Resolución 818 / 2019
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
NUEVO SISTEMA DE CONTROL
- Sanción:
- Publicada en el Boletín Oficial:
- Número:
- Boletín Oficial número: 34259
- Página:
- 17
Texto original de la norma
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
Resolución 818/2019
RESFC-2019-818-APN-DIRECTORIO#ENARGAS
Ciudad de Buenos Aires, 10/12/2019
VISTO el Expediente ENARGAS Nº EX-2018-59708651-APN-GAL#ENARGAS, del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS); la Ley Nº 24.076; los Decretos Nº 1738/92 y Nº 2255/92, y CONSIDERANDO:
Que la Resolución ENARGAS Nº 1192 del 06/09/1999 aprobó el Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio.
Que el objetivo del Sistema de Control mediante Indicadores de calidad del servicio se funda en la necesidad de observar la calidad del servicio en su conjunto, verificando el nivel de las prestaciones conforme parámetros definidos, a los fines de mejorar el nivel de calidad del servicio brindado.
Que la citada Resolución definió el Sistema de Indicadores de Calidad en aspectos comerciales y técnicos.
Que en lo que respecta al Servicio Comercial lo estructuró en tres (3) grupos, con el fin de uniformar procedimientos en la atención de los clientes y calificar la gestión de cada Licenciataria.
Que en lo relativo al Indicador de Calidad del Servicio Técnico, estableció dos anexos, uno referido al servicio de Distribución (Anexo III), y otro al de Transmisión (Anexo IV).
Que los Indicadores definidos en la Resolución ENARGAS Nº 1192/99 cubren aspectos vinculados a la calidad del servicio comercial, destinado a evaluar la gestión de las empresas distribuidoras en todas aquellas actividades en que interaccionen con sus clientes y con terceras personas; y la calidad del servicio técnico, comprendiendo en éste, aspectos relacionados con la transparencia del mercado, la protección ambiental, la operación segura y el mantenimiento adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas, respecto del servicio licenciado.
Que las Licenciatarias se encuentran obligadas a brindar al usuario todas las mejoras de calidad que sean necesarias, máxime teniendo en cuenta la condición de monopolio natural en la que se prestan los servicios licenciados, y la consecuente existencia de usuarios cautivos.
Que las características del servicio, impiden que las Licenciatarias compitan entre sí en un mismo territorio, por ello resulta de vital importancia controlar el nivel de calidad del servicio prestado por las mismas, siendo que éste es exigido por el Marco Regulatorio de la Industria del Gas, cuyo control está a cargo de esta Autoridad Regulatoria.
Que el sistema de control por Indicadores de Calidad es una herramienta adecuada que permite detectar anomalías, aplicar medidas correctivas y medir la calidad del servicio brindado a los clientes, así como también reflejar el nivel alcanzado por cada Licenciataria.
Que el modelo es “de una sola dirección”, en tanto no prevé recompensas y está basado en la no discriminación, atento que todos los usuarios de gas tienen derecho a recibir el mismo nivel básico de calidad de servicio.
Que, la evaluación del cumplimiento se realiza en forma anual, y se establece una Orden de Mérito o “Ranking” donde se visualiza las ubicaciones relativas de cada una de las Licenciatarias en lo que respecta a la calidad de sus servicios (comercial y técnico).
Que la Resolución ENARGAS Nº 2594 del 17/04/2002 modificó la metodología dispuesta en la Resolución ENARGAS Nº 1192/99 –Anexo I, disponiendo que, para la conformación del Orden de Mérito, en lo que respecta a Calidad del Servicio Comercial, se publicaría directamente la clasificación de cada Licenciataria en cada índice en forma particular, generando un Orden de Mérito para cada índice, a diferencia del índice global previo que determinaba el posicionamiento de cada Licenciataria a partir de la sumatoria de los valores obtenidos por su ponderación, dividido por el valor óptimo que surgía de la sumatoria de los valores de referencia por la ponderación.
Que los niveles de referencia, por no disponer de información estadística homogénea al momento del dictado de la Resolución, se conformaron con el promedio de la cantidad de reclamos procedentes cada 1000 usuarios para el año 1999. Este nivel quedó fijo para el índice de cada rubro, con tolerancias que se modificarían en cada período anual.
Que, el Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio fue establecido en el año 1999 y, desde aquel entonces no ha sufrido modificaciones sustanciales.
Que por el contrario, los servicios de Distribución y Transmisión de gas sufrieron cambios a lo largo del tiempo, mayormente como producto del incremento en la cantidad de usuarios conectados al sistema, así como por la ampliación de gasoductos y parque compresor de transporte y redes de distribución de gas.
Que así, en el año 1999, el total de usuarios del sistema ascendía a CINCO MILLONES QUINIENTOS MIL, respecto del cual se observa un incremento del 54% del total de usuarios del Sistema de Distribución por redes, con un crecimiento anual promedio del 1.68% en los últimos 5 años.
Que el Sistema de Indicadores de Calidad del Servicio Comercial, se determinó bajo un contexto de prácticas comerciales que fueron modificándose, con mayor acentuación en los últimos años, producto de los avances tecnológicos, del crecimiento del número de usuarios, de la modificación normativa sobre aspectos de facturación y de los cambios en la relación cliente /empresa.
Que respecto a la Calidad del Servicio Técnico, el sistema licenciado de transporte también sufrió cambios relativos a la ampliación del sistema de gasoductos y el parque compresor, considerando que tuvieron un crecimiento aproximado del orden del 58% de ampliación en longitud los gasoductos de transporte instalados y aproximadamente del 132% de ampliación de la potencia compresora; influyendo además, entre otros aspectos, la modernización tecnológica, las nuevas fuentes de abastecimiento de gas natural, el funcionamiento del sistema en materia de despacho, etc.
Que con relación al sistema de distribución, en lo que respecta a la longitud de cañerías en operación y los usuarios residenciales, para principios del año 1992 el sistema contaba con una longitud total aproximada de redes de 67.400 kilómetros, de las cuales era posible abastecer en todo el país a un total de 4.351.280 millones de usuarios. En la actualidad, se distingue un crecimiento de las cañerías en operación del orden del 118%, y respecto de los usuarios residenciales, un incremento de casi un 90 % de, ascendiendo para el año 2017 a 147.166 kilómetros totales de cañerías y más de ocho millones de usuarios.
Que dichas situaciones, tuvieron impacto sobre el funcionamiento del sistema de transporte y distribución.
Que, es por ello, que existe la necesidad de actualizar los índices a fin de evaluar la gestión actual de las Licenciatarias en todas aquellas actividades que repercuten en el nivel de calidad del servicio prestado, y efectuar las adecuaciones pertinentes a la luz de la dinámica de la regulación.
Que en la reunión del Directorio de este Organismo, celebrada el 18/05/2018, (ACDIR-2018-332-APN-DIRECTORIO#ENARGAS) se ordenó a las Gerencias de Regulación de Gestión Comercial, de Distribución, de Transmisión y de Medio Ambiente y Afectaciones al Dominio, a que en un plazo de 90 días se elaborara un informe, por resultar conveniente la revisión de los indicadores de calidad actualmente vigentes, a fin de incentivar los procesos de las Prestadoras, e identificar una metodología de medición adecuada. Además, se ordenó que la coordinación de dicho informe intergerencial quedara en cabeza de la Gerencia de Asuntos Legales, a efectos de la instrumentación de las modificaciones en cuestión.
Que en el Informe Intergerencial IF-2018-62724009-APN-GAL#ENARGAS del 04/12/2018, se detalló el resultado de la revisión del Sistema de Control por Indicadores de Calidad vigente, y las modificaciones propuestas por las distintas Gerencias pertinentes, las que fueron puesta en consulta de las Licenciatarias del servicio de Distribución y Transporte, oportunidad en las que se les solicitara que en un plazo de 30 días corridos remitieran los comentarios que consideraran apropiados, en relación con las adecuaciones encaradas por esta Autoridad Regulatoria.
Que en ese contexto, las Licenciatarias remitieron los comentarios y observaciones a los fines de ser analizados, todo ello, sin perjuicio de no revestir carácter de vinculantes para esta Autoridad Regulatoria.
Que las consideraciones remitidas por las Licenciatarias han sido debidamente detalladas en el Informe IF-2019-93542749-APN-GAL#ENARGAS, que antecede a la presente.
Que, en lo que respecta a las propuestas de modificación oportunamente informadas y, en función del análisis de las respuestas brindadas por las Distribuidoras, se han efectuado una serie de adecuaciones, y se ha procedido a implementar nuevos Indicadores.
Que como producto del análisis efectuado, en lo que respecta a los Indicadores Comerciales, se adecuarán los indicadores determinados sobre la base de reclamos en lo que respecta a la implementación de los niveles de referencia, tolerancias y valores límites aceptados actualizados para los índices: I. Gestión de facturación, II. Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario, III. Gestión de Prestaciones y IV. Reclamos ante las Licenciatarias.
Que, para los índices V. Satisfacción del Usuario y VI. Demora en la atención telefónica, se mantendrán los parámetros actuales.
Que, asimismo, se eliminará el índice VII. Demora en Acusar recibo de los reclamos postales e ingresados por libros de quejas, en razón del escaso uso de dichas vías de ingreso por parte de los usuarios.
Que, por otra parte, se incorpora un nuevo índice a la serie “Reclamos”, denominado “Demora en la resolución de reclamos”, cuyo fin es denotar el porcentaje de reclamos comerciales que fueron resueltos fuera de plazo .
Que, con respecto a los indicadores nuevos propuestos, se han adecuado las definiciones en determinados indicadores y, en otros casos, las prestadoras han manifestado que deben realizar ajustes en sus sistemas actuales para acceder a la información requerida y/o desarrollar nuevos sistemas.
Que es por ello, que resta definir para cada uno de estos nuevos indicadores: a) el set de datos requeridos para la conformación de los mismos y el respectivo protocolo de remisión de información (tareas que requieren la participación conjunta de las Licenciatarias); y b) la metodología de control.
Que, en el caso particular de los índices comerciales de “Atención comercial por canal” y “Tiempo de espera en oficinas comerciales”, las Licenciatarias alegaron limitaciones en su implementación, por no disponer de los sistemas y las herramientas informáticas que les permitan la obtención de los datos para la conformación de estos indicadores.
Que asimismo, debe considerarse que no todas las Licenciatarias cuentan con los mismos canales de atención, como así tampoco registran el mismo nivel de servicio por canal entre ellas, lo cual dificulta el proceso de comparación del servicio en dichas temáticas.
Que, en base a todo lo hasta aquí expuesto, y en lo concerniente a los indicadores Atención comercial por canal y Tiempo de espera en oficinas comerciales, resulta necesario dar participación a las Licenciatarias para trabajar conjuntamente en las definiciones y alcance de los mismos, para su posterior implementación.
Que, en lo que respecta a los Indicadores técnicos de distribución, la implementación de los indicadores propuestos conlleva al establecimiento de un régimen informativo, que complemente el esquema actual y que, para el cumplimiento del proceso de remisión de información, las Licenciatarias deberían evaluar la disponibilidad de datos en sus sistemas y aplicativos, debiendo eficientizar sus procesos a los efectos de dar cumplimiento al requerimiento regulatorio.
Que es por ello, que para poder desarrollar estos nuevos proyectos de Indicadores para el servicio Técnico de Distribución que mejoren la eficiencia operativa, resulta indispensable la conformación de Comisiones de Estudio creadas por el ENARGAS con la participación activa de miembros designados por parte de las Licenciatarias para el tratamiento de dicha temática.
Que, respecto del Indicador “Porcentaje de Gas No Contabilizado” (GNNC), obrante en el Anexo III de la Resolución ENARGAS N° 1192/99, el mismo nunca se aplicó ni se concretó su metodología de cálculo, resultando oportuno formalizar en esta instancia su exclusión definitiva.
Que, con relación a los Indicadores técnicos tanto Distribución como de Transporte, se incluyen en los Anexos de la presente Resolución, todas las modificaciones establecidas por esta Autoridad Regulatoria con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución ENARGAS N° 1192/99, habiéndose dispuesto asimismo un ordenamiento en la redacción, así como nuevas aclaraciones, junto con las opiniones recibidas de las Licenciatarias.
Que, amén de lo expuesto, resulta necesario disponer la realización de estudios específicos para una revisión detallada de cada uno de los Indicadores Técnicos de Distribución y Transporte, a los fines de que se pueda determinar la conveniencia de su derogación, modificación o la introducción de nuevos indicadores, en caso que correspondiere.
Que finalmente, en lo que respecta a los Indicadores de Transporte y Distribución, se debe disponer, que todas las cuestiones relativas a los formatos de presentación de información relativa al sistema de indicadores de calidad de servicio sean tratadas por vía separada a través de las correspondientes comunicaciones con las Licenciatarias, dando inicio al desarrollo de una plataforma digital dedicada para la remisión de información en formato electrónico, en el marco de la implementación del Plan de Modernización y digitalización del Estado Nacional.
Que, en lo que respecta a la adecuación de Indicadores de protección ambiental, la formulación de observaciones y propuestas efectuadas por parte de las Licenciatarias, definen la necesidad común de abrir instancias de nuevos y más amplios análisis, que podrán ser encarados con estudios intergerenciales y una programación de trabajo técnico en conjunto con las Licenciatarias para clarificar sus propuestas.
Que, en consecuencia, no resulta conveniente, en esta primera etapa, proceder a la incorporación de nuevos conceptos en los actuales indicadores técnicos de Protección Ambiental.
Que no obstante ello, resulta oportuno reemplazar el texto original del Indicador de “Control de Gases Contaminantes” (aplicable a Transportistas y Distribuidoras) por el establecido a través del Anexo I de la Resolución ENARGAS N° I/40/2007, y complementar el texto original de los Indicadores de “Ruidos en Plantas Reguladoras y en Plantas Compresoras” (aplicable a Transportistas) con lo requerido a través de las Notas ENRG/GT N° 1851/00 y 1852/00.
Que, por otra parte, cabe hacer mención que algunas de las Licenciatarias plantearon la necesidad de revisar la implicancia de la aplicación e interpretación del principio “non bis in ídem” con relación al supuesto en el que pueda presentarse en el ámbito de la competencia de esta Autoridad Regulatoria, una imputación o sanción múltiple.
Que en ese contexto, manifestaron que algunos de los indicadores propuestos se configuran en base a plazos y eventos que, actualmente, ya son controlados durante las auditorias periódicas que efectúa esta Autoridad Regulatoria, a través del Reglamento de Servicio de Distribución; originando una duplicidad de controles y, por ende, el inicio eventual de más de un procedimiento sancionatorio por un mismo hecho.
Que, en término generales, el principio de la prohibición de la doble incriminación o “non bis in ídem”, conlleva la prohibición de duplicidad sancionatoria, esto es, excluye la posibilidad de imponer en base a los mismos hechos, dos o más sanciones.
Que, en línea con lo expuesto, el Art. 10.2.3. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución establece que “No podrá aplicarse más de una sanción por una misma infracción, entendiéndose que existe una sola infracción aunque el acto u omisión imputable a la Licenciataria afecte simultáneamente a varios Usuarios o terceros”.
Que asimismo, cabe diferenciar los resarcimientos y compensaciones obrantes en el Reglamento de Servicio de Distribución, mediante los cuales la Distribuidora se encuentra obligada a responder por los perjuicios ocasionados al usuario, de las sanciones que pudiere corresponderle por el incumplimiento normativo.
Que en tal sentido, el Art. 11 inc. d) ap. (ii) y el Art. 11 inc. d) ap. (v) del Reglamento de Servicio de Distribución, establecen compensaciones para el caso en que se produzcan Cortes Improcedentes y ante Demoras en la rehabilitación, según la categoría del usuario a la tarifa vigente al momento de su acreditación en factura.
Que en este sentido, el Art. 10.2.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución manifiesta que “la aplicación de sanciones es independiente de la obligación de la Licenciataria de reintegrar o compensar la Tarifa indebidamente percibidas de los Usuarios, con sus intereses, o de indemnizar los perjuicios ocasionados al Estado, a los Usuarios o a terceros por la infracción”.
Que conforme ello, las Licenciatarias no deben interpretar como una doble imposición de sanción, aquellas compensaciones a usuarios por faltas atribuibles a la Prestadora y que ya se encuentran establecidas en la normativa citada, de aquellas sanciones derivadas del proceso de control de cumplimiento de Indicadores, por revestir distinta naturaleza jurídica.
Que en ese sentido, los indicadores propuestos, al igual que los que oportunamente estableció la Resolución ENARGAS 1192/99, no vulneran la garantía del principio mencionado.
Que a su vez, se debe tener en cuenta que los Indicadores de calidad del servicio comercial, adoptan como base de información la cantidad de Reclamos Procedentes que los usuarios plantean a las Licenciatarias y su objetivo se direcciona únicamente al control en el proceso de la clasificación de los mismos, de manera tal de poder evaluar la eficacia entre Prestadoras en la resolución de los reclamos.
Que, en ese entendimiento, corresponde aclarar que los nuevos indicadores relacionados con los procesos de corte y rehabilitación del servicio, pretenden evaluar la gestión de las Prestadoras y el cumplimiento general de los plazos por parte de estas últimas, sin perjuicio que, como fuera detallado precedentemente, corresponda aplicar el resarcimiento a favor de los usuarios afectados, en aquellos casos previstos por el marco regulatorio.
Que en este aspecto, corresponde también señalar que la propuesta integral de los indicadores de calidad del servicio comercial tiene como objetivo identificar las mejores prácticas en términos de procesos y resultados en la gestión comercial para conocer cuál es el mejor desempeño, sometiendo a las Prestadoras a un proceso de comparación.
Que, por otro lado, han afirmado las Licenciatarias en sus presentaciones, que la modificación de los Indicadores existentes podría vulnerar sus derechos, dado que toda la estructura de costos evaluados en el momento de la Revisión Tarifaria Integral, se basó en garantizar la prestación del servicio en cumplimiento de estándares de calidad vigentes al momento de realizar dicha tarea basados en los indicadores previamente definidos.
Que en este sentido, cabe poner de resalto que ninguna Licenciataria efectuó una descripción detallada de los costos adicionales que podrían implicarles las modificaciones en el sistema de Indicadores de Calidad del Servicio, objeto de la consulta.
Que ahora bien, específicamente en lo que respecta al aludido argumento utilizado por las Licenciatarias en sus presentaciones, cabe recordar que el Artículo 4º de la Resolución ENARGAS Nº 1192/99 establece que: “La introducción de nuevos Indicadores de Calidad de Servicio o la reevaluación de los existentes se hará en oportunidad de cada Revisión Quinquenal Tarifaria”.
Que así, en el año 2002, se promulgó la Ley Nº 25.561, que declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, colocando en cabeza del Poder Ejecutivo Nacional la renegociación de los contratos celebrados por la Administración Pública bajo normas de derecho público (afectados por la situación de emergencia), en particular aquellos referidos a servicios públicos, siguiendo criterios como ser el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; la calidad de los servicios y los planes de inversión; el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; la seguridad de los sistemas comprendidos; y la rentabilidad de las empresas (Cf. Art. 9º).
Que como resultado de ello, se celebraron las Actas Acuerdo de Adecuación del Contrato de la Licencia del Servicio Público de Transporte y Distribución, donde se dispusieron las cláusulas de la renegociación contractual con las Licenciatarias, previendo la realización de una Revisión Tarifaria Integral (RTI) a fin de fijar un “nuevo régimen de tarifas máximas por el término de CINCO (5) años”.
Que en su Cláusula Quinta, “Régimen de Calidad de Prestación del Servicio”, las Actas determinaron que las Licenciatarias deberán seguir prestando el servicio en las condiciones de calidad que surgen del Contrato de Licencia y las reglamentaciones dictadas por el ENARGAS.
Que asimismo, como pautas de la Revisión Tarifaria Integral, con relación al Régimen de Calidad de Servicio, se estableció que el ENARGAS diseñaría un sistema de control de calidad de servicio que se asiente en la utilización de relaciones sistemáticas entre las bases de datos técnicos, comercial, de costos y de mediciones de calidad a los fines de impulsar la aplicación de sistemas de control y de señales eficientes (Cf. Cláusula 10.1.3).
Que por Resolución del ex MINEM Nº 31/16 se instruyó al ENARGAS a realizar el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral, previsto en las Actas Acuerdo celebradas con las Licenciatarias, el cual concluyó con la emisión de nuevos cuadros tarifarios en el año 2017. En tal sentido, esta Autoridad llevó a cabo dicho procedimiento, pero dados los plazos limitados para su realización no se completó en aquella oportunidad la tarea de revisión de los indicadores de calidad de servicio, que se lleva a cabo en esta instancia.
Que asimismo, y con relación específicamente al incremental de costos que, según las licenciatarias, alteraría la ecuación económica financiera es menester recordar que el sistema tarifario adoptado para la regulación del servicio de distribución de gas es el de tarifas máximas o Price Cap, que surge de una razonable estimación de costos para el quinquenio (así como de la estimación de otras variables involucradas en el cálculo) respecto de los cuales las prestadoras pueden realizar eficiencias que no pueden ser apropiadas por el regulador durante el quinquenio sino en el período quinquenal siguiente cuando se proyectan los costos con esas eficiencias u otras que considere el regulador al momento de determinar las tarifas al inicio del quinquenio. De tal modo, al no tratarse de una regulación por costos, el cambio en los gastos de la licenciataria no implica, por sí, una alteración sustancial de su ecuación económico-financiera la que debe observarse en relación con la totalidad de los gastos previstos y de las variables involucradas en el cálculo tarifario. De allí, que, de producirse tal alteración sustancial, el marco normativo prevé la herramienta para la readecuación tarifaria, Arts. 46 y 47 de la Ley Nº 24.076, que implican un nuevo análisis global y no la contemplación de un costo puntual.
Que ha tomado intervención el Servicio Jurídico Permanente del ENARGAS.
Que el presente acto se dicta en virtud de lo normado por el Artículo 52, incisos a) y x) de la Ley N° 24.076 y su reglamentación.
Por ello,
EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°: Establécese el nuevo Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio, en los términos previstos en el Anexo I (IF-2019-105725786-APN-CNT#ENARGAS), en el Anexo II (IF-2019-102050069-APN-GRGC#ENARGAS), en el Anexo III (IF-2019-103059682-APN-GD#ENARGAS) y en el Anexo IV (IF-2019-103442073-APN-GT#ENARGAS), que forman parte integrante de la presente Resolución.
ARTICULO 2°: Las Licenciatarias deberán cumplir obligatoriamente con los valores de referencia previstos para cada Indicador, sin perjuicio del cumplimiento de las demás obligaciones establecidas por la Ley N° 24.076, su reglamentación, las Licencias de Transporte y Distribución y demás normas aplicables a la prestación del servicio.
ARTÍCULO 3°: De incumplirse los valores de referencia, en aquellos casos en que se haya previsto penalización, el ENARGAS llevará a cabo el pertinente proceso sancionatorio, conforme lo establecido para cada Indicador de acuerdo a lo establecido en el Capítulo X de las RBL, y adoptará las medidas necesarias para asegurar el efectivo cumplimiento de la obligación por parte de la Licenciataria.
ARTÍCULO 4°: Se darán a conocer al público todos los aspectos del cumplimiento de los Indicadores de calidad del servicio para una adecuada protección de los derechos de los usuarios. A tal efecto, se realizarán publicaciones por medios propios, de terceros y vía internet.
ARTÍCULO 5°: Determínase que el indicador “Demora en la Resolución de Reclamos”, se implementará para el período 2019.
ARTÍCULO 6°: Determínase que los indicadores: “Solicitudes de instalación y habilitación de servicio ejecutadas en plazo”, “Plazo promedio para la instalación y habilitación de servicios ejecutadas”, “Solicitudes de instalación y habilitación de medidor ejecutadas en plazo”, “Plazo promedio para la Instalación y habilitación de medidores”, “Demoras en la entrega de Liquidaciones de Servicio Público”, “Facturas con Lecturas Estimadas”, “Cortes de Servicios por falta de pago de facturas por servicio”, “Demoras en la Rehabilitación del servicio afectados por corte por falta de pago”, y “Demoras en la Rehabilitación del servicio con corte por defectos en la instalación interna”, no se pondrán en vigencia hasta tanto se defina para cada uno de ellos: a) el set de datos requeridos para la conformación de los mismos y el respectivo protocolo de remisión de información; y b) la metodología de control.
ARTÍCULO 7°: Elimínense los Indicadores: “Demora en Acusar Recibo de los Reclamos Presentados por Libro de Quejas o Vía Postal” y “Porcentaje de Gas No Contabilizado”, que obraban en los Anexos II y III respectivamente, de la Resolución ENARGAS N° 1192/99.
ARTÍCULO 8°: Se aplicarán a las extensiones y sus respectivos Acuerdos aprobados por este Organismo en virtud de lo dispuesto en el Artículo 16, inciso b) de la Ley N° 24.076, los Indicadores de Calidad de Servicio correspondientes a las Licenciatarias del Servicio de Transporte.
ARTÍCULO 9°: Todos aquellos sujetos que prestaren los servicios de transporte o de distribución, bajo cualquier título legal, deberán dar cumplimiento a los valores máximos de emisión de gases contaminantes para las nuevas instalaciones, previstos en los Anexos III y IV de la presente Resolución, bajo apercibimiento de las sanciones que en cada caso pudieren corresponder.
ARTÍCULO 10°: Dispóngase la realización de estudios específicos para una revisión detallada de cada uno de los Indicadores Técnicos de Distribución y Transporte, a los fines de que se pueda determinar la conveniencia de su derogación, modificación o la introducción de nuevos indicadores, en caso que correspondiere.
ARTÍCULO 11°: Dispóngase que todas las cuestiones relativas a los formatos de presentación de información relativa al sistema de indicadores de calidad de servicio, en lo que respecta a los Indicadores de Transporte y Distribución, sean tratadas por vía separada a través de las correspondientes comunicaciones con las Licenciatarias, dando inicio al desarrollo de una plataforma digital dedicada para la remisión de información en formato electrónico, en el marco de la implementación del Plan de Modernización y digitalización del Estado Nacional.
ARTÍCULO 12°: La presente reglamentación tendrá vigencia para las Licenciatarias de Transporte y Distribución a partir de su publicación en el Boletín Oficial de la Republica Argentina.
ARTÍCULO 13°: Déjense sin efecto las Resoluciones ENARGAS N° 891/98, N° 1192/99, N° 1482/00, N° 2870/03, N° I-040/07 y N° 4346/17, las que serán reemplazadas por el presente Acto Administrativo.
ARTÍCULO 14°: Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese. Daniel Alberto Perrone - Guillermo Sebastián Sabbioni Perez - Griselda Lambertini - Mauricio Ezequiel Roitman
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
(Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)
Resolución 818/2019
RESFC-2019-818-APN-DIRECTORIO#ENARGAS
Ciudad de Buenos Aires, 10/12/2019
VISTO el Expediente ENARGAS Nº EX-2018-59708651-APN-GAL#ENARGAS, del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS); la Ley Nº 24.076; los Decretos Nº 1738/92 y Nº 2255/92, y CONSIDERANDO:
Que la Resolución ENARGAS Nº 1192 del 06/09/1999 aprobó el Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio.
Que el objetivo del Sistema de Control mediante Indicadores de calidad del servicio se funda en la necesidad de observar la calidad del servicio en su conjunto, verificando el nivel de las prestaciones conforme parámetros definidos, a los fines de mejorar el nivel de calidad del servicio brindado.
Que la citada Resolución definió el Sistema de Indicadores de Calidad en aspectos comerciales y técnicos.
Que en lo que respecta al Servicio Comercial lo estructuró en tres (3) grupos, con el fin de uniformar procedimientos en la atención de los clientes y calificar la gestión de cada Licenciataria.
Que en lo relativo al Indicador de Calidad del Servicio Técnico, estableció dos anexos, uno referido al servicio de Distribución (Anexo III), y otro al de Transmisión (Anexo IV).
Que los Indicadores definidos en la Resolución ENARGAS Nº 1192/99 cubren aspectos vinculados a la calidad del servicio comercial, destinado a evaluar la gestión de las empresas distribuidoras en todas aquellas actividades en que interaccionen con sus clientes y con terceras personas; y la calidad del servicio técnico, comprendiendo en éste, aspectos relacionados con la transparencia del mercado, la protección ambiental, la operación segura y el mantenimiento adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas, respecto del servicio licenciado.
