2002_036info.pdf

INFORME DE AUDITORIA
AL SR. PRESIDENTE DEL
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS - ENARGAS
ING. HECTOR FORMICA
Suipacha 633 Capital Federal
S
/
D
En uso de las facultades conferidas por el artículo 118 de la Ley 24.156 la AUDITORíA
GENERAL DE LA NACIóN procedió a efectuar un examen en el ámbito del ENARGAS, con el
objeto que se detalla en el apartado I.
1.
OBJETO DE AUDITORIA:
“Verificación del Control de la Calidad de Servicio Técnico, Operación y Mantenimiento”.
2.
ALCANCE DEL EXAMEN:
El examen fue realizado de conformidad con las normas de auditoría externa de la
AUDITORíA GENERAL DE LA NACIóN, aprobadas por la Resolución N° 145/93, dictada en
virtud de las facultades conferidas por el artículo 119, inciso d) de la Ley 24.156, habiéndose
practicado los procedimientos que se detallan en el Anexo II del presente informe.
Las tareas de campo correspondientes al desarrollo de la presente auditoría se desarrollaron
entre el 01 de febrero de 2001 y 15 de julio de 2001.
3. ACLARACIONES PREVIAS
3.1. Fundamentos del Organismo para la Adopción del Nuevo Sistema:
Sin perjuicio de un desarrollo más amplio en el cuerpo del informe y sus anexos, a modo de
síntesis puede decirse que el nuevo sistema de Control mediante Indicadores de Calidad de Servicio
objeto de auditoría establecidos en la Resolución ENARGAS -1192/99 tal cual lo expresan sus
considerandos, pretende diseñar un nuevo sistema de Control y Regulación (asociado a tarifas
máximas), que reemplace el anterior ( inversiones obligatorias previsto para el primer quinquenio de
la licencia, 1993-1997), buscando mantener en el tiempo los niveles de calidad determinados para el
quinquenio mencionado.
Este sistema se articula básicamente en los siguientes aspectos centrales:
•
Tiende a contrarrestar el eventual déficit de inversiones y gastos por parte de las licenciatarias,
que puede generar el esquema de tarifas por precios máximos, de modo que no sufra afectación
el nivel de calidad del servicio prestado al usuario.
•
El deber de las licenciatarias de entregar la información requerida por la norma dentro de los
plazos previstos por la misma y de acuerdo con los formatos establecidos por el Ente, a fin de
posibilitar que el mismo compruebe la consistencia de la información recibida, hecho que se
materializa mediante la utilización de un software.
•
El deber del Ente de verificar la veracidad y exactitud de la información que compone cada
indicador mediante la realización de auditorías “in situ” y luego elaborar el índice de cada
licenciataria, dentro de los plazos previstos por la normativa aplicable.
En el Informe ENARGAS del año 1999, la Carta del Directorio plantea que cerrada una
etapa de regulación se deben intentar nuevos desafíos dando continuidad a los objetivos de
inversiones, asociadas a otros indicadores de crecimiento entre los que se destacan la ampliación de
la capacidad de transporte, la extensión de redes y la incorporación de nuevos usuarios.
En la misma carta se expresa que “el sistema quedará a mitad de camino si las prestadoras
del servicio no lo adoptan como propio, transformando a los indicadores, previstos como
metodología de control, en herramienta de autosuperación en la prestación del servicio”.
3.2. Antecedentes del Nuevo Sistema:
El Marco Regulatorio de la Industria de Gas, estableció un período de cinco años para la
adecuación de los Activos Esenciales, con el objeto que las licenciatarias alcancen los niveles de
calidad y confiabilidad existentes a nivel internacional en la materia.
Siguiendo estos principios, las Reglas Básicas de las Licencias, establecieron Inversiones
Obligatorias para cada una de las compañías, (conforme al anexo L del Pliego de Bases y
Condiciones).
Vencido el plazo establecido para las Inversiones Obligatorias al 31/12/1997, comienza a
regir un sistema de Regulación estableciendo tarifas fijas por el término de cinco años, el cual podría
inducir a las licenciatarias a una reducción de costos e inversiones para mejorar su rentabilidad,
afectando negativamente la calidad del servicio prestado.
Para evitar esto y pretendiendo, tal cual se expresa anteriormente, mantener y aumentar los
niveles de calidad alcanzados en el último quinquenio, se crea un “Sistema de Control por
Indicadores” (resolución Enargas 1192/99, publicada el 06/09/99), donde se establece que el Ente
verificará el cumplimiento eficiente, seguro, regular y continuo que las licenciatarias deberán
alcanzar y mantener en el tiempo, en cuanto hace a la prestación del Servicio de Gas Natural por
Redes.
Previo al Dictado de la Resolución mencionada, el Ente con fecha 31/12/98 emitió la
Resolución Enargas N° 891/98, (antecedente inmediato de la Resolución 1192/99), en oportunidad
de la primera Revisión Tarifaria Quinquenal, en la que se aprobó en forma provisoria el “ Marco de
Referencia del Sistema de Control por Indicadores de Calidad “, aplicable a las licenciatarias de
Distribución y Transporte de Gas.
Este nuevo sistema de control tenía como objetivos, la fijación de parámetros mínimos que
indujeran a la realización de inversiones para mantener la Calidad del Servicio e introducir mejoras
tecnológicas, según lo establecía el Proyección Report de 1992 y lo contemplado en la revisión
quinquenal tarifaria (Cap. 4 Informe Intergerencial Enargas). También se pretendía, con la
publicación de la información, fomentar el incentivo de la competencia y a la transparencia del
mercado.
Los Indicadores abarcan aspectos comerciales y técnicos:
•
Calidad de Servicio Comercial: están destinados a evaluar la gestión de las empresas en
cuanto a su interacción con clientes y/o terceras personas (demoras, relación comercial, resolución
de reclamos, servicios y prestaciones).
•
Calidad de Servicio Técnico: comprenden aspectos relacionados con: a) Transparencia del
mercado, b) Protección ambiental, c) La operación segura y continua, d) Mantenimiento necesario y
adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas.
Inicialmente, dicha Resolución fue recurrida por las licenciatarias, que interpusieron recursos
administrativos en su contra, mencionando observaciones tales como: que la misma representaba
modificaciones a las Reglas Básicas de la Licencia (en adelante RBL), la supuesta incompetencia
del ENARGAS, que generaba la necesidad de un incremento tarifario, que determinaba objeciones a
la realización de la Audiencia Pública, a la retroactividad de las Normas, y a la confidencialidad de
la información a ser publicada.
Posteriormente y de acuerdo a lo normado, el ENARGAS llamó a Audiencia Pública para el
día 02/06/99, a los efectos de someter a la consideración de todos los intervinientes en la Industria
del Gas, los alcances de la Resolución 891/98. Seguidamente se efectuaron modificaciones a fin de
optimizar el Sistema de Control propiciado considerando los derechos de los consumidores y
respetando las R.B.L.
Con fecha 06/9/99 se emite la Resolución ENARGAS N° 1192/99 (Sistema de Control
mediante Indicadores de Calidad de Servicio) y el período de instrumentación se previó a partir del
segundo semestre de 1999.
Para este único ejercicio (1999), se adecua la evaluación anual a un período semestral con
excepción de los “Indicadores de Transparencia de Mercado y Gas no Contabilizado”, aplicables a
las distribuidoras, cuya implementación se realizó posteriormente según la Resolución ENARGAS
N° 1482 de enero de 2000.
Manteniendo las generalidades de la licencia, se previó sancionar los incumplimientos de los
índices conforme al Capítulo X de las R.B.L.
El sistema de Control mediante Indicadores de Calidad de Servicio (Resolución N°1192/99),
se agrega en el Anexo III del presente informe.
Los valores alcanzados por los Indicadores, reflejarán el grado de Calidad del Servicio
Comercial y del Servicio Técnico de cada una de las licenciatarias. La Resolución N° 1192/99 en su
Anexo I, prevé la conformación de Indices Globales, de acuerdo a una ponderación predeterminada,
para establecer un Orden de Méritos (o rankings ) de las licenciatarias según:
a). Calidad de Servicio Comercial de Distribución
b). Calidad de Servicio Técnico de Distribución
c). Calidad de Servicio Técnico de Transmisión
3.3. Breve descripción de los Indicadores objeto de la auditoría:
Siendo el objeto de la presente auditoría verificar el control ejercido por el Ente respecto a la
Calidad de Servicio Técnico, que se materializa con la utilización de Indicadores de Operación y
Mantenimiento, tanto en el Servicio de Distribución como en el de Transmisión de Gas, previstos en
la Resolución 1192/99, se indican los parámetros e índices que conforman los mismos. Ver anexo III
3.3.1. Sistemas de Distribución de Gas – Anexo III de la Resolución 1192/99
La Calidad de Operación y Mantenimiento del Servicio Técnico de la Licenciataria, se
evaluará basándose en los siguientes Indicadores:
Subgrupo I : Control de Fugas y Mediciones (Indicadores 1 – 2 – 3 – 4)
Subgrupo II : Control de Plantas Reguladoras de Presión (Indicadores 5 A - 5 B)
Subgrupo III : Atención de Emergencias (Indicadores 6 – 7)
Subgrupo I : Control de Fugas y Mediciones
Indicador 1 – Porcentaje de Gas Natural No Contabilizado (GNNC)
Es la resultante de la diferencia entre el Gas comprado por la Distribuidora y el Gas
facturado a los Consumidores en el año calendario, referidos a un “poder calorífico” de 9300
kcal/m3 . La diferencia se debe a pérdidas, venteos y el balance energético del gas suministrado.
