ART. 3º—Modificaciones. Se modifican los numerales 1.2.1, 1.2.2, 3.3, 3.4, 3.5, 4.10, 5.2.1, 5.2.3, 5.3, 5.3.1, 5.3.2, 5.4.2, 5.4.3, 5.4.4, 5.4.5, 5.5.3.1, 5.5.3.2, 5.5.4, 5.5.5, 5.6.1 y 5.7 del Anexo General de la Resolución CREG-071 de 1999 (RUT), los cuales quedarán así:

“1.2.1. Objetivos

Los agentes sujetos del alcance del presente Reglamento Único de Transporte (RUT), tendrán en cuenta, al implementarlo y aplicarlo, que los objetivos del RUT con relación al sistema nacional de transporte son:

g. Asegurar acceso abierto y sin discriminación.

h. Crear las condiciones e instrumentos para la operación eficiente, económica y confiable.

i. Facilitar el desarrollo de mercados de suministro y transporte de gas.

j. Estandarizar prácticas y terminología para la industria de gas.

k. Fijar las normas y las especificaciones de calidad del gas transportado.

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

1.2.2. Alcance

El Reglamento Único de Transporte, que para todos los efectos se identificará como el RUT, se le aplica a todos los Agentes que utilicen el sistema nacional de transporte de gas natural, y será de obligatorio cumplimiento en toda la infraestructura del sistema nacional de transporte, incluidas las estaciones para transferencia de custodia.

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

“3.3. Condiciones de conexión

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

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

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

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

“3.4. Conexiones y estaciones para transferencia de custodia de salida

EL transportador será el responsable de la administración, operación y mantenimiento de las conexiones y de las estaciones para transferencia de custodia de salida que se encuentren incluidas en la base de activos utilizada para establecer la remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

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

3.5. Conexiones y estaciones para transferencia de custodia de entrada

Los costos de las conexiones y de las estaciones para transferencia de custodia de entrada, del sistema nacional de transporte, así como su administración, operación y mantenimiento serán responsabilidad del productor-comercializador y deberán tener, como mínimo:

d. Sistemas de medición para transferencia de custodia.

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

f. Puerto de comunicación disponible para la transmisión de parámetros de flujo y de calidad a los centros principales de control del transportador, que sea compatible con los sistemas del productor-comercializador, o comercializador para el caso de intercambios internacionales, y del transportador”.

“4.10. Custodia y título sobre el gas

El Transportador ejercerá custodia sobre el gas a partir del momento en que lo entrega el remitente o quien este designe en el punto de transferencia de custodia de conformidad con los términos y condiciones del presente reglamento y hasta el momento que lo toma el remitente o a quien este designe en el punto de transferencia de custodia donde el transportador entrega el gas.

Es responsabilidad del remitente garantizar que posee, controla, tiene el derecho de entregar o de hacer entregar por su cuenta el Gas Natural que el Transportador reciba en el punto de transferencia de custodia.

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

“5.2.1. Medición de Cantidades de Energía y Calidad de Gas en Estaciones de Transferencia de Custodia, de Entrada

Para determinar las cantidades de energía y la calidad del gas en las estaciones de transferencia de custodia, de entrada, el productor-comercializador deberá disponer, a su costo, de todo los equipos en línea requeridos para medir el volumen y la calidad, según lo dispuesto en el numeral 6.3 de la presente resolución, o aquellas normas que lo modifiquen o adicionen, y será responsable de la operación y mantenimiento de los mismos. El transportador será el responsable de la medición en línea para determinar la cantidad de energía y verificar la calidad del gas en las estaciones de transferencia de custodia, de entrada. El productor-comercializador deberá contar con toda la información en línea requerida por el transportador y permitirle el acceso a la misma para la medición”.

“5.2.3. Determinación de cantidades de energía y calidad del gas en estaciones de salida

La determinación de las cantidades de energía y la calidad del gas en estaciones de salida se establecerá de acuerdo con las especificaciones, periodicidad y metodología de monitoreo que acuerden mutuamente el transportador y el remitente. El costo de los equipos de monitoreo, en los casos en que se requiera será cubierto por los remitentes. La responsabilidad de la medición de cantidades de energía será del transportador”.

“5.3. Medición volumétrica

El volumen de gas natural entregado al y tomado del sistema de transporte es el calculado por el transportador a condiciones estándar, a partir de las variables determinadas por los equipos de medición establecidos en el RUT, o en su defecto por los equipos de medición pactados contractualmente, debidamente calibrados, empleando los métodos de cálculo establecidos, para el medidor específico, en la NTC respectiva y, cuando esta no exista, por las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas – AGA (“American Gas Association”), o del ANSI (“American National Standards Institute)”. Las variables determinadas por los equipos de medición incluyen: presión estática, presión diferencial, temperatura, pulsos eléctricos y tiempo de tránsito.

