal y un equipo de verificación. El equipo de verificación de la Medición tiene las siguientes finalidades:

1. Ser utilizado por el Transportador para determinar la facturación cuando el medidor oficial presente descalibración o daño.

2. Ser utilizado por el Agente para monitorear o evaluar su propio consumo para efectos contables o de control.

Los costos de suministro, instalación, mantenimiento y operación del equipo de verificación, serán cubiertos por el Agente que requiera el equipo de verificación.

5.4 MEDICION DE OTRAS VARIABLES.

Será responsabilidad del Transportador determinar la calidad, la gravedad específica y variables como el poder calorífico, entre otras, del Gas Natural que entra y sale a un Sistema de Transporte. En aquellos casos en los cuales se conecten dos o más Sistemas de Transporte, el Sistema de Medición será acordado entre los Transportadores involucrados.

5.4.1. DETERMINACIÓN DE LA TEMPERATURA DE FLUJO.

La temperatura de flujo será determinada por el Transportador mediante equipos de registro continuo. En su defecto, el Transportador la determinará utilizando el siguiente orden de prioridad:

1. La mejor información de campo disponible;

2. Cálculo matemático basado en los principios básicos de fluidometría; o,

3. De estar disponible, cálculo mediante software.

5.4.2 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN ABSOLUTA DE FLUJO.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> La presión de flujo manométrica (estática y diferencial) será determinada utilizando transductores, operando en tiempo real y de manera continua, con capacidad de suministro de información electrónica, la cual será manejada por el computador o corrector de flujo. En su defecto, se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

a) Transductores electrónicos ubicados en la misma corriente de flujo de gas.

b) Transductores mecánicos o manómetros ubicados en la misma corriente de flujo de gas.

c) Cualquier otro procedimiento acordado entre las partes.

Para determinar la presión absoluta se utilizará la presión atmosférica (barométrica) del sitio donde esté el medidor. La presión atmosférica (barométrica) se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

a) Barómetro electrónico;

b) Información suministrada por las estaciones del Ideam;

c) Aplicando la ecuación B.7, propuesta en el apéndice B del Reporte número 7 de AGA de 2006, o la que lo modifique, adicione o sustituya, utilizando para ello la elevación sobre el nivel del mar, medida y protocolizada por las partes para cada localización en particular, empleando para ello el método disponible que ofrezca la menor incertidumbre.

5.4.3 DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El factor de compresibilidad del gas será determinado utilizando los métodos de caracterización establecidos por la Asociación Americana de Gas – AGA (“American Gas Association”), en el Reporte número 8 (“Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases”), última edición.

Los métodos conocidos como simples (“Gross”) en el Reporte No. 8 de AGA no podrán utilizarse en los siguientes casos:

1. Cuando las características de la mezcla de gas estén por fuera de las establecidas en el Rango Normal de la Tabla número 1 de la citada Norma.

2. Cuando la temperatura de operación sea inferior a 32 oF o superior a 130 oF.

3. Cuando la presión de operación sea superior a 1200 psia.

Previo acuerdo entre las partes, el factor de compresibilidad para el cálculo de las propiedades del gas a baja presión (100 psig o menos) y bajos volúmenes (inferiores a 100.000 PCED), podrá determinarse con el método AGA-NX-19.

5.4.4. DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> La gravedad específica en los Puntos de Entrada será determinada por el Transportador empleando gravitómetros de registro continuo o cromatógrafos instalados en línea. En Puntos de Salida, la Gravedad Específica podrá determinarse por el método que acuerden las partes o mediante la toma de muestras representativas de la corriente de gas para ser sometidas a cromatografía gaseosa. En los puntos donde confluyan varios gases, el Transportador deberá instalar, a su cargo, cromatógrafos en línea para medir mezclas de gases.

Cuando se requiera en la medición de volumen de gas, el factor de compresibilidad del aire a las condiciones estándar será 0.999590 como se establece en el Numeral 3-B.3 “Equations for Volume Flow Rate of Natural Gas”, del Reporte AGA 3, parte 3, última actualización o la que la modifique adicione o sustituya.

Las propiedades físicas de los compuestos puros del gas natural utilizados en la determinación de la densidad relativa real o gravedad específica real y poder calorífico real del gas se determinarán exactamente a 14.65 psia (1.01 bar absoluto) y 60 oF (15.56 oC), de conformidad con lo establecido en la metodología de AGA.