La confirmación de este Indicador no entró en vigencia en 1999, sino con el dictado de la
Resolución 1482/00 de enero de 2000.
Indicador 2 – Protección Catódica
Las cañerías son provistas de una protección mecánica, en el mome nto de la instalación, con
la finalidad de aislarla del medio que la rodea. Al deteriorarse por algún motivo dicha aislación,
comienza un proceso electroquímico de oxidación producido por la interacción entre el metal y el
medio donde se encuentra instalado, produciéndose una polarización natural.
La Protección Catódica es un sistema preventivo de mantenimiento, que tiende a evitar la
degradación de la pared del caño de acero. Esto se logra imprimiendo una carga eléctrica a la
cañería, a los efectos de invertir su polaridad.
Se crea así un circuito donde el caño actúa como cátodo, el medio que lo rodea (suelo
húmedo) es el electrolito y se cierra con un elemento agregado, que actúa como ánodo dispersor o
de sacrificio, a los efectos de evitar el deterioro del ducto conductor del gas.
El sistema de Protección Catódica, puede ser aplicado por distintos métodos. Se adopta como
normativa general, los criterios de la Norma NAG 100 – Apéndice D, en la cual se definen los tres
Criterios de Protección Catódica posibles de adoptar por las licenciatarias, para proteger sus ductos.
Ellos son:
1.1. – Criterio ON :Un potencial negativo (catódico) de por lo menos 850Mv, con la Protección
Catódica aplicada y referido a un electrodo de Cu/SO4 Cu saturado.
1.2. – Criterio OFF :Un potencial negativo de polarización de por lo menos 850Mv, con respecto a
un electrodo de referencia de Cu/SO4 Cu saturado. Sin la aplicación de corriente.
1.3. – Criterio Natural: Un mínimo de menos 100Mv de polarización catódica entre la superficie
de la estructura y un electrodo de referencia estable en contacto con el electrolito.
Si bien cualquiera de los tres criterios son válidos en su aplicación, merece destacarse que el nivel
del Criterio 1.3 – Natural de –100Mv representa una protección más lábil que para los otros criterios
(-850Mv).
De acuerdo a lo expresado en la Resolución N° 1192/99, el indicador de Protección Catódica
(I) resulta de la sumatoria del Indice de Mediciones de Potencial (IP ) y del Indice de Mejoras (IM) a
realizar en el período (I= IP +IM). El cumplimiento de este indicador, será permanente y los sistemas
estarán protegidos al 100% debiéndose verificar que I=1.
Indicador 3 – Fugas por kilómetro
El objetivo de este indicador es lograr la eliminación progresiva de las pérdidas producidas
y/o existentes en las redes con el fin de mantener o mejorar los niveles de fugas por kilómetro,
obtenidos al finalizar el primer quinquenio.
El valor que se toma como referencia es la cantidad de pérdidas, dividido la longitud en km
de las cañerías, comparando con los valores obtenidos a fin del año 1997.
Indicador 4 – Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2:
El objetivo, es la evaluación de la celeridad con que la Licencia realiza las reparaciones de
Fugas Grado 2. Las Fugas pueden ser:
Grado 1: Son aquellas que representan un riesgo existente o probable a las personas o las
propiedades y requiere reparación inmediata o acción continua hasta que las condiciones dejen de
ser riesgosas.
Grado 2: Una pérdida definida como no riesgosa al momento de su detección, que justifica
reparación programada basada en probable riesgo futuro, a repararse en plazo máximo de 12 meses.
Grado 3: Una pérdida declarada no riesgosa al momento de su detección y pueda suponerse
razonablemente, que se mantenga en ese estado.
Subgrupo II : Control de Plantas Reguladoras de Presión
Indicador 5 A – Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Aislados
El objetivo es determinar la cantidad de estaciones de regulación que no posean ramal de
reserva. La finalidad es lograr que el 100 % de las plantas de regulación con ramal de reserva, estén
habilitadas para el año 2001.
Este indicador es de carácter preventivo y pretende evitar que se afecte el servicio del
usuario, ante la eventualidad de salida de servicio de una rama de Regulación Activa.
Para Plantas de Regulación que alimentan un Ramal Aislado se considera como reserva
mínima, a un ramal en “stand by” con una capacidad igual al total de la planta, dividido por el
número de ramales en servicio. El valor de referencia, será el porcentaje de Plantas Aisladas con
Ramal de Reserva, con respecto a la totalidad de Plantas Aisladas de la Licenciatarias.
Indicador 5B – Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Ligados
Se pretende mantener el nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación Ligadas,
que deberán mantener una reserva razonable, para que se garantice el normal suministro de gas, ante
la eventual salida de servicio de cualquier Ramal Activo.
La referencia será el número de plantas reguladoras, que sin capacidad de reserva propia,
forman parte de un Sistema Ligado y no cumplan con las condiciones de capacidad de reserva
razonable, con respecto al total de plantas pertenecientes a Sistemas Ligados.
Subgrupo III : Atención de Emergencias
Indicador 6: Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Se establece un tiempo máximo entre la denuncia de la emergencia y el arribo al lugar del
personal responsable de la Licenciataria.
El objetivo es impulsar una organización que actúe en forma eficiente ante Emergencias y
afianzar la seguridad, disminuyendo los riesgos a terceros y a los bienes involucrados. El indicador
fue definido como porcentaje de intervenciones por Emergencias, realizadas en un tiempo de
respuesta preestablecido.
Indicador 7: Interrupción del Suministro
Refleja el tiempo de afectación con cortes de suministro que tuvieron los usuarios
ininterrumpibles durante un año, con respecto al total de usuarios de la Distribuidora. La unidad de
referencia adoptada, es “minutos de corte por usuario, en un semestre”. El objetivo, es determinar el
nivel de continuidad de la prestación del servicio ininterrumpible
3.3.2. Sistemas de Transmisión de Gas. (Anexo IV de la Resolución 1192/99)|
En los Sistemas de Transmisión de Gas, la Calidad de Operación y Mantenimiento del
Servicio Técnico de la Licenciataria, se evaluará con los siguientes Indicadores:
Indicador 1 – Protección Catódica
Idem a Protección Catódica para Licenciatarias de Distribución, con el agregado de la
obligación de ejecutar un pasaje de “scraper instrumentado” con una frecuencia máxima de 5 años.
Se pretende tener controlada la corrosión en las cañerías y los ductos de los Sistemas de
Transporte. El valor de referencia es el 100% de Protección Catódica, valor que debió ser alcanzado
al finalizar el primer quinquenio, al concluir las Inversiones Obligatorias detallas en las R.B.L.
Indicador 2 – Estado de los Gasoductos
El indicador, está relacionado con el estado de los gasoductos desde el punto de vista del
espesor de las paredes de las cañerías.
El objetivo, es promover el mantenimiento de las instalaciones a estándares internacionales,
realizando el cambio o la reparación de los tramos con procesos de corrosión tal, que los espesores
de la pared de la cañería comprometan la presión máxima admisible de operación (MAPO), por
tener ésta que reducirse adecuándose a la resistencia mecánica del caño.
Indicador 3 – Confiabilidad del Sistema de Compresión
El Indicador, es un porcentaje del tiempo fuera de servicio por “avería” de los equipos de
compresión, por año. El objetivo, es reducir el tiempo perdido por paradas “no previstas”, que
pudiesen afectar el servicio.
Indicador 4 – Disponibilidad del Sistema de Compresión:
El Indicador, es un porcentaje del tiempo fuera de servicio por mantenimiento más avería,
durante un año. El objetivo es la disminución del tiempo perdido por paradas imprevistas y
previstas.
Indicador 5 – Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Aislados:
Se pretende definir la cantidad de Plantas Reguladoras sin ramal de Reserva, con la finalidad
de lograr el 100% de Plantas con ramal de Reserva para el año 2001.
El indicador, es un porcentaje de las Plantas de Regulación sin Ramal de Reserva, con
respecto al total de Plantas de la Licenciataria. El objeto, es que las transportistas mantengan un
nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación, de forma que prescindiendo del mayor de
sus ramales, la planta pueda cumplir con el caudal máximo requerido de operación.
