D-075-12 MODIFICIACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RES

C * s G
Comisión de Regulación
de Energía y Gas
MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA
RESOLUCIÓN CREG 067 de 1995 MEDIANTE
EL CUAL SE ADOPTO EL CODIGO DE
DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR
REDES
DOCUMENTO CREG 075
16 de noviembre de 2012
PIRPIII APIÓN-
MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE
REGULACIÓN DE ENERGÍA Y
GAS
115
Sesión No.541
CONTENIDO
1.
OBJETIVOS.............................................................................................................. 117
2.
ANTECEDENTES......................................................................................................117
3.
ANÁLISIS..................................................................................................................118
3.1
Corrección de Volumen.....................................................................................118
3.1.1 Errores generados en el volumen corregido........................................................... 120
4.
3.2
Balance volumétrico.......................................................................................... 123
3.3
Instrumentación y medición.............................................................................124
PROPUESTA............................................................................................................ 125
4.1
Volumen corregido.............................................................................................125
4.2
Recomendaciones sobre instrumentación y metrología............................... 126
4.3
Pérdidas a reconocer......................................................................................... 127
4.4
Fórmula para calculo de pérdidas....................................................................130
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
"V
Sesión No.541
1.
OBJETIVOS
Revisión de la regulación existente en el madejo de la medición de gas qombustible por
redes de tuberías (Resolución CREG067 de 1995) y proponer la metod ología para el
cálculó de pérdidas que se presenta en el sistema de distribución de gas dombustible por
redes.
2. ANTECEDENTES
La Refeolución CREG 067 de 1995 establece b s procédimientos y requisitas de equipos e
información necesaria tanto para la facturación del usuario del sistema Je distribución,
como para los demás fines pertinentes.
Mediante Resolución CREG 057 de 1996 se estableció la fórmula tarifaria general para la
remuneración del servicio de distribución de gas cqróbustible por redes, a cual aplica a
todos jos agentes que comercialicen, transportan o distribuyan gas combu rtible por redes
de tubería y grandes consumidores en áreas de servipio exclusivo. En est a resolución se
reconocen las pérdidas al transportador menores de 1% y al distribuidor m«¡ñores del 4%.
Mediapte Resolución CREG 011 de 2003 se estableció los criterios generales para
rernuperar las actividades de distribución y comercialización de gas co mbustible, y la
fórmula general para determinar el costo de prestación del servicio públicc domiciliario de
gas combustible por redes de tubería a Usuarios Regulados en áreas de servicio no
exclusivo.
Dicha resolución reconoce un porcentaje de pérdidap de gas en el Sisteitjna Nacional de
Transporte y en el Sistema de Distribución equivalente de un 1%
y del 2.5%,
respeptivamente.
De acuerdo a la Ley 142 de 1994, que establece que cada cinco años se deben revisar y
actualizar las fórmulas tarifarias, y teniendo en cueijita que han transcu rido los cinco
años de las metodologías establecidas en las Resoluciones CREG 057 : 1996 y CREG
011 dé 2003, la CREG inició el proceso de modificación y en la Resolucióifi CREG 136 de
2008 se divulgó las bases sobre las cuales se adela ntarían los estudios que permitirían
establecer con posterioridad los principios, laj metodología y cálculos pars determinar los
cargop de distribución, comercialización y lap fórmul as tarifarias del senj/iicio público de
gas combustible por redes para el nuevo pehodo tar fario. El estudio de a propuesta se
basó en: la distribución, mercado relevante, expansión y cobertura del servicio,
metodología de remuneración, cálculo tarifario y la fijación de la fórmula ta rfifaria.
Mediante Resolución CREG 178 de 2009 se ordena publicar un proyectó de resolución
por la cual se establecen las Fórmulas Tarifarias Generales para la prestapión del servicio
público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de
docunhento soporte de esta Resolución, que es el ¿Jocumento CREG 135 de 2009, se
realizó un balance con los datos reportados por las empresas con relación a las compras
de gas y las ventas a los usuarios finales, encontrándose con resultado^ inconsistentes
como lo son las pérdidas negativas.
117
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
A partir de los resultados de pérdidas negativas obtenidos de los balances realizados en
el Documento CREG 135 de 2009, la Comisión decide realizar un estudio con la
Universidad Tecnológica de Pereira con respecto a los Sistemas de Distribución y los
parámetros para los cálculos del volumen real consumido y de pérdidas volumétricas. Los
resultados del estudio fueron publicados mediante la Circular CREG 098 de 2011.
La CREG recibió comentarios de EPM y NATURGAS mediante comunicaciones
radicado CREG No. E-2012-000244 y E-2012-000192, respectivamente.
con
Los comentarios recibidos en la CREG fueron considerados para la expedición de la
resolución y su respectivo análisis se presenta en el Anexo de este documento.
3. ANÁLISIS
El Código de Distribución se analizó con base a los sistemas de medición y parámetros
aplicados para determinar la cantidad de volumen consumido por el usuario final.
El análisis se divide en los siguientes temas: corrección de volumen, balance volumétrico,
instrumentación y medición.
3.1 Corrección de Volumen
El concepto para la corrección de volumen enunciado en la Resolución CREG 067 de
1995 y especificado en el Concepto 2208 de 2002 está basado en el Reporte 7 de la
AGA; la fórmula para corrección de volumen establecida por la CREG contiene un término
Fcv que es el factor de corrección por poder calorífico agregado para efectos de
facturación que no está contenido en la fórmula original de la AGA, como se puede
observar en la tabla 3.1.1.
Tabla 3.1.1 Cálculo volumen corregido
CREG
AGA
V
c
Fc:volumen corregido a condiciones base, 14.73 psia y
60 °F
Vf \ volumen medido a las condiciones locales, pies
cúbicos
Pf : presión manométrica a través del medidor individual
de consumo, psig, más la presión atmosférica local
Pb: presión base, 14.65 psia
Tr : temperatura medida en grados Rankine
Tb: temperatura base, 60 °F en grados Rankine.
Zi, ¡factor de compresibilidad a condiciones estándar.
Z^dactor de compresibilidad a condiciones medidas.
V
m
. lPm + Pal > \Tb+ 459,671 , f 2 . F
I Pi, J lTm + 459.67J
pv ev
^¡w o lu m e n corregido a condiciones estándar,
pies3.