5.4.5. DETERMINACIÓN DEL PODER CALORÍFICO.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El poder calorífico del gas entregado en los Puntos de Entrada del Sistema Nacional de Transporte será establecido por el Transportador mediante mediciones de composición de gas a través de cromatógrafos de registro continuo. Los mencionados equipos tendrán la capacidad de calcular el poder calorífico utilizando el método recomendado por la American Gas Association (AGA), en normas tales como la ASTM D3588-81 “Standard Method for Calculating Calorific Value and Specific Gravity (relative density) of Gaseous Fuels”, última versión.

El poder calorífico del gas tomado en los Puntos de Salida será determinado según la metodología y con los instrumentos que acuerden las partes.

Para efectos de convertir el poder calorífico, expresado en unidades inglesas (BTU/PCE), al Sistema Internacional de Unidades (MJ/MCE) se utilizará el BTUIT, como se establece en la tabla 3-E-3, del reporte AGA número 3, última actualización, o la que la modifique, adicione o sustituya.

Un BTUIT corresponde a una Unidad Térmica Británica, usada por 'International Steam Tables' y ASTM D 1826-77 y equivale a 0.001055056 MJ.

5.4.6. EQUIVALENCIA ENERGÉTICA DEL GAS NATURAL.

Con base en las mediciones volumétricas y demás parámetros establecidos en los Numerales anteriores, el Transportador determinará diariamente la equivalencia energética del volumen de gas transportado. Dicha información será la base para establecer la liquidación de Variaciones y Desbalances de energía y contratos de suministro de gas.

Los procedimientos de medición establecidos en los Contratos tendrán en cuenta como mínimo el tipo de medición, la frecuencia y los períodos de aplicación de los valores obtenidos.

5.5 PRECISION, ACCESO Y CALIBRACIÓN DE EQUIPOS DE MEDICIÓN.

5.5.1. MÁRGENES DE ERROR EN LA MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 6 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Una medición está dentro de los márgenes de error admisibles, cuando al efectuarse la verificación de la calibración del Sistema de Medición Oficial (Transductores de presión estática y temperatura, celda de diferencial, etc.) por parte del Transportador, se encuentra dentro de los límites establecidos según la clase a la cual pertenezca el Sistema de Medición, conforme lo establecido en el numeral 5.2.3.

Una medición es inexacta si cualquiera de los porcentajes de variación de cualquier equipo de medición está por fuera de los márgenes de error establecidos según sea la clase del Sistema de Medición. Cuando la Medición sea inexacta, el Sistema de Medición será calibrado a una precisión dentro de los márgenes de error establecidos para la clase del Sistema de Medición.

Si el error combinado de los diferentes equipos involucrados en el Sistema de Medición, afecta el volumen total medido, con una desviación superior a la establecida según la clase del Sistema de Medición, o si por cualquier motivo los Sistemas de Medición presentan fallas en su funcionamiento de modo que el parámetro respectivo no pueda medirse o computarse de los registros respectivos, durante el período que dichos Sistemas de Medición estuvieron fuera de servicio o en falla, el parámetro se determinará con base en la mejor información disponible y haciendo uso del primero de los siguientes métodos que sea factible (o de una combinación de ellos), en su orden:

1. Los registros del Sistema de Medición de Verificación siempre que cumpla con los requisitos indicados en este numeral. Si existe inexactitud en los Sistemas de Medición, se empleará lo previsto en el numeral 3 siguiente.

2. Corrección del error, si el porcentaje de inexactitud se puede averiguar mediante calibración o cálculo matemático, si ambas partes manifiestan acuerdo;

3. Cualquier otro método acordado por las partes.

5.5.2. FRAUDES A LA CONEXIÓN O AL EQUIPO DE MEDICIÓN.

En caso de que se verifique que un Agente ha cometido fraude a las conexiones o equipos de medición, la parte afectada podrá suspender el servicio y aplicar las sanciones previstas dentro del Contrato. Adicionalmente, la parte infractora deberá cancelar el consumo no medido de acuerdo con el procedimiento establecido en el Numeral 5.5.1 del presente Reglamento. La reincidencia en el fraude dará lugar a la terminación del Contrato. Dicha actuación deberá adelantarse con la plena garantía del derecho de defensa del Agente.

