Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 133 DE 2012 

(Noviembre 16)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se modifica el Anexo General de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994

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 público en su página web todos los proyectos de resolución de carácter general que prevea adoptar.

En el Documento CREG-075 de 2012 están contenidos todos los análisis que soportan la presente propuesta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 541 de noviembre 16 de 2012, aprobó hacer público el proyecto de resolución, “por la cual se modifica el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de distribución de gas combustible por redes”,

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución, “por la cual se modifica el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de distribución de gas combustible por redes”.

ART. 2º—Se invita a los usuarios, a los agentes, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes, a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta, desde la publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, hasta el 15 (quince) de febrero de 2013.

ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Germán Castro Ferreira, 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 en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 16 de noviembre de 2012.

 

PROYECTO DE RESOLUCIÓN

Por la cual se modifica el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995 mediante la que se adoptó el Código de distribución de gas combustible por redes.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994, y 2696 de 2004, y

CONSIDERANDO QUE:

La Ley 142 de 1994, en especial sus artículos 73 y 74, establece las funciones y competencias que le asisten a la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Los artículos 144 y 145 de la Ley 142 de 1994 establecen disposiciones en relación con los instrumentos de medición del consumo así como las obligaciones de los usuarios y las empresas en relación con esta.

La Ley 401 de 1997 creó el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural, en adelante CNOGas, y determinó su conformación y funciones.

El Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009, fijó el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda.

El Gobierno Nacional expidió en junio de 2011 el Decreto 2100, “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”.

La citada norma dispuso en su artículo 21 que, “Cuando la CREG lo solicite, el CNOGas expedirá los acuerdos y protocolos operativos que se requieran con el fin de establecer los procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: (i) la operación del SNT; (ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan en riesgo la continuidad del servicio público; y, (iii) la coordinación de los usuarios que utilicen el SNT cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007.

El CNOGas, por su propia iniciativa, podrá someter a consideración de la CREG los protocolos y acuerdos operativos que considere necesarios para lograr una operación segura, confiable y económica del SNT. La CREG contará con noventa (90) días para pronunciarse y, si es pertinente, adoptarlo mediante acto administrativo”.

Mediante Resolución 67 de 1995, la CREG adoptó el Código de distribución de gas combustible, y en el capítulo IV.5.5 estableció disposiciones relativas a la medición y a los equipos de medición.

El numeral 7.5 del capítulo VII de la Resolución CREG 067 de 1995 dispuso que dicho código “(...) está sujeto a las disposiciones que emita la autoridad reguladora, la cual podrá modificarlo cuando así lo considere, previa consulta con la Superintendencia de Servicios Públicos y la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía”.

Mediante comunicación radicada con el número interno CREG E-2011-009296 y E-2011-009295 el CNOGas remitió a la CREG algunos acuerdos y protocolos operativos para consideración de la CREG, así como una propuesta para desarrollar en el Reglamento Único de Transporte, RUT, la reglamentación de la telemedición para grandes consumidores de gas natural.

En comunicación CREG S-2011-005459, el comité de expertos de la comisión formuló algunos comentarios a los documentos recibidos.

Mediante comunicación CNOGas-158-2012 radicada en la CREG con el número interno E-2012-009915 remitió el estudio de costos de telemetría realizado por parte del CNOGas.

El incremento de usuarios industriales y estaciones de GNV hace necesaria la telemedición para facilitar la lectura del medidor y permite la supervisión de la asignación de gas en situaciones de emergencia o de racionamiento programado, así como para monitorear las variables de las redes de distribución para prestarle un mantenimiento adecuado y corregir fallas de forma inmediata.

Teniendo en cuenta lo anterior la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha encontrado que se hace necesario adicionar el código de distribución con medidas para la instalación obligatoria de equipos de telemetría a usuarios industriales y estaciones de GNV conectados a sistemas de distribución de gas natural.

Durante el período de consulta se recibieron comentarios,

RESUELVE:

ART. 1º—Adiciónense al numeral 6.1 del capítulo VI. Definiciones del anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, lo siguiente:

“Para la interpretación y aplicación de la telemedición, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Centros de control del distribuidor: Centro perteneciente al sistema de distribución operado por un agente encargado de adelantar los procesos operacionales, comerciales y demás definidos en el código de distribución.

Computador de flujo: 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, transformándolos y almacena los resultados en la memoria hasta por 60 días para que sean usados.

Equipo de telemedición: Utilizado para la medición remota, con equipos eléctricos o electrónicos para detectar, acumular y procesar datos físicos en los puntos de entrada y puntos de transferencia de custodia del sistema de distribución y los puntos de salida donde están ubicados los grandes consumidores, usuarios industriales y estaciones de GNV, para después transmitirlos al centro principal de control de un distribuidor donde pueden procesarse y almacenarse.

Unidad Terminal Remota, UTR: sigla más conocida como RTU (sigla en inglés), define a un dispositivo basado en microprocesadores, el cual permite obtener señales independientes de los procesos y enviar la información al centro principal de control de un distribuidor donde se procese, y donde se encuentra un sistema central SCADA el cual permite visualizar las variables enviadas por la UTR.

ART. 2º—Modifíquese el numeral 4.25 del anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, el cual quedará así:

“4.25. El distribuidor o el comercializador podrán periódicamente cambiar o modificar el equipo de medición. El nuevo equipo será a cargo del distribuidor o del comercializador, a menos de que se trate de fraudes del usuario o por terminación de la vida útil del equipo, en cuyo caso estarán a cargo del usuario, siempre y cuando se trate de un equipo de costo similar.