Indicador 6 – Tiempo de Respuesta ante Emergencias:
Se define un tiempo máximo, en el cual la Licenciataria deberá restablecer el servicio
interrumpido, teniendo en cuenta el tiempo desde que ocurre el inconveniente, hasta el normal
suministro a la zona afectada. El objetivo, es lograr que se actúe en forma eficiente ante las
emergencias, dentro de los tiempos preestablecidos.
Indicador 7 - Uso racional de la Energía:
El objetivo, es lograr una mejora paulatina en el consumo específico del gas. Tiene tres
componentes:
a) Gas Combustible (utilizado para el funcionamiento de las Plantas Compresoras –
es el de mayor peso).
b) Venteos
c) Pérdidas
Para el indicador, se solicita información semestral, sobre los consumos de gas combustible
por Planta Compresora, Pérdidas de cada uno de los Sistemas y Venteos por cada Gasoducto.
Para facilitar la interpretación de la normativa y los comentarios del equipo auditor, se ha
confeccionado un Glosario General de términos que conforman el Anexo I
3.4. Tratamiento de los diferentes criterios de medición de protección catódica:
Durante el curso de la auditoría se pudo advertir que el criterio de protección catódica 1.3
Natural presenta características particulares que lo distinguen de los otros criterios (ON-OFF).
La obligación de las licenciatarias es informar hasta el primero de Marzo del año calendario,
el criterio de Protección Catódica adoptado para cada sistema de cañerías, definiendo sus longitudes,
antigüedad, tipo de revestimiento, etc., hasta completar las condiciones explicitadas en la
Resolución N° 1192/99.
El Ente evaluará cada uno de esos sistemas, de acuerdo al criterio informado oportunamente
por las licenciatarias.
El sistema puede ser variado por la licenciataria en el siguiente ejercicio, debido a
ampliaciones de longitudes, instalaciones efectuadas, ramificaciones, etc. La identidad de c/u de los
puntos se mantendrá fija e inalterable en el tiempo (para facilitar su seguimiento, no obstante la
esencial variación del sistema). Así como los sistemas pueden variar, también se permite la
variación del criterio de protección definido por las licenciatarias para los mismos.
En general se ha observado que en atención al tiempo transcurrido desde su instalación, la
protección de las cañerías casi siempre tiende al criterio 1.3 – Natural, por ser éste el de más fácil
cumplimiento, en cuanto a los valores de polarización (-100 mV).
Muestra de ello, es que Transportadora Gas del Norte (en adelante TGN) en nota dirigida al
Ente, comenta que determinados sistemas con criterio OFF, serán cambiados al criterio 1.3 – Natural
en el próximo período (2001), por no alcanzar los valores requeridos (-850 mV) por dicho criterio.
Uno de los inconvenientes más importantes para verificar el cumplimiento del valor del potencial (100 mV), es la certeza de que el punto a auditar no esté influenciado por corrientes vagabundas, ni
por rectificadores cercanos que puedan variar la real lectura del Potencial Natural.
Por tanto, es imprescindible asegurar el tiempo suficiente y necesario de desconexión,
durante el cuál la tubería en cuestión debe descargar la corriente de polarización provista por el
rectificador, para llegar a valores naturales constantes y estables, que revelen el real nivel de
protección de la cañería. No existe en plaza una definición de los tiempos que deben transcurrir
entre la desconexión de los equipos de protección y la lectura de potencial, en razón de la cantidad
de variables intervinientes que pueden ejercer influencia sobre la misma. En general, el Ente estima
de 5 a 7 días en tanto que TGN menciona 2 o 3 días. Por lo tanto, el valor más confiable de
protección natural, será aquel que se obtenga, luego de haberse “asegurado” que ese punto de lectura
tiene una polarización “constante en el tiempo”.
En atención a lo descripto precedentemente, resulta que este criterio es difícil de auditar por
el Ente, por lo que los datos aportados por las licenciatarias no son “fácilmente verificables”, puesto
que, aún cuando éstos revistan el carácter de declaración jurada, no aseguran el nivel constante de
polarización al momento de la lectura.
3.5. Fugas por Km – Estándares Internacionales:
En los considerandos de la Resolución ENARGAS 1192/99, se expresa que el nuevo sistema,
difiere del utilizado en el primer quinquenio, que estableció un mecanismo de Inversiones
Obligatorias por un período de cinco años (1993-1997) para la adecuación de los Activos
Esenciales, a niveles internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la materia.
A posteriori en esos mismos considerandos se afirma haber alcanzado los niveles
mencionados y plantea la necesidad de contar con un sistema de referencia que permita el
seguimiento de aquellos parámetros que se consideren de vital importancia para dar continuidad a la
calidad de servicio alcanzada durante el primer quinquenio.
Asimismo confirma en la respuesta a lo preguntado por esta AGN a la pregunta N°10 del
cuestionario de Comprobación II, enviado por Nota °54/01 G.C.S.E.yA. que el valor al año 97,
reviste la calidad de parámetro propio de cada sistema y por ende de cada licenciataria.
4. COMENTARIOS Y OBSERVACIONES:
4.1. En el período comprendido entre el 31/12/97(final del sistema de control por inversiones
obligatorias) y la puesta en práctica del nuevo sistema de control por indicadores de calidad
(06/09/99, Resolución Enargas N° 1192/99), el Ente no implementó una metodología específica
de control sobre la calidad de servicio.
En ese orden, el Ente debería haber avanzado en la elaboración de una metodología de control
con anterioridad a la finalización del primer quinquenio, de forma tal de comenzar el nuevo
período con un sistema de control en plena operatividad.
Si se tiene en cuenta que la Resolución N° 1192/99 se dicta con fecha 6 de setiembre de
1999, y que con fecha 31/12/97 finalizó el primer período quinquenal en donde existieron
inversiones obligatorias para las licenciatarias y obligación de control de las mismas por parte del
ENARGAS, de la comparación entre ambas fechas se puede apreciar, que durante el año 1998 y
parte del 1999, no se había puesto en práctica ninguna metodología de control de calidad del
servicio que diera continuidad al previsto para el primer quinquenio.
Cabe destacar que tal como se señala en el considerando 11 de la Resolución ENARGAS1192/99, las Licenciatarias no sólo deben brindar un servicio seguro y continuo, sino que también
tienen la obligación de alcanzar y mantener el nivel de calidad del servicio, obligación que se
prolonga por todo el plazo de la licencia.
En atención a ello, antes de finalizar el primer quinquenio se debió avanzar en la elaboración
del sistema que en el futuro se aplicaría, de modo de comenzar el nuevo período con un nuevo
sistema de control, pues era lógico suponer que tanto la elaboración de las nuevas normas, como su
posterior instrumentación requieren un tiempo prudencial. De haberse encarado un nuevo método
con antelación al vencimiento del primer quinquenio se hubieran ahorrado demoras en el control y al
día de la fecha el nuevo sistema estaría avanzado en su instrumentación y en los ajustes que
hubieran sido necesarios.
Sin embargo, y como consecuencia de no haber instrumentado temporáneamente un nuevo
sistema de control de calidad, durante el año 1998 no hubo control de esa índole.
Recién se pone en práctica la Resolución 1192/99 a partir del segundo semestre de 1999, y el
Ente decide que: “en atención a que los cálculos que involucra podían presentar inconvenientes en
su interpretación al llevarlos a la práctica y al escaso tiempo otorgado a las licenciatarias para su
presentación, se decidió para ese año realizar solamente el control de la información remitida, a fin
de evacuar posibles dudas en la aplicación de la nueva normativa.” (Respuesta 6–Nota
ENRG/GD/GT/UAI N° 2263/01). Es decir que durante 1999 no se efectuaron auditorías.
Debe tenerse en cuenta que estaba preestablecido en el contrato original el cambio de sistema
una vez terminado el primer quinquenio, por ende surgía como necesario el tomar los recaudos
suficientes para garantizar el traspaso de un sistema a otro sin que se generen períodos vacíos de
instrumentos de regulación y control, máxime que el traspaso a un sistema de tarifas máximas puede
dar lugar a reducciones de inversiones y costos que afecten la calidad en la prestación del servicio.
4.2. El Ente no ha elaborado un manual de procedimientos que establezca las pautas rectoras a
que debe someterse la metodología de control.
A la fecha de realización de esta auditoría el Ente no había elaborado un manual de
procedimientos que establezca el circuito administrativo a implementar a partir de la recepción de la
información entregada por las licenciatarias. Tampoco se han elaborado normas que determinen los
criterios de planificación, ejecución y confección de informes de auditorías
Ello aparece reafirmado por la respuesta del Ente a la pregunta 5 del cuestionario cursado por
Nota N° 49/01-AGN en donde se expresa que “Para llevar a cabo dicho control no se han
establecido ni elaborado normas y procedimientos administrativos específicos...”
