RESFC -2019 -819-APN-DIRECTORIO#ENARGAS  
 
VISTO el Expediente EX -2019 -36023126 - -APN -GT#ENARGAS, la Ley N.° 24.076, su Decreto 
Reglamentario N.º 1738/92, el Decreto N.º 2255/92, la Resolución ENARGAS N.º I/259/08; y,  
 
CONSIDERANDO:  
 
Que, las especificaciones  de “Calidad de Gas” fueron establecidas en los Reglamentos de Servicio de la 
Licencia de Transporte (Cap. 3º) y de la Licencia de Distribución (Cap. 4º), ambos aprobados por el 
Decreto N.º 2255/92.  
 
Que posteriormente, dichas especificaciones fueron compl ementadas y modificadas por las 
Resoluciones ENARGAS N.º 113/94, N.º 500/97, N.º 622/98, y por último y actualmente vigente, por la 
Resolución ENARGAS N.º I/259 del 7 de mayo de 2008.  
 
Que, ante el dinamismo de la materia, en la Reunión de Directorio de es te Organismo, llevada a cabo el 
18 de junio de 2018, se propició la elaboración de una nueva norma NAG que abordara los aspectos 
técnicos y operativos relacionados con el “Reglamento de Especificaciones y Protocolo de Medición de 
Calidad de Gas Natural”.  
 
Que asimismo, distintos actores de la industria, integrantes del Grupo de Trabajo de Calidad de Gas del 
Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), iniciaron un estudio relacionado con la Resolución 
ENARGAS N.º I/259/08 y el 28 de septiembre de 2018, pr esentaron ante esta Autoridad Regulatoria una 
propuesta, solicitando se la tuviese en consideración para la elaboración de la nueva normativa que el 
ENARGAS dictara en materia de Calidad de Gas.  
 
Que en ese contexto, la Comisión de Estudio integrada por pr ofesionales de las Gerencias de 
Transmisión y Distribución, con la supervisión de la Coordinación de Normalización Técnica, todas ellas 
pertenecientes a este Organismo, tomando como base la propuesta efectuada por el IAPG y la 
experiencia regulatoria adqui rida por la aplicación de la Resolución ENARGAS N.º I/259/08, efectuó el 
análisis técnico correspondiente y elaboró el proyecto NAG -602 “Norma de Calidad de Gas Natural”.  
 
Que dicho proyecto, en cumplimiento de lo establecido en el Inciso 10) de la reglame ntación de los 
Artículos 65 a 70 de la Ley N.° 24.076, aprobada por el Decreto N.° 1738/92, fue sometido a consulta 
pública a través de la Resolución RESFC -2019 -309-APNDIRECTORIO#ENARGAS, del 3 de junio de 2019.  
 
Que mediante el citado acto, se invitó a la s Licenciatarias del Servicio Público de Transporte y 
Distribución de gas, Productores, Cargadores, terceros interesados y al público en general, a expresar 
sus opiniones y propuestas.  
 
Que también, el proyecto de norma fue publicado en la página web de es te Organismo.  
 
Que, durante el período de consulta, se recibieron propuestas por parte de: Instituto Argentino de 
Normalización y Certificación, YPF S.A., Gasnor S.A., Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de 
Argentina, Metrogas S.A., Buenos Aires  Gas S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., 
Naturgy Ban S.A., Transportadora de Gas del Sur S.A., Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, 
Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., y Transportadora de Gas  del 
Norte S.A.  
 
Que, en el marco del trabajo realizado por la Comisión de Estudio integrada por profesionales de este 
Organismo, teniendo en cuenta el análisis y evaluación de todas las observaciones y sugerencias 
aportadas por los sujetos antes citados, se elaboró el Informe IF -2019 -100822305 -APN -CNT#ENARGAS, 
en el cual, se adjuntó el Análisis Técnico, la Tabla de Observaciones y el documento resultante de las 
tareas efectuadas: NAG -602 (2019).  
 
Que asimismo, considerando que el proyecto de norma bajo aná lisis contempla requisitos para la 
incorporación de otros gases distintos al gas natural en los sistemas de transporte y distribución, se modificó el título del proyecto que fuera puesto a consulta pública, por “Especificaciones de calidad para 
el transpor te y la distribución de gas natural y otros gases análogos”.  
 
Que por otra parte, en el Informe citado precedentemente, se señaló que con motivo del proyecto en 
trámite para la aprobación de la norma NAG -601 “Norma de Despacho de Gas Natural” (EX -2019 -
0038 9247 - -APN -GT#ENARGAS) y del proyecto de norma NAG -602, resultaba conveniente la ampliación 
del alcance del Código Argentino de GAS -NAG (Resolución ENARGAS N.º 2747/02), creando el nuevo 
“Grupo VI – Control operativo de gas y despacho” que comprendiese to do lo referido a los controles 
operativos y procedimientos de administración de despacho del fluido, destinados a atender la calidad y 
la continuidad del servicio público de transporte y distribución de gas.  
 
Que, cabe destacar que el Artículo 52 inc. b) d e la Ley N.º 24.076 establece entre las funciones del 
ENARGAS, la de dictar reglamentos en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, a los 
cuales deberán ajustarse todos los sujetos de la Ley.  
 
Que asimismo, en virtud de la temática analizada , se cumplió con lo establecido en el Inciso 10) de la 
reglamentación de los Artículos 65 a 70 de la Ley N.° 24.076 aprobada por el Decreto N.° 1738/92.  
 
Que por su parte, el proyecto NAG -602 “Especificaciones de calidad para el transporte y la distribució n 
de gas natural y otros gases análogos” describe las especificaciones que debe reunir el gas natural y 
otros gases análogos en los sistemas de transporte y distribución, con el objeto de suministrar un 
producto confiable sin riesgos para los consumidores,  permitiendo el intercambio de gases de diversa 
procedencia; así como también, proteger las instalaciones de Transportistas, Distribuidoras y Cargadores 
de gas natural.  
 
Que finalmente, el proyecto de norma aquí presentado complementaría a las especificaci ones de 
“Calidad de Gas” que fueran establecidas en los Reglamentos de Servicio de la Licencia de Transporte 
(Cap. 3º) y de la Licencia de Distribución (Cap. 4º), ambos aprobados por el Decreto N.º 2255/92; 
asimismo, sustituiría completamente a la Resoluci ón ENARGAS N.º I/259/08.  
 
Que ha tomado debida intervención el Servicio Jurídico Permanente de esta Autoridad Regulatoria.  
 
Que la presente Resolución se dicta de conformidad a las facultades otorgadas por el Artículo 52 incisos 
b) y x) de la Ley N.º 24.07 6 y su Decreto Reglamentario N.º 1738/92.  
 
Por ello,  
 
EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS  
 
RESUELVE:  
 
ARTÍCULO 1°. - Aprobar la norma NAG -602 (2019) “Especificaciones de calidad para el transporte y la 
distribución de gas natural y otros gases  análogos” que, como Anexo (IF -2019 -107596517 -APN -
CNT#ENARGAS), forma parte de la presente Resolución.  
 
ARTÍCULO 2°. - La reglamentación aprobada en el Artículo precedente, complementa a las 
especificaciones de “Calidad de Gas” que fueron establecidas en lo s Reglamentos de Servicio de la 
Licencia de Transporte (Cap. 3º) y de la Licencia de Distribución (Cap. 4º), ambos aprobados por el 
Decreto N.º 2255/92.  
 
ARTÍCULO 3°. - Derogar, a partir de la entrada en vigencia de la presente, la Resolución ENARGAS N.º 
I/259/08.  
 
ARTÍCULO 4°. - Disponer que la norma NAG -602 (2019) entrará en vigencia al día siguiente de la 
publicación de la presente en el Boletín Oficial de la República Argentina.  
 
ARTÍCULO 5°. - Ampliar el alcance del “Código argentino de gas - NAG”, puesto  en vigencia a través del ARTÍCULO 1º de la Resolución ENARGAS N.º 2747/02 - modificado por el ARTÍCULO 3.º de la Resolución 
RESFC -2018 -235-APN -DIRECTORIO#ENARGAS -, incorporando al Anexo 1 de dicho Acto el siguiente texto: 
“Grupo VI –Control operativo de g as y despacho: Comprende todo lo referido a los controles operativos 
y procedimientos de administración de despacho del fluido, destinados a atender la calidad y la 
continuidad del servicio público de transporte y distribución de gas”.  
 