Vm\ volumen medido a condiciones locales, pies3.
Pm\ presión manométrica a través del medidor
individual de consumo, psig.
Pa: presión atmosférica local, psia.
Pb\ presión base, 14.65 psia.
Tb: temperatura base, 60 °F.
Tm: temperatura media del gas a través del
medidor, °F.
Fpv: factor de compresibilidad, adimensional.
Fcn: factor de poder calorífico
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
!
Sesión No.541
De aciierdo al cuadro anterior, el poder calorífico de referencia incluido en la metodología
como parte del factor de corrección para ajustpr el volumen medido, tiene sentido cuando
se relacionan todos los componentes tarifarios a eslie poder calorífico. [picho costo de
[$/m3] a poder calorífico de referencia debe ser conocido de manera oficial para todos los
distribijiidores de gas.
Los costos de gas en Colombia no están basádos en un poder calorífico d 3 referencia ya
que el precio depende del campo del productor1.
Además no existe claridad con la aplicación de la fórmula de corrección de volumen, cada
distribuidor la aplica según su interpretación. En la tabla 3.1.2 se muestrari los diferentes
factores para corrección del volumen que aplican loé distribuidores visita dos dentro del
estudib de revisión del código realizado junto con la UtP-
Tabla 3.1.2 Aplicación
distribuidores
de factores de corrección por parte de los
Factores de corrección
Kp
Kt
Kz
Kpc
Kmed
«P T
K
Efigas
<P: no se tiene
nformación de cómo se
calcula
<t: no se tiene información
le cómo se calcula
K¿ 1 para
presión
~ PCcB
PC PCref
PCcg-, poder calorífico
menor 0
medido por
100 psi
cromatógrafo.
PCre/: 1.000 Btu/pie3
Gases de
Occident|e
KP -
Pm+Pa
— ■
Pa: presión atmosférica
local, psi.
Pb: presión estándar,
14,65 psia.
Surtigas
PCcQ
1f
Cí»
pc ~ rW
PC e f
Tb + 459,67
pm: presión de tubería,
asumida con valores
constantes de 0.25, 5.
K r ~ T m + 459,67
<z: 1 para
r6: temperatura están dar, 60 crestón
'F.
menor a
100 psi
rm: temperatura 64 °F. Es
constante.
Kp y KTel producto es asumido igual a 1.
PCcg-. poder calorífico
medido por
cromatógrafo.
PCreA:1.000 Btu/pie3
Kz' 1 para
crestón
menor a
100 psi
Kmed pQf
calidad del
medidor.
,,
Gas
Natural
<p: no Se tiene
nformación de cómo se
calcula
<t: no se tiene ¡nformación
de cómo se calcula
Kz: 1 pára
creslórt
menor la
100 psi
_ P^cg
PC PCrSf
PCcg: poder calorífico
por el cromatógrafo en
puertas de dudad
KpT:
factor de
presión
puntual
PCre f: 1000 Btu/pie3
„
Pb + Ps
p
P re f
EPM
P b : presión detemninada
Tb + 273,15
K7' “ Plocal + 273,15
Kz: 1 pára
presiórj
Y
_ PCcg
PC ~ pr
r ^ref
KmedPor
calidad del
El poder ¡calorífico de referencia tam bién es utilizado en otros países para efectos d e facturación |porque el sistema de distribución pre ¡enta m ezclas d e gases con
diferente cómposición química por lo tanto lo consideran necesario para hom ogenizdr la facturedióni de los usuarios. Q ue no es el caso er análisis.
El único ca&o que se encontró en Colombia que necesita la aplicación d e factor corrección para este fin por poder calorífico es Bogotá y i que presenta un diseño del
Sistem a de Distribución a partir de anillos y mallas con entradas de gases de dos estaciones de puárta d e ciudad con diferentes poderes caloríficos. Por lo anterior es
necesaria la utilización d e cromatógrafos o calorímetros para determinar la calidad del gas y a s í realizar una facturación hom ogénea a lo: usuarios finales.
119
D-075-1&. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN pREG 067 DE 1995
Sesión No.541
aor zonas de acuerdo
;on la altitud.
Ps : presión de servicio,
Hedido en cada
ocalidad.
P re f: 14,65 psia.
menor a
100 psi
medidor.
rlocal: temperatura media de
PCcff: poder calorífico
medido por
cromatógrafo en
cuertas de ciudad.
a localidad en donde se
encuentra el usuario final.
PCre í: 1000 Btu/pie3
Pb: temperatura estándar
de 60 °F.
Las variables de presión (Pm) y temperatura (Tm) medidas en tubería que hacen parte del
cálculo de los factores KP y KTson asumidas constantes por todos los distribuidores de
gas natural (en todas las ciudades). Lo anterior no concuerda con lo exigido en el
Concepto CREG 2208 de 2002 en el que se define Pmy Tmasí:
Pm= presión manométrica a través del medidor individual de consumo, psig.
Tm= temperatura media del gas a través del medidor, en °F.
Son este tipo errores los que no permiten obtener el volumen real consumido por el
usuario final, generando pérdidas negativas o positivas al final de un periodo contable.
3.1.1 Errores generados en el volumen corregido
Los errores generados en el volumen corregido, son aquellos que se cometen por no
calcular correctamente el factor de presión KPy el de temperatura KT, generando al final
de un periodo contable pérdidas negativas o positivas. El factor de presión se calcula
según la tabla 3.1.1.
Tabla 3.1.3. Fórmula del factor de presión
Factor de presión
„
Kp -
im "F
p
re
Pm: presión manométrica a través del medidor individual
de consumo, psig.
Pa\ presión atmosférica local, psia.
Pb\ presión estándar, 14.65 psia.
El factor variable que genera errores es el Pa (presión atmosférica), ya que la gran
mayoría de cálculos lo asumen constante. Pero este factor varía según la temperatura y
altura sobre el nivel del mar.
El factor por temperatura se calcula según la tabla 3.1.5.
Tabla 3.1.5 Fórmula del factor de temperatura
Factor de temperatura
Tb: temperatura estándar, 60 °F.
