Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 106 DE 2015

(Julio 17)

“Por la cual se ordena publicar un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se define el código de medida de gas licuado de petróleo, GLP”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo de lo Contencioso Administrativo, la comisión debe hacer públicos en su página web los proyectos de resolución de carácter general que prevé adoptar.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión 667 del 17 de julio de 2015.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se define el código de medida de gas licuado de petróleo, GLP”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Federación Colombiana de Municipios, Superintendencia de Industria y Comercio, y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, dentro de los dos (2) meses siguientes contados a partir de la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Jorge Pinto Nolla, director ejecutivo de la comisión, a la siguiente dirección: Avenida Calle 116 Nº 7-15, edificio Torre Cusezar, interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co.

ART. 4º—La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 17 de julio de 2015.

Proyecto de resolución

“Por la cual se define el código de medida de gas licuado de petróleo, GLP”.

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 los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y,

CONSIDERANDO QUE:

De conformidad con lo previsto en los artículos 1º, 2º y 4º de la Ley 142 de 1994, la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendrá en los mismos a fin de, entre otros, garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.

El numeral 8.2 del artículo 8º de la Ley 142 de 1994 establece que es competencia privativa de la Nación asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea económica y técnicamente posible a través de empresas oficiales, mixtas o privadas.

El numeral 14.28 del artículo 14 de la Ley 142 de 1994 definió el servicio público domiciliario de gas combustible como el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible y estableció la actividad de comercialización como actividad complementaria del servicio público domiciliario de gas combustible.

De acuerdo con lo establecido en el numeral 74.1 del 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.

En ese sentido es de vital importancia y con el objeto de cumplir con las funciones que le han sido encomendadas a la CREG, proferir un código de medida en el sector del GLP con el objetivo de garantizar la determinación de cantidad y calidad del GLP dentro de los límites técnicos aceptables, para asegurar la transferencia de custodia y entrega final del GLP dentro de la prestación eficiente del servicio público domiciliario esencial de la distribución de gas combustible, de conformidad con la Ley 142 de 1994.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación que es objeto de suministro esté regulada por el gobierno, las condiciones del contrato se sujetarán a los respectivos reglamentos.

En relación con el sector del gas licuado de petróleo, la CREG ha proferido una serie de normativas con el objeto de regular la prestación del servicio domiciliario de gas licuado de petróleo, GLP, entre las que vale la pena hacer mención, están:

La Resolución CREG-074 de 1996, por la cual se regula el servicio público domiciliario de gases licuados de petróleo GLP, y se dictan otras disposiciones.

Las resoluciones CREG 66 de 2007 y CREG 59 de 2008 mediante las cuales se adoptó la metodología de remuneración del GLP a los comercializadores mayoristas.

La Resolución CREG 53 de 2011, por medio de la cual se estableció el reglamento de comercialización mayorista de gas licuado de petróleo, GLP, la cual a su vez fue modificada por las resoluciones CREG 108 de 2011 y 154 de 2014, estableciendo dentro del contenido de la normativa las obligaciones de los comercializadores mayoristas en la entrega, manejo y medición del GLP, para entregas según las condiciones pactadas en los contratos de suministro; las obligaciones de los compradores de GLP, respecto de la compra del producto en el mercado mayorista de GLP y las obligaciones mínimas del contrato de suministro de GLP al por mayor.

La Resolución CREG 92 de 2011 en su artículo 4º, a su vez modificado por la Resolución CREG 153 de 2014, establece obligaciones en materia de medición y determinación de las características físico-químicas del producto, por puntos de medición para los transportadores.

Mediante la Ley 1514 de 2012, se aprobó por parte del gobierno colombiano la “Convención para constituir una organización internacional de metrología legal” la cual fue firmada en París, el 12 de octubre de 1955 y fue modificada en 1968.

La Organización Internacional de Metrología Legal, OIML, cuyo objeto consiste en promover la armonización mundial de los procedimientos de metrología legal, desarrollando una estructura técnica que proporcione a los miembros directrices metrológicas para elaborar requisitos nacionales y regionales relacionados con la fabricación y el uso de instrumentos de medida.

La entrada a este organismo, permite la adopción de aspectos relacionados con estándares trazados por la OIML en materia de control de mediciones, se pueden normalizar las pautas de los productos nacionales con el fin de obtener beneficios en el comercio en general y en las relaciones de consumo.

Dos de los sistemas desarrollados por la organización son, de un lado, el sistema básico de certificación OIML para instrumentos de medida que se creó en el año 1991, y del otro, el acuerdo de aceptación mutual, MAA, relacionado con las evaluaciones de modelo OIML y que busca incrementar la confianza mutua entre los Estados miembros frente a los procesos, la aprobación de modelo y las mediciones de los productos.