ARTÍCULO 6°. - Comun icar, publicar, registrar, dar a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y 
archivar. Daniel Alberto Perrone - Guillermo Sebastián Sabbioni Perez - Griselda Lambertini - Mauricio 
Ezequiel Roitman  
 
 
  
 
NAG -602  
 
Año 2019  
 
Especificaciones de calidad para 
el transporte y la distribución de 
gas natural y otros gases análogos 
 
 
                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
2 
 
ÍNDICE  
PRÓLOGO  ................................ ................................ ................................ ............................  4 
CAPÍTULO 1 – OBJETO Y ALCANCE  ................................ ................................ .................  6 
1.1. OBJETO  ................................ ................................ ................................ ......................  6 
1.2. ALCANCE  ................................ ................................ ................................ ...................  6 
CAPÍTULO 2 – PUBLICA CIONES DE REFERENCIA  ................................ ..........................  6 
2.1. GENERALIDADES  ................................ ................................ ................................ ...... 6 
2.2. NORMAS IRAM  ................................ ................................ ................................ ...........  7 
2.3. NORMAS ASTM  ................................ ................................ ................................ ..........  7 
2.4. NORMAS  ISO ................................ ................................ ................................ ..............  8 
2.5. PUBLICACIONES GPA  ................................ ................................ ...............................  8 
CAPÍTULO 3 – DEFINIC IONES  ................................ ................................ ............................  9 
CAPÍTULO  4 – LINEAMIENTOS BÁ SICOS  ................................ ................................ ........ 12 
4.1. OPERADOR RELACIONADO  DE PUNTO DE RECEPCI ÓN ................................ .....12 
4.2. PUNTOS DE VERIFICACI ÓN DE CALIDAD  ................................ .............................. 12 
4.3. CRITERIO DE PUNTO DE  RECEPCIÓN ÚNICO  ................................ ....................... 12 
4.4. CRITERIO DE PUNTO DE  ENTREGA ÚNICO  ................................ ........................... 13 
4.5. CARGAMENTOS DE GNC O  GNL  ................................ ................................ ............. 13 
4.6. RECEPCIONES DE GAS N O CONVENCIONAL  ................................ ........................ 13 
4.7. ACUERDOS DE CORRECCI ÓN DE CALIDAD DE GAS  ................................ ........... 14 
4.8. RESPONSABILIDADES  ................................ ................................ ............................. 18 
4.9. SISTE MA EN ESTADO DE EMER GENCIA  ................................ ................................ 19 
CAPÍTULO 5 – ESPECIF ICACIONES DE CALIDAD  EN CONDICIONES BÁSI CAS  .......... 20 
CAPÍTULO 6 – MUESTRE O Y MÉTODOS DE DETER MINACIÓN  ................................ .....21 
6.1. INSTALACIONES PARA E L MUESTREO  ................................ ................................ .22 
6.2. ANÁLISIS CROMATOGRÁF ICOS  ................................ ................................ ............. 22 
6.3. CÁLCULO DEL PUNTO DE  ROCÍO DE HIDROCARBU ROS (PRHC)  ....................... 24 
6.4. DETERMINACIÓN DE LA COMPOSICIÓN MOLAR DE  NITRÓGENO Y DIÓXIDO  DE 
CARBONO  ................................ ................................ ................................ ................. 25 
6.5. DETERMINACIÓN DEL OX ÍGENO  ................................ ................................ ............ 25 
6.6. DETERMINACIÓN DEL CO NTENIDO DE VAPOR DE AGUA  ................................ ...25 
6.7. DETERMINACIÓN DE COM PUESTOS DE AZUFRE  ................................ ................. 27 
6.8. DETERMINACIÓN DEL PO DER CALORÍFICO SUPERIOR,  ÍNDICE DE WOBBE Y 
DENSIDAD RELATIVA  ................................ ................................ ............................... 28 
6.9. PARTÍCULAS SÓLIDAS Y  LÍQUIDAS  ................................ ................................ .......29 
6.10.  PRECISIÓN Y TOLERANC IA DE LAS DETERMINAC IONES  ................................ ....29                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
3 
 
6.11.  AUDITORÍA Y CALIBRAC IÓN DE LOS INSTRUMEN TOS ................................ ........ 30 
6.12.  VERIFICACIÓN DE LAS MEDICIONES  ................................ ................................ .....30 
6.13.  UTILIZACIÓN DE NUEVA  INSTRUMENTACIÓN  ................................ ....................... 31 
CAPÍTULO 7 – ESPECIF ICACIONES DE CALIDAD  EN CONDICIÓN FLEXIB ILIZADA  ......32 
7.1. CONDICIÓN FLEXIBILIZ ADA DE INGRESO  ................................ ............................. 32 
7.2. DESVÍOS TEMPORARIOS  ................................ ................................ ......................... 34 
7.3. CONDICIONES PARTICUL ARES DE INGRESO EN U N SISTEMA DE 
TRANSPORTE  ................................ ................................ ................................ ........... 35 
7.4. CONDICIONES PARTICUL ARES DE INGRESO DE G AS EN UN SISTEMA 
AISLADO  ................................ ................................ ................................ .................... 37 
7.5. CONDICIONES PARTICU LARES PARA LA ENTREG A A UN CARGADOR 
DIRECTO  ................................ ................................ ................................ .................... 38 
7.6. CONDICIONES PARTICUL ARES DE ENTREGA RESP ECTO AL PRHC  ................. 38 
7.7. LINEAMIENTOS PARA LA S ACTAS ACUERDO  ................................ ...................... 39 
CAPÍTULO 8 – GAS FUE RA DE ESPECIFICACIÓN  ................................ .......................... 39 
8.1. PROTOCOLO DE NOTIFIC ACIONES Y ADMINISTRA CIÓN DEL GAS FUERA D E 
ESPECIFICACIÓN EN LO S SISTEMAS DE TRANSP ORTE  ................................ .....39 
8.2. PROTOCOLO DE NOTIFIC ACIONES Y ADMINISTRA CIÓN DEL GAS FUERA D E 
ESPECIFICACIÓN EN LO S SISTEMAS DE DISTRI BUCIÓN  ................................ ....40 
ANEXO A  ................................ ................................ ................................ ............................. 41 
FORMULARIO PARA OBSE RVACIONES (*)  ................................ ................................ .....42 
 
                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
4 
 
ESPECIFICACIONES DE CALIDAD PARA EL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCIÓN 
DE GAS NATURAL Y OTROS GASES ANÁLOGOS  
PRÓLOGO  
La Ley N.º 24.076 estableció el Marco Regulatorio de la Actividad del Gas Natural y , 
en su artículo 50 , creó el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS). En 
el artículo 52 de la mencionada Ley , se fijaron las facultades del ENARGAS, entre las 
cuales se incluye la d e dictar reglamentos a los que deberán ajustarse todos los 
sujetos de esa Ley en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos.  
En tal sentido, el ENARGAS auspició la redacción de la s ESPECIFICACIONES DE 
CALIDAD PARA EL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCIÓ N DE GAS NATURAL Y 
OTROS GASES ANÁLOGOS , denominada  NAG -602, como adaptación de las 
disposiciones de la “Reglamentación de las especificaciones de calidad de gas”, 
aprobada mediante la Resolución ENARGAS N.º I -259/08  y la propuesta de 
modificación , que fue  elaborad a por una subcomisión conformada ad hoc  en el seno 
del INSTITUTO ARGENTINO DEL PETR ÓLEO Y EL GAS (IAPG) . 
Los antecedentes de esta norma han experimentado una dinámica interesante , desde 
la más reciente  Resolución ENARGAS N.º I-259/0 8 y sus reglamentaciones 
antecesoras , aprobadas por las Resoluciones ENARGAS N ros. 113/94 , 500/97  y 
622/98, que han modificado y complementado las especificaciones de calidad 
establecidas en los Reglamentos del Servicio de Transporte y Distribución  de gas . 
El gas natural es un combustible gaseoso, que consiste , básicamente , en una mezcla 
compleja de hidrocarburos, de manera principal metano, pero que incluye también 
etano, propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados, en proporciones 
menores . Además , contiene algunos gases inertes y contaminantes que deben 
mantenerse en proporciones  admisibles para no alterar las propiedades del gas 
natural, especialmente , la capacidad de entregar energía por unidad de volumen ; este 
es el motivo principal por el cual se re quiere este recurso y , sobre dicha base , se le 
da valor económico.  
Entre las impurezas y los contaminantes presentes en el gas natural que revisten 
mayor relevancia , pueden mencionarse  los siguientes : vapor de agua, dióxido de 
carbono, inertes totales, sul furo de hidrógeno y otros compuestos de azufre, 
hidrocarburos condensables, partículas sólidas y líquidas.  
El aprovechamiento del gas natural involucra diferentes etapas en la cadena de valor . 
Una vez extraído de pozos  ubicados en tierra firme ( on-shore ) o mar adentro  (off-
shore ), el gas crudo  es enviado a plantas de procesamiento para separarlo de los 
líquidos  de gas natural (LGN), eliminar sus impurezas  y red ucir los niveles de otros 
gases1 que dificultan su  manejo y procesamiento. El gas así obtenido se rá el que , en 
esta norma , se denomine bajo el término “gas natural”  y, por lo tanto , el que debe 
cumplir con los requisitos publicados en este documento , una vez ingresado a los 
sistemas de transporte y distribución . Asimismo, el término “gas natural” se em pleará 
                                                 
1 Por lo general , gases ácidos como el ácido sulfhídrico (H 2S) y el dióxido de carbono (CO 2).                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
5 
 
para referirse al obtenido  a partir del gas natural licuado , luego de ser sometido a un 
proceso de vaporización para ingresar a los gasoductos de transporte o distribución.  
Es fundamental el cumplimiento de las especificaciones enunciadas en esta norma 
para el gas natural, toda vez que el gas ingresa a través de los puntos de ingreso al 
sistema de transporte o de distribución por gasoductos, para ser entregado a centrales 
de generación eléctrica ; plantas industriales ; estaciones de gas natural vehicular 
(GNV) ; y redes urbanas de distribución  de gas natural . 
Asimismo, en un esquema operativo , tal como el de los “ gasoducto s virtual es”, en el 
que el transporte se hace mediante unidades cisternas o contenedores modulares de 
gas natural comprimido (GNC)  o gas natural licuado (GNL) , el gas que finalmente es 
entregado a los puntos de consumo para atender la demanda de clientes industriales, 
comerciales, vehiculares y/o domé sticos  es el que debe cumplir con lo dispuesto en 
esta norma . 
En el contexto actual , en el que  la demanda de suministro de gas natural  es creciente 
en todos los sectores y las regiones del país, resulta de importancia consolidar una 
regulación que entregue al “Sistema Nacional” un producto confiable para los 
consumidores, garantizando  la integridad de los sistemas de transporte y distribución, 
y propiciando la máxima utilización del recurso energé tico disponible.  En atención a 
ello, resulta oportuno  combinar la mayor certidumbre que deriva de adoptar requisitos 
prescriptivos con la tendencia internacional de realizar análisis de riesgo basados en 
las particularidades de cada sistema.  
El creciente i nterés en la utilización y el  desarrollo de fuentes no convencionales de 
energía s renovable s, entre ellas , el biogás,  representa  un aspecto significativo , ya que 
aprovecha el potencial energético de la materia orgánica  residual , puede generarse 
en la misma zona de producción y fortalece r el uso de fuentes locales de energ ía. 
Asimismo, e l biogás puede someterse a una refinación para obtener biometano. El 
biometano  resulta  intercambiable con el gas natural  convencional, es decir , que se 
emplea para los mismos usos  finales , y su suministro puede realizarse a través de  las 
instalaciones  existentes de gas natural . Se trata de una alternativa sostenible , tal como 
se ha demostrado en diversos países , como Suecia, Alemania, Suiza, Holanda y 
Dinamarca.  
Es por ello  por lo  que en esta norma se han incorporado requisitos tanto para el uso 
del biometano como para el uso del biogás  en redes aisladas, es decir , en regiones 
apartadas  que actualmente no cuentan  con la prestación del servicio  de gas natural . 
Se ofrece así una solución energética a las necesidades de la población y se favorece 
el desarrollo de proyectos encaminados a utilizar el biogás como gas combustible.                             
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
6 
 