Te + 459.67
K t “ r m + 459.67
Tm: temperatura media mensual del gas medida en la
estación reguladora o en un punto cercano al usuario, °F
El error general que se comete con la aplicación de este factor es el de tomar el
componente Tm como constante, pero este es un componente variable y debe ser medido
en el punto más cercano al usuario.
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión N o.541
A continuación se presentan una curva que muestra los errores que se generan al no
corregir de manera adecuada los factores Kfp y K /é n el volumen corre<dido. La curva
contiene la siguiente ¡nformación:
Eje x: contiene diferentes alturas sobre el nivel del rnaií
Eje y: error presentado en el volumen corregido, representado en m3
®
^ c o ri— est “
V c o n —re a l
Doiide:
e: efror presentado en el volumen corregido.
volumen corregido a las condiciones estándar de la ciudac (temperatura,
altura y presión).
■c o tr-re a i
■ v o lu m e n corregido a las condiciones reales a las que sé encuentra el
usu ano.
Diagonales: representan diferentes valores de la emperatura del gas (7 g) y de la
temperatura dél ambiente {Ta ), °C. Se asume como m Ddelo Tq* Ta - 4°C.
Punto “ O” : son las condiciones estándar cón las q ue se diseñaron las furvas y en las
que el error es cero. Representa las condiciones atmo sféricas estándar de la ciudad.
Para l$er las curvas se debe tener la altura sobre el niyel del mar a la que se encuentra el
usuarip y la temperatura promedio mensual de la ciudad donde habita, éniendo estos
datos, se ingresa a la tabla con la altura, localizáriidola sobre el eje X” y subiendo
verticqlmente hasta encontrarla con la líhea diagonal a la cual orresponde la
temperatura, por el punto que da el cruce de estás dos líneas traza mos una línea
horizohtal hasta el eje “Y” donde se encuentra los errares. El error que nos da, significa la
diferericia en m3 al aplicar la fórmula de córrecciórj del volumen con Iks condiciones
estáncjar de la ciudad que es el punto “O” y lás condiciones reales a la que se encuentra
el usuério.
La cuiva permite determinar el error que se induce Qn el cálculo del vo men corregido
para un usuario de gas a una altura, presión atmosférica y temperatura diferente de las
condiciones atmosféricas estándar de la ciudad.
Ejemplo
________________________ _____________________
Como ejemplo de la influencia de la alturg y la temperatura sobre las pérdidas, se
considera un consumo de 1 m3 de un usuario. Las cohdiciones estándar de la ciudad son
de 30 °C y una altura de 1000 m (presión atmosférica 13,12 psi), se opnsidera que la
temperatura del gas es de 26 °C. Se debe análizar las pérdidas que generé n cada caso:
1. El usuario presenta un consumo de 1 m3, se localiza a una altura de 800 metros
sobre el nivel del mar y la temperatura ambienie es de 30 °C.
2. El usuario presenta un consumo de 1 m3, se localiza a una altura de 1000 metros
sobre el nivel del mar y la temperatura ambiente es de 35°C.
121
D-075-1¿. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
Figura 3.1.7. Gráfico
Error en el cálculo del volumen corregido [m3]
0.10
0,08
0,06
0.04
0,02
0
-
0,02
-0,04
-0,06
-0,08
"0’1° 500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
Altura [m]
Solución
1. Para el primer caso se debe ingresar a la figura 3.1.7 con el dato de la altura de
800 m en el eje “X” y se sube verticalmente hasta que se cruce con la línea
diagonal de temperatura ambiente de 30 °C,
por el punto que genera la
intercepción de las dos líneas se traza una línea horizontal hasta el eje “Y” que
arroja una lectura de 0,02 m3. Por tanto está generando un error de 0,02 m3, que
para efectos del balance volumétrico se tendría una lectura de pérdida positiva
equivalente a 0,02 m3.
2. Para el segundo caso se debe ingresar a la figura 3.1.7 con el dato de la altura
de 1000 m en el eje “X” y se sube verticalmente hasta que se cruce con la línea
diagonal de temperatura ambiente de 35 °C,
por el punto que genera la
intercepción de las dos líneas se traza una línea horizontal hasta el eje “Y” que
arroja una lectura de -0,03 m3. Por tanto está generando un error de (- 0,03 m3),
que para efectos del balance volumétrico se tendría una lectura de pérdida
negativa equivalente a 0,03 m3.____________________________________________
Fin de ejemplo
122
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
Con el ejemplo anterior, se puede evidenciar que la variación de altura del usuario de
cada 200 metros sobre el nivel del mar, así cómo la temperatura a la que !;e encuentre el
sector, hace variar el factor de corrección, lo qtie muestra que es necesaria la medición de
estas variables para obtener un factor de corrección confiable.
3.2 Balance volumétrico
En la normatividad vigente se establece que las pérdidas de gas en distribución es la
diferericia entre el gas medido a condiciones estándar en la estación de pijierta de ciudad
y el gas combustible medido acondiciones estándar eji las conexiones de los usuarios. A
pesar de que se encuentra expresado como se debd realizar el cálculo c e pérdidas, no
tiene establecido una metodología específica.
En el balance volumétrico los distribuidores tieinen claró que se debe compa rar el volumen
recibido en puertas de ciudad con la suma de los volúitnenes de los usuariqs; lo que no es
claro én algunos casos son los factores de corrección por los que se debe afectar el
volumén para cerrar el balance volumétrico.
Para él volumen recibido en puertas de ciudád aplicán el artículo 5.3 de la Resolución
CREG 71 de 1999, en el que se explica que él volumen transporta do debe estar
expreáado a condiciones estándar de presión y temperatura, corregido por
compresibilidad, no tienen problema ya que el transpó rtador lo entrega corjregido; pero en
lo referente a la corrección del volumen leído de los medidores del usuario final se
observa que aplican diferentes tipos de factóres de corrección, como se muestra en la
tabla 3.2.1.
Tabla 3.2.1 Cuadro comparativo del balance volumétrico que ap ica diferentes
distribuidores
Balance volumétrico
Efigas
Vcg * Kp * K T * Kz — ^
Vmealclo a usuario * K P * K T * K z
Gases de
Occidente
VCg * K P * K T * K z = ^
^medido a u s u a rio * K P * K T * Kz
Surtigas
Gas Natural
EPM
V:g * Kp * Kp =
^
V m edído a usuario * Kp * Kp * Kz * Km
VCg * K P * K p * K z * Kpc — ^
VCg * Kp * Kp * Kz — y
^medido a usuario * K P * Kp * Kz * Kpc
Vmedldo a usuario * Kp * K p * K z * K „
Dónde.'