Por su parte, ceñirse a los estándares internacionales en materia de metrología legal reporta como importancia que (i) los productos sean examinados para garantizar que cumplan los reglamentos de seguridad de protección contra características peligrosas; (ii) a los productos se les haga una medición cuantitativa para brindarle seguridad y confianza al consumidor; y, (iii) se fomenta la normalización de los productos y de sus características en el plano internacional a través de las recomendaciones de la OIML, lo cual garantiza la adopción de estándares de calidad en beneficio de los productores y consumidores.

Mediante la resolución del Ministerio de Minas y Energía 181495 de septiembre de 2009, se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, cuyo objetivo principal es regular y controlar las actividades relativas a la exploración y explotación de hidrocarburos, maximizar su recuperación final y evitar su desperdicio.

De igual manera, se establece que las operaciones contempladas en la mencionada regulación, deben aplicar estándares y normas técnicas nacionales e internacionales, dentro de las cuales están las del American Petroleum Institute, API.

De otra parte se profirió el Decreto 1471 de 2014, el cual entró en vigencia el 5 de febrero de 2015, y que tiene por objeto reorganizar el subsistema nacional de la calidad, SNCA, en materia de normalización, reglamentación técnica, acreditación, evaluación de la conformidad, metrología y vigilancia y control.

RESUELVE:

CAPÍTULO I

Generalidades

“ART. 1º—Definiciones. Para efectos de la presente resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones CREG vigentes, adicionadas, modificadas o sustituidas y que tengan relación directa con lo que se contempla en la presente resolución, las siguientes, así:

Acreditación: Procedimiento mediante el cual se reconoce la competencia técnica y la idoneidad de organismos de certificación e inspección, así como de laboratorios de ensayo y de metrología.

Agente: Se consideran como agentes de la cadena, el comercializador mayorista, el transportador de GLP, el distribuidor y el usuario no regulado.

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

Clase de exactitud: Designación asignada a un medidor de GLP cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las condiciones de uso prescritas.

Comercialización mayorista de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Comercializador mayorista de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Contrato de suministro: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Distribución de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Distribuidor de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Equipo de medida o medidor: Dispositivo destinado a la medición de las cantidades de GLP.

Exactitud: Se refiere a la diferencia entre el valor medido de una cantidad y el valor real de dicha cantidad para un mesurando.

Gas licuado de petróleo, GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 66 de 2007 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan. Los lotes de GLP que se reciban o entreguen, deberán cumplir con las especificaciones contenidas para las mezclas comerciales PB “Mezclas comerciales PB” (propuestas usuarios GLP) establecidas en la tabla 1 en la norma técnica NTC 2303 de 2007.

Históricos de incertidumbre: Se refiere a las memorias de los cálculos periódicos del límite de incertidumbre de sus sistemas de medición de GLP.

Incertidumbre de medición: Parámetro no negativo que caracteriza la dispersión de los valores atribuidos a un mensurando, a partir de la información que se utiliza.

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

Límites de incertidumbre: Corresponde a los valores máximos o mínimos que determinan el rango de valores aceptables para una determinada dimensión medida, y que puede establecerse en términos de unidades de la dimensión medida, o porcentaje.

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

Medición: Proceso que consiste en obtener experimentalmente uno o varios valores que pueden atribuirse razonablemente a una magnitud.

Medidor: Equipo utilizado por sí solo o en conjunto con equipos auxiliares para hacer mediciones de una determinada magnitud o dimensión con base en un principio de medición.

Medidores de flujo: Se considerarán como medidores de flujo dentro de la aplicación de medición dinámica, los del tipo de cámara de desplazamiento positivo, rotor tipo turbina, sensor másico, sensor de ultrasonido, entre otros.

Mezclas comerciales de GLP: Las mezclas comerciales serán las establecidas en la tabla 1 de la NTC 2303 de 2007 PB (propuestas usuarios GLP), cuyo límite de inicio de aplicación señalado en la nota j, será a partir de la emisión de la presente resolución.

Norma(s) técnica(s) de referencia: Son todas las normas técnicas nacionales o internacionales que no hayan sido específicamente(sic) en el presente código, y que no hayan sido señaladas como obligatorias por otras disposiciones.

Norma(s) técnica(s) obligatoria(s): Son aquellas normas establecidas como exigibles en otros reglamentos técnicos conexos tales como las expedidas por la NTC Icontec, disposiciones del Ministerio de Minas y Energía y documentos OIML R, entre otras.

Normas técnicas para medición dinámica de GLP: Los equipos y procedimientos de los sistemas de medición dinámica deberán cumplir de manera obligatoria con los parámetros establecidos en las normas técnicas del American Petroleum Institute, API, Manual of Petroleum Measurement Standards, MPMS teniendo en cuenta sus modificaciones, adiciones o sustituciones, las normas técnicas aplicables son:

a) API MPMS, capítulo 4 para probadores.

b) API MPMS, capítulo 5 para medidores.

c) API MPMS, capítulo 11, para factores de corrección del volumen del hidrocarburo líquido por temperatura y presión.

d) API MPMS, capítulo 12, sección 2, partes 1, 2, 3, 4 y 5, para cifras significativas y jerarquía de precisión, definición de los términos y procesos de cálculo de cantidades de hidrocarburos por medición dinámica.

e) API MPMS, capítulo 14, secciones 6, 7 y 8, para determinación de densidad y medición dinámica de GLP respectivamente.