Que las Licenciatarias se encuentran obligadas a brindar al usuario todas las mejoras de calidad que sean necesarias, máxime teniendo en cuenta la condición de monopolio natural en la que se prestan los servicios licenciados, y la consecuente existencia de usuarios cautivos.
Que las características del servicio, impiden que las Licenciatarias compitan entre sí en un mismo territorio, por ello resulta de vital importancia controlar el nivel de calidad del servicio prestado por las mismas, siendo que éste es exigido por el Marco Regulatorio de la Industria del Gas, cuyo control está a cargo de esta Autoridad Regulatoria.
Que el sistema de control por Indicadores de Calidad es una herramienta adecuada que permite detectar anomalías, aplicar medidas correctivas y medir la calidad del servicio brindado a los clientes, así como también reflejar el nivel alcanzado por cada Licenciataria.
Que el modelo es “de una sola dirección”, en tanto no prevé recompensas y está basado en la no discriminación, atento que todos los usuarios de gas tienen derecho a recibir el mismo nivel básico de calidad de servicio.
Que, la evaluación del cumplimiento se realiza en forma anual, y se establece una Orden de Mérito o “Ranking” donde se visualiza las ubicaciones relativas de cada una de las Licenciatarias en lo que respecta a la calidad de sus servicios (comercial y técnico).
Que la Resolución ENARGAS Nº 2594 del 17/04/2002 modificó la metodología dispuesta en la Resolución ENARGAS Nº 1192/99 –Anexo I, disponiendo que, para la conformación del Orden de Mérito, en lo que respecta a Calidad del Servicio Comercial, se publicaría directamente la clasificación de cada Licenciataria en cada índice en forma particular, generando un Orden de Mérito para cada índice, a diferencia del índice global previo que determinaba el posicionamiento de cada Licenciataria a partir de la sumatoria de los valores obtenidos por su ponderación, dividido por el valor óptimo que surgía de la sumatoria de los valores de referencia por la ponderación.
Que los niveles de referencia, por no disponer de información estadística homogénea al momento del dictado de la Resolución, se conformaron con el promedio de la cantidad de reclamos procedentes cada 1000 usuarios para el año 1999. Este nivel quedó fijo para el índice de cada rubro, con tolerancias que se modificarían en cada período anual.
Que, el Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio fue establecido en el año 1999 y, desde aquel entonces no ha sufrido modificaciones sustanciales.
Que por el contrario, los servicios de Distribución y Transmisión de gas sufrieron cambios a lo largo del tiempo, mayormente como producto del incremento en la cantidad de usuarios conectados al sistema, así como por la ampliación de gasoductos y parque compresor de transporte y redes de distribución de gas.
Que así, en el año 1999, el total de usuarios del sistema ascendía a CINCO MILLONES QUINIENTOS MIL, respecto del cual se observa un incremento del 54% del total de usuarios del Sistema de Distribución por redes, con un crecimiento anual promedio del 1.68% en los últimos 5 años.
Que el Sistema de Indicadores de Calidad del Servicio Comercial, se determinó bajo un contexto de prácticas comerciales que fueron modificándose, con mayor acentuación en los últimos años, producto de los avances tecnológicos, del crecimiento del número de usuarios, de la modificación normativa sobre aspectos de facturación y de los cambios en la relación cliente /empresa.
Que respecto a la Calidad del Servicio Técnico, el sistema licenciado de transporte también sufrió cambios relativos a la ampliación del sistema de gasoductos y el parque compresor, considerando que tuvieron un crecimiento aproximado del orden del 58% de ampliación en longitud los gasoductos de transporte instalados y aproximadamente del 132% de ampliación de la potencia compresora; influyendo además, entre otros aspectos, la modernización tecnológica, las nuevas fuentes de abastecimiento de gas natural, el funcionamiento del sistema en materia de despacho, etc.
Que con relación al sistema de distribución, en lo que respecta a la longitud de cañerías en operación y los usuarios residenciales, para principios del año 1992 el sistema contaba con una longitud total aproximada de redes de 67.400 kilómetros, de las cuales era posible abastecer en todo el país a un total de 4.351.280 millones de usuarios. En la actualidad, se distingue un crecimiento de las cañerías en operación del orden del 118%, y respecto de los usuarios residenciales, un incremento de casi un 90 % de, ascendiendo para el año 2017 a 147.166 kilómetros totales de cañerías y más de ocho millones de usuarios.
Que dichas situaciones, tuvieron impacto sobre el funcionamiento del sistema de transporte y distribución.
Que, es por ello, que existe la necesidad de actualizar los índices a fin de evaluar la gestión actual de las Licenciatarias en todas aquellas actividades que repercuten en el nivel de calidad del servicio prestado, y efectuar las adecuaciones pertinentes a la luz de la dinámica de la regulación.
Que en la reunión del Directorio de este Organismo, celebrada el 18/05/2018, (ACDIR-2018-332-APN-DIRECTORIO#ENARGAS) se ordenó a las Gerencias de Regulación de Gestión Comercial, de Distribución, de Transmisión y de Medio Ambiente y Afectaciones al Dominio, a que en un plazo de 90 días se elaborara un informe, por resultar conveniente la revisión de los indicadores de calidad actualmente vigentes, a fin de incentivar los procesos de las Prestadoras, e identificar una metodología de medición adecuada. Además, se ordenó que la coordinación de dicho informe intergerencial quedara en cabeza de la Gerencia de Asuntos Legales, a efectos de la instrumentación de las modificaciones en cuestión.
Que en el Informe Intergerencial IF-2018-62724009-APN-GAL#ENARGAS del 04/12/2018, se detalló el resultado de la revisión del Sistema de Control por Indicadores de Calidad vigente, y las modificaciones propuestas por las distintas Gerencias pertinentes, las que fueron puesta en consulta de las Licenciatarias del servicio de Distribución y Transporte, oportunidad en las que se les solicitara que en un plazo de 30 días corridos remitieran los comentarios que consideraran apropiados, en relación con las adecuaciones encaradas por esta Autoridad Regulatoria.
Que en ese contexto, las Licenciatarias remitieron los comentarios y observaciones a los fines de ser analizados, todo ello, sin perjuicio de no revestir carácter de vinculantes para esta Autoridad Regulatoria.
Que las consideraciones remitidas por las Licenciatarias han sido debidamente detalladas en el Informe IF-2019-93542749-APN-GAL#ENARGAS, que antecede a la presente.
Que, en lo que respecta a las propuestas de modificación oportunamente informadas y, en función del análisis de las respuestas brindadas por las Distribuidoras, se han efectuado una serie de adecuaciones, y se ha procedido a implementar nuevos Indicadores.
Que como producto del análisis efectuado, en lo que respecta a los Indicadores Comerciales, se adecuarán los indicadores determinados sobre la base de reclamos en lo que respecta a la implementación de los niveles de referencia, tolerancias y valores límites aceptados actualizados para los índices: I. Gestión de facturación, II. Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario, III. Gestión de Prestaciones y IV. Reclamos ante las Licenciatarias.
Que, para los índices V. Satisfacción del Usuario y VI. Demora en la atención telefónica, se mantendrán los parámetros actuales.
Que, asimismo, se eliminará el índice VII. Demora en Acusar recibo de los reclamos postales e ingresados por libros de quejas, en razón del escaso uso de dichas vías de ingreso por parte de los usuarios.
Que, por otra parte, se incorpora un nuevo índice a la serie “Reclamos”, denominado “Demora en la resolución de reclamos”, cuyo fin es denotar el porcentaje de reclamos comerciales que fueron resueltos fuera de plazo .
Que, con respecto a los indicadores nuevos propuestos, se han adecuado las definiciones en determinados indicadores y, en otros casos, las prestadoras han manifestado que deben realizar ajustes en sus sistemas actuales para acceder a la información requerida y/o desarrollar nuevos sistemas.
Que es por ello, que resta definir para cada uno de estos nuevos indicadores: a) el set de datos requeridos para la conformación de los mismos y el respectivo protocolo de remisión de información (tareas que requieren la participación conjunta de las Licenciatarias); y b) la metodología de control.
Que, en el caso particular de los índices comerciales de “Atención comercial por canal” y “Tiempo de espera en oficinas comerciales”, las Licenciatarias alegaron limitaciones en su implementación, por no disponer de los sistemas y las herramientas informáticas que les permitan la obtención de los datos para la conformación de estos indicadores.
Que asimismo, debe considerarse que no todas las Licenciatarias cuentan con los mismos canales de atención, como así tampoco registran el mismo nivel de servicio por canal entre ellas, lo cual dificulta el proceso de comparación del servicio en dichas temáticas.
Que, en base a todo lo hasta aquí expuesto, y en lo concerniente a los indicadores Atención comercial por canal y Tiempo de espera en oficinas comerciales, resulta necesario dar participación a las Licenciatarias para trabajar conjuntamente en las definiciones y alcance de los mismos, para su posterior implementación.
Que, en lo que respecta a los Indicadores técnicos de distribución, la implementación de los indicadores propuestos conlleva al establecimiento de un régimen informativo, que complemente el esquema actual y que, para el cumplimiento del proceso de remisión de información, las Licenciatarias deberían evaluar la disponibilidad de datos en sus sistemas y aplicativos, debiendo eficientizar sus procesos a los efectos de dar cumplimiento al requerimiento regulatorio.
Que es por ello, que para poder desarrollar estos nuevos proyectos de Indicadores para el servicio Técnico de Distribución que mejoren la eficiencia operativa, resulta indispensable la conformación de Comisiones de Estudio creadas por el ENARGAS con la participación activa de miembros designados por parte de las Licenciatarias para el tratamiento de dicha temática.
Que, respecto del Indicador “Porcentaje de Gas No Contabilizado” (GNNC), obrante en el Anexo III de la Resolución ENARGAS N° 1192/99, el mismo nunca se aplicó ni se concretó su metodología de cálculo, resultando oportuno formalizar en esta instancia su exclusión definitiva.
Que, con relación a los Indicadores técnicos tanto Distribución como de Transporte, se incluyen en los Anexos de la presente Resolución, todas las modificaciones establecidas por esta Autoridad Regulatoria con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución ENARGAS N° 1192/99, habiéndose dispuesto asimismo un ordenamiento en la redacción, así como nuevas aclaraciones, junto con las opiniones recibidas de las Licenciatarias.
Que, amén de lo expuesto, resulta necesario disponer la realización de estudios específicos para una revisión detallada de cada uno de los Indicadores Técnicos de Distribución y Transporte, a los fines de que se pueda determinar la conveniencia de su derogación, modificación o la introducción de nuevos indicadores, en caso que correspondiere.
Que finalmente, en lo que respecta a los Indicadores de Transporte y Distribución, se debe disponer, que todas las cuestiones relativas a los formatos de presentación de información relativa al sistema de indicadores de calidad de servicio sean tratadas por vía separada a través de las correspondientes comunicaciones con las Licenciatarias, dando inicio al desarrollo de una plataforma digital dedicada para la remisión de información en formato electrónico, en el marco de la implementación del Plan de Modernización y digitalización del Estado Nacional.
Que, en lo que respecta a la adecuación de Indicadores de protección ambiental, la formulación de observaciones y propuestas efectuadas por parte de las Licenciatarias, definen la necesidad común de abrir instancias de nuevos y más amplios análisis, que podrán ser encarados con estudios intergerenciales y una programación de trabajo técnico en conjunto con las Licenciatarias para clarificar sus propuestas.
Que, en consecuencia, no resulta conveniente, en esta primera etapa, proceder a la incorporación de nuevos conceptos en los actuales indicadores técnicos de Protección Ambiental.
Que no obstante ello, resulta oportuno reemplazar el texto original del Indicador de “Control de Gases Contaminantes” (aplicable a Transportistas y Distribuidoras) por el establecido a través del Anexo I de la Resolución ENARGAS N° I/40/2007, y complementar el texto original de los Indicadores de “Ruidos en Plantas Reguladoras y en Plantas Compresoras” (aplicable a Transportistas) con lo requerido a través de las Notas ENRG/GT N° 1851/00 y 1852/00.
Que, por otra parte, cabe hacer mención que algunas de las Licenciatarias plantearon la necesidad de revisar la implicancia de la aplicación e interpretación del principio “non bis in ídem” con relación al supuesto en el que pueda presentarse en el ámbito de la competencia de esta Autoridad Regulatoria, una imputación o sanción múltiple.
Que en ese contexto, manifestaron que algunos de los indicadores propuestos se configuran en base a plazos y eventos que, actualmente, ya son controlados durante las auditorias periódicas que efectúa esta Autoridad Regulatoria, a través del Reglamento de Servicio de Distribución; originando una duplicidad de controles y, por ende, el inicio eventual de más de un procedimiento sancionatorio por un mismo hecho.
Que, en término generales, el principio de la prohibición de la doble incriminación o “non bis in ídem”, conlleva la prohibición de duplicidad sancionatoria, esto es, excluye la posibilidad de imponer en base a los mismos hechos, dos o más sanciones.
Que, en línea con lo expuesto, el Art. 10.2.3. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución establece que “No podrá aplicarse más de una sanción por una misma infracción, entendiéndose que existe una sola infracción aunque el acto u omisión imputable a la Licenciataria afecte simultáneamente a varios Usuarios o terceros”.
Que asimismo, cabe diferenciar los resarcimientos y compensaciones obrantes en el Reglamento de Servicio de Distribución, mediante los cuales la Distribuidora se encuentra obligada a responder por los perjuicios ocasionados al usuario, de las sanciones que pudiere corresponderle por el incumplimiento normativo.
Que en tal sentido, el Art. 11 inc. d) ap. (ii) y el Art. 11 inc. d) ap. (v) del Reglamento de Servicio de Distribución, establecen compensaciones para el caso en que se produzcan Cortes Improcedentes y ante Demoras en la rehabilitación, según la categoría del usuario a la tarifa vigente al momento de su acreditación en factura.
Que en este sentido, el Art. 10.2.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución manifiesta que “la aplicación de sanciones es independiente de la obligación de la Licenciataria de reintegrar o compensar la Tarifa indebidamente percibidas de los Usuarios, con sus intereses, o de indemnizar los perjuicios ocasionados al Estado, a los Usuarios o a terceros por la infracción”.
Que conforme ello, las Licenciatarias no deben interpretar como una doble imposición de sanción, aquellas compensaciones a usuarios por faltas atribuibles a la Prestadora y que ya se encuentran establecidas en la normativa citada, de aquellas sanciones derivadas del proceso de control de cumplimiento de Indicadores, por revestir distinta naturaleza jurídica.
Que en ese sentido, los indicadores propuestos, al igual que los que oportunamente estableció la Resolución ENARGAS 1192/99, no vulneran la garantía del principio mencionado.
Que a su vez, se debe tener en cuenta que los Indicadores de calidad del servicio comercial, adoptan como base de información la cantidad de Reclamos Procedentes que los usuarios plantean a las Licenciatarias y su objetivo se direcciona únicamente al control en el proceso de la clasificación de los mismos, de manera tal de poder evaluar la eficacia entre Prestadoras en la resolución de los reclamos.
Que, en ese entendimiento, corresponde aclarar que los nuevos indicadores relacionados con los procesos de corte y rehabilitación del servicio, pretenden evaluar la gestión de las Prestadoras y el cumplimiento general de los plazos por parte de estas últimas, sin perjuicio que, como fuera detallado precedentemente, corresponda aplicar el resarcimiento a favor de los usuarios afectados, en aquellos casos previstos por el marco regulatorio.
Que en este aspecto, corresponde también señalar que la propuesta integral de los indicadores de calidad del servicio comercial tiene como objetivo identificar las mejores prácticas en términos de procesos y resultados en la gestión comercial para conocer cuál es el mejor desempeño, sometiendo a las Prestadoras a un proceso de comparación.
Que, por otro lado, han afirmado las Licenciatarias en sus presentaciones, que la modificación de los Indicadores existentes podría vulnerar sus derechos, dado que toda la estructura de costos evaluados en el momento de la Revisión Tarifaria Integral, se basó en garantizar la prestación del servicio en cumplimiento de estándares de calidad vigentes al momento de realizar dicha tarea basados en los indicadores previamente definidos.
Que en este sentido, cabe poner de resalto que ninguna Licenciataria efectuó una descripción detallada de los costos adicionales que podrían implicarles las modificaciones en el sistema de Indicadores de Calidad del Servicio, objeto de la consulta.
Que ahora bien, específicamente en lo que respecta al aludido argumento utilizado por las Licenciatarias en sus presentaciones, cabe recordar que el Artículo 4º de la Resolución ENARGAS Nº 1192/99 establece que: “La introducción de nuevos Indicadores de Calidad de Servicio o la reevaluación de los existentes se hará en oportunidad de cada Revisión Quinquenal Tarifaria”.
Que así, en el año 2002, se promulgó la Ley Nº 25.561, que declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, colocando en cabeza del Poder Ejecutivo Nacional la renegociación de los contratos celebrados por la Administración Pública bajo normas de derecho público (afectados por la situación de emergencia), en particular aquellos referidos a servicios públicos, siguiendo criterios como ser el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; la calidad de los servicios y los planes de inversión; el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; la seguridad de los sistemas comprendidos; y la rentabilidad de las empresas (Cf. Art. 9º).
Que como resultado de ello, se celebraron las Actas Acuerdo de Adecuación del Contrato de la Licencia del Servicio Público de Transporte y Distribución, donde se dispusieron las cláusulas de la renegociación contractual con las Licenciatarias, previendo la realización de una Revisión Tarifaria Integral (RTI) a fin de fijar un “nuevo régimen de tarifas máximas por el término de CINCO (5) años”.
Que en su Cláusula Quinta, “Régimen de Calidad de Prestación del Servicio”, las Actas determinaron que las Licenciatarias deberán seguir prestando el servicio en las condiciones de calidad que surgen del Contrato de Licencia y las reglamentaciones dictadas por el ENARGAS.
Que asimismo, como pautas de la Revisión Tarifaria Integral, con relación al Régimen de Calidad de Servicio, se estableció que el ENARGAS diseñaría un sistema de control de calidad de servicio que se asiente en la utilización de relaciones sistemáticas entre las bases de datos técnicos, comercial, de costos y de mediciones de calidad a los fines de impulsar la aplicación de sistemas de control y de señales eficientes (Cf. Cláusula 10.1.3).
Que por Resolución del ex MINEM Nº 31/16 se instruyó al ENARGAS a realizar el procedimiento de Revisión Tarifaria Integral, previsto en las Actas Acuerdo celebradas con las Licenciatarias, el cual concluyó con la emisión de nuevos cuadros tarifarios en el año 2017. En tal sentido, esta Autoridad llevó a cabo dicho procedimiento, pero dados los plazos limitados para su realización no se completó en aquella oportunidad la tarea de revisión de los indicadores de calidad de servicio, que se lleva a cabo en esta instancia.
Que asimismo, y con relación específicamente al incremental de costos que, según las licenciatarias, alteraría la ecuación económica financiera es menester recordar que el sistema tarifario adoptado para la regulación del servicio de distribución de gas es el de tarifas máximas o Price Cap, que surge de una razonable estimación de costos para el quinquenio (así como de la estimación de otras variables involucradas en el cálculo) respecto de los cuales las prestadoras pueden realizar eficiencias que no pueden ser apropiadas por el regulador durante el quinquenio sino en el período quinquenal siguiente cuando se proyectan los costos con esas eficiencias u otras que considere el regulador al momento de determinar las tarifas al inicio del quinquenio. De tal modo, al no tratarse de una regulación por costos, el cambio en los gastos de la licenciataria no implica, por sí, una alteración sustancial de su ecuación económico-financiera la que debe observarse en relación con la totalidad de los gastos previstos y de las variables involucradas en el cálculo tarifario. De allí, que, de producirse tal alteración sustancial, el marco normativo prevé la herramienta para la readecuación tarifaria, Arts. 46 y 47 de la Ley Nº 24.076, que implican un nuevo análisis global y no la contemplación de un costo puntual.
Que ha tomado intervención el Servicio Jurídico Permanente del ENARGAS.
Que el presente acto se dicta en virtud de lo normado por el Artículo 52, incisos a) y x) de la Ley N° 24.076 y su reglamentación.
Por ello,
EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°: Establécese el nuevo Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad del Servicio, en los términos previstos en el Anexo I (IF-2019-105725786-APN-CNT#ENARGAS), en el Anexo II (IF-2019-102050069-APN-GRGC#ENARGAS), en el Anexo III (IF-2019-103059682-APN-GD#ENARGAS) y en el Anexo IV (IF-2019-103442073-APN-GT#ENARGAS), que forman parte integrante de la presente Resolución.
ARTICULO 2°: Las Licenciatarias deberán cumplir obligatoriamente con los valores de referencia previstos para cada Indicador, sin perjuicio del cumplimiento de las demás obligaciones establecidas por la Ley N° 24.076, su reglamentación, las Licencias de Transporte y Distribución y demás normas aplicables a la prestación del servicio.
ARTÍCULO 3°: De incumplirse los valores de referencia, en aquellos casos en que se haya previsto penalización, el ENARGAS llevará a cabo el pertinente proceso sancionatorio, conforme lo establecido para cada Indicador de acuerdo a lo establecido en el Capítulo X de las RBL, y adoptará las medidas necesarias para asegurar el efectivo cumplimiento de la obligación por parte de la Licenciataria.
ARTÍCULO 4°: Se darán a conocer al público todos los aspectos del cumplimiento de los Indicadores de calidad del servicio para una adecuada protección de los derechos de los usuarios. A tal efecto, se realizarán publicaciones por medios propios, de terceros y vía internet.
ARTÍCULO 5°: Determínase que el indicador “Demora en la Resolución de Reclamos”, se implementará para el período 2019.
ARTÍCULO 6°: Determínase que los indicadores: “Solicitudes de instalación y habilitación de servicio ejecutadas en plazo”, “Plazo promedio para la instalación y habilitación de servicios ejecutadas”, “Solicitudes de instalación y habilitación de medidor ejecutadas en plazo”, “Plazo promedio para la Instalación y habilitación de medidores”, “Demoras en la entrega de Liquidaciones de Servicio Público”, “Facturas con Lecturas Estimadas”, “Cortes de Servicios por falta de pago de facturas por servicio”, “Demoras en la Rehabilitación del servicio afectados por corte por falta de pago”, y “Demoras en la Rehabilitación del servicio con corte por defectos en la instalación interna”, no se pondrán en vigencia hasta tanto se defina para cada uno de ellos: a) el set de datos requeridos para la conformación de los mismos y el respectivo protocolo de remisión de información; y b) la metodología de control.
ARTÍCULO 7°: Elimínense los Indicadores: “Demora en Acusar Recibo de los Reclamos Presentados por Libro de Quejas o Vía Postal” y “Porcentaje de Gas No Contabilizado”, que obraban en los Anexos II y III respectivamente, de la Resolución ENARGAS N° 1192/99.
ARTÍCULO 8°: Se aplicarán a las extensiones y sus respectivos Acuerdos aprobados por este Organismo en virtud de lo dispuesto en el Artículo 16, inciso b) de la Ley N° 24.076, los Indicadores de Calidad de Servicio correspondientes a las Licenciatarias del Servicio de Transporte.
ARTÍCULO 9°: Todos aquellos sujetos que prestaren los servicios de transporte o de distribución, bajo cualquier título legal, deberán dar cumplimiento a los valores máximos de emisión de gases contaminantes para las nuevas instalaciones, previstos en los Anexos III y IV de la presente Resolución, bajo apercibimiento de las sanciones que en cada caso pudieren corresponder.
ARTÍCULO 10°: Dispóngase la realización de estudios específicos para una revisión detallada de cada uno de los Indicadores Técnicos de Distribución y Transporte, a los fines de que se pueda determinar la conveniencia de su derogación, modificación o la introducción de nuevos indicadores, en caso que correspondiere.
ARTÍCULO 11°: Dispóngase que todas las cuestiones relativas a los formatos de presentación de información relativa al sistema de indicadores de calidad de servicio, en lo que respecta a los Indicadores de Transporte y Distribución, sean tratadas por vía separada a través de las correspondientes comunicaciones con las Licenciatarias, dando inicio al desarrollo de una plataforma digital dedicada para la remisión de información en formato electrónico, en el marco de la implementación del Plan de Modernización y digitalización del Estado Nacional.
ARTÍCULO 12°: La presente reglamentación tendrá vigencia para las Licenciatarias de Transporte y Distribución a partir de su publicación en el Boletín Oficial de la Republica Argentina.
ARTÍCULO 13°: Déjense sin efecto las Resoluciones ENARGAS N° 891/98, N° 1192/99, N° 1482/00, N° 2870/03, N° I-040/07 y N° 4346/17, las que serán reemplazadas por el presente Acto Administrativo.
ARTÍCULO 14°: Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese. Daniel Alberto Perrone - Guillermo Sebastián Sabbioni Perez - Griselda Lambertini - Mauricio Ezequiel Roitman
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 12/12/2019 N° 96212/19 v. 12/12/2019
(Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)
ANEXO I
REGLAMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL MEDIANTE 'INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO'
REGLAMENTACIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL MEDIANTE 'INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO'
AMBITO DE APLICACIÓN:
La presente reglamentación tiene por objeto establecer el alcance y los criterios para el cumplimiento por parte de las Licenciatarias del Servicio de Transporte y de Distribución de Gas Natural de las obligaciones emergentes del sistema de Indicadores periódicos de la calidad del servicio licenciado.
OBJETIVOS:
El objetivo de fijar los Indicadores de Calidad de Servicio se basa en la necesidad de observar la calidad de servicio en su conjunto, verificando el nivel de las prestaciones, conforme los parámetros enunciados en los apartados subsiguientes. De este modo, sintéticamente y a través de ciertos índices, se intenta reflejar la calidad de los servicios prestados al cliente.
El modelo de Indicadores a aplicar es de 'una sola dirección', ya que no se prevén recompensas, atento que esta Autoridad considera que existen fuertes incentivos dado el modelo de regulación vigente (por Tarifas Máximas).
Los Indicadores se basan en la no discriminación, atento que todos los usuarios de gas tienen derecho a recibir el mismo nivel básico de Calidad de Servicio.
Los Indicadores aprobados reúnen las siguientes características:
• Son representativos del comportamiento del sistema.
• Son fáciles de entender y cuantificar.
• Son imparciales.
• Los datos requeridos para su evaluación son: trazables, verificables, no alterables y posibles de obtener por una fuente independiente.
• Son auditables por terceras partes para determinar su certeza e imparcialidad.
• Están relacionados con el mantenimiento de la calidad de servicio al cliente.
• Permiten a los sujetos de la industria tomar conocimiento de la información relevante acerca del sistema.
• Son fáciles de entender y cuantificar.
• Son imparciales.
• Los datos requeridos para su evaluación son: trazables, verificables, no alterables y posibles de obtener por una fuente independiente.
• Son auditables por terceras partes para determinar su certeza e imparcialidad.
• Están relacionados con el mantenimiento de la calidad de servicio al cliente.
• Permiten a los sujetos de la industria tomar conocimiento de la información relevante acerca del sistema.
CONCEPTO:
Los Indicadores abarcan aspectos técnicos y comerciales acorde con niveles internacionales, de interés para esta Autoridad Regulatoria y para la sociedad en su conjunto, que reflejen, globalmente, la calidad de la prestación brindada al usuario. De allí que se los ha clasificado como Indicadores de Calidad del Servicio Comercial e Indicadores de Calidad del Servicio Técnico cuyas características se describen a continuación:
I) Calidad del servicio comercial.
Los índices relacionados con este punto evalúan la gestión de las empresas distribuidoras en todas aquellas actividades en que éstas interaccionan con sus clientes y con terceras personas; y en procesos claves de la gestión. Tienen como objetivo uniformar procedimientos en la atención del cliente e identificar las mejores prácticas en términos de procesos y resultados, así como calificar y obtener opinión fundada respecto de la gestión de cada Licenciataria.
Asimismo, permiten conocer tendencias y anticipar rectificaciones que posibiliten mejorar el servicio.
II) Calidad del servicio técnico.
Dentro de este punto se encuentran comprendidos los siguientes aspectos:
II.1) La Transparencia del Mercado.
II.2) La Protección Ambiental.
II.3) La Operación segura y el Mantenimiento adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas.