KP ■
factor de presión
Kt ;
factor de temperatura
Kz ■
factor de compresibilidad
KpC\
factor de poder calorífico
D-075-1^. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
y
Sesión No.541
Kmedidor-factor por corrección de ajuste del instrumento de medida, donde se aduce que
el medidor cuenta con un error estadísticamente conocido y estable a caudales conocidos
y es válido únicamente para usuarios que consuman más de 45 m3/mes.
Al realizar los balances de gas con factores de corrección diferentes al de presión,
temperatura y compresibilidad, posiblemente generan que la sumatoria de los volúmenes
medidos a los usuarios finales sea mayor que el gas adquirido y entregado en puerta de
ciudad, obteniendo pérdidas negativas.
3.3 Instrumentación y medición
En la Resolución CREG 067 de1995 se establece que la cantidad de gas medido debe
ser corregido por presión, temperatura, calidad del gas y del medidor. Con relación a la
calidad del medidor (interpretado como exactitud del medidor) es importante resaltar que
los distribuidores deben garantizar por medio de laboratorios de metrología acreditados y
certificados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia -ONAC- el
cumplimiento de los estándares de calidad de los medidores en verificación inicial y en
servicio, de acuerdo con lo establecido en la regulación. Por lo anterior, la utilización de
factores de corrección por descalibración o por calidad del medidor no cuenta con sentido
alguno.
Entre los distribuidores existe claridad con relación a la verificación de la exactitud de los
equipos en intervalos menores de 5 años, dado que existen procedimientos claros para su
cumplimiento, así como laboratorios homologados para la verificación de la calidad de los
equipos.
En el numeral 5.27 de la Resolución 67 de 1995 se establece que para la correcta
medición del gas entregado se deben usar equipos de medición que cumplan con las
Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la Superintendencia de Industria y
Comercio. Nótese que si se da aplicación a lo exigido por la Norma Técnica Colombiana
NTC 2728 para medidores tipo diafragma en cuanto a los errores máximos permisibles
(tolerancia) del orden del 1,5%, difiere de forma general con lo dispuesto en la Resolución
CREG 67 numeral 5.30, dado que ésta establece dentro de su contexto que: “S/ al
efectuarse la comprobación de un equipo se encontrara que cualquier medidor o equipo
de medición fuera inexacto en un dos por ciento (2%) o más, por exceso o por defecto, el
equipo será ajustado para el volumen de gas entregado y calibrado. El distribuidor o el
comercializador y el usuario podrán acordar que el medidor será calibrado cuando
presente un margen de error menor al aquí establecido, o se podrá hacer un ajuste en la
facturación mediante la utilización de factores de corrección hasta que se efectúe la
calibración’’.
Es de resaltar que no existe claridad en cuanto a la interpretación del término “inexacto”
en el numeral 5.30, ya que lo toman como un máximo error permisible. El máximo error
permisible está relacionado con la clase de exactitud, pero no con el término exactitud o
inexacto. Para aclarar lo enunciado se debe definir el término exactitud y dase de
exactitud.
La GTC-ISO/IEC 99 en el numeral 2.13 define la exactitud como 11Proximidad del acuerdo
entre un valor medido y un valor verdadero de un mensurando. El concepto "exactitud de
medición" no es una magnitud y no se expresa numéricamente. Se dice que una medición
es más exacta cuanto más pequeño es el error de medición”. Este es un concepto
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
cualitativo, por lo tanto cuando se vaya a daf- en porcentaje se debe dar en términos del
máxirjio error permisible GTC-ISO/IEC 99 nuiperal 4.26.
La clase de exactitud es definida por la GTC-ISO/IEC 99 en el numeral 4. 25 como: “Clase
de instrumentos o sistemas de medición que satisfacen requisitas metrológicos
deterininados destinados a mantener los errores \de medición o las incertidumbres
instrumentales dentro de límites especificados, bajo condiciones de funcionamiento
dadas".
En tédo caso, conforme las visitas realizádas cuando los distribuido res encuentran
medidores fuera de los márgenes de error pefmisibleS o en mal estado, los reemplazan.
4. PROPUESTA
La propuesta es con relación a la aplicación de la fórmula del volumen corregido y de
instrulmentación del Sistema de Distribución, producto del análisis de la normatividad
vigente y de ta aplicación que le dan los distribuidores.
4.1 Volumen corregido
El volumen medido debe ser corregir por compresibilidad y a condición es estándar de
presión y temperatura en cada uno de los sitios qe cambio de custod ia o donde se
requiera verificar medidas de volumen. Para realiza!" estas correcciones se tomó como
base las normas American Gas Association AGA repórte 7 “Measuremen of Fuel Gas by
Turbióe Meters”.
A continuación se presenta en la tabla 4.1.1 la metodología para realizjar el cálculo de
volurrien corregido.
Tabla 4.1.1 Metodología para corrección de volumén
El volumen medido a los usuarios^ se debe corregir por be mpresibilidad y a condir Iones estándar de
presipn y tempeifatura, según la AGA reporte No 7.
f
i ■
:
.
; |
Vc\ volumen corregido
Vm\ volumen medido al usuario.
Fórmula de la
corrección del
volunjien medido
a los usuarios
Vc = Vm * KP * KT * FpV
F^v: factor de corrección por com oresibilidad.
Factor de
correpción por
presión
Presipn
manométrica en
la tubería
Presión
atmosférica
KP: factor de correción por presió n.
Kt : factor de corrección por temp eratura.
KP
Pm
Pm: presión manométrica en el m edidor del usuario.
Pa: presión atmosférica
Pe: presiónestándar, 14,65 psia.
Pe
[o .z s - o .e l
1 5 - 10 |
psi
-9,81«A'
rn
P = P0 * e2S7*(273,lS+T) ^ ^
Presión manométrica, depenc erá del tipo de
usuariol (residencial entre 0,25 y 0,6 psi).