5.5.3. CALIBRACIÓN DE EQUIPOS DE MEDICIÓN.

5.5.3.1. PRIMERA CALIBRACIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 7 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> La primera calibración de los equipos de medición del gas, instalados en cada una de las Estaciones de Transferencia de Custodia del Sistema de Transporte, será realizada por el Transportador o por una firma certificada por la ONAC, utilizando equipos con certificados de calibración vigentes. La calibración de los Sistemas de Medición que no pueda ser realizada por el Transportador o firmas nacionales certificadas, deberá llevarse a cabo por laboratorios ubicados en el exterior del país, acreditados de acuerdo con la norma ISO/IEC 17025. Los costos de las calibraciones en que este incurra serán a cargo del propietario de los equipos de transferencia de custodia.

5.5.3.2 VERIFICACIÓN DEL EQUIPO DE MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> La exactitud de la medida de todos los equipos de transferencia de custodia, de medición del gas, instalados en el Sistema Transporte, será verificada por el Transportador a intervalos pactados contractualmente entre las partes, en presencia de los representantes de los Agentes respectivos. La verificación de la exactitud de los equipos de mediación la realizará el Transportador en sitio, o en sus propios laboratorios, o podrá contratarla con un tercero, con equipos patrones debidamente certificados, y su costo será asumido por el propietario de los equipos de medición de transferencia de custodia. Para la realización de dichas verificaciones se aplicarán las Normas Técnicas correspondientes, aprobadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o por la autoridad competente.

Será derecho del Agente o del Transportador solicitar, en cualquier momento, una verificación especial del medidor, en cuyo caso las partes cooperarán para llevar a cabo dicha operación. El costo de esta prueba especial será a cargo de quien la solicite, a menos que, como resultado de dicha prueba, se detecte un desajuste, en cuyo caso dichos costos correrán a cargo del propietario del equipo.

En todos los casos, cuando se detecte un desajuste, que supere las tolerancias especificadas por los fabricantes en cualquiera de los puntos de calibración a lo largo del rango de los equipos de medida, los equipos deberán ser ajustados. En caso de que alguno de los elementos primarios –tales como los medidores tipo rotatorios, turbinas y másicos- técnicamente no puedan ser ajustados, debido a errores sistemáticos, deberá considerarse un factor de corrección en el elemento terciario, mientras el propietario del equipo hace el reemplazo correspondiente.

El Transportador dará aviso al Agente sobre la fecha y hora en que se efectuará verificación de los equipos, por lo menos con (3) tres días hábiles de anticipación a fin de que la otra parte pueda disponer la presencia de sus representantes. Si, dado el aviso requerido, el Agente no se presenta, el Transportador podrá proceder a realizar la prueba y a hacer los ajustes necesarios, informando al Agente sobre los ajustes efectuados. El Agente podrá solicitar aclaración o información adicional sobre las pruebas o ajustes realizados.

5.5.4. ACCESO A LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> Las partes tendrán acceso permanente a los Sistemas de Medición, para tomar lecturas, verificar calibración, mantener e inspeccionar las instalaciones, o para el retiro de sus bienes.

El Transportador, el Remitente o sus representantes tendrán el derecho de estar presentes en los momentos de instalación, lectura, limpieza, cambio, mantenimiento, reparación, inspección, prueba, calibración o ajuste de los equipos de medición utilizados para transferencia de custodia. Los registros de tales equipos se mantendrán a disposición de las partes, junto con los cálculos respectivos para su inspección y verificación.

5.5.5. REGISTROS DE MEDICIÓN.

<Numeral modificado por el artículo 3 de la Resolución 41 de 2008. El nuevo texto es el siguiente:> El Transportador y el Remitente conservarán los originales de los manuales de los equipos y de todos los datos de pruebas, gráficos, archivos magnéticos o cualquier otro registro similar de medición, por el lapso que fuere exigido por el Código de Comercio para la conservación de documentos, contado a partir de la fecha de realización de la medición.