 
CAPÍTULO 1 – OBJETO Y ALCANCE  
1.1. Objeto  
Esta norma establece las especificaciones  que debe reunir el gas natural  y otros gases 
análogos  en los sistemas de transporte  y distribución, con el siguiente objeto:  
• Suministrar un producto confiable sin riesgos para los consumidores, 
permitiendo el inter cambio de gases de diversa procedencia.  
• Proteger las i nstalaciones de Transportistas, Distribuidoras  y Cargadores  de 
gas natural . 
1.2. Alcance  
Esta norma s e aplica al gas natural que ingrese en los sistemas de transporte y 
distribución dentro del territorio nacional, independientemente de que el gas provenga 
de las diferentes cuencas de  producción nacional o de su importación, a través de 
gasoductos convencio nales  y/o virtuales.  
Las especificaciones establecidas en esta norma están relacionadas con las 
características que debe tener el gas natural , a fin de  que tenga las cualidades 
adecuadas para su utilización segura como combustible  gaseoso . 
La presente norma contempla el ingreso a los sistemas de transporte y distribución , 
de otros  gases  combustibles  distintos al gas natural,  en la medida que presente n 
características análogas a  este y cumpla n con las especificaciones estableci das en 
esta norma.  
Los parámetros que debe n reunir el gas sintético y el gas mezcla se encuentran 
determinados en la reglamentación de especificaciones de calidad para gases mezcla 
y sintético (Resolución ENARGAS  N.º I-831/2009). La inyección de gas sintético o gas 
mezcla a los sistemas de distribución (con las limitaciones impuestas en dicha norma) 
será posible siempre que su combinación resulte intercambiable con el gas natural, es 
decir , siempre que s u índice de Wobbe esté dentro de los rangos establecidos en esta  
norma.  
El gas natural proveniente de  cargamentos de GNC o GNL queda alcanzado por la 
presente norma a partir del punto de conexión, cuando  ingres e a cualquier sistema  de 
suministro de gas natural ( transporte o distribución ). 
Esta norma no s e aplica al gas que se conduce a t ravés de sistemas de captación . 
 
CAPÍTULO 2 – PUBLICACIONES DE REFERENCIA  
2.1. Generalidades  
A continuación,  se indican las normas  a las que hace referencia la presente. Est as o 
sus partes refer idas son considerad as parte integrante de los requisitos  establecidos 
en esta norma. Para todas las referencias , se debe aplica r la última edición vigente de 
esa publicación , incluyendo todas sus modificaciones .                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
7 
 
2.2. Normas  IRAM  
• IRAM -IAPG A 6854 . Gas natural. Cálculo de poder calorífico, densidad, densidad 
relativa e índice de Wobbe a partir de la composición.  
• IRAM -IAPG A 6856, Combustibles gaseosos. Determinación del contenido de 
vapor de agua mediante la determinación de la temperatura del punto  de rocío.  
• IRAM -IAPG A 6858 . Gas natural. Lineamientos para el muestreo.  
• IRAM -IAPG A 6860 . Gas natural. Determinación de sulfuro de hidrógeno utilizando 
tubos detectores, por longitud de la mancha.  
• IRAM -IAPG A 6861 . Gas natural. Lineamientos generales para  la determinación 
de compuestos de azufre.  
• IRAM -IAPG A 6862 . Gas natural. Lineamientos generales para el análisis por 
cromatografía gaseosa para el cálculo de sus propiedades fisicoquímicas.  
• IRAM -IAPG A 686 4. Gas natural . Cálculo del punto de rocío en hidrocarburos a 
partir de análisis cromat ográfico. 
• IRAM 2 . Sistema de unidades.  
• IRAM 23 . Factores y tablas de conversión de unidades al sistema internacional de 
unidades SI. Para la metrología de la mecánica y el calor.  
2.3. Normas  ASTM  
• ASTM D1142 - 95. Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous 
Fuels by Measurement of Dew -Point Temperature.  
• ASTM D1945 - 14. Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas 
Chromatography.  
• ASTM D3588 - 98. Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility 
Factor, and Re lative Density of Gaseous Fuels . 
• ASTM D5287 - 08. Standard Practice for Auto matic Sampling of Gaseous Fuels . 
• ASTM D5454 - 11e1 . Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous 
Fuels Using Electronic Moisture Analyzers.  
• ASTM D4084 - 07, Standard Test Method for Analysis of Hydrogen Sulfide in 
Gaseous Fuels (Lead Acetate Reaction Rate Method).  
• ASTM D4468 -85. Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by 
Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetr y. 
• ASTM D1072 - 06. Standard Test Method for Total Sulfur in Fuel Gases by 
Combustio n and Barium Chloride Titration . 
• ASTM D1070 - 03. Standard Test Methods for Re lative Density of Gaseous Fuels . 
• ASTM D5504 – 12. Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds 
in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and 
Chemiluminescence.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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• ASTM D7164 - 10, Standard Practice for On -line/At -line Heating Value 
Determination of Gaseous Fuels by Gas Chromatography.  
• ASTM D7165 - 10. Standard Practice for Gas Chromatograph  Based On -line/At -
line Analysis for Sulfur Content of Gaseous Fuels.  
• ASTM D4888 - 06. Standard Test Method for Water Vapor in Natural Gas Using 
Length -of-Stain Detector Tubes.  
• ASTM D4984 - 06. Standard Test Method for Carbon Dioxide in Natural Gas Using 
Length-of-Stain Detector Tubes.  
• ASTM D4810 - 06. Standard Test Method for Hydrogen Sulfide in Natural Gas 
Using Length -of-Stain Detector Tubes . 
• ASTM D1826 - 94. Standard Test Method for Calorific (Heat ing) Value of Gases in 
Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter.  
2.4. Normas  ISO 
• ISO 6327 . Gas analysis – Determination of the water dew point of natural gas – 
Cooled surface condensation hygrometers.  
• ISO 6974 -3. Natural gas – Determination of composition and associated 
uncertainty by gas chromatography – Part 3: Precision  and bias.  
• ISO 6976 . Natural gas – Calculation of calorific values, density, relative density 
and Wobbe indices from composition.  
• ISO 10715 . Natural gas – Sampling guidelines.  
• ISO 10101 . Natural gas – Determination of water by the Karl Fischer method.  
• ISO 6975 . Natural gas – Extended analysis – Gas-chromatographic method.  
• ISO 6326 -3. Natura l gas – Determination of sulfur compounds – Part 3: 
Determination of hydrogen sulfide, mercaptan sulfur and carbonyl sulfide sulfur by 
potentiometry.  
• ISO/TR 11150 . Natural gas – Hydrocarbon dew  point and hydrocarbon content.  
• ISO 18453 . Natural gas – Correlation between water content and water dew p oint. 
2.5. Publicaciones GPA  
• GPA 2166 . Obtaining Natural Gas Samples For Analysis By Gas Chromatography.  
• GPA 2172 . Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility 
and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody 
Transfer.  
• GPA 2261 . Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas 
Chromatography.  
• GPA 2286 . Method For The Extended Analysis Of Natural Gas And Similar 
Gaseous Mixtures By Temperature Programmed Gas Chromatography.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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• GPA 2377 . Test For Hydrogen Sulfide And Carbon Dioxide In Natural Gas Using 
Length Of Stain Tubes.  
• GPA 2199 . Determination of Specific Sulfur Compounds by Capillary Gas 
Chromatography  and Sulfur Chemiluminescence Detection.  
 