(no residencial 5 y 10 ps i)
Los distribuidores deberán garar tizar los perfiles de
presión referenciado
>¡ón atmosférica a nivel d si mar, 101325 Pa
i P0 : pre¡
x : álti ira sobre el nivel del mar a la que se
ene uentra el usuario.Consid arar los diferentes
125
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
pisos térmicos para cada variación de 200
metros sobre el nivel del mar.
T : temperatura promedio mensual de la ciudad del
usuario. Puede temerse de base de datos
meteorológicas.
Conversión de
Pascales a psi.
Factor de
corrección por
temperatura
P = [Pa] * 1,4508 x 10"4 [ ^ ]
Te + 459,67
Para uniformar las unidades en la ecuación del
KP%e debe pasar la presión atmosférica calculada
con la ecuación anterior a unidades de psi
Te: temperaturaestándar, 60 °F.
Tm: temperatura media mensual del gas medida en
la estación reguladora o en el puntomás
K T ~ T m + 459,67
cercano al usuario, °F.
N i* !
II
s>
tí
Ze ; factor de
estándar.
Zm: factor de
medidas.
Factor de
corrección por
compresibilidad
compresibilidad
a
condiciones
compresibilidad
a
condiciones
Este factor es despreciable
inferiores a 100 psig.
para
presiones
4.2 Recomendaciones sobre instrumentación y metrología
Para la correcta medición del gas entregado a los usuarios de parte de los distribuidores,
se deben usar equipos de medición que cumplan con las Normas Técnicas Colombianas
o las homologadas por la Superintendencia de Industria y Comercio, Resolución CREG 67
de 1995 numeral 5.27 de la sección V.
Las Normas Técnicas Colombianas 2728 y la 4136 establecen el rango de errores
máximos permisibles para medidores tipo diafragma y rotativo, respectivamente (tabla
4.2.1).
Tabla 4.2.1. Errores máximos permisibles para medidores tipo diafragma y rotativo
NTC 2728 y NTC 4136
Tasa de flujo
Errores m áximos permisibles
Verificación inicial
En servicio
Medidores tipo diafragma
Qmín. — Q — OlQmáx.
±3%
+ 6 % ,-3 %
0'lQmáx. — Q — Qmáx.
±1,5 %
±3%
Tasa de flujo
Qmín. < Q < O.lCmá*.
Medidores tipo rotatorio
+ 2%
±3%
0-lQmáx. ^ Q ~ Qmáx.
±1%
±1,5%
Donde verificación inicial se refiere al proceso de confirmación del cumplimiento de los
requisitos metrológicos especificados, que se efectúan sobre el medidor nuevo; y En
servicio, se refiere a la condición del medidor luego de ser instalado.
La norma NTC 2728 es clara cuando se refiere a las condiciones que deben cumplir los
medidores en verificación inicial y en servicio. En el momento en que el medidor va a ser
instalado nuevo debe cumplir con las condiciones de verificación inicial, pero después de
instalado y durante los cinco (5) años antes de la revisión, se recomienda que debe
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión \No.541
satisfa cer como mínimo las condiciones de servidid. Cumplido el period o de revisión
máxim a de cinco (5) años, el medidor debe cumplir bon las condiciones de verificación
inicial, ya que este seguirá trabajando un periodo de cihco (5) años más.
Si un equipo no cumple con el margen de error máximo permisible in dicado por las
Normas Técnicas Colombianas, a este se le debe real zar un procedimiento de calibración
en un ilaboratorio homologado por el Organisitno Nacional de Acreditación de Colombia ONAC; si dicho procedimiento no es posible, se deb^ reemplazar por ur equipo nuevo
que cumpla las calidades exigidas en la normatividad Vigente a la fecha.
Por lo anterior, la utilización de factores de corrección por descalibración del medidor no
cuentd con sentido alguno y dichos procedimientos a la luz de los principios
fundarjrientales de la metrología no cuentan con soporte alguno. Además, el error del
medidór está incluido dentro de las pérdidas que pl distribuidor puedq trasladarle al
usuario que equivalen al 2,5%.
Por o^ro lado, a pesar de que existan laboratorio® que cumpla los reqluerimientos de
certifibación (acreditado) no todos los procedirtilentos ¡mplementados necesariamente son
correctos. Desde el punto de vista técnico, el fcálculo c e un factor de correecion para unas
condiciones específicas dadas, teniendo en puenta él cumplimiento de un protocolo de
¡ntervénción valido2, solamente es correcto si dicho cálculo trae consigo la incertidumbre
asocie da a la medida, en este caso el “error”. Así lo determina la G C-ISO-IEC+99
cuandp define la incertidumbre como: “parámetro ásociado con el re.áultado de una
medición, que caracteriza a la dispersión de los valores que en forma razonable se le
podrían atribuir a la magnitud por medir"’. Lo anterior pretende especificar q je la constante
Kmfijafcla para cada grupo de contadores por parte de los distribuidores no tiene asociado
una iijicertidumbre, factor que enseñaría la dispersión del error y u justificación,
Finalrriente, el factor de corrección calculado no puéde ser aplicado de
ma perpetua a
todos los equipos de medición, dicho procedimiento solamente es válid o para el lote
objeto de experimentación debido a que lás características intrínseca s, (calidad de
materiales, procedimientos de calibración, personas que ejecutan los pirlotocolos, entre
muchós otros) experimentan variaciones no cóntrolabies en éstos.
También se recomienda implementar el Sistema Internacional de Unidadps en todas las
compónentes que integran la fórmula tarifaria, evitándpse así los errores génerados por la
aproximación en el cambio de unidades.
4-3 Pérdidas a reconocer
En la gráfica se muestra una curva de error de medida con respecto al caudal para un
medidpr clase 1,5, donde el error máximo permisible para caudales míninji os es del ±3%
en verificación inicial (en servicio de +6%, -3%), mieniras que para caudale s mayores del
O.IQmá*®1 error máximo permisible es del ±1,5% eri verificación inicial en servicio de
±3% ).;
2 N TC ISO /IEC 17025, capítulo 5, sección 5.4
3 GTC-51, estimación de la incertidumbre de medida
i
I
I
i
D -0 7 5 -ll MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN pREG 067 DE 1995
127
Sesión No.541
Curva de Error T ípica
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J IM 1 K 3 Í
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2
3
F lu jo I ih V Ij]
De acuerdo al comentario anterior se entro analizar cuáles son los consumos que
registran los usuarios en todo el país, a continuación se presenta una tabla con los
consumos registrados:
Tabla. 4.3.1 Consumos de gas natural usuarios residenciales
C onsum o promedio de usuario en el Año 2011
bajo-bajo
Estrato
Empresa
nrVh
Aléanos de Colombia S.A. E.S.P.