5.3.1. Sistema de medición

Los sistemas de medición para transferencia de custodia emplearán medidores homologados por la Superintendencia de Industria y Comercio, de conformidad con el Decreto 2269 de 1993 o las normas que lo modifiquen o sustituyan o, en su defecto, se emplearán las recomendaciones de la Asociación Americana de Gas – “American Gas Association” (AGA) y del “American National Standars Institute” (ANSI), última edición, y constarán de:

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

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

f. Elemento terciario: Corresponde a un computador o corrector electrónico, programado para calcular correctamente el flujo, dentro de límites especificados de exactitud e incertidumbre, que recibe información del elemento primario y de los elementos secundarios. Es de carácter obligatorio para el manejo de volúmenes iguales o mayores a 100.000 PCED (pies cúbicos estándar por día) o su equivalente en m3.

. NOTA: Se debe tener en cuenta que el decreto 1471 de 2014 modificó y derogó algunas disposiciones del Decreto 2669 de 1993. Los artículos 1,2,4,5,6 al 10, 12 al 19, 21 al 25 y 27 al 46 del Decreto 2669 de 1993 fueron derogados expresamente por el Decreto 1471 de 2014.

 

5.3.2. Propiedad de los sistemas de medición para transferencia de custodia

La propiedad y responsabilidad de los Sistemas de Medición será:

d. Del productor-comercializador en la estación de entrada.

e. Del remitente en la estación de salida.

f. Del transportador que se conecta al sistema de transporte existente, en las estaciones de transferencia entre transportadores.

En todos los casos los equipos cumplirán con lo previsto en las normas técnicas colombianas o las homologadas por la autoridad competente.

El Transportador podrá rechazar los equipos propuestos por los agentes cuando en forma justificada no cumplan con lo anterior, o cuando puedan afectar la operación de su sistema de transporte. Cuando el transportador adquiera los Sistemas de medición para puntos de salida, trasladará su valor al agente correspondiente.

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

“5.4.2. Determinación de la presión absoluta de flujo

La presión de flujo manométrica (estática y diferencial) será determinada utilizando transductores, operando en tiempo real y de manera continua, con capacidad de suministro de información electrónica, la cual será manejada por el computador o corrector de flujo. En su defecto, se determinará a partir de la mejor información de campo, con la siguiente prioridad:

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

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

c. Cualquier otro procedimiento acordado entre las partes.

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

d. Barómetro electrónico.

e. Información suministrada por las estaciones del IDEAM.

f. Aplicando la ecuación B.7, propuesta en el apéndice B del Reporte Nº 7 de AGA de 2006, o la que lo modifique, adicione o sustituya, utilizando para ello la elevación sobre el nivel del mar, medida y protocolizada por las partes para cada localización en particular, empleando para ello el método disponible que ofrezca la menor incertidumbre.

5.4.3. Determinación del factor de compresibilidad del gas

El factor de compresibilidad del gas será determinado utilizando los Métodos de caracterización establecidos por la Asociación Americana de Gas – AGA (“American Gas Associaction”), en el Reporte Nº 8 (“Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases”), última edición.

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

1. Cuando las características de la mezcla de gas estén por fuera de las establecidas en el Rango Normal de la Tabla No. 1 de la citada Norma.

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

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

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

5.4.4. Determinación de la gravedad específica del gas

La gravedad específica en los puntos de entrada será determinada por el transportador empleando gravitómetros de registro continuo o cromatógrafos instalados en línea. En puntos de salida, la gravedad específica podrá determinarse por el método que acuerden las partes o mediante la toma de muestras representativas de la corriente de gas para ser sometidas a cromatografía gaseosa. En los puntos donde confluyan varios gases, el Transportador deberá instalar, a su cargo, cromatógrafos en línea para medir mezclas de gases.

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

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

5.4.5. Determinación del poder calorífico

El poder calorífico del gas entregado en los puntos de entrada del sistema nacional de transporte será establecido por el transportador mediante mediciones de composición de gas a través de cromatógrafos de registro continuo. Los mencionados equipos tendrán la capacidad de calcular el poder calorífico utilizando el método recomendado por la American Gas Association (AGA), en normas tales como la ASTM D3588-81 “Standard Method for Calculating Calorific Value and Specific Gravity (relative density) of Gaseous Fuels”, última versión.