De acuerdo a lo relevado e informado por el Ente este aplica un circuito informal que a
grandes rasgos, contiene los siguientes pasos:
Se inicia con la presentación de las licenciatarias quienes, de acuerdo a lo establecido en la
Resolución 1192/99, deberán entregar la información al ENARGAS en los plazos previstos para
cada uno de los parámetros que conforman los indicadores.
Dicha información es remitida al Ente mediante nota que acompaña al soporte magnético
correspondiente. Sobre la documentación recibida se realizan verificaciones de su consistencia,
formulando un conjunto de comprobaciones sobre cada base de datos recibidos, de modo tal de
obtener resultados cruzados con los valores consignados.
Sin perjuicio de ello, el Ente debe efectuar el control de veracidad y exactitud de la
información por medio de auditorías “in situ”, tal como se indica en el Anexo I, apartado
“Metodología de Control” y en el apartado “Método de Control” de cada uno de los indicadores
contenidos en la Resolución en cuestión.
En la Resolución 1192/99 se establecen restricciones y/o condiciones de borde que validan la
aplicación de la formulación matemática de cada indicador y permite dar tratamiento homogéneo a
los datos recibidos.
El procesamiento de los datos recibidos es efectuado por el Ente mediante un sistema informático a
través de una base de datos acces.
Por tanto, cuando se hace referencia a la verificación de la consistencia de tales datos, debe
aclararse que se trata solamente de una comprobación del valor presentado, que es realizado por el
software, lo cual no implica asegurar la certeza del valor en cuestión, sino que refiere a la forma en
que es presentado dicho valor.
En cuanto a la veracidad y exactitud de la información, el Ente destaca que tales
verificaciones deben efectuarse mediante controles de auditorías, por no ser posible comprobar la
veracidad de los valores mediante la simulación del cálculo.
4.3. - El Ente no ha elaborado valores firmes para cada indicador en los plazos previstos en la
Resolución 1192/99 :
Realizadas las operaciones mencionadas en el punto precedente, para el caso del Indicador
de Protección Catódica, el Ente debe tener un valor firme de I, para el 20 de diciembre de cada año
calendario.
Para la totalidad de los indicadores de calidad de todas las licenciatarias, se debe contar con
valores definitivos para el 15 de febrero del año posterior a la finalización del período en análisis.
Con respecto al año 1999, el Ente elaboró el índice definitivo durante el mes de marzo de
2000 y lo comunicó a las licenciatarias el 24 de agosto de 2000.
Los índices correspondientes al año 2000 a fecha de cierre del trabajo de campo, se
encuentran en la etapa final de elaboración según lo informado por Nota ENRG/UAI/GD/GT N°
2801 de fecha 28 de junio de 2001.
En consecuencia el Ente no ha dado cumplimiento a los plazos previstos en la Resolución
1192/99. No debe perderse de vista que al no contarse con valores definitivos para el mes de junio,
si se toma como ejemplo el año 2000, existe una superposición de tareas de análisis de indicadores
del 2000 con los correspondientes al 2001.
4.4. El método de Control del Indice de Protección Catódica aparece desvirtuado en la
implementación del Sistema:
En atención a la importancia que tiene la validación del índice declarado por la licencia taria,
procedimiento que como se dijera anteriormente, sólo puede lograrse mediante la realización de
auditorías de campo, y teniendo en cuenta que el método de control en materia de protección
catódica, puede llevar a confusión en tanto contiene la expresión “podrá efectuar auditorías”, se
estima necesario precisar los alcances de la misma, armonizándola en general con el ordenamiento
jurídico vigente y en particular con las restantes disposiciones de la Resolución ENARGAS1192/99.
En tal sentido el anexo I de la Resolución ENARGAS-1192/99 establece que el método de
Control depende de la naturaleza de cada indicador y que los mismos consisten en Auditorías de
Trazabilidad de Datos aportados, auditorías “in situ” de los trabajos realizados y controles de
operabilidad de las instalaciones ante condiciones de consumo creciente.
Sin embargo para el Indicador “Protección Catódica”, se establece que el “ENARGAS podrá
efectuar auditorías en las que se medirán potenciales de polarización, debiendo verificarse que cada
uno de los puntos de medición cumplan con el criterio definido...” por la licenciataria.
La expresión “podrá efectuar auditorías” contenida en la Resolución mencionada, requiere
ser armonizada en primer lugar con la competencia propia del Ente y la normativa aplicable en
materia de Control de Servicios Públicos.
Por imperio de lo establecido en el artículo 42 de la C.N. la competencia para el ejercicio del
Control otorgada a los Entes Reguladores, es de carácter obligatorio y por consecuencia no puede
ser objeto de limitación por parte de los mismos. La norma Constitucional se complementa con lo
establecido en el artículo 3° de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos N° 19.549 que
establece la obligatoriedad del ejercicio de la competencia.
A ello debe agregarse, que si se considerara facultativa la realización de auditorías el sistema
de la Resolución Enargas 1192/99, se transformaría en una simple recepción y archivo de los datos
suministrados por las licenciatarias, dado que la verificación de la veracidad de la información, solo
puede realizarse mediante el cruce con la información propia, la que se obtendrá mediante la
realización de auditorías.
Cabe también mencionar que el sistema de regulación tarifaria “Price Cap” contiene un
incentivo natural a la reducción de costos e inversiones, lo cual puede afectar el nivel del servicio,
en aras de obtener un mayor beneficio y rentabilidad, hecho que debe ser tenido en cuenta y por
ende se deben extremar las acciones de control a efectos de neutralizar o desanimar eventuales
acciones de las licenciatarias que puedan afectar el nivel de calidad del servicio que se pretende
alcanzar y mantener.
Como se verá más adelante la expresión “podrá efectuar auditorías en las que se medirán
potenciales de polarización” no podría excluir el IE (Indice Enargas), que debe existir
necesariamente, por otra parte al no hacer referencia a las obras realizadas por la licenciataria, se
aplica la norma general del Anexo I que obliga a realizar auditorías “in situ” de los trabajos
realizados. Por lo expuesto el control de auditoría sobre el IL (Indice de las licenciatarias) nunca
podría ser facultativo por las razones expuestas precedentemente.
Esta posición aparece avalada por el ENARGAS, quién en la etapa primaria de aplicación del
nuevo régimen de indicadores, planifica auditorías de control del índice de protección catódica
mediante la propuesta de contratación de servicios de auditoría externa con la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Buenos Aires.
En efecto, en el Anexo A – Términos de Referencia del proyecto de contratación con la U.B.A. se
prevé la “Verificación in situ de los valores de potenciales informados por las licenciatarias...” y la
“Verificación “in situ” de la correcta ejecución y finalización de las obras de mejora declaradas por
cada licenciataria...”. Esto significa interpretar que además de la existencia del IE, deben controlarse
las obras declaradas como mejora del índice IM (Indice de Mejoras).
Más explícitamente en el Informe Intergerencial 65/00 se dice que las verificaciones deben
efectuarse mediante auditorías.
4.5. – Para el año 1999 el Ente, no determinó el valor de I E (Indice de Auditorías de Enargas).
Para ello se apoyó en las consideraciones existentes en el Informe Intergerencial N° 65/00,
donde se dijo que: IP =IL (índice de medición de potencial = índice de medición de potencial de las
licenciatarias) cuando no se efectúan auditorías o IP =IE cuando si se audita en el campo”, en atención
a ello considera “el índice de protección catódica para el año 1999 como fuera informado por las
licenciatarias”.
Es dable señalar que la verificación y cumplimiento del índice informado por las
licenciatarias se determina en forma anual por el ENTE. La fórmula propuesta con referencia al
índice es:
I = IP + IM ,
I = índice de protección final
IP = índice de medición de potencial
IM = índice de medición de mejoras
debiéndose verificar que I=1 para lograr 100% de protección catódica de acuerdo al criterio
declarado oportunamente por las licenciatarias.
Si I < 1 habría un incumplimiento que será sancionado, como ya se expresó anteriormente,
de acuerdo a lo establecido en el Capítulo X de las R.B.L.
Por lo tanto a los efectos del cálculo I será:
IP = IL sí y sólo sí IE >= IL – T
Ip = IE para todo otro caso.
IL= Indice de Mediciones de potencial de la Licenciataria.
IE = Indice de Auditorías Enargas
T = Tolerancia = 7 %.
Por tanto la Resolución Enargas 1192/99 define claramente que se deberá determinar el IE
para cada una de las licenciatarias y poder satisfacer la expresión indicada precedentemente. O sea
que la determinación del IE es condición sine qua non para el control del índice, puesto que la
expresión “sí y sólo sí”, expresado en la Resolución, significa que el IE debe existir.