5.5.6. CONTROL DE ENTREGAS Y RECEPCIONES.

Los Transportadores pondrán a disposición de los Remitentes, durante los cinco (5) primeros días de cada mes, la información relacionada con volumen, poder calorífico, presión y temperatura medidas. También el Transportador deberá notificar a los Remitentes sobre cualquier cambio que ocurra en el sistema indicando los motivos que justificaron dicho cambio. A solicitud de cualquier Remitente, el Transportador le informará otros parámetros relacionados con sus Puntos de Entrada y Salida.

5.6 OBLIGACIONES DE LOS AGENTES Y TRANSPORTADORES.

5.6.1. OBLIGACIONES DEL TRANSPORTADOR.

<Numeral modificado por el artículo 8 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Con relación a los procedimientos de medición, son obligaciones del Transportador las siguientes:

1. No ejecutar ningún Contrato de Transporte hasta tanto se cuente con los Sistemas de Medición debidamente instalados y operando a conformidad del Transportador, o se haya definido por las partes una metodología de medición de conformidad con lo establecido para Estaciones de Salida en los numerales 5.1 a 5.5 de este Reglamento.

2. Realizar la medición de los parámetros arriba señalados, con la periodicidad establecida en el RUT para Estaciones de Entrada, o la que establezcan las partes para Estaciones de Salida.

3. Tomar y exigir a los Agentes todas las precauciones para que no se alteren los medidores.

4. Facilitar el Acceso al Remitente al cual preste el servicio, a la información del Sistema de Medición. En caso de Sistemas de Medición con Equipos de Telemetría deberá permitir el acceso a los datos de medición, de acuerdo con la periodicidad de comunicación de recibo de la información con que cuente el Transportador, a través de su página web.

5. Colocar en el BEO la información indicada en el presente Reglamento. La falta de Medición del consumo, por acción u omisión de la empresa Transportadora, le hará perder el derecho al cobro del Servicio de Transporte. La que tenga lugar por acción u omisión del Agente, justificará la suspensión del servicio o la terminación del Contrato, sin perjuicio de que el Transportador determine el consumo en las formas a las que se refiere el artículo 146 de la Ley 142 de 1994, cuando esta práctica sea posible.

6. Disponer de los servicios de comunicaciones necesarios para la transmisión de señales desde los puntos de medida hasta los CPC.

7. Producir las cuentas de balance diarias del usuario cuando esto aplique, así como los reportes de la información recolectada según lo establezca la CREG.

8. Informar las anomalías que afecten el correcto funcionamiento del Sistema de Medición a sus propietarios.

5.6.2. OBLIGACIONES DEL AGENTE.

<Numeral modificado por el artículo 9 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> Con relación a los procedimientos de medición, son obligaciones del Agente las siguientes:

1. No entregar/recibir gas hasta tanto se hayan instalado los medidores respectivos, o no se haya definido por las partes una metodología de medición de conformidad con lo establecido para Puntos de Salida en los numerales 5.1 a 5.5 de este Reglamento.

2. Mantener un espacio adecuado para los medidores y equipo conexo. Dicho espacio deberá permanecer adecuadamente ventilado, seco y libre de vapores corrosivos, no sujeto a temperaturas extremas y de fácil acceso para el Transportador.

3. Los sistemas de comunicación utilizados en Equipos de Telemetría deberán garantizar un índice de continuidad del servicio, este será acordado entre el Transportador y el Agente.

4. El Computador de Flujo o Unidad Correctora que deberá instalar el Agente, tendrá al menos un puerto de comunicaciones de uso exclusivo para el Transportador, donde se conectará un dispositivo externo de transmisión de datos. Los elementos necesarios para la comunicación (antena, cableado, dispositivo de transmisión) incluyendo la alimentación eléctrica y el mantenimiento periódico de estos hacen parte integral del Equipo de Telemetría. La solución de comunicaciones, el tipo de puertos y el protocolo a usar deben ser convenidos con el Transportador a fin de facilitar su integración al CPC.

5. El Computador de Flujo o Unidad Correctora que deberá instalar el Agente tendrá que satisfacer los requerimientos de la norma técnica internacional API 21.1 o su reporte equivalente en AGA o las que la modifiquen, adicionen o sustituyan durante un mínimo de 40 días.

6. No adulterar, modificar, ni retirar medidores u otros equipos del Sistema de Medición y permitir el acceso a los mismos solo al personal autorizado por el Transportador, con excepción de los eventos en que se requiera su reparación o reemplazo.