Medidas de respaldo para medición dinámica de GLP: Las medidas de respaldo podrán tomarse mediante dispositivos similares a los utilizados para la medición de cantidad de la transferencia de custodia, o por medio de medidas de apertura y cierre de tanques de almacenamiento con ajustes por presión y temperatura, de acuerdo con equipos y procedimientos contenidos con la norma técnica API MPMS capítulos 2, 3, 7, 8, 11, 12 y 14.8 del manual de estándares de medición de petróleo del API (API MPMS).

Normas técnicas para medición estática de GLP: Los equipos y procedimientos de los sistemas de medición estática que se utilicen como sistemas de respaldo, deberán cumplir de manera obligatoria con los requerimientos de las siguientes normas técnicas así:

a) API MPMS capítulo 2 para calibración y aforo de tanques de almacenamiento verticales y horizontales.

b) API MPMS capítulo 3 para medición manual de nivel de hidrocarburo líquido en tanques de almacenamiento presurizados.

c) API MPMS capítulo 7 para medición manual de temperatura de líquidos en tanques.

d) API MPMS capítulo 11, para factores de corrección de volumen del GLP por temperatura.

e) API MPMS capítulo 12, para factores de corrección por expansión o contracción por temperatura de lámina del tanque, cifras significativas y jerarquía de precisión, procesos de cálculo y definición de los términos.

Las disposiciones de las normas técnicas obligatorias que resulten aplicables deberán ser igualmente observadas, en aquello que no esté específicamente reglamentado por el presente código.

Organismo de acreditación: Entidad con autoridad que lleva a cabo una declaración de tercera parte relativa a un organismo de evaluación de la conformidad que manifiesta la demostración formal de su competencia para llevar a cabo tareas específicas de evaluación de la conformidad. Para todos los efectos los organismos de acreditación son los definidos en el Decreto 4738 de 2008, modificado por los decretos 323 de 2010 y 865 de 2013 o aquellos que lo modifiquen, adicionen o sustituyan.

Precisión de medida: Proximidad entre las indicaciones o los valores medidos obtenidos en mediciones repetidas en un mismo objeto o de objetos similares, bajo condiciones especificadas.

Principio de medición: Es un fenómeno físico, químico o físico-químico, que constituye el fundamento de una medición.

Punto de entrega del comercializador mayorista: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Punto de entrega del transportador: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Punto de importación: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Punto de producción: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Punto de recibo del transportador: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Punto de transferencia de custodia: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 153 de 2014 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Sensor: Elemento de un sistema de medición que se afecta directamente por un fenómeno, cuerpo o sustancia que posee la característica de cantidad que desea medirse.

Sistema de medición de GLP: Es un conjunto conformado por varios equipos e instrumentos de medición de volumen, de nivel de líquido almacenado, temperatura, presión, muestreo, densidad, dispositivos de control electrónico, filtros, bombas, accesorios de tuberías, entre otros, debidamente ensamblados y coordinados para generar resultados de medición expresables en unidades volumétricas o másicas.

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

Sistema de transporte de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Transportador de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Transporte de GLP: Para todos los efectos, se tendrá en cuenta la definición que sobre este particular se contempla en la Resolución CREG 53 de 2011 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

Trazabilidad metrológica: Propiedad de un resultado de medida por la cual puede relacionarse con una referencia mediante una cadena ininterrumpida y documentada de calibraciones, cada una de las cuales contribuye a la incertidumbre de medición.

Valor verdadero: Es el valor correcto de una variable que se pretende medir, o que se mide, y cuyo resultado es imposible de obtener por las limitaciones de precisión del instrumento de medida.

Verificación: Conjunto de actividades dirigidas a corroborar mediante evidencia objetiva de que un determinado equipo, instrumento, procedimiento, proceso o sistema de medición se encuentre en correcto estado de funcionamiento y conforme a los requisitos establecidos en este código.

“ART. 2º—Objetivo del código. El código de medida de GLP se desarrolla con el fin de garantizar la determinación de cantidad y calidad del GLP dentro de los límites técnicos aceptables, para asegurar la transferencia de custodia y entrega final del GLP dentro de la prestación eficiente del servicio público domiciliario esencial de la distribución de gas combustible, de conformidad con la Ley 142 de 1994.