CAPÍTULO 3 – DEFINICIONES  
Para el propósito de esta norma , se aplican las siguientes definiciones : 
Área de calidad:  Zona de suministro que es abastecida con una calidad de gas 
uniforme . 
Almacenaje:  Actividad que mant iene el gas en instalaciones distintas a los ductos 
durante un período de tiempo, e incluye la inyección, el depósito y el retiro de gas y, 
en su caso, la licuefacción y regasificación del gas.  
Análisis de gas:  Métodos de ensayo y otras técnicas empleados para determinar la 
composición y las propiedades del gas, como se establece en esta norma.  
Biogás:  Gas obtenido de l proceso de  digestión anaeróbica de materia orgánica, cuyos 
comp onentes principal es son metano  (CH 4) y dióxido de carbono  (CO 2), además de 
contener otros componentes no deseados , en menor medida  que los anteriores  (p.ej. 
hidrógeno, sulfuro de hidrógeno y nitrógeno ). 
Biometano:  Biogás que se ha sometido a procesos de tratamiento para lograr  altas 
concentraciones de metano , que mejoran su poder calórico , y cumple con las 
especificaciones establecidas para el gas natural . El biometano es intercambiable con 
el gas natural y puede ser comprimido o licuado para obtener bio -GNC o bio -GNL, 
respectivamente.  
Calidad de gas:  Característica que debe tener el gas natural a fin de contar con las  
cualidades adecuadas para su utilizaci ón segura como combustible. La calidad del 
gas natural se define por su composición y las propiedades físicas establecidas en 
esta norma.  
Composición de gas:  Concentración de los componentes del gas natural analizado.  
Composición molar:  Proporción molar de  un componente . Se puede expresar como 
una fracción molar o un porcentaje molar del total.  
Condiciones de referencia:  Condiciones  de presión y temperatura (101,325 kPa  
absolutos  y 15 ºC) a las cuales se deben determinar las características o propiedades 
del gas natural . 
Densidad:  Relación entre masa y volumen de una muestra en las condiciones 
especificadas de presión y temperatura.  
Densidad relativa:  Densidad de un gas dividida por la densidad del aire seco , de 
composición determinada, en las mismas condiciones especificadas de presión y 
temperatura. El término “densidad relativa ideal ” se aplica cuando ambos, el gas y el 
aire, son considerados fluidos que cumplen la ley de los gases ideales . El término 
“densidad relativa real ” se aplica c uando ambos, el gas y el aire, se consideran como 
fluidos reales.                            
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y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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Día operativo:  Desde las 6:00 h del día n, hasta las 6:00 h del día n+1, en el que se 
realizan las operaciones de gas.  
Gas crudo:  Gas natural tal como es extraído del yacimiento, que incluye  diversas 
cantidades de hidrocarburos pesados (que pueden condensarse en condiciones 
normales de presión y temperatura) ; vapor de agua ; compuestos de azufre ; dióxido 
de carbono ; nitrógeno, etc. El gas crudo no resulta adecuado para su medición, 
distribució n y uso directo por la mayoría de los consumidores, por lo que debe ser 
previamente enviado a las plantas de procesamiento antes de su ingreso a los 
sistemas de transporte o distribución.  
Gas importado:  Gas natural comercializado en forma gaseosa , en un pu nto del 
territorio nacional, por parte de una persona física o jurídica que lo adquiere en el 
mercado internacional.  
Gas mezcla:  Gas compuesto por gas natural y propano comercial vaporizad o, o gas 
natural y gas sintético  en proporciones  que le permite ser intercambiable con el gas 
natural.  
Gas natural:  Conjunto de compuestos químicos en el que predominan los 
hidrocarburos de bajo peso molecular (principalmente , metano), extraídos del 
subsuelo y que , en un rango amplio de presión y temperatura , se encuentra en estado 
gaseoso. Se produce a partir del procesamiento del gas crudo o a partir del gas natural 
licuado , y, si es necesario, se mezcla para obtener un gas adecuado para uso directo, 
principalmente , como combustible.  
Gas natural comprimido (GNC):  Gas natural sometido a una presión de entre 200 y 
250 bar, con el fin de reducir su volumen, lo que facilita su almacenaje y transporte . 
Gas natural licuado (GNL):  Gas natural que, luego de ser procesado, ha sido licuado 
(a temperatura del orden de los 160  °C bajo cero y a presión levemente superior a la 
atmosférica) para su almacenamiento o transporte. El GNL reduce en unas 600 veces 
el volumen ocupado por el gas natural en su estado gaseoso. Para su utilización , el 
GNL se revaporiza , se ajusta a la temperatura necesaria para resguardar la integridad 
de las instalaciones y se introduce en las redes de transmisión y distribución de gas 
natural.  
Gas sintético: Gas compuesto por propano comercial y aire  en proporciones que le 
permite ser i ntercambiable con el gas natural.  
Gasoducto  de producción:  A los fines de esta norma, e s un sistema de transporte 
de gas combustible constituido en una Concesión de Transporte en los términos de la 
Ley N.º 17319, cuyo objetivo no es vincular las zonas de extracción de gas con los 
centros de consumo, sino que posibilita conducción de gas desde las áreas 
productivas hasta una planta de procesamiento de gas, o la evacuación del gas desde 
un área productiva hast a su ingreso a un gasoducto  de transporte.  
Gasoducto  de transporte : A los fines de esta norma, e s un sistema de transporte de 
gas combustible constituido en una Licencia de Transporte , en los términos de la Ley 
N.º 24.076, o una Concesión de Transporte , en los términos de la Ley  N.º 17.319, cuyo 
objetivo es el transporte de gas natural desde el punto de ingreso al sistema de 
transporte hasta el punto de entrega a l as Distribuidor as, Cargadores y/o 
Almacenadores .                           
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y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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Gasoducto s virtual es: Sistema s que hace n posible el transporte terrestre, marítimo 
y fluvial de GNC y GNL a lugares donde no existen redes de ductos convencionales, 
mediante el empleo de camiones -cisterna , trenes -cisterna  y barcos metaneros.  
Intercambiabilidad : Medida del grado en que las caract erísticas de combustión de 
un gas se asemejan a las características de otro. Se considera que dos gas es son 
intercambiables cuando se puede sustituir un gas  de ciertas características por otro 
de características diferentes, sin afectar la operación de combustión del gas en el 
artefacto o las instalaciones que utilizan ese combustible.  
Índice de Wobbe (IW):  Medida del calor entregado por el gas natural a los artefactos 
de gas, derivada de la ecua ción de flujo por un orificio. Se define como el poder 
calorífico superior, exp resado en base volumétrica, en las condiciones de referencia 
especificadas, dividido por la raíz cuadrada de la densidad relativa , en las mismas 
condiciones de referencia especi ficadas. El calor entregado por gases de diferentes 
composiciones es el mismo si ambos gases tienen el mismo índice de Wobbe y son 
utilizados a la misma presión.  
Líquidos del gas natural (LGN):  Hidrocarburos contenidos tanto en el gas crudo 
como en el gas natural , que pueden ser extraídos o separados de él, almacenados, 
transportados y comercializados en estado líquido.  
Metro cúbico o metro cúbico estándar  (m3): Volumen que ocupa un metro cúbico 
de gas , cuando tal gas se encuentra a una temperatura de 15  ºC y a una presión 
absoluta de 101,325 kPa.  
Operador relacionado al punto de recepció n: Responsable de la coordinación en 
los puntos de recepción , en donde ingrese más de un Productor, que asume  las 
responsabilidades previstas para el Productor en la presente norma.  
Poder calorífico:  Cantidad de calor que es liberado por la combustión completa en 
aire de una cantidad especificada de gas,  de manera tal que la presi ón a la cual ocurre 
la reacción permanezca  constante, y todos los productos de la combustión estén a la 
misma temperatura de los reactivos.  
El poder calorífico superior y el poder calorífico inferior, los cuales difieren entre sí en 
el calor de condensación del agua formada en la combustión, se pu eden expresar en 
base molar, másica o volumétrica. Para la base volumétrica , la presión y la 
tempera tura deben establecerse en las condiciones de referencia.  
El poder calorífico también se puede denominar "seco" o "húmedo", lo que depende 
de la cantidad de  vapor de agua que contiene el gas antes de  la combustión.  
En esta norma, el término “ poder calorífico ” expresa poder calorífico superior, sec o y 
en base volumétrica , en las condiciones de referencia.  
Procesamiento del gas:  Procesos que se refieren tanto al acondicionamiento y/o 
tratamiento del gas crudo como a la extracción de hidrocarburos de mayor valor 
económico (como propano y butanos) , y a la licuefacción del gas natural.  
Punto de rocío del agua:  Temperatura, correspon diente a una presión dada, por 
encima de la cual no ocurre condensación de agua. Para cualquier presión por debajo 
de la presión especificada , no hay conde nsación a esa temperatura.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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Punto de rocío de hidrocarburos  (PRHC) : Temperatura, correspondiente a una  
presión dada, por encima de la cual no ocurre condensación de hidrocarburos. En un 
proceso a temperatura constante, para un punto de rocío dado, hay un rango de 
presión dentro del cual ocurre condensación. No obstante, existe  un punto de rocío 
por encima y por debajo del cual no ocurre condensación , cualquiera sea la presión. 
Este pun to se denomina “temperatura cricondent érmica”. Es también la máxima 
temperatura en la que se puede observar condensación de hidrocarburos.  
Sistema aislado:  Sistema de gas no interconectado a los sistemas troncales de 
transporte y distribución  de gas natural . 
 