0,7916
Edalgas S.A. E.S.P.
0,318
Empresas Públicas de Medellin E.S.P.
0,916
Espigas S.A. E.S.P.
0,375
0,783
Gas Natural Cundiboyacense SA ESP
0,75
Gas Natural del ARIARI S.A. E.S.P.
Gas Natural del Centro S.A E.S.P
0,708
0,708
Gas Natural del Cesar S.A. E.S.P.
0,888
Gas Natural del Oriente SA E.S.P
0,7
Gas Natural SA E.S.P
0,75
Gases de La Guajira S.A., E.S.P.
0,82
Gases de Occidente S. A. E.S.P.
0,770
Gases del Caribe S.A. E.S.P.
0,875
Gases del Cusíana S.A E.S.P
Gases del Llano S.A E.S.P.
0,666
Gases del Oriente S.A. E.S.P.
0,979
0,791
Gases del Sur de Santander S.A. E.S.P.
0,714
Madiqas Ingenieros S.A E.S.P
0,030
Metrogas de Colombia S.A. E.S.P.
Nacional
de
Servicios
Públicos
Domiciliarios S.A. E.S.P.
0,9
Promesa S.A. ESP
0,75
Promotora de Servicios Públicos S.A.
0,75
E.S.P.
bajo
m7h
0,604
0,3
0,875
0,770
0,930
0,458
1,125
0,477
0,508
0,433
0,75
0,75
0,680
0,625
0,5
0,770
0,291
0,571
0,895
medio-bajo
m7h
0,333
0
0,5
0,333
0,645
0,333
0,729
0
0,5
0,5
0
0,333
0,066
0,296
0,333
0
0
0,333
0,520
medio
m7h
0
0
0,354
0
0,416
0,333
0,333
0
0,333
0,375
0
0
0,270
0
0
0,333
0
0
0
m edio- alto
m7h
0
0
0,480
0
0,375
0
0,333
0,312
0
0,458
0
0
0
0,3
0
0,312
0
1,257
0
alto
m7h
0,541
0
0,b66
0
1,225
0
0,333
0
0
0,333
0
0
0
0
0
0
0
0
0,333
1,525
0,354
0,3
0,375
0
0
0
0
0
0
0
0
0,66
0
0
Los resultados que se presentan en la tabla muestran que el consumo promedio que
presenta un usuario se encuentra dentro del intervalo de 0,25 s Q < 2,5 m3/h donde el
error máximo permisible para un medidor en servicio es ±3%.
En la tabla 4.3.2 se puede observar que el consumo de una hornilla o quemador de una
cocina doméstica esta en 0,28 m3/h, el cual se encuentra dentro del intervalo de 0,25 ¿ Q
< 2,5 m3/h
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
Tabla 4.3.2 Consumo de cocina a gas natural
Hornilla
Quemador del homo
Cocina a gas natural
Consumo
Potencia nominal
<W)
(rnJ/h)
(l/h)
276
0,28
3089
0,27
270
3000
Presión
(mm coi. H2C >)
180
De acuerdo con lo anterior y con la tabla 4.2.1, donde se presentan los eirrores máximos
permisibles para el medidor tipo diafragma, para calcular las pérdidas que se reconocerán
a los distribuidores se tendrá en cuenta el error en servicio de ± 3% él cual también
abarca los consumos registrados por los medidores de los usuarios finales
Además de los márgenes de error de los medidores de los usuarios, tam bién se tendrá
dentro de los cálculos de pérdidas el error máximo permisible para el medid or instalado en
City Gate. Los medidores utilizados en City Gate en gran parte son tipo turbina y
ultrasónicos, a continuación se muestra una curva de los márgenes de err<j>r tomada de la
AGA reporte 9 para medidores ultrasónicos.
1.6
1-4
1.2
1.0
o.e
0.6
tS>
i
£
Zero-flow reading <0.04 tt/sec (for each path)
/
Expanded error Urnit +1.4% (q, -e q,)
Repeatability ± 0.4% (q, c Qt)
Small meter error limit +1 -0%
Large meter error limit +0.7%
0.4
-Í
0.2
-0.0
-0.2
ff
o. -0.4
-0.6
-0.6
-1.0
Large meter erro
limit -0.7%
Small meter erroi limit -1.0%
' Repeatability ±0.2% (q ,^ Qr)
-1.2
x
-1.4
-1.6
M^^im um peflK-to-peak error 0.7% (q^ ^q ,)
q,£O.Jqmw<
Expanded error I irnit -1.4% (q, «cq,)
— T"
1
F l o w r a t e ( q ,)
Para calcular las pérdidas que se reconocerán a los distribuidores, se ter drá en cuenta el
error máximo permisible de los medidores utilizados en City Gate que es del 1%.
Los venteos de las válvulas de seguridad y otros tipos de descargas efectuados para
evitar la sobrepresión en el sistema, generan pérdidas en el Sistema de Distribución y se
reconoce el 0,5%.
Por tanto, como las pérdidas en el Sistema de Distribución están rel^ cionadas con la
exactitud y repetibilidad de los instrumentos de medición del volumen del gas, se tendrá
en cuenta lo siguiente:
129
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
•
Máximo error permisible del medidor de City Gate del ±1%
•
Máximo error permisible del medidor del uso Residencial del ±3%.
•
Porcentaje de pérdidas por venteo: 0.5%
Como los instrumentos no están correlacionados (no son los mismos y se mide uno
después del otro) el error nominal4 se calcula con la siguiente ecuación:
e r r o r n o m in a l
Donde:
ócq:
error del medidor del City Gate
6 r : error del medidor residencial
e r r o r n o m in a l — V i2 + 32 = + 3.16
Porcentaje de Pérdidas a reconocer = 3.16% + 0.5% = 3.7%
4.4 Fórmula para calculo de pérdidas
Se propone usar la fórmula de la tabla 4.3.1 por parte del distribuidor-comercializador para
determinará el porcentaje de pérdidas.