7. Tomar y cumplir todas las precauciones incluidas las exigidas por el transportador para que no se alteren los medidores.

8. Facilitar el acceso al Transportador a los Sistemas de Medición.

5.7 FACTURACIÓN. <Numeral derogado por el artículo 30 de la Resolución 123 de 2013>

5.8 RECONCILIACIONES.

Para aquellos usuarios que no cuenten con equipo de telemedición en operación, se liquidará el valor de la factura tan pronto como el CPC disponga de las lecturas de los parámetros correspondientes, efectuando los ajustes necesarios a los parámetros estimados por el CPC para liquidar los costos asociados a los servicios de transporte prestados, compensaciones y cuentas de balance correspondientes. En ningún momento dichas reconciliaciones afectarán los cargos establecidos a Remitentes que cuenten con equipos de telemedición.

5.9. INSALVABLES RESTRICCIONES O GRAVE EMERGENCIA.

<Numeral adicionado por el artículo 11 de la Resolución 126 de 2013. El nuevo texto es el siguiente:> a. En casos de racionamiento programado o de grave emergencia de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto número 4500 de 2009, o aquellos que los modifiquen adicionen o sustituyan, los Transportadores enviarán las asignaciones diarias de capacidad de transporte, al CNOG, a la Superintendencia de Servicios Públicos y al Ministerio de Minas y Energía para el ejercicio de sus competencias.

b. Cuando por causa de insalvables restricciones o grave emergencia que generen situaciones de racionamiento programado según lo establecido en el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 o aquellos que lo adicionen, modifiquen o sustituyan, se presenten variaciones de salida generadas por los Remitentes o no se atiendan órdenes operacionales emitidas por el Transportador, que llegasen incluso a la notificación al Agente para cesar el consumo de gas, y este haga caso omiso, situación que será comprobada por el consumo que se registre el día de la restricción en el Sistema de Medición, el Agente deberá pagar una compensación al Transportador, equivalente al costo de racionamiento por el consumo asignado más el volumen desviado en el día de la restricción.

El costo de racionamiento será equivalente al precio del sustituto, esto es: para los industriales el sustituto sin autogeneración o cogeneración es el GLP, para industriales con autogeneración o cogeneración el sustituto es el Diésel y en el caso de las estaciones de GNV el sustituto es Gasolina. Los precios de los sustitutos serán los corrientes a la fecha de la compensación. Para el cálculo del costo se empleará la equivalencia del precio de los mismos a pesos por Mbtu.

La compensación antes citada, será entregada al (los) comercializador(es) a prorrata, que atiendan mercado regulado en el tramo regulatorio donde se generó la variación de salida, por parte del Transportador. El comercializador la tomará como una venta de excedente, el cual se verá reflejado en una reducción del componente correspondiente al costo promedio de las compras de Gas – G a trasladar a los usuarios regulados que son atendidos por el respectivo Comercializador.

En caso de que el agente deba entregar una compensación, por la ocurrencia de los eventos a los que se refiere el primer inciso del presente literal, solamente se aplicará la contemplada en el presente numeral y no aplicará ninguna otra.

Además, luego de desatender la orden operativa del Transportador, este último podrá exigir al Remitente que desatendió la orden operativa la instalación de una válvula de operación remota, en el Punto de Salida, compatible con el sistema de comunicaciones del respectivo sistema de transporte, para que se pueda realizar la apertura y cierre de dicha válvula de forma remota desde el CPC del Transportador.

El Transportador podrá operar la válvula de operación remota para cierre que se encuentra en el Punto de Salida, por desviación de consumo en situaciones de Racionamiento Programado. El Transportador queda exonerado por cualquier daño que puedan sufrir los equipos industriales asociados con la interrupción del servicio.

Si después de seis meses el Remitente no cumple con las condiciones descritas anteriormente, el Transportador deberá cortar el servicio.

6. ESTÁNDARES Y NORMAS TÉCNICAS APLICABLES.

Los estándares, normas técnicas y de seguridad que deberán aplicar para el diseño, construcción, operación, mantenimiento y puesta en marcha del Sistema Nacional de Transporte, tomarán en consideración la compilación del Código de Normas Técnicas y de seguridad efectuada por el Ministerio de Minas y Energía.