CAPÍTULO 4 – LINEAMIENTOS BÁSICOS  
4.1. Operador Relacionado de Punto de Recepción  
Para el caso de que existan dos o más productores en un mismo punto de recepción, 
deberán acordar la designación de una persona física o jurídica que se desempeñe 
como "Operador Relacionado de Punto de Recepción", el que asumi rá las 
responsabilidades previstas en la prese nte norma. Producida la designación, deberá 
ser comunicada a la Transportista o Distribuidora , según corresponda , y estas, a su 
vez, deberán informar  al ENARGAS.  
4.2. Puntos de Verificación de Calidad  
Las verificaciones de Calidad de Gas se efectuarán en los pu ntos que , a continuación , 
se detallan:  
4.2.1.  Puntos de Recepción:  Son los puntos de ingreso al sistema de transporte  
(PIST) , pactados entre las Transportistas con cada Cargador en sus Contratos 
de Transporte, donde se medirá la calidad del gas inyectado por cada  
Productor . 
4.2.2.  Puntos de Entrega:  Son los puntos, pactados entre las Transportistas con 
cada Cargador, donde se verificará la calidad del gas entregado. Todos los 
puntos de transferencia, sean puentes o fronteras entre licenciatarias, serán 
considerados Punto s de Entrega a los efectos de esta norma . 
4.2.3.  Puntos Interiores de Red:  Son los puntos representativos del sistema de 
distribución, ubicados por las Distribuidora s y Subdistribuidora s en sus redes.  
Cuando la inyección del Productor se produzca en forma directa  a un sistema de 
distribución (PISD), corresponderá aplicar a la Distribuidora  o Subdistribuidora  las 
definiciones antes descriptas para la Transportista.  
4.3. Criterio de Punto de Recepción  Único  
Se podrá considerar una única inyección a dos o más puntos de recepción  de un 
mismo Productor, distantes entre sí 500 metros o menos. Este criterio quedará sujeto 
a los límites establecidos en la Tabla 1  y a la aceptación de  la Transportista, bajo su 
exclusiva responsabilidad.                            
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y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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La composición del gas y las propiedades físicas de l “Punto de Recepción  Único ” se 
computarán como el promedio ponderado de las inyecciones individuales o mediante 
medición directa aguas abajo de aquellas.  
4.4. Criterio de Punto de Entrega Único  
Se define como Pu nto de Entrega Único los puntos de entrega que  pertenecen a una 
misma área de calidad, que  están vinculados inequívocamente a un único tramo de 
gasoducto.  
Se considerarán tramos distintos de gasoducto el troncal y el/los paralelo/s , cuando 
exista la posibi lidad de tener diferentes calidades de gas en cada uno de ellos.  
Cuando se aplique  el criterio de “Punto de Entrega Único ”, se podrá utilizar la medición 
de los parámetros de la calidad del gas circulante por ese tramo de gasoducto, como 
representativa de los puntos de entrega.  
Este criterio no obsta a efectuar verificaciones que deban realizarse en los puntos 
interiores de las redes abastecidas.  
4.5. Cargamentos  de GNC o GNL  
Los cargamentos de GNC o GNL  transportados a través de gasoductos virtuales , que 
conten gan gas  de producción nacional o gas importa do, deberán contar con el 
certificado de origen que informe la  calidad de gas del cargamento.  
La Transportista o Distribuidor a que reciba un cargamento de GNC o GNL en su 
sistema deberá tener  el certificado de origen con la mayor antelación posible y 
constatar que las condiciones de calidad de gas expuestas en el certificado de origen 
del cargamento cumplan con las especificaciones establecidas en esta norma, 
debiendo rechazar aquel que así no  lo hiciese.  
Lo mencionado en el párrafo anterior no  obsta a que se realicen las verificaciones de 
calidad de gas , a cargo de  la Transportista o Distribuidor a involucrad a, en el punto de 
recepción . A tal efecto, la Transportista o Distribuidor a involucrad a deberá establecer 
un procedimiento escrito con los criterios que deben ser considerados para una 
correcta descarga de l GNC o GNL  a los sistemas de transporte y distribución , 
contemplando las verificaciones de calidad de gas  y las acciones por seguir , ante la 
eventualidad de que  se verificaran desvíos en la calidad del gas  durante la descarga . 
Cuando el sistema que reciba un cargamento de GNC o GNL esté operado por una  
Subdistribuidora , corresponderá aplicar le los requisitos  descripto s en este apartado.  
4.6. Recepciones de gas no convencional  
Otros  gases  combustibles  distintos al gas natural podrán ingresar en los sistemas  de 
transporte y/o distribución siempre que cumplan con las  condiciones de cali dad 
especificadas en esta norma . No obstante, su ingreso quedará supeditado a la 
evaluación del riesgo que otros posibles componentes minoritarios presentes en estos 
gases puedan representar para la salud de las personas o para la integridad de las 
instalaciones , o aparatos de consumo.                            
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y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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Su ingreso deberá contar con el consentimiento del operador del sistema en cuestión,  
quien verificará el cumplimiento de las especificaciones y que resulte técnicamente 
posible , y segura su inyección  al sistema en cuestión . 
4.6.1.  Gas sintético y gas mezcla  
Los p arámetros que debe reunir el gas sintético y el gas mezcla se encuentran 
determinados en la Resolución ENARGAS  N.º I-831/2009 . Su inyección en los 
sistemas de distribución (con las limitaciones impuestas en dicha norma) será posible 
siempre que su combinac ión resulte intercambiable con el gas natural, es decir , 
siempre que s u índice de Wobbe esté dentro de los rangos establecidos en  la Tabla  1 
de la presente  norma.  
4.6.2.  Biometano  
El biometano  podrá ingresar  en los sistemas de transporte y/o distribución de gas 
natural , en la medida que cumpla con las especificaciones de cal idad establecidas en 
la Tabla  1. En los casos en que el biometano se obtenga a partir de l biogás 
proveniente de fuentes residuales, industriales y urbanas , se debe rán controlar , 
además , las especificaciones de la Tabla  A.2. del Anexo A . 
4.6.3.  Biogás  
El biogás podrá ingresar únicamente en redes aisladas , dedic adas  a su distribución 
de manera exclusiva, sin mezclarse con otros combustibles desde el sitio de 
generación hasta el sitio de consumo, siempre que cumpla con las especificaciones 
establecidas en el Anexo A . 
El operador de la red de distribución deberá efectuar una pre sentación al ENARGAS , 
detallan do la fuente de obtención de l biogás, su  composición y propiedades , y un plan 
de monitoreo de  los parámetros enunciados en el  Anexo A . 
El consentimiento prestado por la Autoridad tendrá vigencia siempre y cuando se 
mantenga el cumplimiento de los puntos señalados anteriormente , conforme  la 
presentación  realizada . Cualquier cambio en las condiciones presentadas 
originalmente deberán ser notificadas y puestas a consideración del ENARGAS.  
4.7. Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas 
Un Productor que desee inyect ar gas al sistema de transporte, que no cumpla con los 
requisitos básicos establecidos en  la Tabla 1 , pero que se encuentre dentro de lo s 
límites flexibilizados establecidos en la Tabla 2 , deberá previamente celebrar con la 
Transportista involucrada Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas (en adelante, 
“Acuerdos de Corrección”) . Este gas se denominará “Gas en Condición Flexibilizada”, 
mientras que el gas aportado para corregir la calidad del gas en condición flexibilizada 
se denominará “Gas de Corrección”.  
Siguiendo el criterio de máxima utilización del recurso energético disponible, se 
propiciará el ingreso de todo volumen de gas que cumpla con la calidad mínima 
indispensable, por lo cual toda calidad excedente y disponible en los sistemas de 
transporte y distribución deberá ser aprovechada todo lo posible. En razón de ello, los 
Productores no podrán negar su autorización para que se u tilice la calidad excedente                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
15 
 