Dado que en el año 1999 el ENTE, no determinó el valor del Indice Enargas (IE), con apoyo
en las consideraciones existentes en el Informe Intergerencial N° 65/00, donde se dijo que: “IP = IL
cuando no se efectúa auditorías o IP = IE cuando sí se audita en campo” en atención a ello considera
“el índice de protección catódica para el año 1999 como fuera informado por las licenciatarias”.
Vista la interpretación efectuada por parte del Ente, respecto a lo establecido en la
Resolución Enargas 1192/99, esta auditoría consulta al mismo en pregunta N° 4 del cuestionario de
comprobación II, emitido por Nota N° 54/01 GCSEyA obteniendo como respuesta la Nota
ENRGS/GD/GT/UAI N°2263 donde se dice lo siguiente: “cuando se efectúa la auditoría de campo
por parte del ENARGAS y se encuentra que todos los puntos de la muestra corresponden al criterio
declarado por la licenciataria se estará en condiciones de aceptar el conjunto de datos, informado por
aquella (IP = IL). En caso de encontrar puntos que no se ajustan al criterio declarado, se rechazarán el
total de los datos de la licenciataria validándose en ese caso IP = IE.
El ENARGAS afirma que "Ante el caso de no efectuarse mediciones de campo – condición
que la propia Resolución consideró factible al indicar en el punto “Método de control” que,
“ENARGAS podrá efectuar auditorías...” -, el único valor de índice es el informado por las
compañías, y es el que se utiliza.”
Esta respuesta se aparta del criterio formulado en la Resolución 1192/99, que como se
mencionara antes textualmente expresa:
IP = IL sí y sólo sí IE>=IL-T
IP = IE para todo otro caso,
De ello surge que el Ente está adoptando un método de cálculo de índice, diferente al
planteado en su Resolución Enargas N°1192/99. El ente adopta así un método de cálculo del índice
que deja de lado las mediciones propias, transformándose el control en una mera comprobación
documental de la información suministrada por las licenciatarias.
4.6. - De la documentación relevada no surge que el ENARGAS haya efectuado
comprobaciones de las obras propuestas por las licenciatarias como mejora del índice de
protección catódica declarado, ni análisis de la eventual razonabilidad de las mismas.
El Ente no realizó auditorías para verificar el grado de ejecución de las obras propuestas por
licenciatarias, tal como lo establece el anexo I de la Resolución.
Tampoco surge del relevamiento efectuado, que el Ente haya realizado algún tipo de análisis
del índice de mejoras informado por la licenciataria, siendo que éste es relevante en tanto afecta el
resultado final, ya que aumenta el valor del índice de potencial declarado.
Debe tenerse presente que el índice de mejoras considera la sumatoria de: a) IPM la distancia
entre puntos de cada sistema, b) I TEC las mejoras introducidas a cada sistema que incrementan la
eficiencia, c) IAC la rapidez en los plazos de ejecución de las acciones correctivas para la solución de
los problemas declarados por las licenciatarias, y d) IP O L el grado de polarización alcanzado para la
protección de los sistemas, siendo:
IMS = ( IPM + ITEC + IAC + IPOL )
100
donde IMS no puede ser superior a 0,07
Donde:
IMS: Indice de mejora de cada sistema definido por la licenciataria.
IPM: Indice de puntos de medición.
ITEC : Indice tecnológico. Considera las mejoras introducidas en los sistemas.
IAC: Indice de acción correctiva. Rapidez en la implementación de acciones correctivas.
IPOL: Indice de Polarización. Mide el grado de polarización alcanzado.
Todos los componentes del numerador deberían ser objeto de análisis por parte del
ENARGAS, a fin de considerar la razonabilidad en su formulación y posteriormente comprobar su
ejecución efectiva, evaluando el impacto real de la mejora propuesta sobre el valor declarado por la
licenciataria.
4.7. - La planificación de auditorías de medición de potenciales y verificación de obras no se
cumplimentó durante el año 2000.
De la documentación relevada se pudo constatar que la planificación de auditorías para el
año 2000, no alcanzó los niveles previstos.
El Ente había planificado la realización de diversas auditorías, cuya ejecución estaría a cargo de la
Facultad de Ingeniería de la U.B.A. Sin embargo el mismo en su respuesta al cuestionario N°25/01
GGCERPyT - AGN, manifiesta que no pudieron llevarse a cabo como consecuencia del fracaso de
dicha contratación, en razón de ello, declara que la ejecución de auditorías quedaba supeditada a
disponibilidades presupuestarias y de personal propio.
4.8. En las auditorías realizadas por el ENARGAS se observa que no se efectúa la lectura de
potenciales con el mismo criterio denunciado por la licenciataria y en algunos casos se
determinan o validan valores correspondientes a otros años.
De conformidad a lo establecido en la Resolución ENARGAS-1192/99 el Ente realizará
auditorías en las que verificará que cada uno de los puntos de medición cumplan con el criterio
declarado por la licenciataria.
Sin embargo se ha podido constatar que pese a que la licenciataria tenía declarado el criterio
1.3 – Natural, el Ente solamente efectúa mediciones de potencial ON/OFF.
Asimismo, en las auditorías realizadas por el Ente en sistemas declarados con criterio 1.3 –
Natural, a las lecturas ON/OFF leídas en el momento de la tarea de campo, se adjuntan valores
naturales aportados por las licenciatarias, en lugar de obtener valores propios.
En las Actas de auditoría ENARGAS/GD N° 3337 y 3338 correspondiente a Camuzzi Gas
Pampeana se observó que se adjuntan, valores leídos en el año 96. Asimismo en las Actas N° 3322 y
3323 de Litoral Gas se observaron valores correspondientes al año 98, siendo que los valores deben
ser anuales, (según Resol. Enargas 1192/99).
Comentarios sobre el cambio de criterio de medición de protección catódica:
Durante la realización de las tareas de campo, personal del Ente, pone en conocimiento de
este grupo auditor que con fecha 23/05/01 se produjo un accidente (voladura) de un tramo de
gasoducto a la altura de Recreo-Deán Funes – Prov. de Córdoba – en el sistema declarado por TGN
como N0806.
Si bien el objeto de auditoría no alcanza al accidente en cuestión, y se desconocen los
alcances y causas del mismo, la inquietud propia de las tareas que se estaban realizando, llevó al
análisis del tipo de protección catódica con que contaba el sistema.
De la información elevada por la licenciataria el 01/03/2000 referente al tipo de protección
que tenía la zona, se hacen las siguientes consideraciones:
1- Se definen 7 sistemas :
Ns
Nncc
Criterio
(cantidad de
puntos del
sistema)
(puntos que no
cumplen con el
criterio declarado)
Mejoras
29,730
1.1
29
18
SI
N0802
28
1.3
31
1
--
N0803
8
1.1
9
6
SI
N0804
15
1.3
15
1
--
N0805
13
1.1
14
0
SI
N0806
19
1.3
20
0
--
N0807
22,150
1.1
23
4
SI
141
30
N° Sistema
Longitud (Km)
N0801
TOTAL
NOTA:
1. Se observa que el sistema que sufrió el accidente (N0806), posee protección 1.3 – Natural y de
los 20 puntos declarados cumplen todos el 100% de Protección Catódica I = 1.
2. En la información suministrada por la licenciataria al 01/03/2001, los 7 sistemas tienen como
criterio de protección, el 1.3 – Natural, destacándose que no se recibió información de la
ejecución de las mejoras previstas para el año 2000.
3. Asimismo, si bien de los 141 puntos indicados por TGN con este cambio de criterio de
protección 1.3 – Natural, sólo 4 no cumplen con el grado de protección, no queda claro si la
reducción de puntos no conformes (se pasa de 30 para el año 2000 a 4 del año 2001 ), se debe a
la ejecución de las mejoras previstas para el 2000, o al cambio de criterio de protección más lábil
a partir del año 2001.
4.9. Se han advertido deficiencias formales en la tramitación de los expedientes
administrativos
De la compulsa de los expedientes administrativos de cada licenciataria se advierte que en
muchos casos no está agregada a los mismos la nota correspondiente a la elevación de los índices
respectivos. El Ente ante una consulta efectuada sobre este tema manifiesta, que dicha información
fue entregada en tiempo y forma por cada licenciataria.
Como comentario se señala que se han agregado a los expedientes de las licenciatarias notas
y memos internos, en donde el Ente pone de manifiesto problemas presupuestarios y de
operatividad, situación que debería quedar fuera del alcance del regulado.
4.10. Se ha verificado que algunas licenciatarias no tienen acceso a sistemas y por ende no
pueden leer los respectivos potenciales.
Del estudio de la documentación obrante en los expedientes administrativos se verificó que
Transportadora Gas del Sur (TGS), comunica al Ente que no ha podido leer los valores de
potenciales eléctricos en razón de no tener acceso en los siguientes sistemas y progresivas:
CODIGO DEL
GASODUCTO
PROGRESIVA
PROPIETARIO
Cordillerano / Troncal / Diám.