6.1 CUMPLIMIENTO DE NORMAS Y ESTÁNDARES.

El Sistema de Transporte y las conexiones existentes o futuras deben cumplir con los requisitos establecidos por las normas técnicas colombianas, expedidas por el ICONTEC o, en su defecto, las aceptadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o el Ministerio de Minas y Energía, el cual las compilará en un Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible. En caso de no disponerse de normas fijadas por estas entidades, se adoptarán las normas aplicables emitidas por una de las siguientes agremiaciones:

AGA: American Gas Association

ANSI: American National Standards Institute

API: American Petroleum Institute

ASME: American Society of Mechanical Engineers

ASTM: American Society for Testing and Materials

AWS: American Welding Society

DOT: Department of Transportation

IEC: International Electrothecnical Comission

NACE: National Association of Corrosion Engineers

NEMA: National Electrical Manufacturing Association

NFPA: National Fire Protection Association

UL: Underwrite Laboratories Inc.

En materia de seguridad también deberá acogerse el Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad en Gas Combustible compilado por el Ministerio de Minas y Energía y a toda la reglamentación que sobre la materia expida el Ministerio de Minas y Energía.

Las normas ambientales a las que deberán acogerse todos aquellos a los cuales aplique este Reglamento, serán aquellas expedidas por el Ministerio del Medio Ambiente, de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 4o. <sic, 5o> Numerales 10 y 25 de la Ley 99 de 1994 <sic, 1993> y demás que la modifiquen, deroguen o adicionen; o aquellas que establezcan otras autoridades ambientales competentes.

El Transportador estará obligado a comunicar al propietario de la Conexión, las normas específicas que deberán cumplirse y se abstendrá de prestar el Servicio de Transporte a través de las Conexiones, en los Puntos de Entrada o en los Puntos de Salida de su Sistema de Transporte, que no cumplan con los requisitos técnicos y de seguridad establecidos por las normas y estándares aplicables.

6.2 RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS SOBRE NORMAS TECNICAS.

Las discrepancia <sic> entre normas internacionales aplicables deberán ser resueltas por el Ministerio de Minas y Energía, así como las que se presenten entre el Transportador y el propietario de la Conexión.

6.3 CALIDAD DEL GAS. <Numeral modificado por el artículo 2 de la Resolución 50 de 2018. El nuevo texto es el siguiente:>

El Gas Natural entregado al Transportador por el Agente, en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte y por el Transportador en el Punto de Salida, deberá cumplir con las especificaciones de calidad indicadas en el Cuadro 7.

Cuadro 7. Especificaciones de Calidad del Gas Natural

Especificaciones Sistema Internacional Sistema Inglés
Máximo poder calorífico bruto (GHV)
(Nota 1)
42.8 MJ/m3 1.150 BTU/ft3
Mínimo poder calorífico bruto (GHV)
(Nota 1)
35.4 MJ/m3 950 BTU/ft3
Contenido de Líquido
(Nota 2)
Libre de líquidos Libre de líquidos
Contenido total de H2S máximo 6 mg/m3 0.25 grano/100PCS
Contenido total de azufre máximo 23 mg/m3 1.0 grano/100PCS
Contenido CO2, máximo en % volumen 2% 2%
Contenido de N2, máximo en % volumen 5% 5%
Contenido de inertes máximo en % volumen
(Nota 3)
5% 5%
Contenido de oxígeno máximo en % volumen 0.1% 0.1%
Contenido máximo de vapor de agua 97 mg/m3 6.0 Lb/MPCS
Temperatura de entrega máximo 49 °C 120°F
Temperatura de entrega mínimo 7.2 °C 45 °F
Contenido máximo de polvos y material en suspensión (Nota 4) 1.6 mg/m³ 0.7 grano/1000 pc
Número de Wobbe (Nota 5) Entre 46.6 MJ/m³ y 52.7 MJ/m³ Entre 1250.0 BTU/ft³ y 1414.7 BTU/ft³

Nota 1: Todos los datos sobre metro cúbico o pie cúbico de gas están referidos a Condiciones Estándar.

Nota 2: Los líquidos pueden ser: hidrocarburos, agua y otros contaminantes en estado líquido.