Los índices relacionados con este punto evalúan la gestión de las empresas distribuidoras en todas aquellas actividades en que éstas interaccionan con sus clientes y con terceras personas; y en procesos claves de la gestión. Tienen como objetivo uniformar procedimientos en la atención del cliente e identificar las mejores prácticas en términos de procesos y resultados, así como calificar y obtener opinión fundada respecto de la gestión de cada Licenciataria.
Asimismo, permiten conocer tendencias y anticipar rectificaciones que posibiliten mejorar el servicio.
II) Calidad del servicio técnico.
Dentro de este punto se encuentran comprendidos los siguientes aspectos:
II.1) La Transparencia del Mercado.
II.2) La Protección Ambiental.
II.3) La Operación segura y el Mantenimiento adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas.
PERÍODO DE ANÁLISIS:
El presente sistema tiene carácter dinámico, lo cual implica que los valores de referencia fijados para cada indicador se adecuarán necesariamente a los que las buenas prácticas internacionales en la materia aconsejen y a la coyuntura existente en la industria local.
La evaluación del cumplimiento de los Indicadores se efectuará en forma anual, tanto para los Técnicos como los Comerciales, salvo en los casos donde se indique una frecuencia particular.
En relación al período de evaluación, el mismo es anual y tendrá como fecha de inicio el 1° de enero de cada año y finalizará el 31 de diciembre del mismo año.
INFORMACIÓN PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS INDICADORES:
A los efectos de la determinación de los niveles alcanzados en cada indicador, se considerará la información remitida por la Licenciataria de acuerdo con el régimen informativo que específicamente establezca esta Autoridad Regulatoria.
La metodología de remisión de la información por parte de las Licenciatarias para cada indicador en particular, será estipulada en cuanto a las formas y a los plazos por parte de esta Autoridad Regulatoria y debidamente notificada a los fines de su cumplimiento.
La información a aportar debe ser clara y presentada en término, a fin de posibilitar el control. El incumplimiento de la Licenciataria de su deber de suministro de información será sancionado en forma independiente de la evaluación que correspondiere del Indicador del que se tratare.
METODOLOGÍA DE CONTROL:
La Autoridad Regulatoria definirá los controles a aplicar para cada tipo de indicador, con el objetivo de verificar la información remitida por las Licenciatarias para la conformación de los indicadores y el cumplimiento de la normativa de aplicación.
El método de control depende de la naturaleza de cada Indicador; entre los cuales podrán realizarse auditorías para verificar la trazabilidad de los datos aportados, auditorías de procesos y de sistemas informáticos, controles específicos sobre procesos y tareas de las prestadoras, auditorías 'in situ' de los trabajos realizados y controles de la operatividad de las instalaciones ante condiciones de consumo creciente, entre otros.
PENALIZACIÓN POR INCUMPLIMIENTOS:
Los Indicadores de Calidad del Servicio son de carácter obligatorio. La evaluación y, de corresponder, la penalización de cada índice se efectuará por separado de forma de no permitir la compensación entre los diferentes objetivos y tener un mejor control de los desvíos.
En el caso de determinarse que existen incumplimientos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia.
En los Anexos subsiguientes, se detalla para cada Indicador en particular, la mecánica a instrumentar para la corrección de las anomalías que hayan sido detectadas, lo que permitirá establecer el período en que tales medidas deban ser realizadas, aplicándose las sanciones establecidas en las Licencias, en los casos que así correspondiese.
La metodología antes explicitada tiene por objeto asegurar, más allá de la sanción que se aplique, el efectivo cumplimiento del indicador, toda vez que ello incide directamente en la calidad y seguridad del servicio prestado.
INDICE GLOBAL. ORDEN DE MERITOS. PUBLICACIÓN:
Se han establecido dos 'Órdenes de méritos' (o rankings) de las Licenciatarias, donde se visualizarán las posiciones relativas de cada una de las empresas en lo que respecta a Calidad del Servicio Técnico respectivamente, de forma tal de fomentar la competencia por comparación.
Es así que se conformarán Índices Globales, de acuerdo a la ponderación prevista en los cuadros siguientes:
CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO DE DISTRIBUCIÓN
(2) Valor de referencia
CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO DE TRANSMISION
(2) Valor de referencia
Para determinar el posicionamiento de cada Licenciataria en el orden de méritos, se procederá a efectuar la sumatoria de los valores obtenidos por su ponderación, dividida por el valor óptimo que surge de la sumatoria de los valores de referencia por la ponderación. Se han excluido aquellos Indicadores que no son comunes a la totalidad de las Licenciatarias (sean de Transmisión o Distribución) o que no permitan su comparación por las particularidades que presentan en virtud a su complejidad.
PUBLICACIÓN DE LOS RESULTADOS ANUALES DE LOS INDICADORES
La publicación será de carácter anual e incluirá la difusión de los mencionados ordenes de mérito cuando corresponda, así como toda otra información relevante respecto de la calidad del servicio prestado, a través de su sitio en Internet, las publicaciones propias del organismo y los medios especializados de la industria.
Esta información publicada en forma adecuada y entendible, dará transparencia al mecanismo de Indicadores a implementar.
ANEXO II
LICENCIATARIAS DE DISTRIBUCIÓN
INDICES DE CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL DE DISTRIBUCIÓN
LICENCIATARIAS DE DISTRIBUCIÓN
INDICES DE CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL DE DISTRIBUCIÓN
1. Introducción
Los Índices de Calidad del Servicio Comercial están destinados a evaluar la gestión de las Licenciatarias del Servicio de Distribución, en las actividades que interaccionan con los usuarios y terceras personas y en los procesos claves de la gestión.
En tal sentido, se identifican dos agrupaciones de índices, el primero adopta como base de información los reclamos que los usuarios presentan ante las Prestadoras, mientras que, el segundo se basa en determinados procesos de la gestión comercial y operativos.
Los índices que evalúan la gestión a partir de la interacción con los usuarios y terceras personas, son los siguientes:
- I. Gestión de facturación
- II. Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario
- III. Gestión de Prestaciones
- IV. Reclamos ante las Licenciatarias
- V. Satisfacción del usuario
- VI. Demora en la Atención Telefónica.
- VII. Demora en la resolución de reclamos.
Por otra parte, con el objetivo de identificar las mejores prácticas en términos de procesos y resultados, se establecen indicadores para la medición de procesos claves de la gestión de la Prestadora, a partir de la comparación del desempeño con otras similares.
Dichos indicadores tienen foco en las siguientes actividades:
- Habilitación del servicio.
- Medición, lectura y emisión/distribución de liquidaciones de servicios públicos.
- Corte y restablecimiento del suministro.
- Canales de vinculación y relaciones con los clientes, tramitación de reclamos
2. Determinación de los índices. Periodicidad.
La determinación y evaluación del cumplimiento de los Índices se efectúa en forma anual, considerando el período con fecha de inicio el día 1ero. de enero y de cierre el día 31 de diciembre del mismo año.
3. Antecedentes.
El modelo de control por Indicadores definido por la Resolución ENARGAS N° 1192/99, estableció una forma de determinar el cumplimiento de la obligación de la prestación de un servicio eficiente, diligente, prudente, seguro y continuo.
Este sistema, fija los niveles a ser alcanzados en los Indicadores y refleja las condiciones reales de la prestación, a través de los valores resultantes de la gestión de las empresas.
Los índices destinados a evaluar la gestión de las Prestadoras a partir de la interacción con los usuarios y terceros, adoptan como base de información los reclamos que los usuarios y terceros plantean a las Prestadoras.
Conforme a lo instruido por el Acta de Reunión de Directorio del ENARGAS N° 327 del 18 de mayo de 2018, se elaboró el proyecto de modificación de los Indicadores de Calidad.
En lo que respecta a los Indicadores del Servicio Comercial de Distribución, la propuesta comunicada a las Licenciatarias de Distribución, detallada en el Anexo I del Informe IF-2018-62724009-APN-GAL#ENARGAS, consistió en la revisión del modelo de Indicadores vigente y en la implementación de un conjunto de nuevos indicadores.
Con relación al modelo vigente, se determinaron nuevos niveles de referencia y las bandas de tolerancias para los siguientes índices: I. Gestión de Facturación; II Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario y III. Gestión de Prestaciones.
Cabe mencionar que, estos nuevos niveles de referencia y de tolerancias inciden en el nivel de referencia y de tolerancia del índice IV. Reclamos ante las Licenciatarias, dado que el mismo surge como resultado de la sumatoria de los índices mencionados.
A los efectos de la determinación de dichos niveles de referencia y de las bandas de tolerancias, se analizó la información suministrada por las Licenciatarias de Distribución sobre los reclamos recibidos durante el período 2013-2017, por todas las vías de ingresos disponibles, considerando la tipificación y clasificación asignada a cada reclamo.
Previo análisis de las consideraciones y observaciones formuladas por las Licenciatarias, se adoptó como criterio para establecer el nivel de referencia de cada Índice, el promedio de la cantidad de reclamos procedentes de cada grupo cada MIL (1000) usuarios del conjunto de las Licenciatarias, para el período analizado.
En lo que respecta a las tolerancias admitidas para cada Índice, las mismas fueron calculadas como el equivalente a la desviación estándar de los valores promedios analizados para cada grupo.
Corresponde señalar que, los índices V. Satisfacción del Usuario y VI. Demora en la atención telefónica, no fueron modificados en su definición, niveles de referencia y de tolerancia. En lo concerniente al índice VII Demora en acusar recibo de los reclamos postales, se dejó sin efecto la aplicación del mismo.
4. ÍNDICES DE CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL.
4.1. ÍNDICES “SERIE RECLAMOS”.
4.1.1. Definiciones.
A continuación, se enuncian los Índices destinados a evaluar la gestión de las Prestadoras a partir de la interacción con los usuarios y terceros:
- Índice I Gestión de facturación.
El Índice bajo análisis determina la cantidad cada MIL (1000) usuarios de reclamos procedentes por facturación que se presentan a la Licenciataria.
El objetivo es denotar situaciones relacionadas con: facturación errónea, facturación no recibida, facturación recibida con atraso, reclamo de deudas inexistentes, cobro cargo incorrecto, error en el período de consumo facturado, datos de usuario incorrectos, corte improcedente de suministro, otros de facturación y de gestión de deudas.
- Índice II Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario
El Índice bajo análisis determina la cantidad cada MIL (1000) usuarios de reclamos procedentes por problemas en el suministro de gas domiciliario que se presentan a la Licenciataria.
El objetivo es denotar situaciones relacionadas con: escaso suministro de gas, pérdida de gas, otros inconvenientes en el suministro.
Este índice no es sancionable dado que el seguimiento específico de las situaciones derivadas del suministro y mantenimiento de las cañerías correspondientes a las redes de distribución son tratadas por la Gerencia respectiva.
- Índice III Gestión de Prestaciones
El Índice bajo análisis determina la cantidad cada MIL (1000) usuarios de reclamos procedentes por la gestión en las prestaciones solicitadas a la Licenciataria.
El objetivo es denotar situaciones relacionadas con la demora en atender la solicitud de cierre de suministro, la demora en la habilitación o en la rehabilitación, reparación vía pública incorrecta o demorada, la mala atención al reclamante, otros por gestión de prestaciones.
- Índice IV. Reclamos ante las Licenciatarias
El Índice bajo análisis determina la cantidad cada MIL (1000) usuarios de reclamos procedentes recibidos por la Licenciataria.
El objetivo es denotar la cantidad de situaciones anómalas que se plantean en cada una de las Licenciatarias.
Este índice no es sancionable dado que surge de la sumatoria de los índices I Gestión de facturación, II Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario y III Gestión de Prestaciones, situación que, de considerarse punible, daría lugar a una doble evaluación y la posibilidad de duplicar sanciones.
- Índice V. Satisfacción del Usuario
El objetivo es denotar el grado de satisfacción del usuario sin intervención del ENARGAS.
El Índice bajo análisis se determina al aplicar la siguiente fórmula:
Uno (1) menos la cantidad de reclamos procedentes recibidos en el ENARGAS cada MIL (1000) usuarios de la Distribuidora previo tratamiento por parte de ella, dividido la cantidad de los reclamos procedentes recibidos por la Licenciataria cada MIL (1000) usuarios.
- Índice VI. Demora en la Atención Telefónica.
El Índice bajo análisis determina la demora en atender persona a persona en determinado tiempo, los contactos recibidos por vías telefónicas.
El índice es determinado a partir de la totalidad de los registros de llamados telefónicos recibidos por el Centro de Atención Telefónica (CAT), Comercial y de Emergencias, abarcando las llamadas directas externas recibidas por consultas y reclamos durante el horario de atención comercial, y aquellos recibidos en el Centro de Emergencias durante las veinticuatro (24) horas del día, todos los días del año.
Quedan incluidas las llamadas desistidas por el usuario antes de ser atendidas por el operador y consecuentemente, el tiempo transcurrido desde que el usuario seleccionó la opción transferencia con un operador hasta que desistió la llamada.
Comprende todas las líneas de atención telefónica en oficinas abiertas al público y en todo punto de contacto, las cuales deben estar conectadas al Centro de Atención Telefónica.
- Índice VII. Demora en la resolución de Reclamos
El Índice bajo análisis determina el porcentaje de reclamos comerciales recibidos en el período, que fueron resueltos y/o que se encuentren pendientes de resolución, fuera del plazo normado para la resolución.
Comprende las quejas planteadas por los usuarios de las categorías Residenciales (“R”) y del Sistema General P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente; quedando excluidos los reclamos por emergencias y/o falta de suministro.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de reclamos comerciales resueltos y pendientes fuera del plazo normado; y el total de reclamos comerciales ingresados en el período.
A tal efecto, se considerará:
- El total de reclamos comerciales resueltos fuera del plazo normado, contados a partir de la recepción del reclamo.
- El total de reclamos comerciales pendientes de resolución a la fecha de informe y que superen el plazo normado para la resolución, contados a partir de la recepción del reclamo.
- Reclamos comerciales: conformado por el total de reclamos del Índice I “Gestión de Facturación” y del Índice III “Gestión de Prestaciones” ingresados en el período.
- Plazo normado: máximo quince (15) días hábiles desde la fecha de recepción del reclamo.
- Cómputo del plazo: si el reclamo fue recibido en un día no hábil, se considerará el primer día hábil inmediato siguiente a la fecha de recepción.
4.1.2. Niveles de referencia y valores límites aceptados. Incumplimientos.
Se enuncian a continuación los niveles de referencia, tolerancias y valores límites aceptados para los siguientes índices:
- Índices I a V:
- Índice VI Demora en la Atención Telefónica:
El nivel de referencia establece que el 90% de los llamados recibidos deben ser atendidos dentro de los primeros 40”. Se establece para dicho índice una tolerancia del 10% del total de las llamadas recibidas sean atendidas después de los 40”.
En el caso de que las Licenciatarias de Distribución no cumplan con los niveles de referencia previstos, incluyendo las respectivas tolerancias; y respectando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.
4.1.3. Determinación de los índices.
Estos índices adoptan como base de información la cantidad de reclamos, la cantidad de reclamos procedentes y los registros de llamadas telefónicas ingresadas a las Licenciatarias, según corresponda.
Se define como “reclamo” a todo contacto que implique una pretensión del usuario o tercera persona con la finalidad de exigir o demandar una solución, ya sea por motivo general o particular, referente a una presunta transgresión a la normativa vigente, una irregularidad en la prestación del servicio o a la falta de atención de una solicitud.
En función de la resolución, los reclamos procedentes son aquellos reclamos que, luego de su análisis, requieren una acción (corrección, contraprestación, resarcimiento, etc.) por responsabilidad de la Licenciataria.
A los efectos de la determinación de los niveles alcanzados en cada indicador, se considerará la información remitida por la Licenciataria de Distribución de acuerdo con el régimen informativo que específicamente establezca esta Autoridad Regulatoria.
4.2. INDICES “SERIE PROCESOS”.
4.2.1. Definiciones.
A continuación, se enuncian los Índices destinados a evaluar el desempeño de las Prestadoras a partir de los procesos operativos vinculados a la gestión comercial:
- Índice I “Solicitudes de instalación y habilitación de servicio ejecutadas en plazo”:
El índice determina el porcentaje de solicitudes de instalación y habilitación de servicios nuevos ejecutadas en el período de informe, en un plazo igual o inferior al plazo normado.
El objetivo es determinar el nivel de efectividad en la ejecución de solicitudes de instalación de servicios nuevos dentro de los plazos normados.
Comprende las solicitudes de instalación y habilitación del servicio completo nuevo con respuesta final aprobadas por la Prestadora (F 3.5), correspondientes a usuarios de las categorías Residenciales (“R”) y del Sistema General P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
Quedan excluidos los servicios solicitados en zonas correspondientes a los cascos históricos de las ciudades y/o con restricciones y/o que requieren permisos específicos para su ejecución.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de solicitudes de servicios nuevos habilitados en plazo y el total de solicitudes de instalación y habilitación de servicios recibidas por la Distribuidora en el período.
A tal efecto, se considerará:
- El total de solicitudes de servicios nuevos habilitados en plazo: comprende a todas aquellas solicitudes con inspección final aprobada (F 3.5), habilitadas en el plazo normado durante el período.
- El total de solicitudes de instalación y habilitación de servicios recibidas en el período: comprende la totalidad de solicitudes de instalación de servicios nuevos recibidas por la Licenciataria en el período bajo informe, neto del total de solicitudes recibidas y pendientes de ejecución dentro del plazo normado.
La solicitud de habilitación se concreta a partir del pago del Cargo correspondiente. En el caso de que la Prestadora difiera el pago de dicho Cargo, deberá contar con autorización expresa del usuario.
Plazo normado: máximo de quince (15) días hábiles desde la fecha de pago del Cargo correspondiente. En el caso de que la Prestadora difiera el cobro del Cargo por el Servicio a la primera factura emitida, se considerará la fecha de autorización del cliente para la inclusión del Cargo en la factura.
Para el cómputo del plazo incurrido, se considerará los días hábiles registrados para cada solicitud, entre:
- la fecha de solicitud por parte del usuario para la instalación y habilitación del servicio nuevo (a tal efecto deberá considerarse la fecha del pago del Cargo correspondiente o, la fecha de autorización por parte del cliente para la inclusión del Cargo en factura, la que ocurra primero), y
- la fecha de finalización de la tarea por parte de la Prestadora según la respectiva orden de trabajo.
- Índice II “Plazo promedio para la Instalación y habilitación de servicios ejecutadas”.
El índice establece el plazo promedio registrado por la Prestadora para ejecutar las solicitudes de habilitación de servicio nuevo en el período bajo análisis.
El objetivo del mismo consiste en determinar los tiempos medios en la ejecución de las tareas de instalación y habilitación de servicios nuevos.
Comprende a las solicitudes de instalación y habilitación del servicio completo nuevo con respuesta final aprobadas por la Prestadora (F 3.5), correspondientes a usuarios de las categorías Residenciales (“R”) y del Sistema General P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
Quedan excluidos los servicios solicitados en zonas correspondientes a los cascos históricos de las ciudades y/o con restricciones y/o que requieren permisos específicos para su ejecución.
A los efectos del cálculo, se determinará el promedio aritmético (en días hábiles) incurridos en la ejecución de solicitudes de instalación y habilitación de nuevos servicios en el período.
Para el cómputo del plazo incurrido en cada solicitud de servicio nuevo, se considerará los días hábiles registrados, entre:
- la fecha de solicitud por parte del usuario para la instalación y habilitación del servicio nuevo (a tal efecto deberá considerarse la fecha del pago del Cargo correspondiente o, la fecha de autorización por parte del cliente para la inclusión del Cargo en factura, la que ocurra primero), y
- la fecha de finalización de la tarea por parte de la Prestadora según la respectiva orden de trabajo.
- Índice III “Solicitudes de instalación y habilitación de medidor ejecutadas en plazo”:
El índice determina el porcentaje de solicitudes de instalación de medidor en servicios nuevos realizadas en el período, en un plazo igual o inferior al plazo normado.
El objetivo es determinar el nivel de efectividad en la ejecución de solicitudes de instalación de medidores en servicios nuevos, dentro de los plazos normados.
Comprende a las solicitudes de instalación y habilitación del medidor, en servicios nuevos habilitados correspondientes a usuarios de las categorías residenciales (“R”) y del sistema general P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de solicitudes de medidor en servicios nuevos habilitados en plazo y el total de solicitudes de instalación y habilitación de medidor recibidas por la Distribuidora en el período.
A tal efecto, se considerará:
- El total de solicitudes de instalación de medidor de servicios nuevos instalados en plazo: comprende a todas las solicitudes de colocación de medidor en servicios nuevos realizadas durante el período.
- El total de solicitudes de instalación de medidor recibidas en el período: comprende la totalidad de solicitudes de instalación de medidor en servicios nuevos recibidas por la Licenciataria en el período bajo informe, neto del total de solicitudes recibidas y pendientes de ejecución dentro del plazo normado.
La solicitud de habilitación se concreta a partir del pago del Cargo correspondiente. En el caso de que la Prestadora difiera el pago de dicho Cargo, deberá contar con autorización expresa del usuario.
Plazo normado: máximo de TRES (3) días hábiles desde la fecha de pago del Cargo correspondiente. En el caso de que la Prestadora difiera el cobro del Cargo por el Servicio a la primera factura emitida, se considerará la fecha de autorización del cliente para la inclusión del Cargo en la factura.
Para el cómputo del plazo incurrido, se considerará los días hábiles registrados para cada solicitud, entre:
- la fecha de solicitud por parte del usuario para la instalación del medidor en el servicio nuevo (a tal efecto deberá considerarse la fecha del pago del Cargo correspondiente o, la fecha de autorización por parte del cliente para la inclusión del Cargo en factura, la que ocurra primero), y
- la fecha de finalización de la tarea por parte de la Prestadora según la respectiva orden de trabajo.
- Índice IV “Plazo promedio para la Instalación y habilitación de medidores”.
El índice establece el plazo promedio registrado por la Prestadora en ejecutar las solicitudes de colocación de un medidor en un servicio nuevo, en el período bajo análisis.
El objetivo del mismo consiste en determinar los tiempos medios en la ejecución de las tareas de instalación y habilitación del medidor.
Comprende a las solicitudes de instalación y habilitación del medidor, en servicios nuevos habilitados correspondientes a usuarios de las categorías residenciales (“R”) y del sistema general P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
A los efectos del cálculo, se determinará el promedio aritmético (en días hábiles) incurridos en la ejecución de solicitudes de instalación y habilitación del medidor en servicios nuevos, en el período.
Para el cómputo del plazo incurrido en cada solicitud, se considerará los días hábiles registrados, entre:
- la fecha de solicitud por parte del usuario para la instalación del medidor (a tal efecto deberá considerarse la fecha del pago del cargo correspondiente o, la fecha de autorización por parte del cliente para la inclusión del Cargo en factura, la que ocurra primero), y
- la fecha de ejecución de la tarea por parte de la Prestadora según la respectiva orden de trabajo.
- Índice V “Demoras en la entrega de Liquidaciones de Servicio Público”
El índice determina el porcentaje de Liquidaciones de Servicio Público (LSP) entregadas al agente postal para su distribución a los usuarios, en un plazo igual o menor al plazo normado para la entrega de LSP al usuario.
Comprende a todas las liquidaciones de servicios públicos emitidas en el mes a usuarios de las categorías Residenciales (“R”) y del Sistema General P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
Se excluyen del indicador aquellas liquidaciones que se remitan a los usuarios por cualquier vía distinta a la postal por opción del usuario, tales como vía electrónica y/o virtual.
El plazo normado para la entrega al usuario es de un mínimo de diez (10) días corridos entre la fecha de entrega al cliente y el vencimiento de la liquidación, según el Reglamento del Servicio de Distribución.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de Liquidaciones de Servicio Público entregadas con demoras al agente postal y el total de Liquidaciones de Servicio Público emitidas en el período.
A tal efecto se considerará:
- El total de Liquidaciones de Servicio Público entregadas con demoras al agente postal: conformado por el total de facturas emitidas y que fueron entregadas a la permisionaria, para su distribución postal en un plazo igual o inferior -en días corridos- al plazo normado.
Dicho plazo normado, es de diez (10) días corridos entre la fecha de entrega de la LSP y la fecha de vencimiento del documento.
Para su cómputo, corresponderá considerar como “fecha de entrega de la LSP”, la fecha de imposición postal consignada por la Permisionaria de Correo.
- El total de Liquidaciones de Servicio Público emitidas en el período para su distribución a la permisionario de correo.
- Índice VI. “Facturas con Lecturas Estimadas”
El índice determina el porcentaje de Liquidaciones de Servicios Públicos (LSP) emitidas con lecturas estimadas.
Comprende a todas las liquidaciones emitidas en el período a usuarios de las categorías residenciales (“R”) y del Sistema General P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
Quedan excluidos del alcance, aquellos casos de estimaciones que correspondan a refacturaciones.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de Liquidaciones de Servicio Público emitidas con lecturas estimadas y el total de Liquidaciones de Servicio Público emitidas en el período.
- Índice VII “Cortes de Servicios por falta de pago de facturas por servicio”
El índice determina el porcentaje de cortes por falta de pago de los usuarios respecto al total de cortes de servicio.
Comprende todos los cortes de servicios por falta de pago de las Liquidaciones de Servicio Público (LSP) realizados en el período por la Prestadora, que afecten a los usuarios de las categorías Residenciales (“R”) y del Sistema General P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de cortes por falta de pago y el total de cortes de servicio realizados a los usuarios en el período.
- Índice VIII “Demoras en la Rehabilitación del servicio afectados por corte por falta de pago”.
Establece el porcentaje de servicios rehabilitados fuera del plazo máximo establecido para la rehabilitación del servicio cortado por falta de pago, una vez realizado el pago de la deuda.
Comprende todas las rehabilitaciones de servicios realizados en el mes por la Prestadora, correspondientes a los usuarios de las categorías residenciales (“R”) y del sistema general P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de rehabilitaciones de servicios cortados por falta de pago que fueron realizadas fuera del plazo normado y el total de rehabilitaciones realizadas en el período de servicios cortados por falta de pago.
A tal efecto se considerará:
- El total de Rehabilitaciones Fuera de Plazo: se considerarán aquellos casos en los cuales las tareas de rehabilitación del período fueron realizadas fuera del plazo normado para los servicios cortados por falta de pago.
- El total de servicios rehabilitados en el periodo correspondiente a aquellos que habían sido cortados por falta de pago.
- Plazo normado para la rehabilitación del servicio ante corte por falta de pago: dentro del día hábil siguiente al del pago, según el Reglamento del Servicio de Distribución.
- Para el cómputo del plazo incurrido se considerará los días hábiles transcurridos desde la fecha del pago hasta la fecha de la rehabilitación.
- Índice IX Demoras en la Rehabilitación del servicio con corte por defectos en la instalación interna.
Establece el porcentaje de servicios rehabilitados fuera del plazo máximo establecido para la rehabilitación del servicio cortado por defectos en la instalación del cliente, una vez aprobados los trabajos de regularización (inspección final).
Comprende todas las rehabilitaciones de servicios realizados en el mes por la Prestadora, correspondientes a los usuarios de las categorías residenciales (“R”) y del sistema general P (SGP 1 y SGP 2), exclusivamente.
El índice se determina a partir de la relación porcentual entre el total de rehabilitaciones de servicios cortados por defectos en la instalación interna que fueron realizadas fuera del plazo normado y el total de rehabilitaciones realizadas en el período de servicios cortados por defectos en la instalación interna.
A tal efecto se considerará:
- El total de Rehabilitaciones Fuera de Plazo: se considerarán aquellos casos en los cuales las tareas de rehabilitación del período fueron realizadas fuera del plazo normado para los servicios cortados por falta de pago.
- El total de servicios rehabilitados en el periodo correspondiente a aquellos que habían sido cortados por defectos en la instalación interna del usuario.
- Plazo normado para la rehabilitación del servicio ante corte por defectos en la instalación interna del cliente: para la inspección parcial, dos (2) días hábiles contados a partir de la presentación de solicitud de inspección por parte del matriculado.
En el caso de que la instalación está apta para el servicio, el plazo es de dos (2) días hábiles desde la fecha de aprobación de la inspección.Podrá computarse un plazo global de cuatro (4) días hábiles para efectuar ambas tareas.
- Para el cómputo del plazo incurrido se considerará los días hábiles transcurridos desde la fecha de presentación de la solicitud de inspección por parte del matriculado hasta la fecha de la rehabilitación.