“ART. 3º—Ámbito de aplicación del código. Están sujetos a las disposiciones de este código, los agentes que compran y venden GLP bajo alguna de las siguientes figuras: el comercializador mayorista, el transportador de GLP, los distribuidores y los usuarios no regulados. El presente código aplica únicamente a las mezclas comerciales de GLP establecidas en la NTC 2303 de 2007, PB (propuestas usuarios GLP) y definidas en el artículo 1º de la presente resolución.

CAPÍTULO II

Calidad, idoneidad y seguridad de las mediciones y de los sistemas de medición de GLP

“ART. 4º—Sistema de medición de GLP. Es un conjunto conformado por varios equipos e instrumentos de medición de volumen, de nivel de líquido almacenado, temperatura, presión, muestreo, densidad, dispositivos de control electrónico, filtros, bombas, accesorios de tuberías, entre otros, debidamente ensamblados y coordinados para generar resultados de medición expresables en unidades volumétricas o másicas.

“ART. 5º—Punto de medición en punto de entrega de GLP. Todo punto de entrega de GLP deberá contar con un sistema de medición que tenga en cuenta las normas técnicas que sobre este particular se establezcan en la presente resolución.

“ART. 6º—Calidad, idoneidad y seguridad de las mediciones. El diseño, operación y gestión de los sistemas de medición de GLP deberá arrojar mediciones de cantidad que satisfagan el requisito de incertidumbre de ±0,5% dentro de una probabilidad estadística de 95%.

PAR. 1º—De conformidad con la norma técnica API MPMS 14.8, todas las tecnologías de medición normalizadas en el API MPMS son aceptables para todo rango de tasas de flujo de entrega o recibo, siempre y cuando se cumpla el límite de incertidumbre que señala este artículo.

PAR. 2º—La forma como se procederá a determinar la incertidumbre de medición será mediante la aplicación de la fórmula de la raíz cuadrada de la suma de las incertidumbres individuales al cuadrado, de las variables del modelo de medición empleado; o aplicando la fórmula de derivadas parciales, contenida en la norma técnica API MPMS capítulo 13.1, o aplicando la guía OIML JCGM 100 2008 teniendo en cuenta todas sus actualizaciones, modificaciones o sustituciones.

PAR. 3º—En caso de diferencias apreciables entre los resultados de la incertidumbre del sistema de medición obtenidos por medio de la aplicación de la fórmula de la raíz cuadrada de la suma de las incertidumbres individuales al cuadrado, las normas API MPMS capítulo 13.1 y la norma OIML JCGM_100_2008, prevalecerán los resultados obtenidos a través de esta última.

CAPÍTULO III

Funciones y obligaciones

“ART. 7º—Obligaciones comunes de los agentes. Son obligaciones de los agentes, las siguientes:

1. Recibir y entregar las cantidades de GLP, de acuerdo con los compromisos operativos y/o comerciales adquiridos, la programación y disponibilidad de equipos, y dentro de las condiciones y capacidades operativas que aseguran el correcto desempeño de los sistemas de medición, salvo en situaciones de caso fortuito o fuerza mayor.

2. Proveer instalaciones adecuadas e idóneas, para recibir o entregar el GLP y efectuar su medición de transferencia de custodia.

3. Disponer de sistemas de gestión de confiabilidad para controlar, pronosticar y prevenir la reparación y el adecuado, diligente y periódico mantenimiento de sus instalaciones de medición de transferencia de custodia, de tal manera que la respuesta correctiva, garantice la pronta y oportuna reposición o adquisición, instalación y puesta en servicio de los elementos averiados.

4. Establecer los acuerdos necesarios para suministrar aquellos servicios que se requieran para operar los equipos y sistemas de medición de transferencia de custodia, y sus respectivos sistemas de respaldo, de tal manera que se asegure la continuidad de su operación en condiciones normales, tales como energía, agua, aire de instrumentación, sistemas de seguridad contra incendios, entre otros.

5. Establecer procedimientos para ingreso a las instalaciones de personal que representa al agente que recibe, para que presencie la realización de verificaciones de los sistemas de medición de transferencia de custodia.

6. Utilizar y manejar dentro de un sistema de gestión documental los formatos de registros de mediciones, calibraciones y tiquetes, resultantes de las operaciones de transferencias de custodia, que establecen las normas técnicas API MPMS aplicables.

7. Aplicar los requisitos mínimos establecidos para el almacenamiento y retención de las muestras testigos, de acuerdo con los procedimientos contenidos en el API MPMS capítulo 8.

8. Realizar las operaciones de medición de transferencia de custodia de acuerdo con los manuales y procedimientos que el agente haya elaborado de conformidad con las normas API MPMS aplicables.

9. Establecer y cumplir los requisitos señalados en las normas de ley aplicables sobre seguridad, salud ocupacional, protección y preservación del medio ambiente, en todas sus actividades de determinación de cantidad y calidad de los lotes de GLP en operaciones de transferencia de custodia.