Tabla 4.3.1. Fórmula de porcentaje de pérdidas
Evaluar las pérdidas
Fórmula
pérdidas
de
las
anuales de
volúmenes
de gas
evaluada en la ventana
del año anterior al mes
m.
Vusuaríom-j-. es la sumatoria de los
volúmenes facturados a los usuarios
_ E j¿ i(E k = i Vm-jjc Vusuario.m-j)
y lz yn w
¿-‘k - l vrn- j,k
en el mes m-j, corregidos por
compresibilidad, y a condiciones
estándar de presión y temperatura.
Vm- j'k :
es
el
volumen
de
gas
combustible medido en el mes m-j en
todas las Estaciones de Puerta de
Ciudad y/o puntos de inyección al
Sistema de Distribución , expresados
en metros cúbicos (m3), corregidos
por
presión,
temperatura
y
compresibilidad.
4E1 procedimiento de sumar los cuadrados de los errores es un resultado de la estadística y
proviene de suponer que todas las distintas fuentes de error son independientes una de otras.
130
D-075-12. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión tio.541
En todo caso el valor máximo por pérdidas a trasladar al usuario final será =l resultado de
aplicadla anterior fórmula y como máximo un 3.7%.
NOTA. Para el cálculo de pérdidas se debe tener en cuenta que:
•
¡El volumen entregado en City Gate por eh transportador está corregido por
compresibilidad, y a condiciones estándar de pnesión y temperatura.
•
El volumen medido al usuario final debe ser débidamente corregidc conforme a lo
establecido en la presente resolución.
131
D-075-12. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
ANEXO
Comentarios de la Industria
Naturqas:
Específicamente sobre el estudio realizado por la Universidad Tecnológica de Pereira:
“DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS DE INSTRUMENTACIÓN Y MEDICIÓN EN LA
DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL DOMICILIARIO” queremos manifestar que pareciera
que no hay cabal consistencia entre el título del estudio y el contenido de sus resultados,
en atención a que, a nuestro juicio, se están analizando temas que no son propios ni
relacionados de manera directa con las actividades de medición e instrumentalización.
Teniendo en cuenta lo anterior y haciendo uso del Decreto de Petición (Artículo quinto)
Respuesta.
Con relación al alcance y los objetivos del convenio suscrito entre la Universidad
Tecnológica de Pereira y la Comisión de Regulación de Energía y Gas, queremos
manifestar que el objetivo general del convenio es la “Realización del estudio tendiente a
revisar el código de distribución de gas domiciliario en lo relacionado al sistema de
instrumentación y medición". Este objetivo cuenta con seis alcances a saber: “ 1) Revisión
del estado del arte con relación a la regulación que existe en el manejo de la medida del
gas domiciliario de pequeños consumidores, para ello se requerirá un estudio de la
normatividad regulatoria de cinco (5) países de los cuales (3) deberán ser
latinoamericanos." 2) “Revisión del marco normativo Colombiano frente al tema de la
medición del producto que se entrega a los usuarios (se requiere revisar el Código de
Distribución (Resolución CREG 67 de 1995) y el RUT (Resolución CREG 71 de 1999),
específicamente cotejarla en relación con el estado del arte a nivel internacional y las
buenas prácticas de la ingeniería.” 3) “Realizar un diagnóstico a nivel nacional sobre el
sistema de medida, para lo cual se realizarán un conjunto de visitas a sistemas de
distribución que sean una muestra representativa, donde se incluirá obligatoriamente a
Bogotá. El designado de la CREG abalará los distribuidores a ser visitados.” 4) “Plantear
posibles causas del problema y sus correspondientes soluciones" 5) “Planear y desarrollar
un taller de divulgación de los resultados de los equipos a los Distribuidores del mercado
Nacional.” Y 6) Análisis de los comentarios de la industria y la elaboración del informe
final. Además en dicho convenio aparecen los antecedentes del convenio que reflejan el
espíritu inicial de la Comisión de Regulación de Energía y Gas los cuales aparecen en la
sección uno, párrafos cuatro y cinco y que rezan lo siguiente: Según lo dispuesto en el
Artículo 146, corresponde a la CREG determinar el consumo facturadle, para lo cual: “...
La medición del consumo, y el precio en el contrato. La empresa y el suscriptor o usuario
tienen derecho a que los consumos se midan; a que se empleen para ello los
instrumentos de medida que la técnica haya hecho disponibles; y a que el consumo sea el
elemento principal del precio que se cobre al suscriptor o usuario".
Finalmente, la CREG ha encontrado que en algunos Sistemas de Distribución de Gas el
nivel de pérdidas de gas es negativo, el cual desde el punto de vista técnico es
incomprensible, por tal razón se requiere revisar en el código de distribución lo
relacionado con la medida. Dado la anterior, la CREG, manifiesta la necesidad de conocer
el origen de las pérdidas negativas en el sector de distribución de gas ya que se había
detectado como posibles causas de la anormalidad presente en el sistema de distribución
las siguientes: a) los sistemas de medición e instrumentación, b) el cálculo de los
D-075-12. MODIFICACIÓN AL ANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
volúménes corregidos, y c)las inteipretacioneá de las ¡Resoluciones CREOi 57 de 1996 y
CREG 11 de 2003, es pacífica mente en el cálcylo de Ips componentes G y T de la formula
tarifari&.
Dichos temas fueron abordados y discutidos en la reunión del 27 de mayo de 2011,
solicitando la CREG al grupo de trabajo de la Universidad Tecnológica de Pereira estudiar
dichas temáticas con carácter imperativo, además de realizar un est(i dio sobre los
balanqes volumétricos en los distribuidores visitados.