4.2.2. Determinación de los índices.
A los efectos de la determinación de los niveles alcanzados en cada indicador, se considerará la información remitida por la Licenciataria de acuerdo con el régimen informativo que específicamente establezca esta Autoridad Regulatoria.
5. Metodología de control.
La información suministrada por las Prestadoras para la conformación de los indicadores debe ser presentada en tiempo y forma, a fin de posibilitar su control.
Dicha información estará sujeta a auditorías y controles por parte de la Autoridad Regulatoria.
Para ello, las Licenciatarias deberán disponer de un sistema integral que permita demostrar fehacientemente la validez de los valores remitidos y la trazabilidad de los mismos.
6. Revisión de los índices.
Los índices serán revisados por esta Autoridad Regulatoria cuando las circunstancias lo requieran, conforme a las resoluciones que la Autoridad Regulatoria emita sobre el particular.
ANEXO III
Licenciatarias de Distribución
CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO
La calidad del servicio técnico se evaluará basándose en los siguientes grupos de Indicadores:
Indicadores de Transparencia del Mercado.
Indicadores de Protección Ambiental.
Indicadores de Operación y Mantenimiento de los sistemas de distribución de gas.
INDICADORES DE TRANSPARENCIA DEL MERCADO
Indicador #1 - Publicación de la Demanda Prioritaria
Definición
Porcentaje de los días que las Licenciatarias publicaron en tiempo y forma las estimaciones de la Demanda Prioritaria para el Día Operativo (DO) y hasta DOn+3.
Objetivo
Contar con una herramienta que permita, a los sujetos de la industria, prever las condiciones del mercado en cuanto al abastecimiento en el corto plazo y propender a un eficiente aprovechamiento de los recursos.
Procedimiento
El procedimiento consiste en la publicación de la Demanda Prioritaria por parte de la Licenciataria al ENARGAS, de la información que actualmente ingresa mediante Protocolo EDF, a saber:
• Día operativo.
• Segmento: Demanda Prioritaria.
• Volumen estimado.
• Consumo real (DOn-1)
Dicha información deberá estar disponible en el ENARGAS antes de las 14:00 hs del Día operativo en curso.
Valores de referencia
Porcentaje de los días del período invernal que la información ingresó dentro del límite horario. Las Licenciatarias deberán alcanzar valor superior al 95% y se evaluará dentro del período invernal.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será anual concluido el período invernal.
Método de Control
Control de datos ingresados vía FTP.
Incumplimientos
En el caso que no se alcancen los valores de referencia fijados, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.
Indicador #2 - Publicación de confirmaciones de gas y desbalances por segmento de Demanda
Definición
Publicación de la relación entre los volúmenes consumidos y confirmados en cada Día Operativo por segmento de demanda abastecida con transporte de la Distribuidora.
Objetivo
Contar con una herramienta que le permita al ENARGAS evaluar la conformación interna del desbalance de la Distribuidora como Cargador, respecto de los distintos segmentos de demanda (Prioritaria, GNC, Industria y Usina) que la misma abastece con transporte propio, de manera tal de asegurar el abastecimiento de usuarios prioritarios, la normal operación de los sistemas de transporte y distribución, y propender a un eficiente aprovechamiento de los recursos.
Procedimiento
El procedimiento consiste en el reporte de la Licenciataria al ENARGAS de un detalle diario de consumo vs gas confirmado abierto por segmento:
• Día operativo (DOn-2).
• Segmento (Prioritaria, GNC, Industria y Usina).
• Volumen consumido (City Gate).
• Volumen confirmado (City Gate).
• Desbalance - (mismo signo que sistema de transporte)
• Relación porcentual entre Desbalance y volumen consumido.
• Relación porcentual entre Desbalance por segmento y Desbalance con Sistema de Transporte
De la información remitida se publicarán únicamente las relaciones porcentuales que servirán como base para la determinación del Indicador, que tendrá dos facetas: la primera, permitirá conocer la eficiencia general lograda por la Distribuidora para preservar el sistema en su conjunto; la segunda, detectar -y propender a corregir- los desvíos en exceso que particularmente ocasionan determinados segmentos de clientes.
Para ello se prevé en una primera etapa la publicación del indicador de cumplimiento respecto de la remisión de la información en tiempo y forma.
Del análisis de la información durante el primer año, podrá establecerse la utilidad de bandas de control para cada segmento.
Valores de referencia
1- Porcentaje de los días que la información ingresó dentro del límite horario. Las Licenciatarias deberán alcanzar valor superior al 95% durante todo el año.
2- Porcentaje de los días que alguno de los segmentos se excede de la banda establecida.
De establecerse valores de bandas de control por segmento, el indicador ponderará un 20% el ítem 1 y 80% el ítem 2.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será diaria para lo cual las Licenciatarias deberán remitir antes de las 18:00 hs. del segundo día hábil posterior al informado.
Método de Control
Control de datos ingresados vía FTP.
Incumplimientos
En el caso que no se alcancen los valores de referencia fijados, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución, sirviendo la campaña invernal del año 2017 como período de evaluación y ajuste metodológico.
INDICADORES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL.
Indicador #1 - Ruidos en plantas de Regulación
Definición
Nivel de Ruido en las inmediaciones de Plantas de Regulación de Presión.
Objetivo
Control mínimo periódico de la contaminación sonora, adecuando las instalaciones para lograr niveles aceptables de ruido en plantas de Regulación de Presión.
Valor de referencia
Se tomarán como valores de referencia para el Indicador, los siguientes:
Exterior zona residencial diurno: 55 dB (A)
Exterior zona residencial nocturno (de 23.00 a 6.00 hs.): 45 dB (A)
Estos valores se deberán verificar desde el punto más próximo de la vivienda más cercana a la planta reguladora.
En caso de existir en la localidad de emplazamiento de la planta, normas Municipales o Provinciales que regulen en materia de contaminación sonora, el cumplimiento de este indicador no exime al Prestador de cumplir con dicha reglamentación.
Para la Medición y Calificación de los ruidos se tendrá en cuenta la norma IRAM 4062. La Medición de los ruidos se hará en escala dB (A) lenta en Leq, con un medidor de nivel sonoro integrador, capaz de medir el intervalo de 30 a 120 dB (A), el cual deberá poseer un certificado de calibración homologado por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial u otro organismo de certificación reconocido a tal fin. Las determinaciones del Nivel sonoro continuo equivalente se deberán obtener con mediciones de 5 minutos de duración (Para casos especiales se podrá medir de 5 a 10 minutos).
Si el ruido de fondo del lugar donde se debe efectuar la medición no puede ser determinado, el mismo podrá ser estimado tomando los niveles sonoros equivalentes en dos puntos a 100 metros de la planta de regulación, uno arriba y otro abajo en la dirección de la calle más transitada, la duración de las mediciones debe ser iguales, evitando medir fuentes puntuales, el valor de ruido de fondo estimado resultará como el promedio de las dos determinaciones.
En el caso de obtener valores mayores a los indicados como máximos, y si la diferencia con el ruido de fondo supera los 8 Db (A) se considerará que la planta no cumple con el indicador.
El 100% de las plantas del Prestador deberán cumplir con este indicador.
La determinación de la existencia de plantas que no cumplan con el indicador demandará del Prestador, la presentación ante el ENARGAS de un plan de trabajo para corregir dichas situaciones, dentro de un plazo que no deberá exceder los 30 días corridos a partir de su detección.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser permanente. Las Prestadoras deberán informar los valores obtenidos de las mediciones efectuadas durante operaciones rutinarias de mantenimiento al final de cada período anual. La frecuencia con que las mediciones deben ser realizadas es una cada mes durante el 'Período Invernal' (del 1° de mayo al 30 de septiembre) y una determinación el resto del año. El 50% de las mediciones deberá efectuarse en horario nocturno, como mínimo.
El número de determinaciones que deberán efectuar anualmente los prestadores podrá reducirse a la mitad (dos en el período invernal y otra el resto del año), en el caso de haberse verificado durante el período de evaluación anual anterior, que el nivel alcanzado supera el 95%. Esta disminución de la frecuencia será aplicable solamente a las plantas que hayan cumplido con el indicador.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados. Los Prestadores deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medido, en ninguna circunstancia han sobrepasado los valores indicados como de referencia. El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Incumplimientos
En el caso que alguna planta reguladora no cumpla con el valor de referencia fijado, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.
Indicador #2 - Ruidos en Plantas Compresoras
Definición
Nivel de Ruido en Plantas Compresoras.
Objetivo
Verificar el cumplimiento de la normativa aplicable que tiende a minimizar el impacto sonoro de este tipo de instalaciones.
Valor de referencia
Los valores de referencia serán los indicados en la norma NAG-126 'Normas Mínimas de Seguridad en Plantas Compresoras de Gas Natural'.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, alguna planta compresora que no cumple con el valor de referencia fijado, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Distribución.
En el mismo acto se exigirá la corrección de la anomalía detectada, para lo cual se fijará un plazo que será definido por esta Autoridad y se establecerá un valor a la multa diaria a ser aplicada de persistir el incumplimiento, una vez vencido el plazo antes mencionado.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser permanente.
Método de Control
El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Las Licenciatarias deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medidos, en ninguna circunstancia han sobrepasado el valor límite de referencia estipulados en la norma NAG-126.
Indicador #3 - Control de la Emisión de Gases Contaminantes
1. Definición del Indicador
Control del volumen de emisión de gases contaminantes como consecuencia de la actividad del transporte y distribución de gas natural y evaluación del impacto sobre la calidad del aire.
2. Definiciones y Siglas
Equipamiento existente: todo aquel que se haya encontrado en servicio antes del 6 de septiembre de 1999.
Equipamiento a ser instalado: aquel incorporado al servicio con posterioridad al 6 de septiembre de 1999.
Contaminantes: los gases contaminantes a ser considerados son: NOx (óxidos de nitrógeno expresados como NO2), CO (monóxido de carbono).
USEPA: Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos.
Máquinas: compresores y generadores afectados al sistema de transporte y distribución de gas natural.
3. Objetivo
El objetivo del presente indicador es promover la protección del ambiente, incluida la salud de la comunidad, mediante el control de la emisión de gases contaminantes provenientes de compresores y generadores, a través de métodos y uso de tecnologías que minimicen la contaminación de la atmósfera.
4. Metodología
Las empresas, a fin de dar cumplimiento a los objetivos previstos para este indicador deberán, como mínimo, llevar a cabo las siguientes actividades:
• Medición de las emisiones en los escapes de las máquinas (compresores y generadores).
• Aplicación de modelos de dispersión / difusión.
• Comparación de los resultados de las emisiones en los escapes de máquinas con los estándares de emisión y de calidad de aire establecidos por la USEPA.
• Evaluación de las excedencias en función de las normas de calidad de aire establecidas por la USEPA y otras a nivel provincial o nacional aplicables, la que sea más restrictiva entre ellas.
• Presentar un plan para llevar a cabo medidas de mitigación, de acuerdo con lo determinado con el punto anterior.
• Aplicación de modelos de dispersión / difusión.
• Comparación de los resultados de las emisiones en los escapes de máquinas con los estándares de emisión y de calidad de aire establecidos por la USEPA.
• Evaluación de las excedencias en función de las normas de calidad de aire establecidas por la USEPA y otras a nivel provincial o nacional aplicables, la que sea más restrictiva entre ellas.
• Presentar un plan para llevar a cabo medidas de mitigación, de acuerdo con lo determinado con el punto anterior.
El ENARGAS adopta como métodos válidos para la ejecución de las mediciones de los contaminantes presentes en los gases emitidos a la atmósfera provenientes de los escapes de las máquinas para compresión de gas natural o generación eléctrica en plantas compresoras, los procedimientos determinados por la USEPA - 40 CRF pt. 60 App A, que a continuación se describen:
• Método 1 para la determinación de los puntos de muestreo.
• Método 2 para la determinación de velocidades y caudales en conductos
• Método 3 para la determinación del peso molecular del gas.
• Método 4 para la determinación de humedad.
• Método 7 para la determinación de óxidos de nitrógeno.
• Método 10 para la determinación de monóxido de carbono.
• Método 2 para la determinación de velocidades y caudales en conductos
• Método 3 para la determinación del peso molecular del gas.
• Método 4 para la determinación de humedad.
• Método 7 para la determinación de óxidos de nitrógeno.
• Método 10 para la determinación de monóxido de carbono.
Todos los equipos de medición deberán ser calibrados, debiendo utilizarse gases patrones aprobados por la USEPA, de los cuales se debe adjuntar certificado de vigencia de la calibración.
Los valores de los contaminantes obtenidos en las mediciones se deben llevar a condiciones normales, entendiéndose como tales:
Presión: 760 mmHg o 1013,3 milibares
Temperatura: 0 °C
Tenor de oxígeno: 15% en caso de turbinas a gas o motores que funcionen con aire de barrido.
5% en el resto de los equipos
Los valores deberán ser expresados en mg/m3N, ppm y en g/HP.hora.
Como durante la combustión se trabaja con distintos excesos de aire, lo que se traduce en variaciones en la concentración de oxígeno, es necesario aplicar la siguiente ecuación de ajuste a condiciones normales:
siendo: VN: valor normalizado V: valor medido
Las determinaciones a efectuar serán tres como mínimo, cada vez que se realice la medición, en cada conducto y para cada parámetro que corresponda medir. En aquellos casos en que se utilicen equipos multiparámetros de medición simultánea, cada medición de las variables en conjunto será considerada como una determinación.
Todas las determinaciones deberán ser suscriptas por un profesional matriculado con incumbencias y antecedentes en la materia, y realizarse con equipamientos que cumplan con los requisitos de los métodos de medición, que cuenten con los correspondientes certificados de calibración actualizados y con un procedimiento de calibración.
5. Máquinas sujetas a medición y periodicidad de mediciones
Las máquinas sujetas a medición de gases de combustión serán todas aquellas que se hayan puesto en funcionamiento por más de quinientas (500) horas durante el período de control que estará comprendido entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de cada año.
Las máquinas mencionadas en el párrafo anterior deberán contar como mínimo con una medición de referencia, según la metodología indicada, al finalizar el período de control.
En aquellos casos, donde la cantidad de horas de funcionamiento haya sido inferior a 500, a los efectos de contabilizar la emisión, se considerará la aplicación de estudios anteriores o parámetros intervinientes en máquinas similares de la misma empresa.
Para los casos en que se detecten riesgos ambientales o que de la ejecución de modelos de dispersión se desprenda la probabilidad de producir daños a la salud, en función de infraestructura o características del medio próximo a las plantas, se deberá iniciar dentro de los 30 días de la detección de tales anomalías, los planes que conduzcan a definir las medidas de adecuación o mitigación que correspondiera ejecutar. Posteriormente, y una vez finalizadas las adecuaciones pertinentes, se deberá medir nuevamente las máquinas en cuestión en los plazos que hubiere indicado el plan de mitigación correspondiente.
6. Presentación de los Resultados e Información a ser suministrada al ENARGAS
Los informes con los resultados obtenidos deberán contener como mínimo la siguiente información.
• Fecha de realización de la medición.
• Condiciones climáticas (humedad relativa, velocidad y dirección del viento, temperatura y presión).
• Personal interviniente. Profesional responsable de la medición.
• Descripción de la metodología utilizada en la extracción de muestras y en su procesamiento. Normas empleadas en la medición.
• Equipos utilizados. Certificado de calibración en el cual figure: Tipo de equipo, fecha de calibración, fecha de vencimiento, valores del gas patrón para cada gas a medir.
• Esquema de ubicación de la sección de muestreo. Área de la sección. Distancia a curvas o codos, extremo de salida del conducto, etc. Ubicación de orificios en la sección. Referencia a equipos de monitoreo continuo si los hubiere.
• Comentarios y observaciones.
• Resultados. En el caso de determinaciones puntuales se incorporarán los resultados obtenidos a la planilla anual, según el siguiente modelo.
• Condiciones climáticas (humedad relativa, velocidad y dirección del viento, temperatura y presión).
• Personal interviniente. Profesional responsable de la medición.
• Descripción de la metodología utilizada en la extracción de muestras y en su procesamiento. Normas empleadas en la medición.
• Equipos utilizados. Certificado de calibración en el cual figure: Tipo de equipo, fecha de calibración, fecha de vencimiento, valores del gas patrón para cada gas a medir.
• Esquema de ubicación de la sección de muestreo. Área de la sección. Distancia a curvas o codos, extremo de salida del conducto, etc. Ubicación de orificios en la sección. Referencia a equipos de monitoreo continuo si los hubiere.
• Comentarios y observaciones.
• Resultados. En el caso de determinaciones puntuales se incorporarán los resultados obtenidos a la planilla anual, según el siguiente modelo.
o Fecha y hora (de inicio y finalización del muestreo)
o O2% - NOx (mg/m3)
o NOx (mg/m3N y ppm)
o CO (mg/m3)
o CO (mg/m3N y ppm)
o Observaciones
Los valores de NOx en mg/m3N deben calcularse suponiendo que todo el NO contenido en los gases de escape se oxida a NO2.
o O2% - NOx (mg/m3)
o NOx (mg/m3N y ppm)
o CO (mg/m3)
o CO (mg/m3N y ppm)
o Observaciones
Los valores de NOx en mg/m3N deben calcularse suponiendo que todo el NO contenido en los gases de escape se oxida a NO2.
Se deberá remitir a la Autoridad Regulatoria la siguiente información de las máquinas que hayan operado durante el período de control:
Todas las hojas de los informes que se confeccionaren al efecto, deberán estar firmadas por el responsable en materia de protección ambiental de la empresa y deberán estar a disposición.
El informe de mediciones de los gases de escape de cada máquina y los informes de los modelos de difusión y análisis de muestras de aire —en caso de corresponder—, deberán ser presentados antes del 30 de enero próximo al año cumplido.
7. Máximos de NOx permitidos para Gases de Combustión
A los efectos del presente indicador se fija como máximo límite de NOx en aquellos equipos a ser instalados, la cantidad de 143,5 mg/m3N (70 ppm) en caso de turbocompresores; de 1,5 g/HP.h en el caso de motocompresores, y de 450 mg/m3N para motogeneradores.
8. Modelos de Difusión
Los datos de los gases de combustión deberán ser evaluados por modelos de dispersión simple considerando la peor situación, es decir, la operación simultánea de todas las máquinas posibles afectadas a la operación de transporte, excluidos los generadores de reserva. De ser necesario y si los datos revelaran riesgos para la calidad del aire, se ejecutarán modelos complejos, teniendo en cuenta la simultaneidad real de máquinas por planta.
Si luego de ejecutarse estos modelos se evidenciara riesgo para la calidad de aire, deberá preverse la toma y análisis de muestras de aire en los alrededores de la planta. El número y la ubicación de los sitios de muestreo para calidad del aire deberá ser definido por el equipo técnico responsable.
Previo a la instalación de nuevos equipos, la empresa deberá presentar al ENARGAS un estudio acerca del impacto previsto en la calidad del aire, basado en un modelo de difusión que permita evaluar el medio circundante. En caso de excedencia, tomando como referencia los estándares fijados por la USEPA, calculados a 25°C y 1 atm de presión, se deberá adecuar al necesario (más restrictivo), para obtener valores satisfactorios de calidad del aire.
Si de las evaluaciones anteriores no resultaran riesgos para la calidad del aire, en mediciones posteriores sólo se verificará que las concentraciones de contaminantes
en los escapes no superen los inicialmente medidos y que las horas de uso en función de las potencias no superen a las mediciones anteriores, debiendo verificar esta situación en cada máquina.
9. Implementación del sistema
Todas las máquinas, sin excepción, que operen en el período de control deben tener las adecuaciones de chimenea necesarias a los efectos de que las mediciones previstas sean realizadas según las metodologías indicadas.
10. Indicador y grado de cumplimiento a alcanzar.
A tales fines, se evaluarán los siguientes índices:
10.1 Índice de Acciones llevadas a cabo (IA)
Se define lo siguiente:
IA = 0,7 x T1 + 0,1 x T2 + 0,1 x T3 + 0,1 x T4
IA: Índice de Acciones llevadas a cabo
T1: Término relacionado con la toma de mediciones
T2: Término relacionado con la realización de los modelos simples
T3: Término relacionado con la realización de los modelos complejos
T4: Término relacionado con la realización de las mediciones de calidad de aire
Los términos T2, T3 y T4 se darán por cumplidos si no es necesaria su ejecución, según lo indicado para cada uno de ellos. Por ejemplo, si no fuera necesario realizar mediciones de calidad de aire, se tomará T4=1.
A continuación, se define cada uno de los términos, a saber:
T1: Término relacionado con la toma de mediciones de emisión
dónde: NME = Número de mediciones efectuada en chimeneas
TMO = Total de mediciones obligatorias según el número de máquinas que hayan operado en el período de control, de acuerdo con el punto 5.
T2: Término relacionado con la realización de los modelos simples
dónde: N1 = Número de plantas sobre las que se realizó un modelo simple.
NT = Número total de plantas sobre las que es necesario realizar un modelo simple.
Nota: La necesidad de realizar un modelo simple surge de la comparativa de las mediciones obtenidas con las del año anterior. Si excede, corresponde.
T3: Término relacionado con la realización de los modelos complejos
dónde: S1 = Número de plantas sobre las que se realizó un modelo complejo.
ST = Número total de plantas sobre las que es necesario realizar un modelo complejo.
Nota: La necesidad de realizar un modelo complejo surge de los resultados del modelo simple. Si no cumple, corresponde de un modelo complejo.
T4: Término relacionado con la realización de las mediciones de calidad de aire
dónde: H1 = Número de plantas sobre las que en los alrededores se realizaron mediciones de calidad de aire.
HT = Número total de plantas sobre las que es necesario realizar en los alrededores mediciones de calidad de aire.
Nota 1: La necesidad de realizar mediciones de calidad del aire en los alrededores surge de los resultados del modelo complejo. Si no cumple, corresponde realizar mediciones de calidad del aire.
Nota 2: Dado que la evaluación en cuestión, puede extenderse más allá del período anual de evaluación, esta etapa podrá desarrollarse en varias campañas de medición según sea necesario para determinar con certeza la afectación causada, independientemente de la calificación alcanzada por la Licenciataria.
10.2 Índice de Comportamiento de la Licenciataria
De las acciones llevadas a cabo se evaluará la siguiente relación:
dónde: IC = Índice de Comportamiento de la Licenciataria
PB = Número de plantas que cumplen con la normativa vigente.
PT = Cantidad de plantas de la Licenciataria.
10.3 Cumplimiento a ser alcanzado por la Licenciataria
En atención a lo definido en 10.1 y 10.2, la Licenciataria deberá alcanzar el siguiente valor:
IT = (0,5 x IA + 0,5 x lC) = 100%
Donde: IT = Índice de Totalización
IA = Índice de Acciones llevadas a cabo
IC = Índice de Comportamiento
INDICADORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS.
La calidad del servicio técnico se evaluará basándose en Indicadores, clasificados de la siguiente manera:
Subgrupo I Control de Fugas y Mediciones
Subgrupo II Control de Plantas Reguladoras
Subgrupo III Atención de Emergencias
Subgrupo I - Control de Fugas y Mediciones
Este subgrupo de Indicadores tiene por finalidad el mantenimiento en niveles aceptables el gas que se pierde en las operaciones de Distribución, ya sea por fugas o por errores de medición.
Los Indicadores que componen este grupo son los siguientes:
Indicador #1 - Protección Catódica
Indicador #2 - Fugas por Kilómetro
Indicador #3 - Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2
Indicador #2 - Fugas por Kilómetro
Indicador #3 - Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2
Indicador #1 - Protección Catódica.
Definición
Control de la corrosión de redes y gasoductos mediante la aplicación de los criterios normativos, verificados a través de una metodología predeterminada.
Objetivo
Promover y orientar los Procedimientos de los Operadores y/o Licenciatarias, con el fin de obtener un efectivo Nivel de Protección Catódica en gasoductos y redes de acero, aplicando de la manera más eficiente los criterios definidos en la NAG 100, (Apéndice D).
Consideraciones y Criterios
En las Reglas Básicas de la Licencia se dispuso la realización de inversiones Obligatorias, con el objeto de alcanzar en el año 1997 (5° año de la Licencia), para el rubro Protección Catódica, que los sistemas de cañerías estén protegidos al 100%, según los criterios establecidos en el Apéndice D de la NAG-100. El propósito es tener controlada la corrosión en las cañerías de acero (gasoductos y redes) y para evaluar dicho control es de práctica adoptar uno de los siguientes criterios:
1.1. Un potencial negativo (catódico) de por lo menos 850 mV con la protección catódica aplicada. Este potencial se mide con respecto a un electrodo de referencia de Cu/CuSO4 saturado, en contacto con el electrolito. Se deberán considerar las caídas de tensión distintas a aquellas a través del límite estructura-electrolito para la interpretación valida de esta medición de diferencia de potencial.
1.2. Un potencial negativo de polarización de por lo menos 850 mV relativo a un electrodo de referencia de Cu/CuSO4 saturado.
1.3. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia estable en contacto con el electrolito.
1.2. Un potencial negativo de polarización de por lo menos 850 mV relativo a un electrodo de referencia de Cu/CuSO4 saturado.
1.3. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia estable en contacto con el electrolito.
Las Licenciatarias, basadas en sus mediciones, evaluación, prueba y/o cálculo, cada año, deberán avalar la identificación de los sistemas según el criterio adoptado por ellas, tanto de redes como de gasoductos.
La comprobación de que se alcanzó el 100% de la protección de las cañerías de acero, se verificará cuando se hayan realizado los relevamientos de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) Relevamiento de potenciales
Se debe realizar cada 5 años un relevamiento ON; OFF y despolarizado sobre la totalidad de puntos de medición,
Se debe realizar, como mínimo, un relevamiento anual ON-OFF para control.
Para dicho relevamiento anual podrá relevarse solo el potencial ON, debiendo presentarse constancia de todas las pruebas necesarias para demostrar que en todos los puntos de medición del sistema:
Para considerar que una diferencia entre dos mediciones de potencial 'ON” en años sucesivos es no significativa, cada Licenciataria debe preestablecer y comunicar al Organismo Regulador, una metodología que permita discernir con certeza que los últimos valores medidos cubren el requerimiento de polarización establecido por el criterio de protección que se haya declarado emplear.
b) Relevamiento en sistemas protegidos por medios galvánicos
Para cañerías protegidas por medios galvánicos, la medición será referida a puntos monitoreados a través de dispositivos que permitan la adecuada verificación del nivel de polarización alcanzado, identificándose a cuál de los criterios se ajusta la estructura.
Se debe realizar cada 5 años un relevamiento ON; OFF y despolarizado sobre la totalidad de puntos de medición,
Se debe realizar, como mínimo, un relevamiento anual ON-OFF para control.
Para dicho relevamiento anual podrá relevarse solo el potencial ON, debiendo presentarse constancia de todas las pruebas necesarias para demostrar que en todos los puntos de medición del sistema:
• la medición del potencial ON no ha variado significativamente con respecto al año anterior, en forma puntual ni general y
• los parámetros del sistema (condiciones del suelo, revestimiento, Unidades de Protección Catódica con influencia, etc.) no se han modificado.
• los parámetros del sistema (condiciones del suelo, revestimiento, Unidades de Protección Catódica con influencia, etc.) no se han modificado.
Para considerar que una diferencia entre dos mediciones de potencial 'ON” en años sucesivos es no significativa, cada Licenciataria debe preestablecer y comunicar al Organismo Regulador, una metodología que permita discernir con certeza que los últimos valores medidos cubren el requerimiento de polarización establecido por el criterio de protección que se haya declarado emplear.
b) Relevamiento en sistemas protegidos por medios galvánicos
Para cañerías protegidas por medios galvánicos, la medición será referida a puntos monitoreados a través de dispositivos que permitan la adecuada verificación del nivel de polarización alcanzado, identificándose a cuál de los criterios se ajusta la estructura.
En los relevamientos detallados la cantidad mínima de mediciones será tal, que la distancia de cualquier punto de la cañería deberá estar dentro de los 500 metros de cada punto de medición, debiéndose medir e informar, además, los puntos singulares del sistema (válvulas, caños camisa, etc.).
Lo descripto en el procedimiento anterior no será limitante para la introducción de los ajustes metodológicos necesarios que acompañen la buena práctica de la ingeniería, teniendo en consideración los avances y/o estudios de las normativas internacionales de referencia.