“ART. 8º—Obligaciones en los puntos de importación. En los puntos de importación el comercializador mayorista debe contar con equipos, procedimientos e información que incluyan, en congruencia con este código y las normas técnicas nacionales e internacionales en él referidas, lo siguiente:

1. Registros de parámetros de calidad.

2. Manual de medición específico para cada punto.

3. Descripción de los equipos de medición disponible.

4. Programa de inspección, calibración y mantenimiento periódico de equipos de medición.

5. Hoja de vida de los equipos.

6. Históricos de incertidumbres de medición.

7. Requerimientos técnicos de terceros requeridos para transferencia de custodia.

8. Procedimiento de quejas y reclamos.

“ART. 9º—Obligaciones en los puntos de refinería. En los puntos de medición de refinería el comercializador mayorista debe contar con equipos, procedimientos e información que incluyan, en congruencia con este código y las normas técnicas naciones e internacionales en él referidas, lo siguiente:

1. Manual de medición específico para cada punto de transferencia de custodia.

2. Descripción de los equipos de medición disponible.

3. Programa de inspección, calibración y mantenimiento periódico de equipos de medición.

4. Hoja de vida de los equipos.

5. Históricos de incertidumbres.

6. Requerimientos técnicos de terceros requeridos para transferencia de custodia.

7. Procedimiento de quejas y reclamos.

“ART. 10.—Obligaciones en los puntos de entrada y salida al sistema de transporte de GLP. En cada uno de los puntos de transferencia de custodia, se instalarán medidores de conformidad con las exigencias contempladas en esta resolución.

En cada punto de entrada y salida a los sistemas de transporte de GLP por red de ductos, el agente debe contar con equipos, procedimientos e información que incluyan, en congruencia con esta resolución y las normas técnicas naciones e internacionales en él referidas, lo siguiente:

1. Manual de medición específico para cada punto de transferencia de custodia.

2. Descripción de los equipos de medición disponibles.

3. Programa de inspección, calibración y mantenimiento periódico de equipos de medición.

4. Hoja de vida de los equipos.

5. Históricos de incertidumbres.

6. Requerimientos técnicos de terceros requeridos para transferencia de custodia.

7. Procedimiento de quejas y reclamos.

PAR.—En los puntos de transferencia de custodia los agentes pueden firmar un acuerdo para utilizar la misma infraestructura.

“ART. 11.—Obligaciones en los puntos de entrada de los distribuidores. En los puntos de medición de entrada el distribuidor debe contar con equipos, procedimientos e información que incluyan, en congruencia con este código y las normas técnicas naciones e internacionales en él referidas, lo siguiente:

1. Manual de medición específico para cada punto de transferencia de custodia.

2. Descripción de los equipos de Medición disponible.

3. Programa de inspección, calibración y mantenimiento periódico de equipos de medición.

4. Hoja de vida de los equipos.

5. Históricos de incertidumbres.

6. Disponer de la información de calidad adquirida vs. recibida por bache.

7. Procedimiento de quejas y reclamos.

“ART. 12.—Obligaciones en los puntos de llenado de cilindros. En los puntos de llenado el agente debe contar con equipos, procedimientos e información que incluyan, en congruencia con este código y las normas técnicas nacionales e internacionales en él referidas, lo siguiente:

1. Descripción de los equipos de medición disponible.

2. Programa de inspección, calibración y mantenimiento periódico de equipos de medición.

3. Hoja de vida de los equipos.

4. Históricos de incertidumbres.

5. Disponer de la información de calidad adquirida versus la calidad de cada recibo.

6. Procedimiento de quejas y reclamos.

“ART. 13.—Requisitos de los sistemas de medición. Los sistemas de medición deberán cumplir con la totalidad de los requisitos mínimos que señalen en las normas API MPMS.

PAR. 1º—Cuando la medición dinámica presente deficiencias temporales que impidan el cumplimiento de las prácticas de medición dinámica definidas en el capítulo 14.6 de la API MPMS, las partes podrán acordar hasta por un plazo máximo de 30 días que la medición de respaldo, metrológicamente asegurada por el agente que entrega se utilice para la determinación de la cantidad y calidad de las entregas.

PAR. 2º—La medición estática en caso de presentarse una falla en las facilidades principales de medición, puede emplearse como medición de entrega cuando la historia de los resultados cromatográficos demuestren que el producto no presenta cambios superiores a un 3% en sus contenidos de C3, C4, C5+ y olefinas.

“ART. 14.—Instalaciones en el punto de transferencia. Las instalaciones disponibles por los agentes para la realización de operaciones de medición de transferencia de custodia de GLP y sus puntos de ubicación, deberán estar definidos en un plano descriptivo de las instalaciones.

“ART. 15.—Asignación inversiones sistemas de medición. Este tema será objeto de revisión en el momento en que se establezca la metodología de remuneración de transporte de forma tal que se aborde de una manera integral.