Entonóes aparte de dar cumplimiento al convenio citado, se hizo caso a las solicitudes
déla CREG contenidas en el acta PC-FT~004 de 27/05H2011
Naturias:
Poder Calorífico. “ Como menciona el estudio en la| página 86, consideramos que los
volúmenes únicamente deben ser sometidos a correbciones por temperatura, presión y
comprjesibilidad y, se debe eliminar, la corrección ppr poder calorífico para realizar el
balance entre compras y ventas que se aplican péra el usuario final Sin embargo,
proponemos y condicionamos nuestra sugerencia a oue se tenga en cue (ita como único
dato el proporcionado por la cromatografía de los pity-Gate, donde loé distribuidores
reciben la custodia del gas para atender aisus mercados, para lo cual se debe dar
cumplimiento de lo dispuesto en la Resolution 71 de 1999 (artículo 5 2.3) donde se
dispoqe que es responsabilidad del transportador determinar la calidad (del gas cuando
existan mezclas de gases. Con esta propuesta
podpr calorífico no se de jería asociar al
cam pt sino a lás mezclas del producto, si es que ello ócurre, en los City-G<ite. Reiteramos
que eéta propuesta tiene como único proposite lograr precisión en el balanpie y no debería
presentar efectos tarifarios.”
Respuesta:
La apreciación déla Asociación Colombiana «¡le GaS Natural -Naturgas- 4 s correcta y la
compartimos para los casos en que un distribuidor ps atendido por un proveedor a un
poder calorífico dado.
En casos donde existen mezclas de gases en el Sisltema de Distribución es necesario
hacer una corrección por el poder calorífico íponderajdo de las estaciones de puerta de
ciudad.
¡
Naturias:
Simetría entre la Resolución CREG 067 de lj995 y la\Normas Técnicas Coi>lombianas. Es
acertado lo que indica el consultor en sus recomendaciones finales, en el sentido que
REG 67 de
actualmente los distribuidores deben cumplir cdn la Resolución
1995ajplicando las Normas Técnicas Colombianas en cuanto a los erpores máximos
permitidos, pero este cumplimiento implica contradecir lo dispuesto en el r umeral 5.30 de
la misma norma (“Si, al efectuarse la comprobación, se encontrare que cu siquier medidor
o equjpo de medición fuera inexacto en un dos por ciento (2%) o más, ppir exceso o por
defectp, el equipo será ajustado para el volumen de gas entregado y ca Ijibrado”). Por lo
anterior, acompañamos la propuesta del ponsultórl de “acogerse a la Normatividad
Técnica Colombiana en cuanto a las características físicas de los mlétrumentos, las
definiciones de parámetros y unidades metroldgicas".
133
D-075-1 £. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
Respuesta:
En el proyecto de Resolución para la modificación del Código de Distribución, la CREG se
acoge a las Normas Técnicas Colombianas, en especial al numeral 5.30 donde se da
claridad que los medidores deben estar dentro de los errores máximos permisibles según
Norma Técnica Colombiana.
EPM:
Observación asociada al Km (constante por desempeño del elemento medida).En el
numeral 4. Recomendaciones sobre instrumentación y metrología, se establece: “tampoco
tiene sentido la utilización de factores de corrección para ajustar la medida délos
contadores de gas calibrados, dado que dichos procedimientos a la luz de los principios
fundamentales de la metrología no cuentan con soporte alguno. Además, el error esta
contenido dentro de las pérdidas que el distribuidor puede trasladarle al usuario y que
según la Resolución CREG 67 de 1995 es del 2,5%".
Al respecto, consideramos que al establecer una constante por desempeño dei medidor
establecer una constante Km le permite al distribuidor ajustar los consumos a facturar con
mayor grado de certidumbre, ya que mediante procedimientos debidamente certificados
en el laboratorio (acreditado) se puede determinar los errores en los puntos de las curvas
de desempeño, de cada marca de tipo de medidor, teniendo como premisa el rango de
caudal de trabajo, particularmente para el sector residencial. Con ello se garantiza que las
mediciones de gas consumido se ajustan a las condiciones operativas, planteamiento que
ha sido discutido y sustentado en las diferentes reuniones que se han realizado entre la
comisión, el consultor y EPM.
Respuesta:
A pesar de que existan laboratorios que cumpla los requerimientos de certificación
(acreditado) no todos los procedimientos implementados necesariamente son correctos.
Desde el punto de vista técnico, el cálculo de un factor de corrección para unas
condiciones específicas dadas, teniendo en cuenta el cumplimiento de un protocolo de
intervención válido17, solamente es correcto si dicho cálculo trae consigo la incertidumbre
asociada a la medida en este caso el “error”. Así lo determina la GTC-ISO-IEC+99cuando
define la incertidumbre18 como: “parámetro asociado con el resultado de una medición,
que caracteriza a la dispersión de los valores que en forma razonable se le podrían
atribuir a la magnitud por medir” . Lo anterior pretende especificar que la constante Km
fijada para cada grupo de contadores no tiene asociado una incertidumbre, factor que
enseñaría la dispersión del error y su justificación. Finalmente el factor de corrección
calculado no puede ser aplicado de forma perpetua a todos los equipos de medición,
dicho procedimiento solamente es válido para el lote objeto de experimentación debido a
que las características intrínsecas, (calidad de materiales, procedimientos de calibración,
personas que ejecutan los protocolos, entre muchos otros) experimentan variaciones no
controlables en éstos.
EPM:
Observación orientada a garantizar la consistencia entre la definición de los volúmenes a
facturar y la remuneración de la actividad de distribución. Dado que el valor a facturar que
se defina tiene impacto en los ingresos futuros del distribuidor, se requiere guardar
consistencia entre dicha definición y la futura remuneración de la actividad, por lo que se
sugiere que un elemento para tener en cuenta en la definición del volumen a facturar y
sus respectivos ajustes o correcciones, es la consistencia entre la definición de éste y la
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D-075-12. MODIFICACIÓN ALANEXO GENERAL DE LA RESOLUCIÓN CREG 067 DE 1995
Sesión No.541
demartda usada para remunerar la distribuciórji, con el fin de minimizar riesgos futuros que
son ectógenos al distribuidor.
Entre estos riesgos están los impactos que se pueden producir en as demandas,
asociados a cambios en el poder calorífico del gas realmente cons Ljmido; esto se
evidencia teniendo en cuenta que entre ballena y Cusiána, que son las prir cipa les fuentes
de suministro del país, se tienen diferencias dal orden del 14 % en el poder calorífico.
Respuesta:
La metodología para el cálculo del componente de Distribución se define e n la Resolución
090 d@ 2012.
135
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