Periodicidad
La verificación y evaluación del cumplimiento del índice será anual.
Las fechas para el reporte y cierre responderán al siguiente cronograma:
Las Licenciatarias informarán al ENARGAS, antes del 1° de Marzo de cada año, la identificación de cada sistema clasificado por ellas, indicando si se trata de una Red o Línea de Transmisión y detallando para cada uno lo listado debajo de la siguiente definición:
Definición de Sistema:
Se entenderá como sistema a toda longitud de cañería, sea de red o de línea de transmisión, que la Licenciataria declare protegida bajo un único criterio normativo.
• Longitud.
• Antigüedad promedio de las cañerías.
• Tipo de revestimiento.
• Estado del revestimiento.
• Resistividad y grado de agresividad promedio del suelo.
• Criterio de Protección Catódica adoptado.
• Distancia máxima entre puntos de medición.
• Ubicación precisa de todos sus puntos de medición de potencial.
• Valores de potenciales medidos (ON-OFF-Despolarizado/Natural).
• Fecha de realización de la medición ON y OFF (fecha exacta de medición in- situ para cada punto de medición).
• Clase y número de puntos singulares.
• Acciones Correctivas planificadas para el año en curso, detallando las obras y/o tareas a efectuar y el plazo de terminación de las mismas.
• Líneas de transmisión existentes.
• Índices, tanto de mediciones como de mejoras (debiendo detallar y acreditar en este último caso, cada uno de ellos de acuerdo a lo detallado en la presente).
• Antigüedad promedio de las cañerías.
• Tipo de revestimiento.
• Estado del revestimiento.
• Resistividad y grado de agresividad promedio del suelo.
• Criterio de Protección Catódica adoptado.
• Distancia máxima entre puntos de medición.
• Ubicación precisa de todos sus puntos de medición de potencial.
• Valores de potenciales medidos (ON-OFF-Despolarizado/Natural).
• Fecha de realización de la medición ON y OFF (fecha exacta de medición in- situ para cada punto de medición).
• Clase y número de puntos singulares.
• Acciones Correctivas planificadas para el año en curso, detallando las obras y/o tareas a efectuar y el plazo de terminación de las mismas.
• Líneas de transmisión existentes.
• Índices, tanto de mediciones como de mejoras (debiendo detallar y acreditar en este último caso, cada uno de ellos de acuerdo a lo detallado en la presente).
Todo lo solicitado deberá ser entregado a satisfacción del ENARGAS.
La fecha del primero de marzo de cada año es considerada plazo de caducidad, por lo que será el último plazo para la recepción de la información que debe enviar la Licenciataria. Vencido dicho plazo, automáticamente y sin intimación de ninguna especie, si la Licenciataria no hubiere remitido la información completa, el índice de protección final será considerado con el valor cero, haciéndose responsable la misma de las consecuencias, medidas y sanciones que pudieran corresponder.
De cumplirse estrictamente lo indicado antes, la operatoria descripta no producirá variaciones en los índices de medición de potencial respectivos informados oportunamente por la Licenciataria.
La determinación del Índice correspondiente a las auditorías del ENARGAS ocurrirá a partir de la recepción de la información de las Licenciatarias.
El ENARGAS podrá requerir la ampliación de la información que las Licenciatarias hubieren entregado.
El Índice de Protección final de la Licenciataria (I) será determinado por ENARGAS. El resultado corresponderá al ejercicio en curso.
Eventualidad:
Toda Licenciataria que haya presentado la información en término, según la fecha citada en el apartado anterior, podrá declarar alteraciones sobre aquellos sistemas que originalmente hubiese informado con un índice de mediciones de potencial igual a 1, siendo tales declaraciones acumulativas, pero no pudiendo superar tal acumulación ni el 20% de la longitud total de los sistemas de su área licenciada, ni el 20% de cada sistema declarado. Esta posibilidad será válida únicamente si ocurre antes de efectuarse la auditoría por parte del ENARGAS.
En caso de materializarse declaraciones de eventualidades, la Licenciataria deberá implementar las medidas correctivas necesarias y suficientes para alcanzar nuevamente el índice de mediciones de potencial igual a 1 declarado, antes del 30 (treinta) de septiembre del año de evaluación.
ÍNDICE DE PROTECCIÓN FINAL:
l = lP + lM
Valor de referencia: Se deberá verificar I = 1 para considerar que el sistema está protegido al 100%, de acuerdo al criterio declarado por la Licenciataria.
Si I < 1, ello implicará incumplimiento.
Se definen:
I = índice de Protección Final.
IP = índice de Mediciones de Potencial.
IM = índice de Mejoras.
IP = índice de Mediciones de Potencial.
IM = índice de Mejoras.
A efectos del cálculo de I, será:
IP = IL sí y sólo sí IE > IL — T
IP = I¡¡ para todo otro caso.
IP = I¡¡ para todo otro caso.
Toda vez que el ENARGAS realice auditorías efectuando mediciones será considerado como válido el índice de potenciales informado por la Licenciataria solamente cuando se cumpla que el Índice de potenciales calculado con las mediciones de ENARGAS resulte mayor o igual que la diferencia entre el Índice de potenciales calculado con mediciones de la Licenciataria y la tolerancia.
Cuando el ENARGAS no efectúe auditorías o que cuando al efectuarlas no realice mediciones, el valor del índice de potenciales informado por la Licenciataria será el que se tome como válido a efectos de calcular el índice final.
Índice de Auditoría ENARGAS:
IE = índice de Auditoría ENARGAS.
nET = Número totalde mediciones realizadas por ENARGAS.
nES = Número total de mediciones realizadas por ENARGAS que no cumplen con el criterio informado por la Licenciataria.
Índice de mediciones de potencial de la Licenciataria:
siendo:
IL = Índice de Mediciones de Potencial de la Licenciataria.
ILS = Índice de Mediciones de Potencial de cada sist. definido por la Licenciataria.
Ns = Número Total de puntos de medición de cada sist. definido por la Licenciataria con ILS< 1
N = Número Total de puntos de medición de la Licenciataria (Universo).
Además:
dónde:
NNCC = Número de mediciones que no cumplen con el criterio informado para el sistema.
T = IL — 0,93 siempre, tal que 𝑇 ≥ 0 ⟹ 0 ≤ 𝑇 ≤ 0,07
𝛼 = Grado de significación del ensayo.
Valores de uso general:: 𝛼 = 0,01 ó 𝛼 = 0,05 (∗)
Z = Fráctil para la Distribución Normal Estandarizada (tabulado). (*)
N = Universo de mediciones de la Licenciataria.
n = Muestra determinada por ENARGAS. (*)
(*): Bibliografía de Referencia, I. Miller, J. Freund y R. Johnson, Prentice - Hall, México, 1992.
“Probabilidad y Estadística para Ingenieros”.
Tolerancia
La tolerancia será de 7%, significando ello que, si el índice de potenciales calculado con las mediciones del ENARGAS es mayor o igual a 0,93, se aceptará el valor informado por la Licenciataria y, si aquel índice resultara menor a 0,93, se tomará como válido el resultado obtenido con las mediciones del ENARGAS.
Índice total de Mejora de la Licenciataria (IM)
siendo:
IM = Índice total de Mejora de la Licenciataria
IMS = Índice de Mejoras de cada sistema definido por la Licenciataria. Sólo podrá aplicarse para todo sistema en el que se cumpla que:
𝐼LS < 1
Una vez aplicado deberá cumplirse también que:
ILS + IMS ≤ 1 con IMS ≤ 0,07 siempre
LLS = Longitud de cada sistema definido por la Licenciataria con ILS < 1.
LLT = Longitud total de los sistemas definidos por la Licenciataria con ILS < 1.
Índice de Mejora de cada Sistema (Ims)
Su consideración tiene por objeto reflejar las acciones emprendidas por las Licenciatarias en beneficio de la preservación de sus sistemas de cañerías.
dónde:
IPM = índice de Puntos de Medición
ITEC = índice Tecnológico
IAC = índice de Acciones Correctivas
LPOL = índice de Polarización
Índice de Puntos de Medición (IPM)
Considera la distancia máxima entre puntos medidos en el relevamiento de cada sistema, dependiendo su valorización del criterio de protección adoptado:
Índice Tecnológico (ITEC)
Considera toda mejora introducida en los sistemas para incrementar la eficiencia y la confiabilidad en el tratamiento de los problemas de corrosión, a través de técnicas y procedimientos de avanzada. Su valorización máxima será la siguiente:
siendo ITEC = ^ Σ 𝐼TEC-i
donde ITEC-i = índice Tecnológico Parcial
El cálculo de Índices Tecnológicos debe realizarse de acuerdo a las premisas desarrolladas a continuación.
ITEC-1 Índice de Testigos de corrosión
Debe tenerse en consideración que solo se aplicara este Índice parcial para los sistemas en los que se haya instalado un testigo de corrosión por cada tipo de revestimiento y por cada tipo de suelo.
Junto con la información que se declare para el período en evaluación se debe remitir al ENARGAS un reporte detallando ubicación exacta, fecha de instalación, fecha de última medición realizada, marca y modelo de cada testigo instalado.
Se tomará en cuenta el puntaje que ello genera sobre el índice de mejoras para el ejercicio en que se hayan declarado y sucesivos, hasta tanto se informe o constate que los mismos han quedado fuera de servicio en forma transitoria o permanente, o se haya informado su baja o se verifique su inoperabilidad, desuso o inexistencia.
ITEC-2 Índice de Relevamiento continuo
Para el caso del Relevamiento continuo de potenciales ON-OFF, el índice debe calcularse como:
Expresión en las que:
LPPS: Longitud del sistema rele vada paso a paso.
LTPPS: Longitud totaldelsistema considerado.
En cada caso se debe declarar en un apartado especial, las progresivas kilométricas inicial y final de la medición, longitud relevada, fecha de realización y proveedor, debiendo además conservar los resultados completos de los reportes en caso de que pudieran ser solicitados por el ENARGAS.
Solo pueden ser considerados aquellos relevamientos continuos cuya ejecución date, como máximo, de cinco (5) años contados hasta el del 1 de marzo del año de evaluación del índice.
ITEC-3 Índice de sistemas georrenferenciados y ITEC-4 Índice de Telemedición y Telecontrol
Debe tenerse en consideración que, una vez declarados equipamientos de telemedición y telecontrol, sistemas georrenferenciados, o ambos, se tomará en cuenta el puntaje que ello genera sobre el índice de mejoras para el ejercicio en que se hayan declarado y sucesivos, hasta tanto se informe o constate que los mismos han quedado fuera de servicio en forma transitoria abarcando por lo menos un ejercicio completo, o permanente, o se haya informado su baja o se verifique su inoperabilidad, desuso o inexistencia.
Además, junto con la información de potenciales la Licenciataria debe remitir un listado completo de todas las Unidades de Protección Catódica indicando aquellas que cuenten con Telemedición y Telecontrol en funcionamiento.
Índice de Acciones Correctivas (IAC)
Refleja la rapidez con que son Implementadas y finalizadas las acciones correctivas para la solución de los problemas declarados por las Licenciatarias. Su valorización estará graduada según los plazos siguientes:
-Obra terminada antes del 01/04 año de evaluación: IAC = 1
-Obra terminada antes del 01/07 año de evaluación: IAC = 0,75
-Obra terminada antes del 01/11 año de evaluación: IAC = 0,5
Índice de Polarización (IPOL)
Toma en cuenta el grado de polarización alcanzado en los sistemas protegidos, dependiendo su valorización del criterio de protección adoptado, su valor será
Corrosión “no Activa”
En el caso de existir o declararse sistemas clasificados como corrosión 'no activa”, estos no se deben incluir en el cálculo del índice total.
Método de Control
El ENARGAS puede efectuar auditorias en las que se medirán potenciales de polarización, u otras mediciones que resulten aplicables para verificar que cada uno de los puntos de medición cumpla con el criterio definido por la Licenciataria.
Los puntos en los que se realizarán las mediciones correspondientes a las auditorías serán seleccionados por ENARGAS, tanto en cantidad como en ubicación.
Incumplimientos
En el caso de determinarse incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia.
Indicador #2 - Fugas por Kilómetro
Definición
Cantidad de Pérdidas detectadas por denuncias (de cualquier grado), que se produzcan en la cañería principal y servicios del sistema de distribución atendido por un Prestador, dividido por la longitud en kilómetros, en el período de un año.
Objetivo
Acentuar la eliminación progresiva de las pérdidas de gas producidas en las redes, con el fin de mantener o mejorar los niveles obtenidos de fugas por kilómetro alcanzados por las realizaciones del primer quinquenio, logrando en el futuro mejores condiciones de integridad y confiabilidad en los sistemas operados por los Prestadores.
Valores de referencia
Los valores de referencia serán los informados durante el año 1997.
Se define Cantidad de Fugas Por Kilómetro, considerando aquellas fugas que:
1. Hayan sido detectadas a partir de denuncias recibidas por las Licenciatarias.
2. Hayan sido confirmadas y localizadas en Cañerías Principales y Servicios, quedando excluidas de este Indicador las fugas pertenecientes al sistema de la Distribuidora detectadas en las instalaciones ubicadas en los gabinetes de regulación y medición y todas aquéllas surgidas de la búsqueda sistemática de fugas de las Compañías.
2. Hayan sido confirmadas y localizadas en Cañerías Principales y Servicios, quedando excluidas de este Indicador las fugas pertenecientes al sistema de la Distribuidora detectadas en las instalaciones ubicadas en los gabinetes de regulación y medición y todas aquéllas surgidas de la búsqueda sistemática de fugas de las Compañías.
Donde:
Fk = Fugas por kilómetro.
fd = Fugas detectadas y confirmadas a partir de denuncias realizadas por terceros, en el período de un año.
lk = Longitud de la cañería, expresada en kilómetros al comienzo del período de evaluación.
Fk97 - Fugas por kilómetro de referencia, valor correspondiente al año 1997.
fd97 - Fugas detectadas y confirmadas a partir de denuncias realizadas por terceros, en el período del año 1997.
lk97 - Longitud de la cañería expresada en kilómetros al comienzo del año 1997.
El valor de referencia será:
Se considerará como longitud en kilómetros de la cañería, a la suma de las longitudes parciales de los sistemas de Distribución de Alta, Media y Baja presión expresadas en kilómetros al comienzo del período de evaluación.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual. La información para la evaluación será cuatrimestral.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya obtenido los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Distribución.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados.
Indicador #3 - Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2
Definición
Tiempo promedio que la Licenciataria tarda en reparar las fugas de Grado 2.
Objetivo
Evaluar la celeridad con que el prestador realiza la reparación de fugas Grado 2, en procura de limitar su permanencia en cada sistema.
Valor de referencia
El valor de referencia se obtendrá con la siguiente fórmula:
Donde:
tm = Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2 del período analizado.
TfG2 = Tiempo de reparación de cada Fugas Grado 2, expresado en días.
fG2 = Fugas Grado 2, reparadas en el período de un año.
Periodicidad
Los Prestadores deberán presentar los datos de las reparaciones de fugas efectuadas durante el periodo Anual analizado. La información deberá ser remitida en forma cuatrimestral al ENARGAS.
La frecuencia será cuatrimestral.
Este indicador no modifica los plazos establecidos en la normativa vigente.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados.
Subgrupo II - Control de Plantas Reguladoras de Presión
Este subgrupo de Indicadores tiene por finalidad el mantenimiento del suministro de gas a los usuarios, dentro de los rangos de presión de operación del sistema. Se implementarán dos Indicadores.
Indicador #4.a - Capacidad de Reserva en plantas Reguladoras para sistemas Aislados.
Definición
Porcentaje de plantas de regulación que perteneciendo a sistemas aislados, poseen ramal de reserva.
Objetivo
Mantener el nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación para sistemas Aislados dentro de valores adecuados durante la vigencia de la Licencia.
Valor de referencia
Las Licenciatarias recibieron los sistemas con una capacidad de reserva inicial y a medida que los sistemas se expandan este margen se reduce. Durante la Licencia esta capacidad podría verse agotada en muchos casos. Este Indicador tiene un carácter preventivo, ya que, advirtiendo esta situación, promueve una solución técnica para cada caso, evitando que se llegue a afectar el servicio al usuario ante la eventualidad de salida de servicio de una rama de regulación activa.
Una planta de regulación que alimenta un ramal aislado, tendrá capacidad de reserva cuando prescindiendo del mayor de sus ramales pueda cumplir con el caudal requerido máximo.
El valor de referencia para ellas será el porcentaje de plantas aisladas que posean ramal de reserva, con respecto del número total de plantas de ese tipo de la Licenciataria.
Donde:
El 100% de las plantas del Prestador deben cumplir con este Indicador.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual. Las Licenciatarias deberán remitir dentro del mes de enero, finalizado el período anual, la planilla debidamente confeccionada, denominada 'Plantas Reguladoras en Sistemas de Distribución Aislados'.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Distribución.
En el mismo acto se exigirá la adopción de las medidas correctivas, que en el caso de exceder el plazo que se establezca, podrá generar sanciones adicionales.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados
Indicador #4.b - Capacidad de Reserva en plantas Reguladoras para sistemas Ligados.
Definición
Porcentaje de plantas que posean ramales de regulación de reserva, cuya capacidad garantice el suministro ante la eventual salida de servicio de algún ramal activo en Sistemas de Distribución de gas ligados.
Objetivo
Mantener el nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación Ligadas dentro de valores adecuados durante la vigencia de la Licencia.
Valor de referencia
Bajo el mismo concepto del caso anterior, este Indicador abarca la particularidad que presentan las plantas de regulación que alimentan redes Interconectadas. Para estos sistemas, las Distribuidoras deberán mantener una capacidad de reserva mínima, como condición necesaria, para que se garantice el normal suministro de gas, ante la eventual salida de servicio de cualquier ramal activo. La condición suficiente será competencia del Prestador, en función de la efectiva distribución que haga de dicha capacidad y la operación eficiente de su sistema.
La capacidad de reserva mínima se calculará para cada sistema ligado, con la siguiente fórmula:
QR = Capacidad de reserva mínima requerida por el sistema (en m3/h).
N = Factor definido en función del número total de ramales activos del sistema ligado, de acuerdo al siguiente criterio:
Para que un sistema cumpla con la condición suficiente, se deberá verificar la siguiente relación:
Donde:
QRR = Capacidad instalada en ramales de reserva para el sistema ligado (en m3/h).
Aquel sistema ligado que no verifique la condición anterior, podrá ser validado si ante la salida de servicio de cualquier rama de regulación activa, puede demostrarse por medio de simulación que el suministro de gas está garantizado por la configuración de dicho sistema.
El valor de referencia de este Indicador será el porcentaje de sistemas ligados que verifiquen la relación anterior, con respecto del número total de sistemas ligados de la Licenciataria.
Donde:
El 100% de las plantas del Prestador deben cumplir con este Indicador.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual. Las Licenciatarias deberán remitir dentro del mes de enero, finalizado el período anual, la planilla debidamente confeccionada, denominada 'Plantas Reguladoras en Sistemas de Distribución Ligados'.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Distribución.
En el mismo acto se exigirá la adopción de las medidas correctivas, que en el caso de exceder el plazo que se establezca, podrá generar sanciones adicionales.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados.
Indicador #5 - Difusión de Olor en Plantas de Odorización
Definición
Difusión de Olor por pérdidas de agente odorante en las proximidades de Plantas de odorización.
Objetivo
Evitar el enmascaramiento de una pérdida de gas odorizado, por presencia de una atmósfera enrarecida con vapores de odorante. Evitar molestias ambientales.
Valor de referencia
No debe percibirse olor a gas por habitantes que circunden las estaciones para la Odorización, en virtud de las molestias ambientales ocasionadas, y el riesgo que esto generaría, por impedimento de las personas a distinguir el olor proveniente de ese punto respecto a aquel que pudiera corresponder a una fuga de gas odorizado.
El Indicador tiene el propósito de evitar la existencia de olor a una distancia menor de 10 metros respecto a la vivienda más cercana a la planta.
El radio de seguridad quedará determinado por la distancia entre la planta y la vivienda más cercana menos los 10 metros definidos anteriormente. Dicho radio no podrá ser mayor que 100 metros.
Ilustración 1 Radio de Seguridad
Toda planta en la cual se perciba olor a odorante fuera del radio de seguridad, no cumplirá con el indicador.
El 100% de las plantas del Prestador deberán cumplir con este indicador.
La determinación de la existencia de plantas que no cumplan con el indicador demandará del Prestador, la presentación ante el ENARGAS de un plan de trabajo para corregir dichas situaciones, dentro de un plazo que no deberá exceder los 30 días corridos a partir de su detección.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser Permanente. Las Prestadoras deberán llevar un registro de la situación con una frecuencia mensual para plantas de odorización cuyo radio de seguridad sea menor de 100 m. (o sea donde la vivienda más cercana se encuentra a menos de 110 m. de la planta); y trimestral para el resto de las plantas de odorización.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados. Los Prestadores deberán demostrar a través de sus registros, que en ninguna circunstancia se ha sobrepasado el valor límite de referencia. El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Incumplimientos
En el caso que alguna planta odorizadora no cumpla con el valor de referencia fijado, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.
Subgrupo III - Atención de Emergencias
Este subgrupo de Indicadores tiene por finalidad el mantenimiento de un nivel operativo adecuado por parte de los Prestadores, en concordancia con la seguridad que el suministro de Gas requiere.
Indicador #6 - Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Definición
Porcentaje de Intervenciones por Emergencias, que el prestador lleva a cabo, dentro de un tiempo máximo de respuesta preestablecido.
Objetivo
Impulsar la organización de estructuras acordes, que actúen en forma eficiente ante emergencias, dentro de los tiempos preestablecidos a partir de recibida la denuncia. Afianzar la seguridad del sistema disminuyendo riesgos hacia las personas y los bienes involucrados en una emergencia.
Valor de referencia
Las intervenciones por Emergencias deberán ser cumplidas en un tiempo prefijado de 60 min.
Las emergencias que se tendrán en cuenta para este Indicador serán las que se originan por:
• Personal de la Licenciataria o sus Contratistas.
• Organismos oficiales, defensa civil, bomberos y policía.
• Denuncias (telefónicas o personales) realizadas por terceras personas.
• Organismos oficiales, defensa civil, bomberos y policía.
• Denuncias (telefónicas o personales) realizadas por terceras personas.
Dichas emergencias involucrarán escapes de gas, o la existencia de indicios suficientes para suponerlo; independientemente de su gravedad y ubicación. Los mismos comprenden:
• Explosiones.
• Incendios.
• Intoxicaciones en los que presuntamente el gas ha sido el causante o se ha visto indirectamente involucrado.
• Olor a gas en instalaciones internas o sistemas de medición ubicados en edificios y/o locales cerrados, que no puedan solucionarse inmediatamente por vía telefónica.
• Rotura o cualquier acción que sugiera la producción de averías en cañerías de gas o instalaciones asociadas.
• Olor a gas en recintos cerrados o asociado a cualquier tipo de estructura subterránea.
• Inconvenientes por alta presión de suministro.
• Incendios.
• Intoxicaciones en los que presuntamente el gas ha sido el causante o se ha visto indirectamente involucrado.
• Olor a gas en instalaciones internas o sistemas de medición ubicados en edificios y/o locales cerrados, que no puedan solucionarse inmediatamente por vía telefónica.
• Rotura o cualquier acción que sugiera la producción de averías en cañerías de gas o instalaciones asociadas.
• Olor a gas en recintos cerrados o asociado a cualquier tipo de estructura subterránea.
• Inconvenientes por alta presión de suministro.
El tiempo que se debe evaluar es el transcurrido entre la denuncia, y el arribo al lugar del personal responsable de la Prestadora o autorizado por ella, para realizar la Acción inmediata.
1. Por Acción inmediata se entiende: la intervención sin demora de personal calificado, con el propósito de evaluar y adoptar las medidas de emergencia necesarias.
2. Por Personal Autorizado se entiende: personal que, revistiendo el carácter de terceros, integre una lista actualizada debidamente informada al ENARGAS, en la que conste que ha sido contratada para atender Emergencias, o pertenezca a una empresa contratada a tal efecto.
Toda aquella Emergencia atendida en un tiempo que supere al valor prefijado en un 100% deberá ser informada dentro de las 48 horas de su ocurrencia, para su evaluación por separado del cumplimiento del Indicador.
Donde:
nc = Valor de referencia.
E = Número total de emergencias atendidas por la Distribuidora en el período de un año.
EFT = Número de emergencias que la Distribuidora atiende fuera del tiempo preestablecido, en el período de un año.
El nivel de cumplimiento está establecido de la siguiente manera:
nc = 95% en 60 minutos
En particular, para aquellos casos en que las instalaciones afectadas del Prestador por una emergencia, se localicen en Clase de Trazado 1, el tiempo de atención a los efectos del indicador, pasará a ser de 2 hs.
Periodicidad
Los Prestadores deberán presentar los datos de las Emergencias atendidas durante el período Anual analizado.
La información deberá ser remitida mensualmente al ENARGAS.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Distribución.
En el mismo acto se exigirá la adopción de medidas correctivas, para lo cual se fijará un período de seis meses para efectuar un nuevo control del indicador. En caso de persistir el incumplimiento, se aplicarán las sanciones mencionadas en el párrafo precedente, a la vez que el control del indicador se mantendrá con una frecuencia semestral. Una vez que se restablezca el cumplimiento, se volverá automáticamente a controlar con la periodicidad original.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados.
Indicador #7 - Interrupción del Suministro
Definición
Tiempo de afectación de los usuarios ininterrumpibles con cortes del suministro, sobre el total de usuarios de la Distribuidora, en un período determinado.
Objetivos
Determinar el nivel de continuidad con que es prestado el servicio ininterrumpible, tomando como referencia los cortes en el suministro de gas sufridos por los usuarios por fallas en el sistema operado por la Distribuidora, cualquiera hubiese sido la causa del mismo, a excepción de aquellos casos que puedan ser considerados como Fuerza
Mayor, o aquellos enunciados expresamente en el Art. 11, inciso (a) del Reglamento de Servicio. (No se incluirán en este indicador, los inconvenientes de suministro que afecten a un solo domicilio).
Valor de Referencia
El indicador se calculará con la siguiente fórmula:
Donde:
Las horas de corte acumuladas, surgirán de multiplicar el número de usuarios afectados por el Tiempo Promedio de reposición del servicio a los mismos.
El Tiempo Promedio se calculará como el período que se inicia con el suceso que originó el corte (o la primera denuncia relacionada con el mismo), hasta que comienza la reposición del servicio a los usuarios, más el tiempo medio que ésta ha insumido (A los efectos del cálculo este valor será igual a la mitad del tiempo transcurrido entre la rehabilitación del servicio al primero y al último usuario afectado presente en el momento de la rehabilitación).
Periodicidad
La frecuencia con la que se debe calcular el indicador es semestral. La información deberá ser remitida mensualmente al ENARGAS.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores informados por cada Prestador.
ANEXO IV
INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSPORTE
INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSPORTE
Licenciatarias de Transmisión
CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO
La calidad del servicio técnico se evaluará sobre la base de los siguientes grupos de Indicadores:
• Indicadores de Transparencia del Mercado.
• Indicadores de Operación y Mantenimiento.
• Indicadores de Protección Ambiental.
• Indicadores de Operación y Mantenimiento.
• Indicadores de Protección Ambiental.
INDICADOR DE TRANSPARENCIA DEL MERCADO
INDICADOR #1 - Indicador de Transparencia de Transporte
Definición
a- Publicación de los eventos críticos del sistema de transporte.
b- Publicación de las Manifestaciones de Interés o Concursos de Capacidad y las adjudicaciones de los mismos.
c- Publicación diaria del despacho operativo de gas del día anterior.
La publicación por parte de cada Transportista deberá efectuarse en la página web del ENARGAS.
Información a ser suministrada
Esta deberá ser:
a) EVENTOS CRÍTICOS DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: Son aquellos eventos extraordinarios que afectan la normal prestación del servicio de transporte firme.
Se considerará cumplido en término el envío de información si ésta se encuentra disponible dentro de las 24 hs. de producido el evento.
La información a enviar respecto de este punto deberá contener: 1) Lugar, fecha y hora del evento; 2) Breve descripción del hecho; 3) Perjuicios ocasionados y 4) Medidas adoptadas por la Licenciataria.