“ART. 16.—Operación y mantenimiento. La responsabilidad sobre la operación y mantenimiento preventivo, correctivo y predictivo, información de los sistemas de medición para transferencia de custodia estarán a cargo de los agentes propietarios de los equipos, quienes deberán disponer de los dispositivos, procedimientos y protocolos de contingencia que garanticen la integridad, confiabilidad y seguridad de información, de conformidad con las normas técnicas señaladas en el artículo 1º.

PAR.—No obstante y en razón de las características de ubicación y particularidades de la infraestructura, los agentes podrán acordar por escrito la distribución de las obligaciones del presente artículo y el documento que las consigne hará parte integral del contrato de suministro y/o de transporte.

CAPÍTULO IV

Procedimientos para determinación de cantidad, calidad y transferencia de custodia

“ART. 17.—El modelo de medición dinámica. Para la determinación de la cantidad de GLP que fluye a través de un dispositivo de medición de flujo, se utilizará el modelo de medición dinámica de acuerdo con los siguientes modelos:

A) Medición másica directa:

Qm = IMm . MFm (ecuación 1)

B) Medición másica Inferida:

Qm = IV x MFv . ρf . DMF (ecuación 2)

Donde:

Qm: Flujo másico.

IMm: Masa indicada por el medidor.

MFm: Factor del medidor másico evaluado con base en masa.

MFv: Factor del medidor volumétrico evaluado con base en volumen

IV: Volumen indicado en el medidor volumétrico.

ρf : Densidad del GLP a las condiciones de flujo.

DMF: Factor del medidor por densidad.

PAR.—Para la medición dinámica de GLP se deberán tener en cuenta las definiciones que sobre este particular se encuentran en el artículo 1º de la presente resolución.

“ART. 18.—Condiciones estándar. Todas las cantidades resultantes de mediciones se deberán expresar en kilogramos. Todas las mediciones volumétricas finales o intermedias de los procesos de medición, estática o dinámica deberán expresarse a condiciones estándar, las cuales serán, 60°F y 14,696 psi de presión absoluta, y en su determinación se deberán observar los criterios de precisión y confiabilidad contenidos en el capítulo 13 del manual de estándares de medición de petróleo del API (API MPMS).

PAR.—En el evento en el cual la Superintendencia de Industria y Comercio determine la adopción del sistema internacional de unidades, el proceso respectivo de cálculo a aplicar, será el que señala el anexo A de la norma técnica API MPMS capítulo 15 o la que la modifique, adicione o sustituya.

“ART. 19.—Procedimientos para muestreo y determinación de calidad. La calidad de los lotes de GLP entregados se determinará a partir de muestras tomadas por sistemas de muestreo automático en línea, proporcionales al flujo, instalados y operados según los requerimientos contenidos en la norma técnica API MPMS 8.2 o la que la modifique, adicione o sustituya.

PAR.—En los eventos de los parágrafos 1º y 2º del artículo 13, se podrá determinar la calidad sobre muestras tomadas de los tanques de almacenamiento de conformidad con la norma American Society for Testing and Materials, ASTM D-1265 o la que la modifique, adicione o sustituya. El agente que recibe el producto, podrá designar un representante para atestiguar la realización de los ensayos de calidad del lote entregado. Se puede acordar también el procedimiento alternativo de muestreo en facilidades del transportador, o recibo en tanques del agente recibidor.

“ART. 20.—Ensayos calidad. Los ensayos para la determinación de calidad del GLP entregados y/o recibidos mediante operaciones de transferencia de custodia, serán realizados en laboratorios debidamente acreditados, según la norma ISO 17025 o aquella que la modifique, adicione o sustituya.

Todas las entregas que se hagan desde puntos de refinación, importación o puntos de producción, deberán incluir una certificación de calidad que incluya todos los ensayos de calidad del GLP contenidos en la norma NTC 2303 de 2007.

Las entregas que hagan los agentes comercializadores mayoristas desde puntos distintos a puntos de producción, importación y puntos de refinación, deberán incluir un certificado de calidad que contenga los siguientes ensayos: gravedad API, Pentanos+, contenido de olefinas, contenido de humedad.

“ART. 21.—Verificación ex post de entrega. El comercializador mayorista que entregue lotes de GLP superiores a 500 barriles, deberá realizar por cuenta propia y para el agente que lo reciba, como ejercicio de verificación ex post de entrega, los ensayos de la norma técnica NTC 2303 sobre una muestra representativa del lote recibido, tomada por el agente recibidor en tanques o líneas.

Para entregas en carrotanques, el ejercicio de verificación ex post de entrega, se hará cada cuatro despachos, entendiéndose por despacho, el lote completo cargado al camión cisterna.

PAR.—El comercializador mayorista que hace la entrega podrá enviar un representante que supervise el proceso de muestreo antes mencionado.