y que ellos no requieran para la celebración de acuerdos, salvo que cuenten con 
fundamentos que justifiquen su negativa.  
La Transportista que realice los Acuerdos de Corrección con un Productor deberá 
asegurar que se cumplan las  siguientes condiciones:  
a) Que exista disponibilidad de Gas de Corrección suficiente en el sistema de 
transporte , aguas arriba del Punto de Recepción.  
b) Que el/los Productor/es que aportan el gas de corrección sea/n notificado/s por 
la Transportista respecto a l empleo de ese gas como Gas de Corrección para 
celebra r un eventual Acuerdo de Corrección entre l a Transportista y otro 
Productor.  
En razón de ello, l a Transportista tendrá el rol de Administrador a de los Acuerdos de 
Corrección  relativos a su sistema y debe rá velar por su cumplimiento tanto en las 
cuestiones operativas como en las administrativas formales.  
Sin perjuicio de lo anterior, el Productor que estuviera inyectando el Gas de Corrección 
no será responsable por los inconvenientes que el Acuerdo de Corrección pudiera 
presentar, y podrá , asimismo , realizar sus reservas del caso. Sin embargo, no podrá  
rehusarse a refrendar Acuerdo s de Corrección  de manera infundada . 
Si bien un Productor podrá celebrar un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas 
utilizan do aportes propios , como Gas de Corrección, dicho Acuerdo deberá ser 
confirmado y rubricado por l a Transportista involucrad a. 
Si un Productor tuviera comprometido su aporte de gas como Gas de Corrección para 
un Acuerdo de Corrección  de otro Productor y lo requiriera como Gas de Corrección 
para realizar otro Acuerdo de Corrección , el referido Productor deberá notificar a  la 
Transportista con una anticipación mínima de treinta (30) días. A tal efecto, este 
deberá realizar  una nueva asignación de l Gas de Corrección disponible para continuar 
con el Acuerdo de Corrección original  o, si resultara necesario, interrumpir el ingreso 
de los volúmenes aportados por el otro Productor. Es decir, siempre tendrá prioridad 
para celebrar Acuerdos de Corrección el Produc tor que inyecte el gas con la mejor 
calidad.  
Si, llegado el caso, la mezcla transportada alcanz ara el límite de sus especificaciones 
de calidad, l a Transportista deberá efectuar un prorrateo entre aquellos que aportan 
Gas en Condición Flexibilizada, permitiendo el ingreso de todo nuevo Productor que 
quisiese ingresar gas en tales condiciones, siempre y cuando  este disponga de un 
Acuerdo de Corrección . 
En todos los casos , e independientemente del momento en que se realice la solicitud 
del ingreso, l a Transportista no podrá actuar discriminatoriamente, debiendo dar igual 
oportunidad a todo Productor que así lo requiriese.  
En consonancia  con lo indicado en el punto anterior, cuando una Transportista efectúa 
un Acuerdo de Corrección bajo su exclusiva responsabilidad, esta deberá notificar a 
los Productores  que aportan el gas de corrección , a los efectos de ponerlos en  
conocimiento, y debe rá remitir una copia de dichas notificaciones al ENARGAS con el 
Acuerdo de Corrección rubricado .                           
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4.7.1.  Requisitos de los Acuerdos de Corrección  
Los Acuerdos de Corrección  deberán contener , como mínimo , lo siguiente : 
a) Plazo de vigencia: El período por el cual el Acuerdo de Corrección se 
encontrará en vigor no superará los  12 meses . No obstante, podrá  ser 
renovado  por per íodos anuales , en caso de mantenerse las condiciones de 
ingreso . 
b) Condiciones  de ingreso del gas en condición  flexibilizada: Deberá 
especificar el punto de recepción ; la composición química del gas ; las 
propiedades físicas del gas ; y el caudal máximo para inyectar.  
c) Condiciones de ingreso del gas de corrección: Deberá especificar el punto 
de recepción ; la composición química del gas ; las propiedade s físicas del 
gas; y el caudal mínimo para inyectar.  
d) Condiciones de la mezcla resultante: Deberá especificar la composición 
química del gas mezcla ; las propiedades físicas del gas mezcla ; y la 
relación máxima y mínima de caudales permitidos entre el gas en  condición 
flexibilizada y el gas de corrección , que garantice que el gas resultante 
cumpla con los requisitos de la Tabla 1.  
e) Orden  de prelación de los cortes o reducción de la inyección: Cuando 
comprendiese/n más de un punto de recepción en condición flexibilizada , 
y ante la verificación de que la mezcla resultante  no cumpla con los 
requisitos básicos de la Tabla 1 , el Acuerdo de Corrección par a rubricar por 
las partes deberá indicar expresamente los procedimientos de prorrateo 
pertinentes para la asign ación de dicho gas . Ello, a  los efectos de una 
equitativa asignación del Gas de Corrección, en aquellos casos donde la 
vena fluida dentro del sistema est á llegando al límite en su capacidad de 
corrección.  
Asimismo, podrán incluirse otras condici ones  o compromisos que las partes 
consideren.  
4.7.2.  Pautas que rig en los Acuerdos ( Acuerdos de Corrección  y Actas  Acuerdo)  
Los Acuerdos de Corrección  y las Actas  Acuerdo  deben seguir las siguientes pautas:  
a) La obligación de los Productores de notificar a la Transportista involucrada 
acerca de eventuales desvíos de los límites máximos especificados en 
cada Acuerdo.  
b) Las compensaciones que pudier an derivarse de los Acuerdos, por la 
inyección de Gas en Condición Flexibilizada, no serán consideradas parte 
del precio del gas natural.  
c) Si por alguna circunstancia la mezcla resultante no cumpliera con las 
especificaciones de calidad establecidas en el Acuerdo , el Productor que 
ingresa el gas en condición flexibilizada quedará obligado , a solicitud de  la 
Transportista , a disminuir el caudal inyectado , de manera tal que la mezcla 
resultante se ajuste a lo establecido en el Acuerdo .                           
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d) La suscripción de los Acuerdos deberá realizarse en forma previa al ingreso 
de gas en condición flexibilizada por el Productor interesado.  
e) La Transportista supervisará el cumplimiento de las formalidades del 
Acuerdo y , dentro de los diez  (10) días de suscripto , remitirá una copia al 
ENARGAS.  
f) Una vez firmado el Acuerdo, la Transportista será  responsable de su control 
diario.  
g) Toda variación en la calidad del gas que dio origen al Acuerdo y que 
perdure más allá de los treinta (30) días corridos, o sesenta  (60) días en el 
término de doce (12) meses , podrá ser motivo de su caducidad. En tal caso,  
las partes deberán evaluar nuevamente las condiciones de ingreso y 
refrendar un nuevo Acuerdo , o revocarlo , y ajustarse a las condiciones 
básicas establecidas en la Tabla 1 . 
h) Cuando los Acuerdos sean celebrados por un a Distribuidor a o un a 
Subdistribuidor a, corresponderá que apliquen las disposiciones antes 
descriptas para l a Transportista.  
4.7.3.  Costos  de Verificación del Cumplimiento de los Acuerdos de Corrección 
y de la Calidad del Gas Mezcla  
Los gastos administrativos ocasionados por los Acuerdos y los costos asociados a su 
implementación y seguimiento  operativo  quedarán a cargo d el Productor que ingrese 
el gas en condición flexibilizada.  
Lo anterior incluirá la instalación de instrumental espec ífico (para el seguimiento de 
una variable de control de calidad de  gas), acorde a las necesidades del punto de 
verificación, así como la modificación de las instalaciones existentes (en materia de 
medición, calidad de gas, transferencia, regulación, separación y/o calentamiento) , 
cuando la necesidad de controlar la calid ad del gas transportado así lo requiriese.  
Los requerimientos para el instrumental o las instalaciones serán similares a los de 
instalaciones semejantes ya existentes , a menos que resulte necesario un grado de 
control superior, en función de la s variable s por controlar y su potencial impacto en las 
entregas.  
4.7.4.  Recepciones directas del Sistema de Distribución  
En caso de que un Productor desee inyectar Gas en Condición Flexibilizada 
directamente al sistema de una Licenciataria de Distribución, deberá celebrar u n 
Acuerdo de Corrección con la Distribuidora/Subdistribuidora correspondiente , en la 
medida que exista disponibilidad de Gas de Corrección en el sistema y bajo las 
mismas consideraciones realizadas precedentemente para las Transportistas.  
4.7.5.  Inspección Intern a y/o Reparaciones  
Toda reducción de capacidad de transporte motivada por tareas de inspección interna 
de gasoductos o reparaciones programadas, en un todo de acuerdo con lo 
determinado por la reglamentación vigente, facultará a la/s Transportista/s a requ erir                           
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la suspensión o la limitación de los Acuerdos de Corrección , a fin de adecuar las 
inyecciones al gasoducto en el tramo afectado por la inspección o reparación.  
4.7.6.  Período de transición  
Para el caso de los Acuerdos de Corrección  existentes a la fecha de entrada en 
vigencia de esta Reglamentación, las partes involucradas deberán adecuarlos a la 
presente norma en un plazo no mayor a  noventa  (90) días. 
4.8. Responsabilidades  
Se establece el siguiente régimen de responsabilidades:  
4.8.1.  Productor  
a) Los Productores son responsables de la calidad del gas y la administración de 
los volúmenes de gas inyectados en los puntos de recepción.  
b) Los Productores son responsables de notificar a la Transportista cualquier 
desvío en la calidad del gas inyectado dentro de las dos (2) horas de haberse 
produci do. Posteriormente, de continuar el desvío, y dentro de las cuarenta y 
ocho (48) horas , deberá remitir a la Transportista un informe pormenorizado de 
lo ocurrido , a partir del cual se pueda evaluar la magnitud del evento y el tiempo 
que prevea el Productor en volver a la condición normal de inyección.  
4.8.2.  Transportista  
a) Las Transportistas son responsables de verificar la calidad del gas en los 
puntos de recepción.  
b) Las Transportistas son responsables de la calidad del gas transportado y 
entregado a sus Cargadores en los puntos de entrega.  
c) Las Transportistas son responsables de remitir al ENARGAS, en un plazo no 
mayor de diez (10) días, una copia de los Acuerdos de Correc ción que hubieran 
celebrado.  
d) Ante la presencia de gas fuera de especificación , las Transportistas debe rán 
notifica r a sus Cargadores  dentro de las dos (2) horas de haberse detecta do el 
desvío de calidad del gas  y administrar los volúmenes de gas transportados en 
su sistema para minimizar el impacto en los puntos de entrega.  
4.8.3.  Distribuidor a 
a) Las Distribuidor as son responsables de verificar la calidad del gas en los puntos 
de entrega  y en los puntos de recepción,  cuando la inyección del Productor se 
produzca en forma directa a un sistema de distribución . 
b) Las Distribuidor as son responsable s de medir la calidad del gas en los puntos 
interiores de la red. 
c) Las Distribuidor as son responsables de remitir al ENARGAS, en un plazo no 
mayor de diez (10) días, una copia de los Acuerdos de Corrección  que hubieran 
celebrado.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
19 
 
d) Ante la presencia de gas fuera de especificación , las Distribuidor as deben 
notifica r a la Transportista correspondiente  dentro de las dos (2) horas de 
haberse detecta do el desvío de calidad del gas . 
e) Cuando el sistema de distribución  esté operado por una Subdistribuidora, 
corresponderá aplicar le a esta los requisitos descriptos en este apartado . 
Las responsabilidades que se establecen en este apartado  son, sin perjuicio de 
aquellas contractuales que cada uno de los actores haya asumido en forma particular , 
y, especialmente, de las que les caben a los Comercializadores como sujetos de la 
Ley (Ley  Nº. 24.076, Capítulo V. Artículo 9), en lo que hace a la calidad del gas que 
comercializan.  
4.9. Sistema en Estado de Emergencia  
No obstante  lo detallado en el apartado 4.8, cuando los sistemas de transporte, 
distribución, o ambos, sea n declarados en condiciones de e mergencia, de acuerdo 
con lo previsto en la Resolución ENARGAS N .º 124/2018 ( t. o. de las pautas de 
despacho) o la que en un futuro la reemplace , el Comité de Emergencia podrá, como 
último recurso y s olo a efectos de satisfacer la demanda  ininterrumpible, permitir el 
ingreso de gas natural fuera de especificación, mientras dure la situación de 
emergencia.                             
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
20 
 