Además, esta información deberá ser remitida por correo electrónico a los Cargadores afectados.
b) CONCURSOS PÚBLICOS DE CAPACIDAD: En oportunidad de cada Concurso Público de Capacidad de Transporte, la Licenciataria deberá darlo a conocer no solamente de la forma que es habitual (medios gráficos) sino también por medios electrónicos, tanto de la Oferta que realiza como de las Asignaciones que se adjudicaren.
La información a ser remitida respecto de este punto se describe en la planilla obrante a continuación. Se considerará cumplido en término el envío de información, si éste se realizare simultáneamente a las invitaciones cursadas a los eventuales oferentes y a la publicación en medios gráficos.
CONCURSO ABIERTO N° XX/AÑO
El CUADRO I deberá ser completado y enviado al ENARGAS al momento de efectuar la oferta. El CUADRO II deberá ser enviado una vez finalizado el Período de Oferta y habiéndose efectuado las respectivas adjudicaciones.
c) DESPACHO DIARIO DEL SISTEMA DE TRANSPORTE: Este punto incluye el envío de planillas de inyección por cada zona de recepción, más aquéllas que sean necesarias en virtud de los puntos administrativos de inyección que se presenten para el caso de servicios ED (Cuadro 1), y las planillas diarias de entrega por cada subzona tarifaria (Cuadro 2).
Para la presentación de la información son válidas las siguientes aclaraciones:
1. De manera de facilitar la lectura de los potenciales interesados, se deberá listar la información en orden alfabético (Cargador) en ambos Cuadros.
2. En el caso del Tipo de Servicio utilizado deberá especificarse cada uno de éstos en correspondencia con el volumen entregado (TF, TI, ED (TF) y ED (TI)).
3. La capacidad de transporte máxima en el punto de entrega será a la presión de diseño para ese punto en el pico invernal.
A partir del 1 de enero del 2000, la Resolución ENARGAS N.° 891 preveía que la publicación a ser efectuada sería la del despacho diario operativo de gas del día actual con una disposición y desglose de los datos como la descripta en los cuadros anteriores. La publicación tendrá que estar disponible a partir de las 12 horas a.m. de cada día operativo. La Resolución ENARGAS N.° 1192/99 mantiene estos conceptos, pero agrega que deberá presentarse una planilla donde se resuman todas las solicitudes cuya autorización esté sujeta a una reprogramación.
Los archivos de los días anteriores deberán estar disponibles, hasta acumular un año de registros en tanto que toda información anterior podrá ser solicitada por cualquier interesado.
Objetivos
El ENARGAS desea establecer como práctica habitual que las transportistas difundan masivamente a través de medios electrónicos, cada día operativo de sus sistemas.
El concepto es implementar un método normalizado que permita conocer las transacciones llevadas a cabo -en una primera etapa- el día anterior. Esto hará posible obtener información sobre quiénes son los poseedores de la capacidad, los movimientos diarios y la capacidad remanente en cada gasoducto o sistema de transporte de gas natural. El desarrollo de lenguajes y prácticas comunes hará posible una mayor integración en la industria y generará eficiencia y pro-competitividad.
Para esto, cada Transportista deberá informar los datos del día operativo inmediato anterior, detallando los puntos de inyección, los puntos de entrega identificando cada uno de los cargadores con su capacidad autorizada agrupados por subzona tarifaria detallando dentro de la misma los volúmenes entregados y los tipos de contratos que utiliza, ello es TF, TI, y/o ED.
Por otra parte, la fijación del Indicador tiene por objetivo facilitar una mejor coordinación entre los tenedores de capacidad y los posibles demandantes. Así también la publicación de esta información dará mejores datos al mercado. En un sistema como el utilizado en la Argentina, los Cargadores que contrataron capacidad en firme pagando los cargos de reserva, tienen un servicio superior que aquellos que son interrumpibles, que toman el riesgo de ser cortados, por lo tanto, la información tiene un valor fundamental para incentivar el uso eficiente de la capacidad disponible por más agentes que las propias transportistas.
Esta fuente de información proveerá el apropiado incentivo que alienta la Autoridad de Control para incrementar la competencia. Uno de los objetivos buscados con la difusión requerida es el de proveer, a aquellos que demanden servicios de transporte, una herramienta eficiente que les permita conocer el rango de servicios disponibles y las oportunidades existentes. En igual sentido el ENARGAS podrá, de creerlo conveniente, ejercer la facultad que le confiere el art. 2 inc. (5) del Decreto Reglamentario de la Ley de Gas.
Valor de referencia
Desde el año 2001 la información en tiempo y forma debe verificarse en un 95%.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será diario, en tanto que el seguimiento del ENARGAS será diario y la evaluación final será anual.
Evaluación de cumplimiento
Para la evaluación de esta meta se tendrá en cuenta para cada día si se ha cumplido en tiempo y en forma con la información que debía publicarse. En tiempo, significa que la información se encuentre disponible, para el ítem c) antes de las 17:00 hs de cada día operativo (Programación de Inyección y Entregas) y antes de las 23 hs de cada día operativo (Reprogramación de Inyección y Entregas), y en las oportunidades indicadas para los ítems a) y b). En forma, se considera, para el caso del ítem c) que el volumen publicado sea mayor a un 85 % del volumen entregado y conforme los formatos establecidos en los Cuadros 1 y 2, y, para los restantes ítems, que se complete la totalidad de la información requerida.
En aquellos días en que la información a remitirse comprenda más de un ítem de los precedentes (a, b, c) se considerará que existe cumplimiento cuando se ha completado la totalidad de la información y no el envío de alguno de ellos.
Determinación del Índice
La expresión matemática a tener en cuenta para la evaluación anual del cumplimiento del indicador es la siguiente:
Donde:
It = Indicador de Transparencia anual.
Daño = Días del año evaluado.
Di = Días en que se produjo algún incumplimiento (tiempo o forma) de cualquiera de los puntos a), b), o c) antes enunciados.
Método de control
Podrá ser evaluado el cumplimiento diario en tiempo y forma de la requisitoria impuesta por el Indicador.
Incumplimientos
En el caso de determinarse incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia.
INDICADORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
1 - Indicador OM#1 - Protección Catódica.
Definición
Control de la corrosión de redes y gasoductos mediante la aplicación de los criterios normativos, verificados a través de una metodología predeterminada.
Objetivo
Promover y orientar los Procedimientos de los Operadores y/o Licenciatarias, con el fin de obtener un efectivo Nivel de Protección Catódica en gasoductos y redes de acero, aplicando de la manera más eficiente los criterios definidos en la NAG 100, (Apéndice D).
Consideraciones y Criterios
En las Reglas Básicas de la Licencia se dispuso la realización de inversiones Obligatorias, con el objeto de alcanzar en el año 1997 (5° año de la Licencia), para el rubro Protección Catódica, que los sistemas de cañerías estén protegidos al 100%, según los criterios establecidos en el Apéndice D de la NAG-100.
El propósito es tener controlada la corrosión en las cañerías de acero (gasoductos y redes) y para evaluar dicho control es de práctica adoptar uno de los siguientes criterios:
1.1. Un potencial negativo (catódico) de por lo menos 850 mV con la protección catódica aplicada. Este potencial se mide con respecto a un electrodo de referencia de Cu/CuSO4 saturado, en contacto con el electrolito. Se deberán considerar las caídas de tensión distintas a aquellas a través del límite estructura-electrolito para la interpretación valida de esta medición de diferencia de potencial.
1.2. Un potencial negativo de polarización de por lo menos 850 mV relativo a un electrodo de referencia de Cu/CuSO4 saturado.
1.3. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia estable en contacto con el electrolito.
1.2. Un potencial negativo de polarización de por lo menos 850 mV relativo a un electrodo de referencia de Cu/CuSO4 saturado.
1.3. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia estable en contacto con el electrolito.
Las Licenciatarias, basadas en sus mediciones, evaluación, prueba y/o cálculo, cada año, deberán avalar la identificación de los sistemas según el criterio adoptado por ellas, tanto de redes como de gasoductos.
La comprobación de que se alcanzó el 100% de la protección de las cañerías de acero, se verificará cuando se hayan realizado los relevamientos de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) Relevamiento de potenciales
Se debe realizar cada 5 años un relevamiento ON; OFF y despolarizado sobre la totalidad de puntos de medición.
Se debe realizar, como mínimo, un relevamiento anual ON-OFF para control.
Para dicho relevamiento anual podrá relevarse solo el potencial ON, debiendo presentarse constancia de todas las pruebas necesarias para demostrar que en todos los puntos de medición del sistema:
• la medición del potencial ON no ha variado significativamente con respecto al año anterior, en forma puntual ni general y
• los parámetros del sistema (condiciones del suelo, revestimiento, Unidades de Protección Catódica con influencia, etc.) no se han modificado.
Para considerar que una diferencia entre dos mediciones de potencial “ON” en años sucesivos es no significativa, cada Licenciataria debe preestablecer y comunicar al Organismo Regulador, una metodología que permita discernir con certeza que los últimos valores medidos cubren el requerimiento de polarización establecido por el criterio de protección que se haya declarado emplear.
Se debe realizar, como mínimo, un relevamiento anual ON-OFF para control.
Para dicho relevamiento anual podrá relevarse solo el potencial ON, debiendo presentarse constancia de todas las pruebas necesarias para demostrar que en todos los puntos de medición del sistema:
• la medición del potencial ON no ha variado significativamente con respecto al año anterior, en forma puntual ni general y
• los parámetros del sistema (condiciones del suelo, revestimiento, Unidades de Protección Catódica con influencia, etc.) no se han modificado.
Para considerar que una diferencia entre dos mediciones de potencial “ON” en años sucesivos es no significativa, cada Licenciataria debe preestablecer y comunicar al Organismo Regulador, una metodología que permita discernir con certeza que los últimos valores medidos cubren el requerimiento de polarización establecido por el criterio de protección que se haya declarado emplear.
b) Relevamiento en sistemas protegidos por medios galvánicos
Para cañerías protegidas por medios galvánicos, la medición será referida a puntos monitoreados a través de dispositivos que permitan la adecuada verificación del nivel de polarización alcanzado, identificándose a cuál de los criterios se ajusta la estructura.
Para cañerías protegidas por medios galvánicos, la medición será referida a puntos monitoreados a través de dispositivos que permitan la adecuada verificación del nivel de polarización alcanzado, identificándose a cuál de los criterios se ajusta la estructura.
En los relevamientos detallados la cantidad mínima de mediciones será tal, que la distancia de cualquier punto de la cañería deberá estar dentro de los 500 metros de cada punto de medición, debiéndose medir e informar, además, los puntos singulares del sistema (válvulas, caños camisa, etc.).
Lo descripto en el procedimiento anterior no será limitante para la introducción de los ajustes metodológicos necesarios que acompañen la buena práctica de la ingeniería, teniendo en consideración los avances y/o estudios de las normativas internacionales de referencia.
NOTA: Las Licenciatarias deberán incorporar estos procedimientos a sus Manuales de Ingeniería, Operación y Mantenimiento.
Periodicidad
La verificación y evaluación del cumplimiento del índice será anual.
Las fechas para el reporte y cierre responderán al siguiente cronograma:
Las Licenciatarias informarán al ENARGAS, antes del 1° de Marzo de cada año, la identificación de cada sistema clasificado por ellas, indicando si se trata de una Red
o Línea de Transmisión y detallando para cada uno lo listado debajo de la siguiente definición:
Definición de Sistema
Se entenderá como sistema a toda longitud de cañería, sea de red o de línea de transmisión, que la Licenciataria declare protegida bajo un único criterio normativo.
• Longitud.
• Antigüedad promedio de las cañerías.
• Tipo de revestimiento.
• Estado del revestimiento.
• Resistividad y grado de agresividad promedio del suelo.
• Criterio de Protección Catódica adoptado.
• Distancia máxima entre puntos de medición.
• Ubicación precisa de todos sus puntos de medición de potencial.
• Valores de potenciales medidos (ON-OFF-Despolarizado).
• Fecha de realización de la medición ON y OFF (fecha exacta de medición in- situ para cada punto de medición).
• Clase y número de puntos singulares.
• Fechas de inicio y finalización de último pasaje de scraper instrumentado.
• Índices, tanto de mediciones como de mejoras (debiendo detallar y acreditar en este último caso, cada uno de ellos de acuerdo a lo detallado en la presente).
• Antigüedad promedio de las cañerías.
• Tipo de revestimiento.
• Estado del revestimiento.
• Resistividad y grado de agresividad promedio del suelo.
• Criterio de Protección Catódica adoptado.
• Distancia máxima entre puntos de medición.
• Ubicación precisa de todos sus puntos de medición de potencial.
• Valores de potenciales medidos (ON-OFF-Despolarizado).
• Fecha de realización de la medición ON y OFF (fecha exacta de medición in- situ para cada punto de medición).
• Clase y número de puntos singulares.
• Fechas de inicio y finalización de último pasaje de scraper instrumentado.
• Índices, tanto de mediciones como de mejoras (debiendo detallar y acreditar en este último caso, cada uno de ellos de acuerdo a lo detallado en la presente).
Todo lo solicitado deberá ser entregado a satisfacción del ENARGAS.
La fecha del primero de marzo de cada año es considerada plazo de caducidad, por
lo que será el último plazo para la recepción de la información que debe enviar la Licenciataria. Vencido dicho plazo, automáticamente y sin intimación de ninguna especie, si la Licenciataria no hubiere remitido la información completa, el índice de protección final será considerado con el valor cero, haciéndose responsable la misma de las consecuencias, medidas y sanciones que pudieran corresponder.
De cumplirse estrictamente lo indicado antes, la operatoria descripta no producirá variaciones en los índices de medición de potencial respectivos informados oportunamente por la Licenciataria.
La determinación del Índice correspondiente a las auditorías del ENARGAS ocurrirá a partir de la recepción de la información de las Licenciatarias.
El ENARGAS podrá requerir la ampliación de la información que las Licenciatarias hubieren entregado.
El Índice de Protección final de la Licenciataria (I) será determinado por ENARGAS. El resultado corresponderá al ejercicio en curso.
Eventualidad
Toda Licenciataria que haya presentado la información en término, podrá declarar alteraciones sobre aquellos sistemas que originalmente hubiese informado con un índice de mediciones de potencial igual a 1, siendo tales declaraciones acumulativas, pero no pudiendo superar tal acumulación ni el 20% de la longitud total de los sistemas de su área licenciada, ni el 20% de cada sistema declarado. Esta posibilidad será válida únicamente si ocurre antes de efectuarse la auditoría por parte del ENARGAS.
En caso de materializarse declaraciones de eventualidades, la Licenciataria deberá implementar las medidas correctivas necesarias y suficientes para alcanzar nuevamente el índice de mediciones de potencial igual a 1 declarado, antes del 30 (treinta) de septiembre del año de evaluación.
Índice de Protección final:
l = lp + lM
Valor de referencia: Se deberá verificar I = 1 para considerar que el sistema está protegido al 100%, de acuerdo al criterio declarado por la Licenciataria.
Si I < 1, ello implicará incumplimiento.
A efectos del cálculo de I, será:
lp — lL sí y solo sí lE ≥ lL— T
lp — lE para todo otro caso.
lp — lE para todo otro caso.
Se definen:
I = Índice de Protección Final.
IP = Índice de Mediciones de Potencial.
IM = Índice de Mejoras.
IL = Índice de Mediciones de Potencial de la Licenciataria.
T = Tolerancia
IE = Índice de Auditoría ENARGAS
Toda vez que el ENARGAS realice auditorías efectuando mediciones será considerado como válido el índice de potenciales informado por la Licenciataria solamente cuando se cumpla que el Índice de potenciales calculado con las mediciones de ENARGAS resulte mayor o igual que la diferencia entre el Índice de potenciales calculado con mediciones de la Licenciataria y la tolerancia.
Cuando el ENARGAS no efectúe auditorías o que cuando al efectuarlas no realice mediciones, el valor del índice de potenciales informado por la Licenciataria será el que se tome como válido a efectos de calcular el índice final.
Índice de Auditoría ENARGAS:
nET = Número total de mediciones realizadas por ENARGAS.
nES = Número total de mediciones realizadas por ENARGAS que no cumplen con el criterio informado por la Licenciataria.
Índice de mediciones de potencial de la Licenciataria:
siendo:
ILS = Índice de Mediciones de Potencial de cada sistema definido por la Licenciataria.
NS = Número Total de puntos de medición de cada sistema definido por la Licenciataria
N = Número Total de puntos de medición de la Licenciataria (Universo).
Además:
donde:
NNCC = Número de mediciones que no cumplen con el criterio informado para el sistema.
NNM = Número de puntos no medidos en el sistema dentro del periodo de evaluación.
T = IL - 0,93 siempre, tal que T ≥ 0 ⟹ 0 ≤ T ≤ 0,07
α = Grado de significación del ensayo. Valores de uso general: α = 0,01 o α = 0,05 (*)
Z = Fráctil para la Distribución Normal Estandarizada (tabulado). (*)
N = Universo de mediciones de la Licenciataria. n = Muestra determinada por ENARGAS. (*)
(*): Bibliografía de Referencia, I. Miller, J. Freund y R. Johnson, Prentice - Hall, México, 1992.
“Probabilidad y Estadística para Ingenieros”.
Tolerancia
La tolerancia será de 7%, significando ello que, si el índice de potenciales calculado con las mediciones del ENARGAS es mayor o igual a 0,93, se aceptará el valor informado por la Licenciataria y, si aquel índice resultara menor a 0,93, se tomará como válido el resultado obtenido con las mediciones del ENARGAS.
Índice total de Mejora de la Licenciataria
siendo:
IM = Índice total de Mejora de la Licenciataria
IMS = Índice de Mejoras de cada sistema definido por la Licenciataria. Sólo podrá aplicarse para todo sistema en el que se cumpla que ILS <1.
Una vez aplicado deberá cumplirse también que:
Para toda suma de lLS + lMS > 1 ⇒ lLS + lMS = 1 con lMS ≤ 0,07 siempre
Y para ILS + IMS ≤ 1 ⇒ ILS + IMS ≤ 1 con IMS ≤ 0,07 siempre
Índice de Mejora de cada Sistema
Su consideración tiene por objeto reflejar las acciones emprendidas por las Licenciatarias en beneficio de la preservación de sus sistemas de cañerías.
donde:
IPM = Índice de Puntos de Medición
ITEC = Índice Tecnológico
IPOL = Índice de Polarización
ÍNDICE DE PUNTOS DE MEDICIÓN
Considera la distancia máxima entre puntos medidos en el relevamiento de cada sistema, dependiendo su valorización del criterio de protección adoptado:
ÍNDICE TECNOLÓGICO
Considera toda mejora introducida en los sistemas para incrementar la eficiencia y la confiabilidad en el tratamiento de los problemas de corrosión, a través de técnicas y procedimientos de avanzada.
Su valorización máxima será la siguiente:
Siendo ITEC = Σ ITEC-Í donde ITEC-Í = Índice Tecnológico Parcial
El cálculo de Índices Tecnológicos debe realizarse de acuerdo a las premisas desarrolladas a continuación.
ITEC-1 Índice de inspección interna
Para la evaluación del índice de pasaje de herramientas de inspección de integridad interna debe considerarse lo siguiente:
1) Líneas de transmisión con más de 5 (cinco) años de antigüedad a la fecha del 1° de marzo del año de evaluación del índice.
Información de último pasaje contada hasta el 01/03 del año de evaluación (TP):
Siendo:
IPS = Índice total de pasaje de scraper instrumentado.
IPSI = Índice de pasaje de scraper instrumentado de cada sistema.
LTPE = Longitud del tramo en la que se pasó el scraper instrumentado.
LT = Longitud total del sistema en consideración.
A efectos de la determinación de TP para evaluación de este índice, se considerará la fecha de la última inspección interna declarada por la Licenciataria.
2) La licenciataria debe declarar la fecha de la inspección interna y conservar los resultados completos de los reportes emitidos por la compañía que hubiere contratado la Licenciataria en caso de que pudieran ser solicitados por el ENARGAS.
3) Líneas de transmisión con menos (5) cinco años desde la puesta en operación, contados hasta la fecha del 1° de marzo del año de evaluación del índice.
0 ≤ TP ≤ 5 años siguientes a la habilitación de la línea IPSI = 1.5
4) El índice de inspección interna aplica únicamente a los puntos de medición por donde pasó el instrumento.
ITEC-2 Índice de Relevamiento continuo
Para el caso del Relevamiento continuo de potenciales ON-OFF, el índice debe calcularse como:
expresiones en las que:
LPPCi: Longitud relevada paso a paso hasta 10 km a la descarga de cada planta compresora.
LTPPC: Longitud total de la suma de las longitudes de 10 km a la descarga de todas las plantas compresoras existentes en el sistema considerado.
LPPS: Longitud del sistema relevado paso a paso, excluyendo los tramos a la descarga de plantas compresoras.
LTPPS: Longitud total del sistema considerado.
En cada caso se debe declarar en un apartado especial, las progresivas kilométricas inicial y final de la medición, longitud relevada, fecha de realización y proveedor, debiendo además conservar los resultados completos de los reportes en caso de que pudieran ser solicitados por el ENARGAS.
Solo pueden ser considerados aquellos relevamientos continuos cuya ejecución date, como máximo, de cinco (5) años contados hasta el del 1 de marzo del año de evaluación del índice.
ITEC-3 Índice de Telemedición y Telecontrol
Debe tenerse en consideración que:
1. Una vez declarados equipamientos de telemedición y telecontrol, se tomará en cuenta el puntaje que ello genera sobre el índice de mejoras para el ejercicio en que se hayan declarado y sucesivos, hasta tanto se informe o constate que los mismos han quedado fuera de servicio en forma transitoria abarcando por lo menos un ejercicio completo, o permanente, o se haya informado su baja o se verifique su inoperabilidad, desuso o inexistencia.
2. Junto con la información de potenciales la Licenciataria debe remitir un listado completo de todas las Unidades de Protección Catódica con Telemedición y Telecontrol en funcionamiento.
3. La metodología de Telemedición y Telecontrol y el plan de remediación a implementar ante la detección de anomalías debe ser incorporado en el Manual de Procedimientos de Operación y Mantenimiento de la compañía.
2. Junto con la información de potenciales la Licenciataria debe remitir un listado completo de todas las Unidades de Protección Catódica con Telemedición y Telecontrol en funcionamiento.
3. La metodología de Telemedición y Telecontrol y el plan de remediación a implementar ante la detección de anomalías debe ser incorporado en el Manual de Procedimientos de Operación y Mantenimiento de la compañía.
ITEC-4 Índice de testigos de corrosión
Junto con la información que se declare para el período en evaluación se debe remitir al ENARGAS un reporte detallando ubicación exacta, fecha de instalación, fecha de última medición realizada, marca y modelo de cada testigo instalado.
Se tomará en cuenta el puntaje que ello genera sobre el índice de mejoras para el ejercicio en que se hayan declarado y sucesivos, hasta tanto se informe o constate que los mismos han quedado fuera de servicio en forma transitoria o permanente, o se haya informado su baja o se verifique su inoperabilidad, desuso o inexistencia.
ÍNDICE DE POLARIZACIÓN
Toma en cuenta el grado de polarización alcanzado en los sistemas protegidos, dependiendo su valorización del criterio de protección adoptado, su valor será:
Puntos no medidos (NNM)
Para todos aquellos puntos en los cuales fuera impracticable realizar la medición para el periodo de evaluación, la Licenciataria debe especificar el motivo de dicha imposibilidad.
Dichos puntos serán considerados, a los efectos del cálculo del índice de Protección Catódica, como puntos que no cumplen con el criterio de protección seleccionado para dicho sistema, no correspondiendo su desagregación del total de puntos del sistema en el que se encuentren incluidos.
Por otro lado, podrán desagregarse del total de puntos del sistema en el que se encuentren incluidos, aquellos puntos exentos de medición por negativa al acceso por parte del propietario solo si la Licenciataria demuestra haber dado inicio a los trámites correspondientes a los permisos de paso ante esta Autoridad de Regulación y Control.
Corrosión “no Activa”
En el caso de existir o declararse sistemas clasificados como corrosión “no activa”, estos no se deben incluir en el cálculo del índice total.
Método de Control
ENARGAS puede efectuar auditorias en las que se medirán potenciales de polarización, u otras mediciones que resulten aplicables para verificar que cada uno de los puntos de medición cumpla con el criterio definido por la Licenciataria.
Los puntos en los que se realizarán las mediciones correspondientes a las auditorías serán seleccionados por ENARGAS, tanto en cantidad como en ubicación.
Incumplimientos
En el caso de determinarse incumplimientos, es decir, situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán las sanciones previstas en el capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia.
2 - Indicador OM#2 - Estado de los Gasoductos (Integridad Estructural)
Definición
El Indicador tiene en cuenta el estado de las líneas de transmisión desde el punto de vista del espesor de pared remanente de las cañerías, para la seguridad en general y de las instalaciones en particular, así como la prolongación de su vida útil.
Objetivo
Asegurar la realización de las tareas de mantenimiento de las instalaciones acorde a los estándares internacionales reconocidos en la industria.
El logro de este objetivo será mediante el mantenimiento de los gasoductos, a través de la más pronta eliminación por cambio o reparación de tramos con anomalías de verificación inmediata, por ejemplo: un proceso de corrosión, donde el espesor remanente de la pared de la cañería comprometa a la presión máxima admisible de operación (MAPO). Es decir, aquellos próximos a la necesidad (o en ella) de ser reemplazados, reparados o que su presión de operación deba ser reducida de forma de lograr la operación segura de la cañería.
A su vez, se detallan aquellas anomalías que son de verificación programada, de acuerdo a las características reportadas por la herramienta de inspección interna.
Las inspecciones internas con scraper instrumentado suministran la información necesaria para detectar aquellas fallas que comprometen la seguridad del gasoducto. A tales efectos, la Licenciataria debe seguir el cronograma de actividades de la Sección 7 del código ASME B31.8S, según Sección 933 de la NAG 100.
Con el fin de asegurar un estado adecuado de los ductos en el período comprendido entre la finalización de las tareas de adecuación indicadas en el párrafo anterior y el siguiente pasaje de instrumentado, el ENARGAS sobre la base de la información suministrada fiscalizará los tramos que fueran objeto de reparación a fin de evaluar las tareas realizadas, así como aquellos cuyos valores de referencia resultaren críticos (Factores Estimados de Reparación mayores o iguales a 0,9 o profundidades mayores o iguales al 80% del espesor).
Valor de referencia
Para el cálculo de la presión de falla de defectos volumétricos (pérdida de metal), se tomará como referencia el método detallado en el documento AGA Pipeline Research Commitee Project PR-3-805 (“A Modified Criterion for Evaluating The Remaining Strength of Corroded Pipeline/RSTRENG”) o un método equivalente alternativo superior analizado por la Licenciataria y por cuya adopción ésta, asume entera responsabilidad.
Los parámetros que determinan el plazo de las acciones a tomar sobre un defecto son la profundidad del defecto (expresada como porcentaje del espesor de la cañería) y el Factor Estimado de Reparación (FER), que surge del cociente entre la MAPO y la presión de falla del defecto que se está considerando.
Es válido aclarar lo especificado en la Sección 933 de la NAG 100 (Acciones que debe tomar el operador para el tratamiento de los resultados de integridad):
• Reducción temporaria de presión
El plazo de dicha reducción no debe superar los 365 días corridos y dentro del cual se debe instrumentar una solución integral y definitiva.
• Descubrimiento de condición
Se considerará descubierta la condición cuando la Licenciataria cuente con la información para determinar que la situación presenta una amenaza potencial para la integridad de la línea de transmisión. La fecha de recepción de dicha información deberá estar debidamente documentada.
• Cronograma de evaluación y remediación
A menos que se aplique un requerimiento especial para remediar ciertas condiciones, el operador debe seguir el cronograma de actividades de la Sección 7, del código ASME/ANSI B31.8S.
• Requerimientos especiales para el cronograma de remediación
El plazo de dicha reducción no debe superar los 365 días corridos y dentro del cual se debe instrumentar una solución integral y definitiva.
• Descubrimiento de condición
Se considerará descubierta la condición cuando la Licenciataria cuente con la información para determinar que la situación presenta una amenaza potencial para la integridad de la línea de transmisión. La fecha de recepción de dicha información deberá estar debidamente documentada.