85 a 183
Sr. García Crespo y Cía. Piedra
SISTEMA
COR1
8”
COR2
Cordillerano / Troncal / Diám.
del Aguila S.A.
210 a 226
Sr. Zingoni Luis Daniel
45
HECA Agroganadera
257 a 258
Aldana Osvaldo N.
8”
HB1
Gral. Las Heras / Buchanan / II
/ Diam. 36”/30”
N13
Cerri/Rodriguez/Diam. 30”
N14
Cerri/Rodriguez/Diam. 30”
N23
Loma La Lata /Las Heras
/Troncal /Diam. 36”/30”.
TGU10
Pico Truncado – Gutiérrez /
Troncal / Diam. 30”
TGU14
Pico Truncado – Gutiérrez /
Troncal / Diam. 30”
TGU17
Pico Truncado – Gutiérrez /
Troncal / Diam. 30”
363
Nestor Renovales
580 a 581
Eduardo Lesrreta
563
613 a 615
713 a 714
715 a 717
810 a 815
Alberto Ravanesi
Castiñería Francisco
Murguia Albano
Ortega Carlos
Otermin Dardo
1260 a 1261
Preciado Manuel
1269 a 1270
Ruíz Guiñazú María
1629 a 1634
Giflou Dorotea
La licenciataria informa que el “estado general de integridad” de estos sistemas es muy
bueno según resultados de inspección interna realizada en noviembre de 1997 con Scraper de alta
resolución. Situación que será corroborada cuando se obtengan los permisos de acceso.
RECOMENDACIONES:
5.1. Se recomienda al Ente Regulador arbitrar los medios necesarios para evitar en el futuro la
existencia de períodos de transición que generen situaciones como las observadas en caso de cambio
del Sistema de Control. (cde. 4.1.)
5.2. El Ente deberá elaborar un manual de procedimientos en donde se establezca el circuito
administrativo a que debe sujetarse el sistema de control, incluyendo los procedimientos de auditoría
respectivos, a efectos de evitar interpretaciones contradictorias y facilitar la labor de auditoría
externa. (cde. 4.2.)
5.3. El Ente debe elaborar los valores firmes para cada indicador en los plazos previstos en la
Resolución 1192/99. (cde.4.3.)
5.4. Con relación al método de cálculo del índice de Protección Catódica, el Ente debe abstenerse de
realizar interpretaciones que desvirtúen el sistema de control. (cde. 4.4).
5.5. El Ente debe arbitrar los medios necesarios para realizar las auditorías, y dar así cumplimiento a
lo que se expresa en la Resolución 1192/99. (cde.4.5).
5.6. El Ente debe extremar esfuerzos para realizar auditorías sobre las obras propuestas por las
licenciatarias como mejora del índice de Protección Catódica, analizando la razonabilidad en su
formulación, puesto que este podría afectar sensiblemente el resultado final del mismo. (cde.4.6).
5.7. Se recomienda al Ente planificar y ejecutar un plan razonable de medición de potenciales de
modo de obtener valores cruzados y confiables (propios) del índice de Protección Catódica.(cde.
4.7).
5.8. En oportunidad de la realización de auditorías, se recomienda efectuar la lectura de potenciales
con el mismo criterio denunciado por la licenciataria, respetando los tiempos de desconexión
mínimos que exija cada criterio, de manera de obtener valores homogéneos y comparables.
Debe quedar constancia en los expedientes de las fechas de entrega de información
correspondiente a los distintos indicadores, pues ello determina el cumplimiento en tiempo y forma
por parte de cada licenciataria.
En aquellos supuestos en que las licenciatarias adoptan el criterio de medición 1.3. – Natural,
por no cumplir con los criterios 1.1 y 1.2., se recomienda efectuar un seguimiento más intenso, tanto
de los potenciales declarados, como del estado integral de cada sistema.
Se recomienda verificar y exigir a las licenciatarias que los valores declarados o leídos
correspondan al año calendario objeto de control. (cde. 4.8).
5.9. Se estima conveniente no incorporar a los expedientes de libre acceso para las licenciatarias
documentos que revelen problemas internos del Ente. (cde. 4.9).
5.10. Con relación a las servidumbres, dado el tiempo transcurrido desde el otorgamiento de las
licencias, se deberían adoptar las acciones conducentes a efectos de posibilitar el acceso de las
licenciatarias y al propio Ente el acceso a todos los sistemas, de modo de posibilitar la lectura de los
potenciales respectivos. (cde. 4.10).
6. CONCLUSIONES
De la auditoría realizada se puede concluir que:
Para el año 1998 no se había instrumentado un sistema de Control de Calidad de Servicio, y
que durante el año 1999 el Ente validó la información entregada por las distintas licenciatarias, sin
efectuar auditorías en función de los inconvenientes de interpretación que representaba la
Resolución Enargas 1192/99 y al escaso tiempo otorgado a las mismas para la presentación de la
información respectiva.
Con relación a los indicadores correspondientes al año 2000, se ha podido observar que el
Ente no alcanzó un nivel aceptable de auditorías, las cuales resultan imprescindibles para constatar
la veracidad de los datos aportados por las distintas licenciatarias.
Sin perjuicio de ajustar las demás deficiencias formales detectadas, el Ente debe extremar
recursos y esfuerzos para revertir la situación señalada en el párrafo precedente, a efectos de lograr
mayor eficacia en la instrumentación práctica del nuevo sistema.
Siendo insuficiente el procedimiento de simulación de cálculo que se realiza mediante la
utilización del software, el mismo debe completarse con la planificación y posterior ejecución de las
auditorías necesarias para controlar adecuadamente la veracidad de los datos suministrados por cada
licenciataria, evitando con ello que el nuevo sistema tienda a transformarse en un simple archivo de
información.
7. LUGAR Y FECHA:
Buenos Aires, 14 de septiembre de 2001
8. FIRMA
G
L
ANEXO
I
O
R
S
A
I
O
1. Anodo dispersor o ánodo de sacrificio: elemento conectado eléctricamente al sistema con la
finalidad de sufrir la oxidación y el deterioro con prioridad frente al sistema de cañería.
2. Cámara: es una estructura subterránea a la que se puede ingresar, diseñada para contener
cañerías y sus componentes tales como válvulas o reguladores de presión. Pueden también ser
aéreas depende de la limitación geográfica.
3. Corrosión - Oxidación: es un aumento del número de átomos de O2 en las moléculas de una
sustancia. Con dicho aumento se produce una pérdida de electrones. El término oxidación se
amplía a toda reacción química que implique una disminución de electrodos aunque el agente
causante no sea el O2.
4. Dispersores: elementos de protección catódica instalados en las líneas de cañerías de
transmisión y distribución para ser sacrificados en el medio electrolítico que rodea a las
instalaciones. Los mencionados dispersores actúan como ánodos de sacrificio generando una
polarización negativa.
5. Electrodo Cu/SO4 Cu saturado: es un receptáculo en el cual se introduce un núcleo central de
cobre que es rodeado por sulfato de cobre en polvo.
6. Electrolito: medio en el cual está inmerso el sistema. (tierra).
7. Espesor nominal de pared: es el espesor de pared del ducto expresado en mm, calculado o
utilizado en la fórmula de diseño de la cañería de acero en cuestión.
8. Estación Reguladora de Presión: es un conjunto de equipos instalados con el propósito de
reducir y/o regular automáticamente la presión del gas a aguas debajo de la cañería mayor
depósito o recipiente a presión en la cañería de la estación compresora a que están conectados.
9. Indicadores: son parámetros mínimos que deberán cumplir las licenciatarias de distribución y
transmisión a partir del 20/9/99, ya que al 31/12/97 las cañerías estaban operando en condiciones
de seguridad y servicio a nivel internacional, debiéndose continuar a fin de que el servicio sea
prestado en forma prudente, eficiente, diligente, seguro y en un todo de acuerdo a la buena reglas
del arte de la industria del gas.
10. Inspecciones de Fugas: son inspecciones sistemáticas realizadas a efectos de detectar fugas en
un sistema de gas.
11. Interconexión de distribución: es un servicio que transporta el gas natural a un medidor para
clientes conectado desde una fuente común de suministro.
a) potencial negativo de polarización de por lo menos –850 mv respecto de un electrodo de
referencia de cobre (Cu), sulfato de cobre (Cu) sistema OFF.
b) potencial negativo de por lo menos –850 mv con protección catódica aplicada: sistema ON.
c) Un mínimo de –100 mv de polarización entre la estructura y un electrodo de referencia sistema
NATURAL
8. Normas NAG 100: Norma Argentinas mínimas de seguridad para el transporte y distribución de
Gas Natural y otros Gases por cañerías.