“ART. 22.—Aseguramiento cantidad de GLP. Los procedimientos para la determinación de cantidad de los lotes de GLP recibidos o entregados en operaciones de transferencia de custodia, deberán estar contemplados en un programa de aseguramiento metrológico establecido según los requisitos contenidos en las normas técnicas del artículo 1º (definiciones) para las actividades de muestreo, medición estática, medición dinámica y aforo de tanques, equipos e instrumentos.

“ART. 23.—Referencia para medición estática. Para la medición estática de GLP se deberán tener en cuenta las definiciones que sobre este particular se encuentran en el artículo 1º de la presente resolución.

CAPÍTULO V

Sistema de información

“ART. 24.—Sistemas de gestión de calidad de medición. El agente deberá implementar un sistema de gestión de calidad de medición de conformidad con la norma ISO 9001:2008.

Los requisitos mínimos del programa de gestión de medición que cobijará los insumos, equipos, procedimientos, personal y gestión, deberá comprender los siguientes aspectos:

a) Gestión volumétrica y/o másica, que involucra los procesos de cálculo, manejo de inventarios, balances de planta, líneas de transferencia, conciliaciones y reclamaciones entre otras, de las mediciones de transferencia de custodia.

b) Trazabilidad volumétrica y/o másica que incluye el manejo de la igualdad e integridad de los datos, a lo largo de todo el proceso de origen, desarrollo y uso final de la información volumétrica y/o másica.

c) Indicadores, que incluye un conjunto de indicadores que recogen información cuantitativa sobre el estado comparativo de una determinada variable o función de medición, frente a su par en las normas técnicas aplicables.

d) Mejoramiento y evolución, que involucra el manejo de la información resultante de los procesos de auditoría, seguimiento, análisis de gerencia y planes de desarrollo y evolución del sistema.

e) Los requerimientos que de acuerdo con la competencia del Ministerio de Minas y Energía se definan en regulación aparte.

“ART. 25.—Manual de medición. El agente deberá realizar sus operaciones de medición de acuerdo con un manual de medición, redactado en idioma castellano, y publicado en su página web el cual desarrollará el siguiente contenido mínimo:

a) Descripción de los sistemas de medición de recibo y sistema de respaldo, a partir de las normas técnicas aplicables. Con los respectivos certificados de conformidad.

b) Criterios, procedimientos y manejo de resultados, para la determinación de las incertidumbres de los sistemas de medición disponibles.

c) Descripción de la bitácora y de las demás herramientas electrónicas de gestión de los sistemas de medición.

d) Estructura de gestión y de jerarquía de los ejecutivos líderes o responsables de la gestión de medición.

e) Procedimientos de calibración y verificación de instrumentos de medición, de acuerdo con las normas técnicas aplicables.

f) Procesos de auditoría y gestión de sus hallazgos.

g) Gestión de mejoramiento a partir de Indicadores, de auditorías y de revisión gerencial, entre otros.

h) Protocolo de sustentación técnica de reclamaciones por diferencias de cantidad y calidad.

f)(sic) Los requerimientos que de acuerdo con la competencia del Ministerio de Minas y Energía se definan en regulación aparte.

“ART. 26.—Medición de respaldo y validación de recibo de la medición másica de entrega. El agente deberá mantener un proceso de validación de la cantidad determinada como medición de la entrega, frente a una referencia de cantidad másica o volumétrica en su planta, o cualquier otra, cuya incertidumbre de medición sea comparable al menos con lo dispuesto en el parágrafo 1º del artículo 13 de la presente resolución.

“ART. 27.—Bitácora de actividades de medición. El agente deberá implementar una bitácora de control de ejecución y seguimiento a las actividades de control, auditorías, calibraciones, capacitaciones, verificaciones entre otras, relacionadas con la medición y determinación de calidad, que se ejecuten en forma puntual o periódica. Dichos registros deberán preservarse por el tiempo establecido en el Código de Comercio, o las disposiciones especiales aplicables.

“ART. 28.—Auditorías. El agente deberá implementar un programa de inspecciones y auditorías periódicas que abarquen los aspectos documentales, operativos, metrológicos y otros, del sistema de gestión de medición.

“ART. 29.—Inspección de equipos de medición. Los equipos de medición serán inspeccionados acorde con el programa de auditorías establecido por cada uno de los agentes. Dichas inspecciones deberán ser desarrolladas observando los requerimientos que dentro de su competencia sean establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.

“ART. 30.—Calibración de equipos medición. Los equipos de medición se deberán mantener correctamente calibrados, para lo cual el agente establecerá un cronograma de verificación y calibración respecto a un patrón o probador adecuado, de acuerdo con las frecuencias mínimas que señalan las normas técnicas obligatorias, o el fabricante de los equipos. Estos procedimientos deberán estar registrados en el manual de medición, el cual debe ser publicado en la página web del agente.

PAR. 1º—Los instrumentos de medida deberán estar calibrados con trazabilidad respecto a patrones certificados por la Superintendencia de Industria y Comercio, o por un organismo internacional equivalente de metrología, o un laboratorio de metrología debidamente acreditado por la ONAC.