• Cronograma de evaluación y remediación
A menos que se aplique un requerimiento especial para remediar ciertas condiciones, el operador debe seguir el cronograma de actividades de la Sección 7, del código ASME/ANSI B31.8S.
• Requerimientos especiales para el cronograma de remediación
Condiciones de reparación inmediata:
Las acciones sobre estas indicaciones deben realizarse en un período que no exceda los 5 días siguientes al descubrimiento de la condición. De lo contrario, se debe reducir temporalmente la presión de operación hasta que la indicación sea examinada.
Se deben tratar las siguientes condiciones como de reparación inmediata:
i. Disminución del 80% o más del espesor de la cañería.
ii. Presión de falla menor o igual a 1,1 veces la máxima presión de operación establecida para el tramo de la línea de transmisión donde se encuentre la anomalía (FER mayores o iguales a 0,9).
iii. Una indicación de pérdida de metal que afecte una soldadura longitudinal/helicoidal que fue realizada mediante corriente continua, resistencia eléctrica de baja frecuencia, o “flash welding”.
iv. Una abolladura que tiene indicación de pérdida de metal, fisura o concentrador de tensión.
v. Una anomalía que a juicio del operador considere que requiere acción inmediata.
ii. Presión de falla menor o igual a 1,1 veces la máxima presión de operación establecida para el tramo de la línea de transmisión donde se encuentre la anomalía (FER mayores o iguales a 0,9).
iii. Una indicación de pérdida de metal que afecte una soldadura longitudinal/helicoidal que fue realizada mediante corriente continua, resistencia eléctrica de baja frecuencia, o “flash welding”.
iv. Una abolladura que tiene indicación de pérdida de metal, fisura o concentrador de tensión.
v. Una anomalía que a juicio del operador considere que requiere acción inmediata.
Condiciones de reparación programada:
Se deben tratar las siguientes condiciones como de reparación programada:
i. Disminución entre el 60% y el 80% del espesor de la cañería.
ii. Presión de falla entre 1,4 y 1,1 veces la máxima presión de operación establecida para el tramo de la línea de transmisión donde se encuentre la anomalía (FER entre 0,72 y 0,9).
ii. Presión de falla entre 1,4 y 1,1 veces la máxima presión de operación establecida para el tramo de la línea de transmisión donde se encuentre la anomalía (FER entre 0,72 y 0,9).
Información a ser suministrada
Esta deberá ser:
• En forma trimestral, una planilla detallando las MAPOs de cada tramo del sistema.
• Cada vez que se pase un scraper instrumentado para la detección de defectos volumétricos (pérdidas de metal), se deberá remitir, en el término de 30 días corridos de recibido el reporte final validado, la siguiente información:
• Anualmente, antes del 15 de enero, deberá remitir una planilla que refleje todas las verificaciones/ reparaciones o acciones realizadas sobre los resultados de integridad en el año precedente por tramo, indicando la fecha de su realización y la fecha de descubrimiento de la condición, y otra planilla que refleje las intervenciones a realizar durante el año en curso.
• Cada vez que se pase un scraper instrumentado para la detección de defectos volumétricos (pérdidas de metal), se deberá remitir, en el término de 30 días corridos de recibido el reporte final validado, la siguiente información:
1. Toda pérdida de metal reportada con profundidad mayor o igual al 80% del espesor y/o FER (MAPO/Presión de Falla) mayor o igual a 0,9 indicando las medidas de mitigación inmediatas tomadas.
2. Toda pérdida de metal reportada con profundidades entre el 60% y 80% del espesor y/o FER (MAPO/Presión de Falla) entre 0,72 y 0,9, indicando el cronograma de intervenciones.
3. Un gráfico incluyendo todas las indicaciones de pérdida de metal reportadas por la herramienta, detallando FER (MAPO/Presión de Falla) y Profundidad (% del espesor) en función de la distancia (progresiva reportada).
2. Toda pérdida de metal reportada con profundidades entre el 60% y 80% del espesor y/o FER (MAPO/Presión de Falla) entre 0,72 y 0,9, indicando el cronograma de intervenciones.
3. Un gráfico incluyendo todas las indicaciones de pérdida de metal reportadas por la herramienta, detallando FER (MAPO/Presión de Falla) y Profundidad (% del espesor) en función de la distancia (progresiva reportada).
• Anualmente, antes del 15 de enero, deberá remitir una planilla que refleje todas las verificaciones/ reparaciones o acciones realizadas sobre los resultados de integridad en el año precedente por tramo, indicando la fecha de su realización y la fecha de descubrimiento de la condición, y otra planilla que refleje las intervenciones a realizar durante el año en curso.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que el seguimiento del ENARGAS será trimestral y su evaluación final, anual.
Incumplimientos
Se considerará que existe un incumplimiento cuando se encuentren:
• Secciones de gasoducto en los que la Licenciataria no hubiere respetado las disminuciones temporarias de presión de operación previstas en la Sección 933 de la NAG 100, comprometiendo la seguridad y/o la prestación del servicio.
• Secciones de gasoducto que contengan defectos volumétricos (pérdidas de metal) de verificación inmediata y que no hayan sido reparados, teniendo en cuenta la información reportada por las herramientas de inspección interna y pasados los 5 días de plazo, luego del descubrimiento de la condición y no se hubiese tomado las acciones previstas en la Sección 933 de la NAG 100.
• Secciones de gasoducto que contengan defectos volumétricos (pérdidas de metal) de verificación programada y que no hayan sido reparados, teniendo en cuenta la información reportada por las herramientas de inspección interna y pasado el plazo estipulado en la Sección 933 de la NAG 100, luego del descubrimiento de la condición.
• Secciones criticas de gasoducto que presenten fugas y la Licenciataria no las hubiera atendido correctamente transcurrido el plazo de descubierta su condición, según indicado en el Apéndice G-11 del Material de Guía de la NAG 100, de acuerdo a la clasificación de la pérdida.
• Secciones de gasoducto que contengan defectos volumétricos (pérdidas de metal) de verificación inmediata y que no hayan sido reparados, teniendo en cuenta la información reportada por las herramientas de inspección interna y pasados los 5 días de plazo, luego del descubrimiento de la condición y no se hubiese tomado las acciones previstas en la Sección 933 de la NAG 100.
• Secciones de gasoducto que contengan defectos volumétricos (pérdidas de metal) de verificación programada y que no hayan sido reparados, teniendo en cuenta la información reportada por las herramientas de inspección interna y pasado el plazo estipulado en la Sección 933 de la NAG 100, luego del descubrimiento de la condición.
• Secciones criticas de gasoducto que presenten fugas y la Licenciataria no las hubiera atendido correctamente transcurrido el plazo de descubierta su condición, según indicado en el Apéndice G-11 del Material de Guía de la NAG 100, de acuerdo a la clasificación de la pérdida.
Para la evaluación del incumplimiento en lo que hace a la existencia de fugas en secciones críticas del ducto se tendrá especialmente en cuenta, si la fuga ha sido informada debidamente a esta Autoridad y si se han adoptado medidas correctivas por parte de la Licenciataria.
En estos casos y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Transporte.
En el mismo acto se exigirá la corrección de la anomalía detectada, para lo cual se fijará un plazo que será definido por esta Autoridad y se establecerá un valor a la multa diaria a ser aplicada de persistir el incumplimiento, una vez vencido el plazo antes mencionado.
Método de Control
Para el control de la efectividad de los planes de mantenimiento asociados al ítem en cuestión, el ENARGAS puede realizar auditorías u ordenar la realización de las mismas a la Licenciataria.
El Indicador considera que, habiéndose cumplido un período de regularización de las instalaciones, y dado que en las zonas críticas han existido los medios necesarios para que la Licenciataria se encuentre advertida de tal posibilidad, deben adoptarse todos los recaudos para evitar la existencia de fugas en la línea (pérdidas de metal con profundidades del 100% del espesor).
La periodicidad de las verificaciones del Indicador dependerá de la decisión de la Autoridad Regulatoria de efectuar las auditorías que ésta crea conveniente.
3 - Indicador OM#3 - Confiabilidad del Sistema de Compresión
Definición
Relación porcentual entre el lapso considerado de un (1) año y el tiempo fuera de servicio por averías producidas en los equipos de compresión dentro de ese lapso.
Objetivo
El objetivo del Indicador de Confiabilidad es disminuir el tiempo perdido por paradas no previstas, inclusive su reparación, asociadas a mantenimientos correctivos en las unidades de compresión que podrían afectar el servicio. Este indicador está dirigido a incentivar técnicas de mantenimiento predictivo para detectar tendencias desfavorables en el parque de compresión, minimizando los tiempos de parada de máquina.
Valor de referencia
El valor mínimo de referencia que deberá cumplir el parque de compresión de gas natural (sean máquinas turbo o moto compresoras) será del 96 % en conjunto.
Periodicidad y metodología de cálculo
El índice de Confiabilidad de cada planta compresora se calculará en forma mensual de acuerdo a la expresión que se detalla a continuación:
Donde:
n — es el número de máquinas existentes en la planta.
hM — es la cantidad de horas mensuales calendario.
hA — es la cantidad de horas de paradas por averías o fallas producidas en el mes calendario. Entiéndase por ello toda parada no prevista en el plan anual de mantenimiento que requiera una acción correctiva inmediata o a corto plazo por parte del operador exceptuándose aquellas paradas requeridas para realizar tareas que surjan de técnicas predictivas (medición de vibraciones, ultrasonido, análisis de aceite, boroscopiado, análisis de tendencias, etc.).
hM — es la cantidad de horas mensuales calendario.
hA — es la cantidad de horas de paradas por averías o fallas producidas en el mes calendario. Entiéndase por ello toda parada no prevista en el plan anual de mantenimiento que requiera una acción correctiva inmediata o a corto plazo por parte del operador exceptuándose aquellas paradas requeridas para realizar tareas que surjan de técnicas predictivas (medición de vibraciones, ultrasonido, análisis de aceite, boroscopiado, análisis de tendencias, etc.).
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será anual, al igual que su evaluación final por parte del ENARGAS. Por lo tanto, su cálculo será sobre el total de máquinas disponibles y sobre los tiempos de parada asociados.
Método de control
De modo obligatorio se deberán registrar en las distintas plantas compresoras y para cada equipo o posición: i) los tiempos de marcha o funcionamiento; ii) los tiempos de reserva; iii) los tiempos de parada por averías o fallas y iv) los tiempos de parada por mantenimientos programados acordes a la planificación y los procedimientos que establezca la propia Licenciataria.
Sobre la información suministrada en referencia al período en evaluación del Indicador, el ENARGAS realizará auditorías para revisar su consistencia en referencia con otros documentos y registros técnicos que considere válidos aplicar en campo.
Información a ser suministrada
La información y documentación que a continuación se detalla consistirá en:
• Al inicio de cada período anual, y antes del 15 de febrero, la Licenciataria deberá remitir una memoria descriptiva de cada planta, con sus actualizaciones, que contenga al menos:
• En el mismo plazo deberá remitir el Plan de mantenimiento de cada planta con relación a su parque de máquinas que involucre las paradas programadas.
• Adicionalmente, junto con la anterior información, se deberá remitir la última revisión de los procedimientos de ejecución de mantenimientos de la Licenciataria conforme el Plan antes mencionado, conteniendo al menos lo siguiente:
• Semestralmente, antes del 01 de agosto de cada año y 01 febrero del año siguiente, la Licenciataria deberá enviar el registro de paradas de su parque de máquinas y el cálculo mensual del índice de Confiabilidad.
✓ Ubicación geográfica y dentro del sistema.
✓ Descripción de las áreas operativas y especificaciones técnicas de los equipos principales.
✓ Descripción de los servicios, sistemas y equipos auxiliares.
✓ Descripción de los edificios de la planta.
✓ Descripción de las áreas operativas y especificaciones técnicas de los equipos principales.
✓ Descripción de los servicios, sistemas y equipos auxiliares.
✓ Descripción de los edificios de la planta.
• En el mismo plazo deberá remitir el Plan de mantenimiento de cada planta con relación a su parque de máquinas que involucre las paradas programadas.
• Adicionalmente, junto con la anterior información, se deberá remitir la última revisión de los procedimientos de ejecución de mantenimientos de la Licenciataria conforme el Plan antes mencionado, conteniendo al menos lo siguiente:
✓ Definición del tipo de mantenimiento.
✓ Descripción detallada de las tareas a ejecutar indicando los elementos del equipo a ser reemplazados.
✓ Tiempos previstos de ejecución y de desafectación del equipo.
✓ Registros a ser cumplimentados para certificar las tareas antes indicadas y los tiempos de paradas involucradas.
✓ Descripción detallada de las tareas a ejecutar indicando los elementos del equipo a ser reemplazados.
✓ Tiempos previstos de ejecución y de desafectación del equipo.
✓ Registros a ser cumplimentados para certificar las tareas antes indicadas y los tiempos de paradas involucradas.
• Semestralmente, antes del 01 de agosto de cada año y 01 febrero del año siguiente, la Licenciataria deberá enviar el registro de paradas de su parque de máquinas y el cálculo mensual del índice de Confiabilidad.
Incumplimientos
Se dará por incumplido el Indicador, cuando el índice de Confiabilidad para el período de evaluación esté por debajo del límite fijado como Valor de referencia, es decir menor a 96%, y respetando las reglas del debido proceso, de corresponder, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte.
4 - Indicador OM#4 - Disponibilidad del Sistema de Compresión
Definición
Relación porcentual dentro de un lapso de un (1) año que considera el tiempo de marcha afectado por mantenimiento más averías producidas en los equipos de compresión.
Objetivo
El objetivo del Indicador de Disponibilidad es disminuir el tiempo perdido por paradas previstas y no previstas, inclusive su reparación, en las unidades de compresión que podrían afectar el servicio.
Valor de referencia
El valor mínimo de referencia que deberá cumplir el parque de compresión de gas natural (sean máquinas turbo o moto compresoras) será del 90 % en conjunto.
Periodicidad
El índice de Disponibilidad de cada planta compresora se calculará en forma mensual de acuerdo a la expresión que se detalla a continuación:
Donde:
n = es el número de máquinas existentes en la planta.
hM= es la cantidad de horas mensuales calendario.
hA = es la cantidad de horas de paradas por averías o fallas producidas en el mes calendario. Entiéndase por ello toda parada no prevista en el plan anual de mantenimiento que requiera una acción correctiva inmediata o a corto plazo por parte del operador exceptuándose aquellas paradas requeridas para realizar tareas que surjan de técnicas predictivas (medición de vibraciones, ultrasonido, análisis de aceite, boroscopiado, análisis de tendencias, etc.).
hP = es la cantidad de horas de paradas por mantenimiento programado producidas en el mes calendario.
hM= es la cantidad de horas mensuales calendario.
hA = es la cantidad de horas de paradas por averías o fallas producidas en el mes calendario. Entiéndase por ello toda parada no prevista en el plan anual de mantenimiento que requiera una acción correctiva inmediata o a corto plazo por parte del operador exceptuándose aquellas paradas requeridas para realizar tareas que surjan de técnicas predictivas (medición de vibraciones, ultrasonido, análisis de aceite, boroscopiado, análisis de tendencias, etc.).
hP = es la cantidad de horas de paradas por mantenimiento programado producidas en el mes calendario.
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será anual, al igual que su evaluación final por parte del ENARGAS. Por lo tanto, su cálculo será sobre el total de máquinas disponibles y sobre los tiempos de parada asociados.
Método de control
De modo obligatorio se deberán registrar en las distintas plantas compresoras y para cada equipo o posición: i) los tiempos de marcha o funcionamiento; ii) los tiempos de reserva; iii) los tiempos de parada por averías o fallas y iv) los tiempos de parada por mantenimientos programados acordes a la planificación y los procedimientos que establezca la propia Licenciataria.
Sobre la información suministrada en referencia al período en evaluación del Indicador, el ENARGAS realizará auditorías para revisar su consistencia en referencia con otros documentos y registros técnicos que considere válidos aplicar en campo.
Información a ser suministrada
Toda la información y documentación que a continuación se detalla consistirá en:
• Al inicio de cada período anual, y antes del 15 de febrero, la Licenciataria deberá remitir una descripción detallada de cada planta, con sus actualizaciones, que contenga al menos:
• En el mismo plazo deberá remitir el Plan de mantenimiento de cada planta con relación a su parque de máquinas que involucre las paradas programadas.
• Adicionalmente, junto con la anterior información, se deberá remitir la última revisión de los procedimientos de ejecución de mantenimientos de la Licenciataria conforme el Plan antes mencionado, conteniendo al menos lo siguiente:
• Semestralmente, antes del 01 de agosto de cada año y 01 febrero del año siguiente, la Licenciataria deberá enviar el registro de paradas de su parque de máquinas y el cálculo mensual del índice de Disponibilidad.
✓ Ubicación geográfica y dentro del sistema.
✓ Descripción de las áreas operativas y especificaciones técnicas de los equipos principales.
✓ Descripción de los servicios, sistemas y equipos auxiliares.
✓ Descripción de los edificios de la planta.
✓ Descripción de las áreas operativas y especificaciones técnicas de los equipos principales.
✓ Descripción de los servicios, sistemas y equipos auxiliares.
✓ Descripción de los edificios de la planta.
• En el mismo plazo deberá remitir el Plan de mantenimiento de cada planta con relación a su parque de máquinas que involucre las paradas programadas.
• Adicionalmente, junto con la anterior información, se deberá remitir la última revisión de los procedimientos de ejecución de mantenimientos de la Licenciataria conforme el Plan antes mencionado, conteniendo al menos lo siguiente:
✓ Definición del tipo de mantenimiento.
✓ Descripción detallada de las tareas a ejecutar indicando los elementos del equipo a ser reemplazados.
✓ Tiempos previstos de ejecución y de desafectación del equipo.
✓ Registros a ser cumplimentados para certificar las tareas antes indicadas y los tiempos de paradas involucradas.
✓ Descripción detallada de las tareas a ejecutar indicando los elementos del equipo a ser reemplazados.
✓ Tiempos previstos de ejecución y de desafectación del equipo.
✓ Registros a ser cumplimentados para certificar las tareas antes indicadas y los tiempos de paradas involucradas.
• Semestralmente, antes del 01 de agosto de cada año y 01 febrero del año siguiente, la Licenciataria deberá enviar el registro de paradas de su parque de máquinas y el cálculo mensual del índice de Disponibilidad.
Incumplimientos
Se dará por incumplido el Indicador cuando el índice de Disponibilidad en el período de evaluación esté por debajo del límite fijado como Valor de referencia, es decir menor a 90%, y respetando las reglas del debido proceso, de corresponder, se aplicarán las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte.
5 - Indicador OM#5 - Capacidad de Reserva de Plantas Reguladoras de Sistemas Aislados
Definición
Porcentaje de plantas reguladoras en sistemas aislados cuyo ramal de reserva es capaz de transferir el caudal histórico máximo requerido.
Objetivo
Mantener el nivel de capacidad de reserva en plantas reguladoras que entregan gas a sistemas aislados dentro de valores adecuados durante la vigencia de la Licencia.
Las Licenciatarias recibieron los sistemas con una capacidad de reserva inicial, a medida que los sistemas se expanden este margen se reduce; durante la Licencia esta capacidad se verá agotada en muchos casos. Este Indicador tiene un carácter preventivo, advirtiendo esta situación y promoviendo la mejor solución técnica para cada caso, evitando que se llegue a afectar el servicio al usuario ante la eventualidad de salida de servicio de una rama de regulación activa.
Para las plantas reguladoras que alimentan con gas a una localidad aislada (instalaciones tipo antena), se considera como capacidad de reserva mínima, a uno o más de un ramal en stand-by con una capacidad total igual a la capacidad de la planta dividida por el número de ramales en servicio (evaluado en el pico máximo de consumo).
Consideraciones y Criterios
Una planta reguladora que alimenta un sistema aislado, tendrá capacidad de reserva cuando prescindiendo del mayor de sus ramales, el o los ramales de reserva puedan suplir a este para que la planta reguladora pueda transferir el caudal máximo requerido.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que la verificación y evaluación final por parte del ENARGAS será anual.
Las Licenciatarias enviarán al ENARGAS, antes del 1° de Febrero de cada año, una planilla registrando el desempeño de las instalaciones a controlar en el transcurso del período anterior.
Esta fecha es considerada plazo de caducidad, por lo que será el último plazo para la recepción de la información que debe enviar la Licenciataria. Vencido dicho plazo, automáticamente y sin intimación alguna, y/o si la Licenciataria no hubiere remitido la información completa, el indicador de capacidad de reserva final será considerado con valor cero.
Toda vez que una Planta Reguladora deje de estar en un Sistema Aislado para estar en un Sistema Ligado, se deberá reflejar el cambio en la actualización de la información en el año inmediato posterior a su interconexión.
A su vez, el ENARGAS podrá requerir la ampliación de la información que las Licenciatarias hayan entregado a fin de cumplir con las pautas establecidas.
Valor de referencia
Según estableció la entonces Resolución ENARGAS N.° 1192/1999, a partir del año 2001 el porcentaje de plantas reguladoras (que alimentan sistemas aislados) con ramal de reserva capaz de alimentar al consumo máximo debe ser el 100%.
Si un Cargador cambiase los volúmenes a ser entregados, implicando un cambio en la condición inicial declarada por la Transportista, o dejara de ser un sistema aislado pasando a ser un sistema vinculado, esta situación deberá ser informada por esta última al ENARGAS para que sea evaluada la procedencia o no de la adecuación del Indicador informado.
Determinación de la Capacidad del Ramal
La determinación de la capacidad de ramales, en esta instancia de evaluación es a fin de dar idea del rango del caudal de gas natural que la instalación puede entregar, esto depende de ciertas variables tanto morfológicas de la válvula reguladora, como operativas y así también de las consideraciones particulares de los fabricantes.
En ese sentido, y a modo de guía, se debe mencionar que existen varios métodos para la determinación de la capacidad de los ramales, uno de ellos es el cálculo por la Ecuación universal para dimensionado en gas (Método tradicional)1 la cual es:
1) Expresada en Radianes:
2) Expresada en Grados sexagesimales:
Donde:
QSFH = Caudal de gas / [sfph] = [SpieZ/h]
ΔP = Caída de presión, diferencia entre P1 y P2 / [psi] = [lb/pulg2]
______________________
1 Fuente: Regulator Handbook, de Emerson Process Management - Fisher
P1 = Presión Absoluta de entrada / [psia] = [lba/pulg2]
G = Gravedad específica del gas
C1 = Cg/Cv
Cg = Coeficiente dimensional del gas
T = Temperatura absoluta del gas a la entrada de la válvula / [°Rankine]
Los coeficientes Cg y C1 son características inherentes de las válvulas reguladoras, el primero es dimensional de la válvula y el segundo corresponde a la característica de recuperación de la misma. Estos datos son brindados por los fabricantes y varían según el tipo de válvula, el diámetro del orificio de paso y el criterio de su característica de control.
La característica de control es la relación de la apertura de la válvula en función del caudal, esta puede presentar distintas variantes en función del criterio adoptado, las cuales son:
• Igual porcentaje
• Lineal
• Apertura rápida
• Lineal
• Apertura rápida
A continuación, se visualiza un gráfico que representa las características de control, las cuales están en función del porcentaje (%) de apertura versus el % de caudal:
Fuente: Hoja técnica del fabricante Doma estudio técnico S.A.
Otro método de cálculo de caudal para válvulas reguladoras es el “Método Estandarizado”, cuyo procedimiento está establecido por el organismo ISA (International Society of Automation), en la norma cuya nomenclatura es ISA 75.01, la misma considera factores de corrección (Geométricos, Crítico/Subcrítico, Expansión) aplicados a fluidos compresibles.
También se podrá considerar para la determinación de la capacidad de reserva los softwares de fabricantes de válvulas reguladoras, como así también ábacos de selección.
Metodología de cálculo Indicador:
Para la determinación del cumplimiento del Indicador de una planta reguladora que alimenta a un sistema aislado, se analizan los valores de caudal máximo y capacidad de reserva declarados por la Licenciataria, los cuales podrán ser auditados.
Este análisis implica corroborar que el o los ramales de reserva sean capaces de transferir el caudal máximo, obteniéndose como resultado un porcentaje de las plantas reguladoras de sistemas aislados cuyos ramales de reserva son capaces de transferir dicho caudal.
Fórmula de cálculo:
Donde:
Pr: N.° total de plantas que alimentan un sistema aislado
PrSr: N.° de plantas que alimentan un sistema aislado sin ramal de reserva
Método de Control
ENARGAS podrá efectuar auditorías a los valores declarados, a la metodología de cálculo utilizada por cada operador para determinar la capacidad de reserva de sus plantas reguladoras, y cualquier otra que resulte aplicable para verificar el permanente cumplimiento del indicador.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, un porcentaje de plantas reguladoras sobre el total que no cumple con el valor de referencia fijado o situaciones en las que la Licenciataria no haya cumplido con los valores de referencia previstos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicaran, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia.
6 - Indicador OM#6 - Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Definición
Tiempo máximo en que la Licenciataria deberá restablecer el servicio interrumpido a raíz del inconveniente acaecido, teniendo en cuenta el lapso transcurrido desde el momento en que se produce el hecho y hasta restablecer la continuidad del servicio de transporte de gas.
Objetivo
Impulsar la organización de estructuras acordes que actúen en forma eficiente ante emergencias, dentro de tiempos preestablecidos; mejorar la seguridad del sistema y disminuir el riesgo hacia personas y los bienes involucrados.
Asegurar el efectivo cumplimiento de la obligación establecida en el punto 4.2.2 de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte, estableciendo el alcance del deber de continuidad del servicio antes situaciones de emergencia.
Valor de referencia
Se considerarán dos aspectos: a) el Tiempo de Respuesta Inmediata (TRI) que comprenderá las acciones iniciales y la información a la Autoridad Regulatoria y b) el Tiempo de Restablecimiento del Servicio (TRS) en que se tendrá en cuenta el lapso transcurrido hasta restablecer la continuidad del servicio de transporte de gas.
Tiempo de respuesta inmediata (TRI)
El TRI es el tiempo transcurrido entre que la Licenciataria toma conocimiento del inconveniente y el arribo al lugar del personal responsable de la Licenciataria, para realizar la Acción inmediata, este será inferior a 2 (dos) horas.
Se debe tener en cuenta que en un periodo menor a 2 (dos) horas de haber arribado al sitio del inconveniente deberá ponerse en conocimiento de la Autoridad Regulatoria un informe preliminar de lo acontecido.
Por Acción inmediata se entiende: la intervención sin demora de personal calificado, con el propósito de evaluar y adoptar las medidas de emergencias necesarias.
Por Personal Autorizado se entiende: personal de la Licenciataria o autorizado por esta.
Las emergencias que se tendrán en cuenta para este Indicador son todos los accidentes que se produzcan Se define como accidente lo descripto en la norma NAG 102.
Tiempo de restablecimiento del servicio (TRS)
En este caso se evaluará el tiempo máximo transcurrido desde tomado conocimiento del hecho y hasta que se da continuidad a la prestación del servicio licenciado, sea a través de la solución definitiva del evento o a través de medidas alternativas o provisorias.
Los TRS tienen incluido el TRI, toda vez que ambos parámetros serán considerados en forma independiente. Estos tiempos no son aplicables para aquellos casos excepcionales tales como el Estrecho de Magallanes, ríos caudalosos, grandes bañados, reservas ecológicas declaradas por autoridad competente y zonas de alta montaña.
Si bien los TRS y los TRI, anteriormente indicados se consideran razonables, en cada caso que superen los mismos las Transportistas expondrán las circunstancias en cada caso, a los efectos de su excepción.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que la evaluación final por parte del ENARGAS será anual.
Incumplimientos
Se considera que existe un incumplimiento cuando se den cualquiera de estas situaciones:
• La Licenciataria no haya enviado un informe preliminar en el término de 2hs de haber arribado al sitio del inconveniente.
• La Licenciataria no haya respondido en los TRI con el arribo al lugar del personal responsable de esta, para realizar la Acción inmediata.
• La Licenciataria se haya excedido en los TRS prefijados.
• La Licenciataria no haya respondido en los TRI con el arribo al lugar del personal responsable de esta, para realizar la Acción inmediata.
• La Licenciataria se haya excedido en los TRS prefijados.
En tales casos, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Transporte.
Método de Control
Se efectuará mediante el análisis de la información recibida y de las auditorias que se dispongan.