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

Para efectos de convertir el poder calorífico, expresado en unidades inglesas (BTU/PCE), al Sistema Internacional de Unidades (MJ/MCE) se utilizará el BTUIT, como se establece en la tabla 3-E-3, del reporte AGA No. 3, última actualización, o la que la modifique, adicione o sustituya.

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

“5.5.3.1. Primera calibración

La primera calibración de los equipos de medición del gas, instalados en cada una de las estaciones de transferencia de custodia, de entrada o salida, del sistema de transporte, será realizada por el transportador o por una firma certificada por las autoridades competentes, utilizando equipos con certificados de calibración vigentes y que evidencien trazabilidad nacional o internacional. Los costos de las calibraciones en que este incurra serán a cargo del propietario de los equipos de transferencia de custodia.

5.5.3.2. Verificación del equipo de medición

La exactitud de la medida de todos los equipos de transferencia de custodia, de medición del gas, instalados en el sistema transporte, será verificada por el transportador a intervalos pactados contractualmente entre las partes, en presencia de los representantes de los agentes respectivos. La verificación de la exactitud de los equipos de mediación la realizará el transportador en sitio, o en sus propios laboratorios, o podrá contratarla con un tercero, con equipos patrones debidamente certificados, y su costo será asumido por el propietario de los equipos de medición de transferencia de custodia. Para la realización de dichas verificaciones se aplicarán las normas técnicas correspondientes, aprobadas por la Superintendencia de Industria y Comercio o por la autoridad competente.

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

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

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

5.5.4. Acceso a los sistemas de medición

Las partes tendrán acceso permanente a los sistemas de medición, para tomar lecturas, verificar calibración, mantener e inspeccionar las instalaciones, o para el retiro de sus bienes.

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

5.5.5. Registros de medición

El transportador y el remitente conservarán los originales de los manuales de los equipos y de todos los datos de pruebas, gráficos, archivos magnéticos o cualquier otro registro similar de medición, por el lapso que fuere exigido por el Código de Comercio para la conservación de documentos, contado a partir de la fecha de realización de la medición”.

“5.6.1. Obligaciones del transportador

Con relación a los procedimientos de medición, son obligaciones del Transportador las siguientes:

1. No ejecutar ningún contrato de transporte hasta tanto no se cuente con los medidores debidamente instalados, o no se haya definido por las partes una metodología de medición de conformidad con lo establecido para Estaciones de Salida en los numerales 5.1 a 5.5 de este reglamento.

2. Realizar la medición de los parámetros arriba señalados, con la periodicidad establecida en el RUT para estaciones de entrada, o la que establezcan las partes para estaciones de salida.

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

4. Facilitar el acceso al remitente a sistemas de medición.

5. Colocar en el BEO la información indicada en el presente reglamento.

La falta de medición del consumo, por acción u omisión de la empresa Transportadora, le hará perder el derecho al cobro del servicio de transporte. La que tenga lugar por acción u omisión del agente, justificará la suspensión del servicio o la terminación del contrato, sin perjuicio de que el transportador determine el consumo en las formas a las que se refiere el artículo 146 de la Ley 142/94, cuando esta práctica sea posible”.

“5.7. Facturación

La facturación de servicios de transporte se efectuará mensualmente de acuerdo con el equivalente volumétrico de la cantidad de energía medida en las estaciones de entrada, indicando en forma independiente los cargos asociados al servicio de transporte, otros servicios, compensaciones, pérdidas de gas y los costos de desbalances de energía. El transportador y el remitente mantendrán disponibles las lecturas y gráficas, y los archivos magnéticos pertinentes para verificar la exactitud de cualquier estado de cuenta, factura o cómputo.

Las facturas de cobro contendrán, como mínimo, la siguiente información:

a) Nombre de la empresa responsable de la prestación del servicio.

b) Nombre del remitente y punto de entrada y salida del gas.

c) Período de facturación por el cual se cobra el servicio de transporte.

d) El volumen total de gas transportado referido a condiciones estándar.

e) Poder calorífico del gas natural.

f) Fechas máximas de pago oportuno, fecha de suspensión y/o corte del servicio y valor total de la factura.

g) Los cargos autorizados por la comisión.

h) Valor de las deudas atrasadas.

i) Sanciones de carácter pecuniario.

j) Compensaciones mensuales por variaciones.

k) Otros cobros autorizados.

l) Plazo y modo en el que el remitente debe efectuar el pago de la factura”.