Cuando el distribuidor y/o comercializador encuentre defectos en los equipos de telemedición de los usuarios que estén obligados a tenerla según el numeral 4.28 de este código, 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 usuario hacer reparar o reemplazar los equipos de telemedición de su propiedad, a satisfacción del distribuidor, dentro de los estándares técnicos. Cuando se establezca que el funcionamiento no permite determinar en forma adecuada los consumos y si pasado un período de facturación el usuario no ha tomado las acciones necesarias para reparar o reemplazar los equipos de su propiedad, el distribuidor podrá hacerlo por cuenta del usuario, todo de conformidad con el contrato suscrito entre el distribuidor y el usuario”.

ART. 3º—Modifíquese el numeral 4.27 del anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, el cual quedará así:

“4.27. El distribuidor o el comercializador seleccionarán los tipos y características del equipo de medición. Deberá proporcionar medidores que brinden registros precisos y adecuados a los efectos de la facturación y efectuar la revisión y calibración de dichos equipos, como máximo cada cinco años. Adicionalmente deberá cumplir en la materia con las disposiciones de la Superintendencia de Industria y Comercio. Cuando el equipo sea a su cargo, el usuario podrá sugerir una marca de medidor diferente, la cual solo podrá ser rechazada por razones técnicas o por falta de homologación.

Cuando el usuario esté obligado a instalar equipos de telemedición según lo establecido en el numeral 4.28 de este código, será responsable de cubrir los costos de los equipos de telemedición así como los involucrados en su instalación, operación y mantenimiento, cumpliendo con las características del equipo de medición y los protocolos operativos que establezca el distribuidor, así como las recomendaciones de los fabricantes del equipo. Deberá cumplir en la materia con las disposiciones de la Superintendencia de Industria y Comercio.

Entre las características que se deben garantizar en los equipos de telemedición están las siguientes:

a) Los sistemas de comunicación utilizados en equipos de telemedición deberán garantizar un índice de continuidad del servicio superior al 92% de disponibilidad en un período de un mes;

b) El computador de flujo debe tener al menos un puerto serial de uso exclusivo para telemetría, de velocidad configurable, donde se conectará un modem externo de tecnología inalámbrica. El protocolo de comunicaciones del computador de flujo debe ser tipo maestro-esclavo apropiado para redes de área amplia de baja velocidad (< 1 mbps). Los elementos necesarios para la comunicación inalámbrica (antena, cableado, modem) incluyendo la alimentación del modem y el mantenimiento periódico de estos hacen parte integral del equipo de telemedición;

c) El computador de flujo debe satisfacer los requerimientos de la norma técnica internacional API 21.1 o compatible para el almacenamiento de la información medida, tanto real como promedia, durante periodos de tiempo.

ART. 4º—Adiciónese con el siguiente numeral que aplica únicamente a sistemas de distribución de gas natural, el capítulo IV.5.5 del anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995:

“4.28. La telemedición es obligatoria para: infraestructura de almacenamiento, grandes consumidores, usuarios industriales y estaciones de transferencia entre sistemas de distribución.

Para la implementación y aplicación de la telemedición se tendrán en cuenta además de las establecidas en los numerales 4.25 y 4.27 de este código, las siguientes disposiciones:

4.28.1. El usuario debe implementar, en la medida en que ello sea posible, para gas natural, el sistema de comunicación empleado para el servicio de energía eléctrica.

4.28.2. Es responsabilidad del distribuidor realizar las cuentas de balance diarias del usuario cuando esto aplique, así como los reportes de la información recolectada según lo establezca la CREG”.

4.28.3. El distribuidor debe disponer de los servicios de comunicaciones necesarios para la transmisión de señales desde los puntos de medida hasta los centros de control correspondientes.

4.28.4. En casos de racionamiento programado o de grave emergencia de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009, los distribuidores enviarán las asignaciones diarias de gas por tipo de usuario y en el caso de los usuarios industriales deberán discriminarlos por razón social, identificación y dirección, a la Superintendencia de Servicios Públicos y al Ministerio de Minas y Energía para el ejercicio de sus competencias.

4.28.5. Cuando por causa de insalvables restricciones o grave emergencia según lo establecido en el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009, el distribuidor realice la notificación al usuario para descontinuar el uso de gas y este haga caso omiso, situación que será comprobada por el consumo que se registre el día de la restricción, el usuario deberá entregar una compensación al distribuidor, equivalente al costo de racionamiento por el consumo registrado el día de la restricción. Además deberá instalar una válvula en el punto de conexión con un dispositivo electrónico con el que se pueda realizar la apertura y cierre de la válvula de forma remota.

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 y autorizados por la autoridad competente en la misma área geográfica. Para el cálculo del costo se empleará la equivalencia del precio de los mismos a pesos por metro cúbico.

Si después de dos meses el usuario no cumple con las condiciones descritas anteriormente, el distribuidor deberá cortar del servicio”.

ART. 5º—Régimen de transición. Los usuarios que a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución no cuenten con equipos de telemedición, tendrán plazo de un año para efectuar su instalación y puesta en operación.

ART. 6º—Vigencias y derogatorias. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga el numeral 7.26 del anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995 y todas las normas que le sean contrarias.

ublíquese y cúmplase.