7 - Indicador OM#7 - Uso Racional de la Energía
Definición
Monitoreo de los balances de energía, de las variables que los componen y del gas no contabilizado.
Objetivo
Definir una metodología sistemática para la realización de balances mensuales energéticos de las Licenciatarias de Transporte de gas natural con el fin de conformar una herramienta para la toma de decisiones regulatorias.
Para ello se han considerado los siguientes aspectos de índole regulatorio:
■ Evaluar la cantidad de gas administrado por cada Licenciataria a través de un mecanismo que permita agrupar la información necesaria para realizar los balances de ingresos de gas y entregas del mismo.
■ Establecer obligaciones de información que permitan conocer las acciones básicas y los aspectos metodológicos llevados a cabo por las Licenciatarias en materia de balances volumétricos y energéticos.
■ Conocer los valores mensuales de gas no contabilizado verificados en el sistema.
■ Definir procedimientos uniformes de presentación de la información ya que resulta indispensable para cerrar un balance general del Sistema Licenciado de Transporte.
■ Establecer obligaciones de información que permitan conocer las acciones básicas y los aspectos metodológicos llevados a cabo por las Licenciatarias en materia de balances volumétricos y energéticos.
■ Conocer los valores mensuales de gas no contabilizado verificados en el sistema.
■ Definir procedimientos uniformes de presentación de la información ya que resulta indispensable para cerrar un balance general del Sistema Licenciado de Transporte.
En ese sentido, se propone requerir a las Licenciatarias información respecto de los balances volumétricos con un nivel de apertura mensual y desagregación de sus componentes: Recepciones, Entregas, RTP, variaciones de Line Pack, gas combustible para compresión, venteos, etc., por plantas compresoras y tramos de gasoductos.
Ello, junto con los resultados de cálculo del gas natural no contabilizado por Sistema, permitirá monitorear todas las variables que conforman los balances, incluyendo su evolución en el tiempo, su incidencia en el Sistema, entre otros análisis de interés que surjan de contar con una base estadística de dichas variables.
Definiciones
A los fines de este Indicador, deberán aplicarse las siguientes definiciones:
1. Gas Combustible en Plantas Compresoras: Es el volumen de gas combustible consumido en Plantas Compresoras, destinado a:
2. Venteos y Quemas en la Planta Compresora: Es el volumen de gas venteado y/o quemado en Plantas compresoras.
3. Gas Pasante PC: Es el volumen de gas medido a la salida de una Planta Compresora.
4. Retención Térmica de Planta: Es la pérdida combinada de volumen de gas y de energía atribuible al procesamiento de gas natural.
5. Tramo: Tramo de gasoducto conforme la segmentación de éste entre Plantas Compresoras.
6. Consumos Propios en Tramos: Es el volumen de gas consumido en los Tramos de gasoducto destinado a:
7. Venteos y Quemas en tramos: Es el volumen de gas venteado y/o quemado en Tramos sin incluir plantas compresoras.
8. Recepción: Son los volúmenes de gas medidos en los Puntos de Ingreso al Sistema de Transporte donde el gas es recibido por la Transportista.
9. Entrega: Son los volúmenes de gas medidos en los Puntos de Entrega donde el gas es entregado por la Transportista.
10. Sistema: Es el conjunto de todos los gasoductos de la Licenciataria y el sistema de control sobre el que se realiza el Balance Energético General.
11. Diferencia de Line Pack: Es la diferencia de stock existente entre las 6:00hs del día calendario siguiente al del último día operativo (DO) del período considerado y las 6:00hs del primer día del período considerado. A los fines de este indicador, puede estar referida a un gasoducto o Sistema.
12. Gas Utilizado (U): Es la sumatoria de:
13. Gas Natural No Contabilizado (GNNC): Se define, para un Sistema, por la siguiente fórmula:
a. la compresión de gas natural,
b. la generación eléctrica,
c. otros consumos de la Planta Compresora, entre los que se encuentran el consumo doméstico.
b. la generación eléctrica,
c. otros consumos de la Planta Compresora, entre los que se encuentran el consumo doméstico.
2. Venteos y Quemas en la Planta Compresora: Es el volumen de gas venteado y/o quemado en Plantas compresoras.
3. Gas Pasante PC: Es el volumen de gas medido a la salida de una Planta Compresora.
4. Retención Térmica de Planta: Es la pérdida combinada de volumen de gas y de energía atribuible al procesamiento de gas natural.
5. Tramo: Tramo de gasoducto conforme la segmentación de éste entre Plantas Compresoras.
6. Consumos Propios en Tramos: Es el volumen de gas consumido en los Tramos de gasoducto destinado a:
a. El calentamiento de gas natural, en estaciones de regulación de presión y/o medición.
b. Generación eléctrica en estaciones de regulación de presión y/o medición, o en termogeneradores para protección catódica.
c. Mermas.
d. Otros consumos en tramos no incluidos en los puntos anteriores.
b. Generación eléctrica en estaciones de regulación de presión y/o medición, o en termogeneradores para protección catódica.
c. Mermas.
d. Otros consumos en tramos no incluidos en los puntos anteriores.
7. Venteos y Quemas en tramos: Es el volumen de gas venteado y/o quemado en Tramos sin incluir plantas compresoras.
8. Recepción: Son los volúmenes de gas medidos en los Puntos de Ingreso al Sistema de Transporte donde el gas es recibido por la Transportista.
9. Entrega: Son los volúmenes de gas medidos en los Puntos de Entrega donde el gas es entregado por la Transportista.
10. Sistema: Es el conjunto de todos los gasoductos de la Licenciataria y el sistema de control sobre el que se realiza el Balance Energético General.
11. Diferencia de Line Pack: Es la diferencia de stock existente entre las 6:00hs del día calendario siguiente al del último día operativo (DO) del período considerado y las 6:00hs del primer día del período considerado. A los fines de este indicador, puede estar referida a un gasoducto o Sistema.
12. Gas Utilizado (U): Es la sumatoria de:
a. Gas Combustible en Plantas Compresoras, de todas las plantas compresoras de un Sistema,
b. Venteos y Quemas en la Planta Compresora, de todas las plantas compresoras de un Sistema,
c. Consumos Propios en tramo, de todos los tramos de un Sistema,
d. Venteos y Quemas en tramo, de todos los tramos de un Sistema.
b. Venteos y Quemas en la Planta Compresora, de todas las plantas compresoras de un Sistema,
c. Consumos Propios en tramo, de todos los tramos de un Sistema,
d. Venteos y Quemas en tramo, de todos los tramos de un Sistema.
13. Gas Natural No Contabilizado (GNNC): Se define, para un Sistema, por la siguiente fórmula:
GNNC = R - (E+RTP+DLP+U)
Siendo:
R = suma de todas las Recepciones de todos los tramos del sistema.
E = suma de todas las Entregas de todos los tramos del sistema.
RTP = suma de toda retención térmica de las plantas compresoras del sistema. DLP = Diferencia de Linepack de todo el sistema.
U = Gas Utilizado en todo el sistema
R = suma de todas las Recepciones de todos los tramos del sistema.
E = suma de todas las Entregas de todos los tramos del sistema.
RTP = suma de toda retención térmica de las plantas compresoras del sistema. DLP = Diferencia de Linepack de todo el sistema.
U = Gas Utilizado en todo el sistema
Mediciones
Las variables anteriormente señaladas serán informadas en los siguientes niveles de agregación (ver Tabla 1):
• primer nivel, por Tramos y Plantas Compresoras
• segundo nivel, por Gasoducto
• tercer nivel, por Sistema
• segundo nivel, por Gasoducto
• tercer nivel, por Sistema
Tabla 1
Balances
El Balance Energético General para todo el Sistema de la Licenciataria, será expresado de mediante la ecuación siguiente:
GNNC = R - (E+U+DLP+RTP)
Siendo:
U= GCPC+CPR+VPC+V
Información a ser suministrada
Deberá presentarse semestralmente una tabla conformada por registros (filas), según lo siguientes campos (en columnas) que contengan los valores mensuales indicados en la Tabla 2.
Tabla 2
Notas:
Todos los volúmenes de gas natural deberán estar expresados en m3 de 9.300 kcal/m3.
Los valores informados deben ser trazables a los efectos de ser verificados en eventuales auditorías por parte de esta Autoridad.
Periodicidad y Formato de la Información y Presentación
A los fines del cumplimiento de este Indicador, la información con los valores mensuales (según tabla 2) deberá presentarse semestralmente en planilla de cálculo editable, o de acuerdo con el Protocolo Informático que eventualmente se implemente. Su presentación deberá efectivizarse dentro de los treinta (30) días corridos posteriores al semestre a informar.
Asimismo, se podrá solicitar por Nota, la información referida a períodos anteriores a la fecha de emisión de este documento, con los formatos establecidos en este Documento o por el Protocolo Informático que eventualmente se implemente.
INDICADORES DE PROTECCION AMBIENTAL
PA#1 - Indicador Control de la Emisión de Gases Contaminantes
1. Definición del Indicador
Control del volumen de emisión de gases contaminantes como consecuencia de la actividad del transporte y distribución de gas natural y evaluación del impacto sobre la calidad del aire.
2. Definiciones y Siglas
Equipamiento existente: todo aquel que se haya encontrado en servicio antes del 6 de septiembre de 1999.
Equipamiento a ser instalado: aquel incorporado al servicio con posterioridad al 6 de septiembre de 1999.
Contaminantes: los gases contaminantes a ser considerados son: NOx (óxidos de nitrógeno expresados como NO2), CO (monóxido de carbono).
USEPA: Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos.
Máquinas: compresores y generadores afectados al sistema de transporte y distribución de gas natural.
3. Objetivo
El objetivo del presente indicador es promover la protección del ambiente, incluida la salud de la comunidad, mediante el control de la emisión de gases contaminantes provenientes de compresores y generadores, a través de métodos y uso de tecnologías que minimicen la contaminación de la atmósfera.
4. Metodología
Las empresas, a fin de dar cumplimiento a los objetivos previstos para este indicador deberán, como mínimo, llevar a cabo las siguientes actividades:
• Medición de las emisiones en los escapes de las máquinas (compresores y generadores).
• Aplicación de modelos de dispersión / difusión.
• Comparación de los resultados de las emisiones en los escapes de máquinas con los estándares de emisión y de calidad de aire establecidos por la USEPA.
• Evaluación de las excedencias en función de las normas de calidad de aire establecidas por la USEPA y otras a nivel provincial o nacional aplicables, la que sea más restrictiva entre ellas.
• Presentar un plan para llevar a cabo medidas de mitigación, de acuerdo con lo determinado con el punto anterior.
• Aplicación de modelos de dispersión / difusión.
• Comparación de los resultados de las emisiones en los escapes de máquinas con los estándares de emisión y de calidad de aire establecidos por la USEPA.
• Evaluación de las excedencias en función de las normas de calidad de aire establecidas por la USEPA y otras a nivel provincial o nacional aplicables, la que sea más restrictiva entre ellas.
• Presentar un plan para llevar a cabo medidas de mitigación, de acuerdo con lo determinado con el punto anterior.
El ENARGAS adopta como métodos válidos para la ejecución de las mediciones de los contaminantes presentes en los gases emitidos a la atmósfera provenientes de los escapes de las máquinas para compresión de gas natural o generación eléctrica en plantas compresoras, los procedimientos determinados por la USEPA - 40 CRF pt. 60 App A, que a continuación se describen:
• Método 1 para la determinación de los puntos de muestreo.
• Método 2 para la determinación de velocidades y caudales en conductos
• Método 3 para la determinación del peso molecular del gas.
• Método 4 para la determinación de humedad.
• Método 7 para la determinación de óxidos de nitrógeno.
• Método 10 para la determinación de monóxido de carbono.
• Método 2 para la determinación de velocidades y caudales en conductos
• Método 3 para la determinación del peso molecular del gas.
• Método 4 para la determinación de humedad.
• Método 7 para la determinación de óxidos de nitrógeno.
• Método 10 para la determinación de monóxido de carbono.
Todos los equipos de medición deberán ser calibrados, debiendo utilizarse gases patrones aprobados por la USEPA, de los cuales se debe adjuntar certificado de vigencia de la calibración.
Los valores de los contaminantes obtenidos en las mediciones se deben llevar a condiciones normales, entendiéndose como tales:
Presión: 760 mmHg o 1013,3 milibares
Temperatura: 0 °C
Tenor de oxígeno: 15% en caso de turbinas a gas o motores que funcionen con aire de barrido.
5% en el resto de los equipos
Los valores deberán ser expresados en mg/m3N, ppm y en g/HP.hora.
Como durante la combustión se trabaja con distintos excesos de aire, lo que se traduce en variaciones en la concentración de oxígeno, es necesario aplicar la siguiente ecuación de ajuste a condiciones normales:
siendo: VN: valor normalizado
V: valor medido
Las determinaciones a efectuar serán tres como mínimo, cada vez que se realice la medición, en cada conducto y para cada parámetro que corresponda medir. En aquellos casos en que se utilicen equipos multiparámetros de medición simultánea, cada medición de las variables en conjunto será considerada como una determinación.
Todas las determinaciones deberán ser suscriptas por un profesional matriculado con incumbencias y antecedentes en la materia, y realizarse con equipamientos que cumplan con los requisitos de los métodos de medición, que cuenten con los correspondientes certificados de calibración actualizados y con un procedimiento de calibración.
5. Máquinas sujetas a medición y periodicidad de mediciones
Las máquinas sujetas a medición de gases de combustión serán todas aquellas que se hayan puesto en funcionamiento por más de quinientas (500) horas durante el período de control que estará comprendido entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de cada año.
Las máquinas mencionadas en el párrafo anterior deberán contar como mínimo con una medición de referencia, según la metodología indicada, al finalizar el período de control.
En aquellos casos, donde la cantidad de horas de funcionamiento haya sido inferior a 500, a los efectos de contabilizar la emisión, se considerará la aplicación de estudios anteriores o parámetros intervinientes en máquinas similares de la misma empresa.
Para los casos en que se detecten riesgos ambientales o que de la ejecución de modelos de dispersión se desprenda la probabilidad de producir daños a la salud, en función de infraestructura o características del medio próximo a las plantas, se deberá iniciar dentro de los 30 días de la detección de tales anomalías, los planes que conduzcan a definir las medidas de adecuación o mitigación que correspondiera ejecutar. Posteriormente, y una vez finalizadas las adecuaciones pertinentes, se deberá medir nuevamente las máquinas en cuestión en los plazos que hubiere indicado el plan de mitigación correspondiente.
6. Presentación de los Resultados e Información a ser suministrada al ENARGAS
Los informes con los resultados obtenidos deberán contener como mínimo la siguiente información.
• Fecha de realización de la medición.
• Condiciones climáticas (humedad relativa, velocidad y dirección del viento, temperatura y presión).
• Personal interviniente. Profesional responsable de la medición.
• Descripción de la metodología utilizada en la extracción de muestras y en su procesamiento. Normas empleadas en la medición.
• Equipos utilizados. Certificado de calibración en el cual figure: Tipo de equipo, fecha de calibración, fecha de vencimiento, valores del gas patrón para cada gas a medir.
• Esquema de ubicación de la sección de muestreo. Área de la sección. Distancia a curvas o codos, extremo de salida del conducto, etc. Ubicación de orificios en la sección. Referencia a equipos de monitoreo continuo si los hubiere.
• Comentarios y observaciones.
• Resultados. En el caso de determinaciones puntuales se incorporarán los resultados obtenidos a la planilla anual, según el siguiente modelo.
• Condiciones climáticas (humedad relativa, velocidad y dirección del viento, temperatura y presión).
• Personal interviniente. Profesional responsable de la medición.
• Descripción de la metodología utilizada en la extracción de muestras y en su procesamiento. Normas empleadas en la medición.
• Equipos utilizados. Certificado de calibración en el cual figure: Tipo de equipo, fecha de calibración, fecha de vencimiento, valores del gas patrón para cada gas a medir.
• Esquema de ubicación de la sección de muestreo. Área de la sección. Distancia a curvas o codos, extremo de salida del conducto, etc. Ubicación de orificios en la sección. Referencia a equipos de monitoreo continuo si los hubiere.
• Comentarios y observaciones.
• Resultados. En el caso de determinaciones puntuales se incorporarán los resultados obtenidos a la planilla anual, según el siguiente modelo.
o Fecha y hora (de inicio y finalización del muestreo)
o O2% - NOx (mg/m3)
o NOx (mg/m3N y ppm)
o CO (mg/m3)
o CO (mg/m3N y ppm)
o Observaciones
o O2% - NOx (mg/m3)
o NOx (mg/m3N y ppm)
o CO (mg/m3)
o CO (mg/m3N y ppm)
o Observaciones
Los valores de NOx en mg/m3N deben calcularse suponiendo que todo el NO contenido en los gases de escape se oxida a NO2.
Se deberá remitir a la Autoridad Regulatoria la siguiente información de las máquinas que hayan operado durante el período de control:
Todas las hojas de los informes que se confeccionaren al efecto, deberán estar firmadas por el responsable en materia de protección ambiental de la empresa y deberán estar a disposición
El informe de mediciones de los gases de escape de cada máquina y los informes de los modelos de difusión y análisis de muestras de aire —en caso de corresponder—, deberán ser presentados antes del 30 de enero próximo al año cumplido.
7. Máximos de NOx permitidos para Gases de Combustión
A los efectos del presente indicador se fija como máximo límite de NOx en aquellos equipos a ser instalados, la cantidad de 143,5 mg/m3N (70 ppm) en caso de turbocompresores; de 1,5 g/HP.h en el caso de motocompresores, y de 450 mg/m3N para motogeneradores.
8. Modelos de Difusión
Los datos de los gases de combustión deberán ser evaluados por modelos de dispersión simple considerando la peor situación, es decir, la operación simultánea de todas las máquinas posibles afectadas a la operación de transporte, excluidos los generadores de reserva. De ser necesario y si los datos revelaran riesgos para la calidad del aire, se ejecutarán modelos complejos, teniendo en cuenta la simultaneidad real de máquinas por planta.
Si luego de ejecutarse estos modelos se evidenciara riesgo para la calidad de aire, deberá preverse la toma y análisis de muestras de aire en los alrededores de la planta. El número y la ubicación de los sitios de muestreo para calidad del aire deberá ser definido por el equipo técnico responsable.
Previo a la instalación de nuevos equipos, la empresa deberá presentar al ENARGAS un estudio acerca del impacto previsto en la calidad del aire, basado en un modelo de difusión que permita evaluar el medio circundante. En caso de excedencia, tomando como referencia los estándares fijados por la USEPA, calculados a 25°C y 1 atm de presión, se deberá adecuar al necesario (más restrictivo), para obtener valores satisfactorios de calidad del aire.
Si de las evaluaciones anteriores no resultaran riesgos para la calidad del aire, en mediciones posteriores sólo se verificará que las concentraciones de contaminantes en los escapes no superen los inicialmente medidos y que las horas de uso en función de las potencias no superen a las mediciones anteriores, debiendo verificar esta situación en cada máquina.
9. Implementación del sistema
Todas las máquinas, sin excepción, que operen en el período de control deben tener las adecuaciones de chimenea necesarias a los efectos de que las mediciones previstas sean realizadas según las metodologías indicadas.
10. Indicador y grado de cumplimiento a alcanzar.
A tales fines, se evaluarán los siguientes índices:
10.1 Índice de Acciones llevadas a cabo (IA)
Se define lo siguiente:
IA = 0,7 x T1 + 0,1 x T2 + 0,1 x T3 + 0,1 x T4
IA: Índice de Acciones llevadas a cabo
T1: Término relacionado con la toma de mediciones
T2: Término relacionado con la realización de los modelos simples
T3: Término relacionado con la realización de los modelos complejos
T4: Término relacionado con la realización de las mediciones de calidad de aire
Los términos T2, T3 y T4 se darán por cumplidos si no es necesaria su ejecución, según lo indicado para cada uno de ellos. Por ejemplo, si no fuera necesario realizar mediciones de calidad de aire, se tomará T4=1.
A continuación, se define cada uno de los términos, a saber:
T1: Término relacionado con la toma de mediciones de emisión
donde: NME = Número de mediciones efectuada en chimeneas
TMO = Total de mediciones obligatorias según el número de máquinas que hayan operado en el período de control, de acuerdo con el punto 5.
T2: Término relacionado con la realización de los modelos simples
donde: N1 = Número de plantas sobre las que se realizó un modelo simple.
NT = Número total de plantas sobre las que es necesario realizar un modelo simple.
Nota: La necesidad de realizar un modelo simple surge de la comparativa de las mediciones obtenidas con las del año anterior. Si excede, corresponde.
T3: Término relacionado con la realización de los modelos complejos
donde: S1 = Número de plantas sobre las que se realizó un modelo complejo.
ST = Número total de plantas sobre las que es necesario realizar un modelo
complejo.
Nota: La necesidad de realizar un modelo complejo surge de los resultados del modelo simple. Si no cumple, corresponde de un modelo complejo.
T4: Término relacionado con la realización de las mediciones de calidad de aire
donde: H1 = Número de plantas sobre las que en los alrededores se realizaron mediciones de calidad de aire.
HT = Número total de plantas sobre las que es necesario realizar en los alrededores mediciones de calidad de aire.
Nota 1: La necesidad de realizar mediciones de calidad del aire en los alrededores surge de los resultados del modelo complejo. Si no cumple, corresponde realizar mediciones de calidad del aire.
Nota 2: Dado que la evaluación en cuestión, puede extenderse más allá del período anual de evaluación, esta etapa podrá desarrollarse en varias campañas de medición según sea necesario para determinar con certeza la afectación causada, independientemente de la calificación alcanzada por la Licenciataria.
10.2 Índice de Comportamiento de la Licenciataria
De las acciones llevadas a cabo se evaluará la siguiente relación:
donde: IC = Índice de Comportamiento de la Licenciataria
PB = Número de plantas que cumplen con la normativa vigente.
PT = Cantidad de plantas de la Licenciataria.
PT = Cantidad de plantas de la Licenciataria.
10.3 Cumplimiento a ser alcanzado por la Licenciataria
En atención a lo definido en 10.1 y 10.2, la Licenciataria deberá alcanzar el siguiente valor:
IT = (0,5 x IA + 0,5 x lC) = 100%
Donde: IT = Índice de Totalización
IA = Índice de Acciones llevadas a cabo
IC = Índice de Comportamiento
PA#2 - Ruidos en Plantas Reguladoras
Definición
Nivel de Ruido en Plantas de Regulación de Presión.
Objetivo
Limitar la contaminación sonora, adecuando las instalaciones para lograr niveles aceptables de ruido en plantas de regulación de presión.
Valor de referencia
Se tomarán como valores de referencia a aplicarse al 100% de los casos, los siguientes: Exterior zona residencial (pobladas o semipobladas) diurno: 55 dB (A)
Exterior zona residencial (pobladas o semipobladas) nocturno: 45 dB (A)
Estos valores se deberán verificar desde el punto más próximo de la vivienda más cercana a la planta reguladora.
En caso de existir en la localidad de emplazamiento de la planta, normas Municipales o Provinciales que regulen en materia de contaminación sonora, el Prestador deberá cumplir con la mayor exigencia que surja entre éstas y los valores fijados ut supra.
Para la medición y calificación de los ruidos se tendrá en cuenta la norma IRAM 4062. La medición de los ruidos se hará en escala dB (A) lenta en Leq, con un medidor de nivel sonoro integrador, capaz de medir el intervalo de 30 a 120 dB (A), el cual deberá poseer un certificado de calibración homologado por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial u otro organismo de certificación reconocido a tal fin. Las determinaciones del nivel sonoro continuo equivalente se deberán obtener con mediciones de 5 minutos de duración (Para casos especiales se podrá medir de 5 a 10 minutos).
De existir ruido de fondo en el lugar donde se debe efectuar la medición y éste no pueda ser determinado, el mismo podrá ser estimado tomando los niveles sonoros equivalentes en dos puntos a 100 metros de la planta de regulación, uno arriba y otro abajo en la dirección de la calle más transitada, las duraciones de las mediciones deben ser iguales, evitando medir fuentes puntuales, el valor de ruido de fondo estimado resultará como el promedio de las dos determinaciones.
En el caso de obtener valores mayores a los indicados como máximos, y si la diferencia con el ruido de fondo supera los 8 db (A) se considerará que la planta no cumple con el indicador.
Sin perjuicio de los valores de referencia antes establecidos, los que serán tenidos en cuenta al momento de la consideración de los incumplimientos susceptibles de penalización, las nuevas instalaciones deberán, en todos los casos, respetar los valores establecidos en la norma NAG - 148 'Condiciones de Seguridad para la Ubicación e Instalación de Estaciones de Separación y Medición y Estaciones Reductoras de Presión'
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, alguna planta reguladora que no cumple con el valor de referencia fijado, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Transporte.
En el mismo acto se exigirá la corrección de la anomalía detectada, para lo cual se fijará un plazo que será definido por esta Autoridad y se establecerá un valor a la multa diaria a ser aplicada de persistir el incumplimiento, una vez vencido el plazo antes mencionado.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser permanente. Las Licenciatarias deberán informar los valores obtenidos de las mediciones, efectuadas durante operaciones rutinarias de mantenimiento, al final de cada período anual. La frecuencia con que las mediciones deben ser realizadas es una cada mes durante el 'Período Invernal' (del 1° de mayo al 30 de septiembre) y una determinación el resto del año. El 50% de las mediciones, como mínimo, deberá efectuarse en horario nocturno.
El número de determinaciones que deberán efectuar anualmente los prestadores podrá reducirse a la mitad (dos en el período invernal y otra el resto del año), en el caso de haberse verificado durante el período de evaluación anual anterior, que el nivel alcanzado supera el 95%. Esta disminución de la frecuencia será aplicable solamente a las plantas que hayan cumplido con el indicador.
Método de Control
El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Las Licenciatarias deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medidos, en ninguna circunstancia han sobrepasado el valor límite de referencia.
Especificaciones adicionales y forma de presentación
Las transportistas deberán remitir la información de las curvas isosónicas de la estación en plano a escala, indicando el/los asentamiento/s cercano/s.
La Transportista deberá indicar las fechas de toma de las mediciones. Las mediciones deberán ser efectuadas sobre todas aquellas estaciones que dentro de un radio de 1.000 m. tengan algún asentamiento poblacional.
En caso de incumplimiento de la normativa vigente deberá informar los trabajos necesarios para mitigar los efectos, para el año en curso.
Además de la información solicitada, los datos resumen deberán presentarse en planilla Excel de acuerdo al siguiente formato (soporte magnético incluido).
PA#3 - Ruidos en Plantas Compresoras
Definición
Nivel de Ruido en Plantas Compresoras.
Objetivo
Verificar el cumplimiento de la normativa aplicable que tiende a minimizar el impacto sonoro de este tipo de instalaciones
Valor de referencia
Los valores de referencia serán los indicados en la norma NAG 126 'Normas Mínimas de Seguridad en Plantas Compresoras de Gas Natural'.
Incumplimientos
En el caso de determinarse que existan incumplimientos, es decir, alguna planta compresora que no cumple con el valor de referencia fijado, y respetando las reglas del debido proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas de su Licencia de Transporte.
En el mismo acto se exigirá la corrección de la anomalía detectada, para lo cual se fijará un plazo que será definido por esta Autoridad y se establecerá un valor a la multa diaria a ser aplicada de persistir el incumplimiento, una vez vencido el plazo antes mencionado.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser permanente.
Método de Control
El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Las Licenciatarias deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medidos, en ninguna circunstancia han sobrepasado el valor límite de referencia estipulados en la norma NAG 126 'Normas Mínimas de Seguridad en Plantas Compresoras de Gas Natural'.
Especificaciones adicionales y forma de presentación:
Las transportistas deberán realizar el relevamiento de ruidos en cada una de las plantas compresoras, indicando especialmente los valores medidos en cada uno de los lugares de trabajo, a saber, edificio de control (sala de control, cocina, comedor), edificio de oficinas (oficinas técnicas, sala de reuniones) y taller de mantenimiento.
Los relevamientos deberán efectuarse en época de máximo transporte cuando se encuentren todas las máquinas en funcionamiento.
Además de la información solicitada, los datos resumen deberán presentarse en planilla Excel de acuerdo al siguiente formato (soporte magnético incluido).
IF-2019-103442073-APN-GT#ENARGAS