9. Polaridad Natural: entre dos elementos distintos, sumergidos en un electrolito de produce una
reacción que tiende a hacer circular corriente desde el polo – al polo +
10. Presión Máxima de Operación (M.A.P.O.): es la máxima presión a la cual una cañería o
tubería o tramo de la misma puede ser operada en condiciones de seguridad con límites fijados
por la Norma N.A.G. 100.
11. Protección Catódica: es el depósito o acoplamiento de un metal más activo el cual se disuelve,
evitando la solución de la pieza protegida. El propósito es tener controlada la corrosión de las
cañerías de acero (gasoductos redes y ductos en general.
12. Ramal: conducto que en forma independiente o interconectado con otros transporta gas natural
previa regulación de presión, desde un gasoducto hasta los centros de consumo y cuya presión
de diseño es inferior a 40 bar.
13. Rectificadores: equipo de transformación de corriente alterna a corriente continua conectados a
ductos para su protección catódica.
14. Relevamiento continuo de potenciales paso a paso: monitores de la integridad de un sistema
de ductos mediante la inspección desarrollada para el análisis continuo de los niveles de
protección catódica mediante el uso de un electrodo conectado a la cañería continuamente.
15. Scraper: (smart pig), es un dispositivo electromecánico que se utiliza en la industria de gas
para: a) limpieza por barrido interior de los diferentes ductos.
b) sellado interno de las cañerías para como fin independizar tramos del conducto
total.
c) para control de fallas y relevamiento de espesor de las cañerías mediante instrumental que
se agrega al mismo.
14. Sistema: área geográficamente determinada o longitud de cañería eléctricamente aislada con un
único criterio de protección catódica adoptado según la norma N.A.G. 100 apéndice D.
15. Sistemas Aislados: cantidad de plantas de regulación que perteneciendo a sistemas aislados de
alimentación tienen rama de reserva.
16. Sistemas Ligados: cantidad de plantas de regulación que poseen ramales de reserva cuya
capacidad garantice el suministro ante la eventual salida de servicio de algún ramal antiguo de
sistema de distribución ligado.
17. Transmisión: transporte y conducción mediante ductos operados en alta presión entre 50 y 70
bar desde el punto de inflexión de la zona de captación en el área de consumo.
ANEXO II
Procedimientos
efectuados
I.
Relevamiento de la normativa vigente.
II.
Análisis de la Resoluciones ENARGAS 891/98; 1192/99 y 1482/00 y sus antecedentes.
III.
Entrevistas con personal de Gerencia de Distribución, Gerencia de Transmisión y Unidad de
Auditoría Interna.
IV.
Análisis de la documentación puesta a disposición con motivo del requerimiento efectuado
por Nota N° 01/01-GGCERPyT, en especial expedientes administrativos relacionados con
los indicadores de operación y mantenimiento, cuya nómina se agrega como Anexo I.
V.
Cuestionarios de comprobación, enviados al ente auditado por Nota N° 49/01-AGN y Nota
N° 16/01-GGCERPyT, con sus respectivas ampliaciones.
VI.
Relevamiento del procedimiento de recepción, registración y tratamiento de la información
remitida en soporte magnético por las licenciatarias con el formato exigido por el Ente
Regulador, para la elaboración de los indicadores de operación y mantenimiento.
ANEXO III
Resolución
1192/99
I n d i c a d o r e s de C a l i d a d de S e r v i c i o
El Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad de Servicio (Resolución N°
1192/99), queda dividido de la siguiente forma:
A.
- Licenciatarias de Distribución:
A.1.
- Indices de Calidad de Servicio Comercial (se dividen en 3 Grupos con 7 Indices):
A.1.1. Grupo A – (posee 3 Indices que comprenden 17 rubros):
-
Indice 1 – Gestión de Facturación (posee 9 rubros)
- Indice 2 – Inconvenientes en el suministro de gas domiciliario (posee 3 rubros)
-
Indice 3 – Gestión de Prestaciones (posee 5 rubros)
A.1.2. Grupo B – (posee 2 Indices):
-
Indice 4 – Reclamos ante las Licenciatarias
-
Indice 5 – Satisfacción del usuario
A.1.3. Grupo C – (posee 2 Indices):
- Indice 6 – Demora en la atención telefónica de reclamos.
- Indice 7– Demora en acusar recibo de los reclamos presentados por Libro de Quejas
o vía Postal.
A.2. Calidad de Servicio Técnico ( Se divide en 3 Grupos con 14 Indicadores ):
A.2.1. Indicadores de Transparencia del Mercado ( Posee 2 Indicadores ) – ( Es
definido por Resolución N° 1482/00 – Anexo II )
-
Indicador 1 – Eficiencia de la restricción del suministro interrumpible.
-
Indicador 2 – Ocurrencia de restricciones del suministro interrumpible.
A.2.2. Indicadores de Protección Ambiental ( Posee 4 Indicadores )
- Indicador 1 – Ruidos en Plantas de Regulación.
- Indicador 2 – Difusión de olor en Plantas de Odorización.
- Indicador 3 – Ruidos en Plantas Compresoras.
- Indicador 4 – Control de la Emisión de Gases Contaminantes.
A.2.3. Indicadores de Operación y Mantenimiento de los sistemas de Distribución de
Gas. ( Se divide en 3 Subgrupos con 8 Indicadores )
A.2.3.1. Subgrupo I – Control de Fugas y Mediciones ( Posee 4 Indicadores ):
- Indicador 1 – Porcentaje de Gas no Contabilizado ( Es definido por la
Resolución N° 1482/00 – Anexo I )
- Indicador 2 – Protección Catódica
- Indicador 3 – Fuga por Kilómetro
- Indicador 4 - Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2.
A.2.3.2.
Subgrupo II – Control de Plantas Regulación de Presión (Posee 2
Indicadores):
- Indicador 5A – Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para
Sistemas Aislados.
- Indicador 5B – Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para
Sistemas Ligados.
A.2.3.3. Subgrupo III – Atención de Emergencias ( Posee 2 Indicadores ):
- Indicador 6 – Tiempo de Respuesta ante Emergencias.
- Indicador 7 – Interrupción del Suministro.
B. - Licenciatarias de Transmisión
B.1. Indicador de Transparencia del Mercado ( Posee 1 Indicador )
B.2. Indicadores de Operación y Mantenimiento ( Posee 7 Indicadores ):
- Indicador 1 – Protección Catódica.
- Indicador 2 – Estado de los Gasoductos ( Integridad Estructural ).
- Indicador 3 – Confiabilidad del sistema de Compresión.
- Indicador 4 – Disponibilidad del sistema de Compresión.
- Indicador 5 – Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Aislados.
- Indicador 6 – Tiempo de respuesta ante Emergencias.
- Indicador 7 – Uso racional de la Energía.
B.3. Indicadores de Protección Ambiental ( Posee 2 Indicadores ):
- Indicador 1 – Control de la Emisión de Gases Contaminantes.
-
Indicador 2 – Ruidos en Plantas Reguladoras.
Los valores alcanzados por los Indicadores, reflejarán el grado de Calidad del Servicio
Comercial y del Servicio Técnico de cada una de las Licenciatarias.
La Resolución N° 1192/99 en su Anexo I, prevé la conformación de Indices Globales,
de acuerdo a una ponderación predeterminada, para establecer un Orden de Méritos (o
ranking) de las Licenciatarias, según:
a) Calidad de Servicio Comercial de Distribución.
b) Calidad de Servicio Técnico de Distribución.
c) Calidad de Servicio Técnico de Transmisión.
Operación y Mantenimiento (particularidades):
De acuerdo al objeto de la presente auditoría, los Indicadores de Calidad de Servicio Técnico
a controlar, serán los correspondientes a “Operación y Mantenimiento” para los Sistemas de
Distribución y Transmisión de Gas, los cuales son detallados a continuación:
A. Calidad de Servicio Técnico para Licenciatarias de Distribución
Indicadores de Operación y Mantenimiento (3 Subgrupos con 8 Indicadores)
Subgrupo I: Control de Fugas y Mediciones
Indicador 1: Porcentaje de Gas no Contabilizado:
Sólo
se
tiene
en
cuenta
para
la
conformación del Orden de Méritos de las Licenciatarias.
Indicador 2: Protección Catódica:
Es un sistema preventivo de mantenimiento, para evitar la
degradación del espesor de la pared del caño de acero debido a la oxidación que le produce el
medio donde se encuentra instalado mediante un ataque químico natural. Es complementario
a los materiales aislantes (protectores mecánicos externos), que se colocan en el momento de
la instalación inicial. Para contrarrestar el proceso de ataque químico mencionado
anteriormente, se recurre a la impresión de energía eléctrica a las cañerías, a los efectos de
invertir su polarización.