CAPÍTULO 5 – ESPECIFICACIONES DE CALIDAD  EN CONDICIONES BÁSICAS  
El gas que ingrese en los sistemas de transporte y  distribución deberá cumplir con las 
especificaciones de calidad de gas establecidas  en la Tabla 1.  
Estas especificaciones serán de cumplimiento para Productores, Transportistas, 
Distribuidor as, Subdistribuidor as, Almacenadores  u otro actor que se incorpor e en la 
industria del gas , para garantizar la calidad del producto entregado a los 
consumidores.  
Tabla 1  – Especificaciones de calidad de gas natural en condiciones básicas  
Parámetro  Unidad  Condición 
básica  Referencia de control  
Dióxido de carbono  (CO 2) % 
molar  2 (5.1) ASTM D1945 / GPA 2261 / 
IRAM -IAPG A 6862 
Total de inertes  (CO 2 + N 2) % 
molar  4 (5.2) ASTM D1945 / GPA 2261 / 
ISO 6976 / IRAM -IAPG A 
6862 
Oxígeno  (O2) % 
molar  0,2 ASTM D1945 / GPA 2261 / 
IRAM -IAPG A 6862 
Vapor de agua  (H2O) mg/m3 65 ASTM D1142 / IRAM -IAPG A 
6856  / ISO 6327  
Sulfuro de hidrógeno  
(SH 2) mg/m3 3 GPA 2377 / IRAM -IAPG A 
6860  / IRAM -IAPG A 6861  
Azufre entero  (STOT) mg/m3 15 GPA 2377 IRAM -IAPG A 
6860 / IRAM -IAPG A 6861   
Punto de rocío de 
hidrocarburo (PRHC)  ºC <-4 @ 5500 kPa  GPA 2286 / IRAM -IAPG A 
6864  y Ecuación de Estado  
Poder calorífico superior  
(PCS)  kcal/m3 
 
MJ/m3 8850 – 10200  
 
37,04 – 42,70  GPA 2172 / ISO 6976 / 
IRAM -IAPG A 6854 / ASTM 
D3588  
Índice de Wobbe  (IW) 
 kcal/m3 
 
MJ/m3 11300 – 12470  
 
47,30 – 52,20  ISO 6976 / IRAM -IAPG A  
6854  
Partículas sólidas y 
líquidas  - (5.3) Ver 6.9 
Temperatura  máxima  ºC 50 - 
                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
21 
 
5.1. Este valor límite podrá ser superado con acuerdo de  la Transportista, no 
pudiendo ser en ningún caso superior a 2,5  % molar.  
 
5.2. Este valor límite podrá ser superado con acuerdo de  la Transportista, no 
pudiendo ser en ningún caso superior a 4,5  % molar.  
 
5.3. El gas debe estar  técnicamente  libre de arena,  polvo, gomas  y otras sustancias 
indeseables que pudieran ser separadas de  él, como los produ ctos químicos 
utilizados en el procesamiento del gas (aminas, glicoles, antiespumantes, etc.) y 
los aceites  lubricantes de equipos compresores, así como otros s ólidos (con un 
tamaño superior a 5 micrones) o líquidos que lo tornarían no comerciable , o 
causarían daño , o interferirían con l a correcta operación de las cañerías, los 
reguladores, medidores y otros dispositivos , a través de los cuales fluye . 
Además,  no debe contener  sustancia alguna que no se encuentre presente  en el 
gas en el momento de su producción, con excepción de aquell as que pudieran 
ser necesari as para el transporte y la entrega del gas, siempre que no provoquen 
que el fluido deje de cumplir con las especificaciones de calidad dispuestas en 
la presente reglamentación.   
NOTA : “Técnicamente libre ” significa que los componentes mencionados no son detectables o 
cuantificables con los métodos disponibles, bajo condiciones reales.  
Por dicha razón y a los efectos de preservar los sistemas de Transporte y 
Distribución, todo Punto de Recepción y/o Punto d e Entrega debe contar con un 
sistema de separación y filtrado de partículas sólidas y líquidas adecuado , y de 
máxima eficiencia, capaz de cumplir con todas las exigencias que el fabricante 
indique como necesarias para lograr la pureza de la corriente gaseo sa. 
Este requisito no se  aplicará  en aquellos casos , en los que , aguas arriba del 
punto de recepción , haya una planta de procesamiento de gas que c uente  con 
un sistema de separación y filtrado , como el descripto anteriormente, cuya salida 
se vincul e unívoca y directamente con el punto de recepción y que est é equipado 
con un sistema de drenaje automático de líquidos. En tal caso, la Transportista 
o Distribuidora correspondiente será quien , previa verificación y control, preste 
conformidad para convali dar dicha instalación, adquiriendo el derecho de estar 
presente en el momento de la instalación, lectura, limpieza, cambio, reparación, 
inspección o prueba de los equipos involucrados.  
 
CAPÍTULO 6 – MUESTREO Y M ÉTODOS DE DETERMINACIÓN  
Los parámetros de calidad de gas establecidos  en la Tabla 1  deberán  medi rse o 
determina rse de acuerdo con la metodología expresada  en el presente capítulo . 
A tal efecto, serán considerados los valores promedio del día operativo o periódicos 
de las determinaciones o mediciones realizadas, según corresponda.  
Para el caso en que se requiera adoptar valores de las constantes físicas , 
correspondientes a los compon entes del gas natural, o tablas de contenido de vapor 
de agua en el gas natural, necesarios a los efectos del cálculo y que no estuviesen 
indicados en ninguna de las normas mencionadas a continuación, se utilizarán  los 
indicados en el Engineering  Data Book, última  edición .                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
22 
 
6.1. Instalaciones para el muestreo  
El muestreo del gas natural se debe realizar en los puntos acordados entre las partes 
interesadas, llevando a cabo  los procedimientos de rutina conforme  las buenas 
prácticas para el propósito de los métodos de ensayo requeridos. La norma IRAM -
IAPG A 685 8 establece una guía para realizar el muestreo.  
Los puntos definidos para la toma de muestras ( según se indica en  el apartado  4.2) 
deberán estar acondicionados al efecto, contando las instalaciones con los 
dispositivos necesarios y suficientes para obtenerlas en forma adecuada. Las 
Licenciatarias deberán contar con los planos típicos de detalle para estas 
instalaciones , donde consten los accesorios para la maniobra de muestreo (válvulas, 
conexiones, protecciones, forma de intervenir la vena fluida, etc.), así como con los 
procedimientos escritos para efectuar la operació n, la referencia a normas, etc.  
La ubicación, los registros operativos y la frecuencia de análisis de los puntos 
interiores de r ed serán determinados  por l as Distribuidor as y Subdistribuidor as, 
conforme a los criterios de control establecidos en el present e capítulo , y estará n a 
disposición del ENARGAS para su evaluación . 
6.2. Análisis cromatográficos  
La composición química del gas natural en los sistemas de transporte y distribución 
será determinada por cromatógrafos de línea o de laboratorio , y se seguirá lo 
dispuesto al respecto en la norma IRAM -IAPG A 6862. En todos los casos, la toma de 
muestra se realizará en las instalaciones descriptas en  el apartado  6.1. 
La composición química del gas natural en los puntos de recepción será determinada 
por cromatógrafos on-line, y estos contarán con un muestreador continuo como 
sistema de respaldo. Aquellos puntos de inyección que ingresen con un volumen de 
hasta 50.000 sm3/día podrán determinar la calidad con muestreadores continuos 
proporcionales al caudal , con la conformidad previa  de la Transportista/ Distribuidora, 
siempre que un desvío de calidad de gas de dichos puntos de inyección no configure 
una situación crítica en sus puntos de entrega aguas abajo.  
En aq uellas redes que están vinculada s inequívocamente a un único punto de entrega, 
se podrán utilizar los análisis cromatográficos realizados en dicho punto de entrega, 
como representativos de las redes vincul adas a él.  
NOTA: Lo citado en el párrafo anterior no obsta de efectuar las determinaciones de contenido de vapor 
de agua y compuestos de azufre , en los puntos interiores de la red,  conforme a lo estipulado en este 
capítulo . 
La determinación analítica de la composición del gas se realizará según los 
procedimientos establecidos por las normas ASTM D1945, GPA 2261 o IRAM -lAPG 
A 68 62 y GPA 2286 , para un análisis extendido. En cuanto a las muestras 
involucradas, se tomarán de acue rdo con las recomendaciones establecidas por el 
fabricante del muestreador y por las normas ASTM D5287 o ISO 10715 , o IRAM­IAPG 
A 6858 , o GP A 2166 . 
Los cromatógrafo s empleados para la determinación de la composición química 
deberán calibrarse  con un gas patrón de composición similar al gas analizado.  
                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
23 
 
6.2.1.  Puntos de verificación de calidad con cromatógrafo on-line disponible  
En aquellos puntos donde se cuente con un cromatógrafo operando en forma on-line, 
el valor de las mediciones realizadas por este estará disponible en tiempo real.  
La información en los puntos de recepción deberá estar disponible (en tiempo real) 
para l a Transportista.  
La información correspondiente , tanto a los puntos de entrega como a los puntos de 
recepción, deberá estar dispo nible para el Cargador, teniendo este el derecho  de 
contar con la información del día operativo anterior , la cual se solicitará a  la 
Transportista/Distribuidor a, según corresponda . 
Hasta tanto los valores de las mediciones no pue dan ser transmitidos, el 
Transportista/Cargador requerirá al Productor/Transportista el reporte del 
cromatógrafo en el que conste el promedio diario y los valores promedio horarios. 
Dicha información se enviará antes de las 14:00 del día siguiente.  
En el caso de que el cromatógrafo presente falta de datos o fallas detectadas de 
funcionamiento y no pueda analizar , y/o almacenar la información de la calidad del 
gas, esta podrá ser obtenida a través del sistema de respaldo instalado, analizando la 
muestra mediante otro cromatógrafo on-line o de laboratorio. Asimismo, se podrán 
utilizar promedios ponderados por el volumen, determinados en otros cromatógrafos 
que resulten representativos de la corriente de gas resultante.  Tal situación deberá 
ser aclarada al momen to de informar dicha cali dad de gas . Se estable ce un plazo 
máximo de tres ( 3) meses para poder remediar la situación.  
La referida  información estará disponible por defecto dentro de las setenta y dos ( 72) 
horas a partir de la detección de la falla del equipo. No obstante, el plazo  podrá 
ampliarse  si hubiese motivos atendibles y sustentados técnicamente por  la 
Transportista.  
6.2.2.  Puntos de verificación de calidad con muestreo  periódico continuo  
En los puntos con muestreadores continuos, se obtendrá una muestra periódica 
proporcional al caudal, la que será analizada por cromatografía gaseosa. La 
frecuencia de realización de los análisis estará documentada y registrada para su 
verificación . 
Para bajos caudales de gas (por debajo de 50.000 m3/día), podrá configurarse el 
muestreador continuo  con un tiempo máximo de toma de muestras.  
En los puntos de entrega, podrá n utilizarse promedios ponderados de las 
composiciones obtenidas aguas arriba por crom atógrafos on-line que resulten 
representativos de la corriente resultante, e, igualmente , deberá n contar con 
muestreador continuo de respaldo.  
Cuando no se cuente con respaldo de medición de caudal y el punto donde se 
encuentre instalado el muestreador sea representativo de la calidad del gas por 
verificar, se podrá instalar un muestreador continuo p roporcional al tiempo.  
Quien  prevea instalar un muestreador continuo proporcional al tiempo deberá 
presentar ante el ENARGAS  una justificación detallada y la aprobación de la 
contraparte .                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
24 
 