Nota 3: Se considera como contenido de inertes la suma de los contenidos de CO2 y nitrógeno. El oxígeno se considera como un contaminante.

Nota 4: El máximo tamaño de las partículas debe ser 15 micrones.

Nota 5: Calculado con el poder calorífico superior en base volumétrica a condiciones estándar definidas en la presente resolución y con la densidad relativa real a las mismas condiciones estándar.

Salvo acuerdo entre las partes, el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, y el remitente están en la obligación de entregar Gas Natural a la presión de operación del gasoducto en el Punto de Entrada hasta las 1200 Psig, de acuerdo con los requerimientos del Transportador. El Agente que entrega el gas no será responsable por una disminución en la presión de entrega debida a un evento atribuible al Transportador o a otro Agente usuario del Sistema de Transporte correspondiente.

Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta a alguna de las especificaciones establecidas en este RUT, el Transportador podrá rehusar aceptar el gas en el Punto de Entrada.

6.3.1. Punto de Rocío de Hidrocarburos.

El Punto de Rocío de Hidrocarburos para cualquier presión no deberá superar el valor de 45°F (7.2°C).

La medición del Punto de Rocío de Hidrocarburos se hará como sigue: i) medir en Puntos de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, que podrán estar localizados en cualquier parte del territorio nacional; ii) utilizar la metodología de espejo enfriado automáticamente con analizador en línea, realizando calibraciones periódicas mediante el método de referencia basado en el estándar ASTM D-1142 o estándares de mayor exactitud, cuando estén disponibles.

Se deberá adoptar el método de referencia basado en el estándar ASTM D-1142 o estándares de mayor exactitud, cuando estén disponibles, como método de referencia para resolver disputas, entre los Agentes, relacionadas con el Punto de Rocío de Hidrocarburos.

Las partes interesadas escogerán de común acuerdo, cuando ello no sea establecido por autoridad competente, lo siguiente: a) el estándar de mayor exactitud a utilizar como método de referencia cuando sea del caso; b) los técnicos competentes para realizar las calibraciones periódicas del analizador en línea y las verificaciones de la medición en caso de disputas y; c) la periodicidad de las calibraciones del analizador en línea.

6.3.2. Verificación de la Calidad

Es responsabilidad del Transportador verificar la calidad del gas que recibió, por lo tanto, una vez que el Transportador recibe el gas en el Sistema de Transporte, está aceptando que este cumple con las especificaciones de calidad. Para la verificación de la calidad del gas el productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, deberá instalar en los Puntos de Entrada, analizadores en línea que permitan determinar, como mínimo:

a) Poder calorífico del gas;

b) Dióxido de carbono;

c) Nitrógeno;

d) Oxígeno;

e) Gravedad específica;

f) Cantidad de vapor de agua;

g) Sulfuro de hidrógeno, y

h) Azufre total.

En el Punto de Salida, el Transportador deberá estar en capacidad de garantizar mediante los equipos adecuados o mediante la metodología y periodicidad que acuerden las partes, la calidad del gas entregado.

Si verificada la calidad del gas natural entregado por el Agente en el Punto de Entrada del Sistema de Transporte, el Transportador encuentra que no cumple las especificaciones de calidad establecidas en los numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen, y no lo recibe, deberá informar de esta situación al Agente, mediante comunicación escrita, expresándole de manera precisa y detallada las razones por las cuales ese gas no cumple determinadas especificaciones de calidad. Una vez que el Transportador entregue esta comunicación al Agente, se entenderá que las especificaciones de calidad que no fueron objetadas en la forma aquí dispuesta cumplen lo establecido en los citados numerales 6.3 y 6.3.1 o aquellos que los modifiquen o complementen.

El Agente inconforme con las objeciones hechas por el Transportador en la forma aquí prevista, verificará, mediante auditoría que deberá ser realizada por una firma o persona natural seleccionada de la lista elaborada por el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, CNOGas, el cumplimiento de las especificaciones de calidad objetadas. Los resultados de la auditoría deberán ser comunicados y analizados con el Transportador antes de rendir el informe final. Dicho informe deberá contener conclusiones claras y expresas sobre el cumplimiento de las especificaciones de calidad objeto de la auditoría.