El sistema de Protección Catódica, puede
ser aplicado con distintos métodos y se adopta como normativa general, los criterios de la
Norma NAG-100 (Apéndice D).
Indicador 3: Fuga por Kilómetro:
El objetivo, es la eliminación progresiva de las pérdidas
producidas en las redes con el fin de mantener o mejorar los niveles de fugas por Km,
obtenidos al finalizar el primer quinquenio. El valor de referencia es la cantidad de pérdidas,
dividido la longitud en Km de las cañerías, comparando con los valores obtenidos a fin de
1997.
Indicador 4: Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2:
El objetivo, es la evaluación de la
celeridad con que la Licenciataria realiza las reparaciones de Fugas Grado 2.
Subgrupo II: Control de Plantas Reguladoras de Presión (Posee 2 Indicadores)
Indicador 5: Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Aislados:
Este
Indicador es de carácter preventivo y pretende evitar que se afecte el servicio del usuario,
ante la eventual salida de servicio de una rama de Regulación Activa. Para Plantas de
Regulación que alimentan un Ramal Aislado se considera como reserva mínima, a un ramal
en “stand-by” con una capacidad igual a la capacidad total de la planta dividido por el
número de ramales en servicio. El valor de referencia, será el porcentaje de Plantas Aisladas
con Ramal de Reserva, con respecto a la totalidad de Plantas Aisladas de la Licenciataria.
Indicador 5B: Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Ligados:
Se pretende
mantener el nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación Ligadas, que deberán
mantener una reserva mínima, para que se garantice el normal suministro de gas, ante la
eventual salida de servicio de cualquier Ramal Activo. La referencia será el número de
plantas reguladoras, que sin capacidad de reserva propia, forman parte de un Sistema Ligado
y no cumplan con las condiciones de capacidad de reserva mínima, con respecto al total de
plantas pertenecientes a Sistemas Ligados.
Subgrupo III: Atención de Emergencias (Posee 2 Indicadores ).
Indicador 6: Tiempo de Respuesta ante Emergencias:
El
objetivo,
es
impulsar
una
organización que actúe en forma eficiente ante Emergencias y afianzar la seguridad,
disminuyendo los riesgos a terceros y a los bienes involucrados. El Indicador fue definido
como porcentaje de intervenciones por Emergencias, realizadas en un tiempo de respuesta
preestablecido.
Indicador 7: Interrupción del Suministro:
Refleja el tiempo de afectación con cortes de
suministro que tuvieron los usuarios ininterrumpibles durante un año, con respecto a la
totalidad de usuarios de la Distribuidora. La unidad de referencia adoptada, es “minutos de
corte por usuario, en un semestre”. El objetivo, es determinar el nivel de continuidad de la
prestación del servicio ininterrumpible.
B. Calidad de Servicio Técnico para Licenciatarias de Transmisión
Indicadores de Operación y Mantenimiento (7 Indicadores).
Indicador 1: Protección Catódica:
Idem, a Protección Catódica para Licenciatarias de
Distribución. Se pretende tener controlada la corrosión en las cañerías y gasoductos de los
Sistemas de Transporte. El valor de referencia es el 100 % de Protección Catódica, valor que
debió ser alcanzado al finalizar el primer quinquenio, al concluir las Inversiones Obligatorias
detalladas en las RBL.
Indicador 2: Estados de los Gasoductos:
El indicador, está relacionado con el estado de los
gasoductos desde el punto de vista del espesor de las paredes de las cañerías. El objetivo, es
promover el mantenimiento de las instalaciones a estándares internacionales, realizando el
cambio o la reparación de los tramos con procesos de corrosión tal que los espesores de la
pared de la cañería comprometan la presión máxima admisible de operación (M.A.P.O.), por
tener ésta que reducirse adecuándose a la resistencia mecánica del caño.
Indicador 3: Confiabilidad del Sistema de Compresión:
El Indicador, es un porcentaje del
tiempo fuera de servicio por “avería” de los equipos de compresión por año. El objetivo, es
reducir el tiempo perdido por paradas “no previstas” que pudiesen afectar el servicio.
Indicador 4: Disponibilidad del Sistema de Compresión:
El Indicador, es un porcentaje del
tiempo fuera de servicio por mantenimiento más avería durante un año. El objetivo, es la
disminución del tiempo perdido por paradas imprevistas y previstas.
Indicador 5: Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Aislados:
El
Indicador, es un porcentaje de las Plantas de Regulación sin Ramal de Reserva, con respecto
al total de Plantas de la Licenciataria. El objeto, es que las transportistas mantengan un nivel
de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación.
Indicador 6: Tiempo de Respuesta ante Emergencias:
Se define un tiempo máximo, en que la
Licenciataria deberá restablecer el servicio interrumpido, teniendo en cuenta el tiempo desde
que ocurre el inconveniente, hasta el normal abastecimiento de la zona afectada. El objetivo,
es organizar estructuras que actúen en forma eficiente ante emergencias, dentro de los
tiempos preestablecidos.
Indicador 7: Uso racional de la energía:
El objetivo, es lograr una mejora paulatina en el
consumo específico de gas combustible y gas comprimido. Tiene tres componentes:
a)
Gas
Combustible
(utilizado
para
el
funcionamiento de las Plantas Compresoras – es el de mayor peso).
b) Venteos.
c) Pérdidas.
Para el Indicador, se solicita información semestral,
sobre los consumos de gas combustible por Planta Compresora, Pérdidas de cada uno de los
Sistemas y Venteos, por gasoducto. Para facilitar la interpretación de la normativa y los
comentarios del equipo auditor, se ha confeccionado un Glosario General de términos que
conforma el Anexo I.
ANEXO
EXPEDIENTES
IV
RELEVADOS
DISTRIBUIDORAS:
Empresa
Expediente N°
Cuerpos
3928
Cuerpo 1, 2 y 3
3929
Cuerpo 4 y 5
Gas Ban
3930
Cuerpo 1, 3 y 4
Gasnor
3931
Cuerpo 4
Metrogas
3932
Cuerpo 3
Centro
3933
Cuerpo 4
Cuyana
3934
Cuerpo 5 y 6
Camuzzi Gas del Sur
3935
Cuerpo 4
Camuzzi Gas Pampeana
3936
Cuerpo 3 y 4
GAS NEA
Litoral Gas
TRANSPORTISTAS:
Empresas
Expediente N°
Cuerpo
5062
Cuerpo 1,2,3,4 y 5
TGS
5071
Cuerpo 1
Transportadora
5085
Cuerpo 1,2,3 y 4
Gas del Sur
5658
Cuerpo 1,2,3,4,5,6,7,8,y 9
5061
Cuerpo 1,2,3,4,5,6,7, y 8
5072
Cuerpo 1 y 2
5084
Cuerpo 1 y 2
5657
Cuerpo 1,2,3,4,5, y 6
TGN
Transportadora
Gas del Norte
SINTESIS DE INFORME
Act. AGN N° 563/01 ENARGAS- Verificación de los controles de Calidad de Servicio Técnico
Operación y Mantenimiento- Res. ENARGAS 1192/99
Teniendo en cuenta que del informe y la normativa aplicable surge que el sistema de
indicadores de calidad del Servicio instrumentado por el ENARGAS por Resolución N° 1192/99,
tiene como condición necesaria la realización de auditorías “in situ” por parte del Ente, la labor de
auditoría, se centró básicamente en la revisión de todos los expedientes vinculados con el objeto de
ésta.
Como resultado principal, se pudo observar que el Ente no alcanzó un nivel de
auditoría adecuado, circunstancia que es reconocida en las conclusiones del descargo, pese a que se
aducen restricciones de tipo presupuestario que alteraron la planificación y ejecución de las
auditorías.
También se pudo observar que el Ente ha realizado interpretaciones jurídicas
incompatibles, tanto con un sistema de control, como con la propia letra de la Resol. 1192/99. (Vgr.
Otorgar carácter facultativo al deber de realizar auditorías –desnaturalización de la fórmula, que
obliga al Ente a determinar el I E, es decir, el Indice de Auditorías de Enargas).
El ENTE no ha elaborado un manual de Normas y Procedimientos, y pese a que en su
descargo expresa que la resolución es autosuficiente en tal sentido, tanto de la resolución referida,
como de las conclusiones finales del informe y de los propios dichos del ENARGAS, se desprende
que no está definida la fecha de publicación de los Indices por parte del Enargas, la obligatoriedad
de elaborar el IE, las normas y procedimientos para la ejecución de las auditorías, especialmente en
Protección Catódica y dentro de ella, las relacionadas con el criterio 1.3. Natural, entre otras cosas.
En el caso no se puede opinar o hacer mención a reit eración de observaciones e
incumplimientos de recomendaciones, toda vez que se trata de la primer auditoría referida al Control
de Calidad de Servicio -Operación y Mantenimiento-, dado que el período auditado abarca los dos
primeros años de implementación del sistema.