PAR. 2º—El laboratorio de ensayos del agente o de terceros utilizado para la determinación de los ensayos de calidad, deberá estar certificado según la norma ISO 17025, por un organismo de metrología o certificación. Dichos laboratorios deberán cumplir los procedimientos establecidos por la Superintendencia de Industria y Comercio y la ONAC.

CAPÍTULO VI

Evaluación de conformidad

“ART. 31.—Certificado de conformidad. Los sistemas de medición de entrega/recibo y respaldo del agente, deberán contar con un certificado de conformidad expedido por un organismo de inspección debidamente acreditado por la ONAC, mediante el cual demuestren el cumplimiento de los requisitos establecidos en la presente resolución.

PAR.—Los costos asociados a esta certificación serán asumidos por el agente.

“ART. 32.—Declaración de conformidad del proveedor - primera parte. Hasta tanto se cuente con, por lo menos, un organismo de certificación o inspección acreditado para verificar el cumplimiento del presente código, se adoptará la declaración de conformidad del proveedor - primera parte como mecanismo transitorio de demostración de conformidad. La declaración de conformidad se expedirá anexando información de soporte, de conformidad con los lineamientos de la normas ISO-NTC 17050-1 e ISO-NTC 17050-2.

“ART. 33.—Transitorio. El certificado de conformidad será plenamente exigible, a partir de los seis (6) meses posteriores a la acreditación de por lo menos un ente certificador para cada propósito.

CAPÍTULO VII

Manejo de diferencias de calidad y cantidad

“ART. 34.—Procedimiento de sustentación de reclamos. Los procedimientos de reclamación deberán estar debidamente soportados mediante descripción de los hechos relevantes y la documentación de procedimientos, calibraciones, resultados e indicadores, que demuestren la ejecución idónea de las determinaciones de cantidad o calidad, y la correspondiente diferencia. Toda discrepancia por cantidad o calidad se resolverá mediante los lineamientos de las normas técnicas, que forman parte de este código.

Las reclamaciones por cantidad podrán ser presentadas por un agente cuando la diferencia en una determinada operación de transferencia exceda del 0,50%. La sustentación técnica deberá señalar el presunto error de medición identificado, según la descripción que hace la norma técnica API STD 2560.

Las reclamaciones por diferencias de calidad podrán ser presentadas por un agente cuando la diferencia entre el resultado de entrega y el de recibo, sobre una misma muestra excedan del límite de reproducibilidad del método de ensayo señalado en la norma ASTM aplicable, o cuando la diferencia entre muestras distintas de entrega y recibo sobre el mismo material excedan el valor de la reproducibilidad del método de ensayo, aumentada en un 20%. El criterio de comparación de resultados de laboratorio deberá seguir el protocolo indicado en la norma técnica ASTM D-3244.

PAR. 1º—Los agentes podrán solicitar una verificación extraordinaria de las operaciones de medición y determinación de calidad en una transferencia de custodia dada, por medio de un experto técnico acreditado o un organismo de inspección acreditado, independientes, cuando a partir de evidencias ciertas se tenga sospecha de la ocurrencia o posible ocurrencia, de errores identificables o no identificables en tales procesos. Los costos de dicha verificación serán asumidos por el agente que solicitó el servicio, a menos que demuestre efectivamente la ocurrencia del error que generó la verificación.

PAR. 2º—Los agentes podrán solicitar a un experto técnico acreditado designado libremente por ellos de mutuo acuerdo que medien en los casos en que surjan desacuerdos en temas técnicos.

CAPÍTULO IX

Disposiciones finales

“ART. 35.—Sanciones. Los incumplimientos al presente código de medida de GLP, estará sujeto a las sanciones que sobre estas conductas establezca la ley, sin perjuicio de aquellas que se apliquen por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios o la Superintendencia de Industria y Comercio, en ejercicio de sus funciones.

“ART. 36.—Transición. El presente código de medida entrará en vigencia seis (6) meses después de su publicación en el Diario Oficial. Los requisitos técnicos específicos sujetos a fechas de transición especiales son los siguientes:

1. El laboratorio de ensayos del refinador deberá estar certificado según la norma ISO 17025 para todos los ensayos de calidad del GLP dentro de los seis meses posteriores a la expedición del presente código de medida.

2. El laboratorio de ensayos de la planta de abastos y el almacenador deberá estar certificado según la norma ISO 17025 para los ensayos de calidad del GLP que señala esta disposición, dentro de los doce (12) meses posteriores a la expedición del presente código de medida.

3. Los agentes deberán obtener el certificado de conformidad de cumplimiento de los requisitos del presente código, a partir de los veinticuatro meses posteriores a la expedición del presente código de medida.

“ART. 37.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga toda la normativa que sea contraria.

Publíquese y cúmplase.