El Transportador no estará obligado a recibir el gas natural entregado por el Agente mientras se desarrolla la auditoría, o si el informe de auditoría concluye que el gas entregado no cumple con las especificaciones de calidad definidas en los numerales 6.3 y 6.3.1, o aquellos que los modifiquen o complementen. En este caso el costo de la auditoría lo asume el Agente.

Si el informe de la auditoría concluye que el gas entregado efectivamente cumple las especificaciones de calidad definidas en los numerales 6.3 y 6.3.1, o aquellos que los modifiquen o complementen, el Transportador deberá recibir el gas natural entregado por el Agente y este último traslada al Transportador el costo de la auditoría, sin perjuicio de la responsabilidad que le pueda deducir al Transportador por haber rechazado el gas.

6.3.3. Cumplimiento de las Especificaciones de CO2

Para el cumplimiento de las especificaciones de contenido de CO2 en el gas natural entregado por un Agente al Transportador, se establece un período de transición de dos (2) años contados a partir de la expedición del presente Reglamento.

Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta al contenido máximo de CO2 establecido en el RUT, el Transportador podrá rehusarse a aceptar el gas en el Punto de Entrada, o podrá solicitar al Remitente el pago de los costos que demande transportar gas por fuera de la especificación establecida en el presente Reglamento. Dichos costos se establecerán respetando el principio de neutralidad que señala la ley.

6.3.4. Entrega de Gas Natural por Fuera de las Especificaciones Establecidas

Si el Gas Natural entregado por el Remitente es rechazado por el Transportador, por estar fuera de las especificaciones de calidad establecidas en este RUT, el Remitente deberá responder por todas las obligaciones que posea con los demás Agentes involucrados.

Si el Trasportador entrega Gas Natural por fuera de las especificaciones de calidad establecidas, el Remitente podrá negarse a recibir el gas y el Transportador deberá responder por el perjuicio causado.

6.3.5. Intercambiabilidad de gas

El parámetro para verificar la intercambiabilidad de gases inyectados al Sistema Nacional de Transporte será el Número de Wobbe, el cual deberá estar dentro del rango establecido en el Cuadro 7 del numeral 6.3 de este anexo, en el poder calorífico superior a condiciones estándar. El Número de Wobbe se calculará de acuerdo con los estándares AGA Report No. 5 o ISO 6976, última edición.

El número de Wobbe del gas entregado en los Puntos de Entrada del Sistema Nacional de Transporte será establecido por el Transportador mediante mediciones de composición de gas a través de cromatógrafos en línea. En caso que el cromatógrafo no disponga de la capacidad para registrar directamente el valor del número de Wobbe, este se calculará con base en los registros de poder calorífico y gravedad específica.

El número de Wobbe del gas tomado en los Puntos de Salida, será determinado según la metodología y con los instrumentos que acuerden las partes. En aquellos gasoductos que no se encuentran interconectados al Sistema Nacional de Transporte, es decir, aquellos que conectan campos aislados, las partes podrán acordar las especificaciones de intercambiabilidad de gas a las cuales se puede entregar el gas.

El productor-comercializador, o el comercializador de gas importado cuando se trate de gas importado, será el responsable de inyectar gas al Sistema Nacional de Transporte dentro del rango de Número de Wobbe establecido. Cuando un distribuidor inyecte gas directamente al sistema de distribución, el distribuidor-comercializador será el responsable de verificar el Número de Wobbe del gas que recibió.

6.4 EXPEDICIÓN DE NORMAS TÉCNICAS Y DE SEGURIDAD.

Con el objeto de garantizar la calidad y seguridad del servicio de transporte, de conformidad con lo establecido en el Art. 67.1 de la Ley 142 de 1994, el Ministerio de Minas y Energía señalará los requisitos técnicos que deben cumplir las obras, equipos y procedimientos que utilicen las empresas de transporte.

Viceministro de Energía

Delegado por el Ministro de Minas y Energía

FELIPE RIVEIRA HERRERA  

Presidente

JOSE CAMILO MANZUR J.

Director Ejecutivo

<Cuadros originales:

Los siguientes cuadros y/o tablas estaban incluidos en los textos originales de los respectivos artículos de esta norma y por su formato no pudieron ser incluidos dentro de la caja de Legislación Anterior:>

4.7.1

<Cuadro 1>

CONVENCIONES:

<Cuadro 2>

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