Se deberá contar con el resultado de la cromatografía del período en cuestión dentro 
de las setenta y dos (72)  horas subsiguientes a la extracción de la muestra.  
En el caso de que el muestreador presente alguna dificultad operativa o fallas 
detectadas de funcionamiento , o el resultado del análisis no sea confia ble, y no pueda 
utilizarse la información de la calidad del gas, se podrán u sar promedios ponderados 
por el volumen, determinados en otros cromatógrafos y/o muestreadores que sean  
representativos de la corriente de gas resultante.  Dicha situación deberá ser aclarada 
al momento de informar la calidad de gas.  
6.2.3.  Cont rol o perativo: muestreo puntual  
Se podrá utilizar esta metodología , exclusivamente , para un seguimiento operativo de 
la calidad de gas, para la realización de contrastes y auditorías por el ENARGAS , y/o 
para suplir eventuales fallas en los sistemas on-line; esto último , con una frecuencia 
adecuada.  
La toma de muestras se realizará conforme a las recomendaciones establecidas en 
las norma s GPA 2166 o IRAM -IAPG A 6858 , y la det erminación analítica de la 
composición del gas seguirá los lineamientos de la normativa expresada en  la norma 
IRAM -IAPG A 6862 . 
6.3. Cálculo  del P unto de rocío de hidrocarburos  (PRHC)  
La determinación del PRHC  a 5.500 kPa de presión absoluta se hará en forma 
analítica a partir de la composición cromatográfica del gas y la ecuación de estado de 
Peng Robinson.  
Se establece el siguiente criterio de extensión parafínica:  
Análisis cromatográfico con extensión hasta C6+: se considerará el porcentaje molar 
de cada componente desde metano hasta pentanos, con una apertura del C6+ en 
nC6, nC7 y nC8+. Los porcentajes relativos de cada uno de estos componentes se 
determinarán, para cada punto de muestreo en particular, de a cuerdo con los 
resultados de los análisis extendidos hasta C8+, sin inversión de flujo, que se llevarán 
a cabo periódicamente y en una cantidad que dependerá de la condición operativa de 
cada punto en cuestión ; su frecuencia de realización será, como mínim o, la siguiente :  
a) Una vez cada tres meses , para aportes con puntos de rocío de hidrocarburos 
mayores que -10°C.  
b) Una vez cada seis meses , para aportes con puntos de rocío entre -10°C y  
-20°C.  
c) Una vez por año , para aportes con puntos de rocío de hidrocarbur os menores 
a -20°C y/o que no contengan pentanos , y superiores en su análisis 
cromatográfico.  
Los análisis extendidos se realizarán en laboratorios acordados mutuamente por las 
partes, calibrando los cromatógrafos con patrones estándar o, en su defecto, co n 
materiales de referencia certificados  que conten gan hidrocarburos parafínicos , desde 
metano hasta normal pentano, nC6, nC7 y nC8.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
25 
 
Análisis cromatográfico con extensión hasta C9+:  se considerará el porcentaje molar 
de cada componente desde metano hasta oc tanos, asimilando el porcentaje molar de 
nonanos y superiores al N -Octano.  
6.3.1.  Puntos de verificación de calidad con cromatógrafo on-line disponible  
Se considerará la composición de gas promedio -día operativo , determinada por el 
cromatógrafo, para el cálculo posterior del PRHC.  
6.3.2.  Puntos de verificación de calidad con muestreo  periódico continuo  
Se utilizará  la composición obtenida para el período analizado, para la determinación 
del PRHC  correspondiente a este período.  
6.3.3.  Determinación operativa del PRHC  
La determinación del PRHC  por medio del método de Bureau of Mines  deberá 
utilizarse para control operativo.  Por lo tanto, la temperatura de rocío así  determinada, 
a la presión de operación, debe corresponderse con la curva de  fases calculada a 
partir de la composición analizada, ya sea mediante el  cromatógrafo on-line o el 
análisis de la muestra obtenido con muestreador  periódico continuo.  
6.4. Determinación  de la composición molar  de nitrógeno y dióxido de carbono  
Siguiendo lo dispuesto en el apartado 6.2, s e considerará el promedio -día operativo 
de los porcentajes molares de nitrógeno y dióxido de carbono  obtenidos por 
cromatógrafo on-line o, en su defecto, s e considerarán los porcentajes molares de 
nitrógeno y dióxido de carbono obtenidos por cromatografía gaseosa de las muestras 
correspondientes . 
6.5. Determinación  del oxígeno  
Se determinará el porcentaje molar de oxígeno obtenido por medio de un método 
físico -químico instrumental convenido por las partes. En aquellos casos cuyos valores 
históricos (durante , por lo menos , 6 meses) de contenido de oxígeno sean superiores 
o iguales a 0,1  % molar, la evaluación será mensual; mientras que, si los contenidos 
de oxígeno son inferiores a 0,1  % molar, la frecuencia de la determinación será de , 
por lo menos , una vez cada seis (6) meses. En caso de determinarse por 
cromatografía gaseosa, se seguirá lo establecido al respecto en el apartado  6.2. 
En caso de que el sistema estuviera recibiendo el aporte de gas sintético , este 
parámetro deberá ser verificado según lo establecido en la Resolución ENARGAS N. º 
I-831/09.  
6.6. Determinación  del contenido de vapor de agua  
Para la determinación del contenido de vapor de agua , se utilizará el método del 
Bureau of Mines  a presión de lín ea, de acuerdo con e l procedimiento establecido en 
la norma ASTM D1142 o su equivalente IRAM -IAPG A 6856, o la norma ISO 6327.  
Los resultados deben expresarse en [ mg/m3].                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
26 
 
Podrán ser utilizados higrómetros, portátiles o de línea, convenido s entre las partes. 
No obstante, en caso de controversia o discrepancia en los valores así medidos, se 
utilizará el método del Bureau of Mines  como método de referencia.  
Las determinaciones se realizarán en los puntos de verificación de calidad de gas, 
teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:  
6.6.1.  Puntos de Recepción : se realizarán  con una frecuencia diaria, pudiendo 
utilizarse higrómetros de tipo continuo  (sistema de medición on-line). Esta 
frecuencia podrá reducirse o aumentarse en la medida que las características 
de la inyección lo justifiquen, previo acuerdo con la Transportista involucrada y 
bajo su exclusiva responsabilidad.  
Los nuevos puntos de recepción deberán contar con un sis tema de medición 
on-line que asegure , como máximo , un 10  % de error. Para estos casos, el 
Productor verificará el equipo on-line mensualmente.  
Aquellos puntos de inyección que ingresen con un volumen de hasta 50.000 
sm3/día podrán prescindir de l equipo de medición on-line, previa conformidad 
con la Transportista/Distribuidora involucrada.  
En el caso de que el equipo on-line instalado presente falta de datos o fallas 
detectadas de funcionamiento , y no pueda analizar y/o almacenar la 
información, esta debe rá ser obtenida a través de un sistema de respaldo, 
analizando la muestra con la frecuencia correspondiente, mediante higrómetro 
portátil convenido entre las partes o Bureau of Mines . Tal situación deberá ser 
aclarada al momento de informar dicha calidad d e gas.  
6.6.2.  Puntos de Entrega : se realizarán  con una frecuencia quincenal . Esta 
frecuencia podrá reducirse o aumentarse en la medida que las características 
de las entregas y/o las circunstancias así lo ameriten, previo acuerdo con el 
Cargador/Distribuidor a involucrado.  
En el caso de que haya más de un Punto de Entrega que pertenezca a una 
misma área de calidad , se podrá realizar  una única determinación en un punto 
representativo de aquella , para un determinado período . 
6.6.3.  Puntos  Interiores de Red:  se realizarán  con frecuencia quincenal . Esta 
frecuencia podrá aumentarse o reducirse en la medida que las características 
de las entregas y/o las circunstancias así lo ameriten . En las redes  que 
pertenezcan a una misma área de calidad, se podrá realizar una única 
determinación como representativa  de dicha área , para un determinado 
período. No obstante, los redes  que integran una misma área de calidad 
deberán contar con un plan de rotación doc umentado y registrado.  
6.6.4.  Habilitaciones de gasoductos : en donde se realice la construcción y/o 
reparación de algún gasoducto, ramal y , siempre que se efectúe  una 
habilitación, se deberán tomar todos los recaudos a fin de asegurar una 
perfecta limpieza interi or. Con relación al secado , se seguirá  lo prescripto en la 
norma NAG -124 y se establecerá un operativo para la determinación de l 
contenido  de vapor de  agua , hasta tanto se verifique que este parámetro se 
encuentr a en especificación para las referidas instalaciones antes de ser                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
27 
 
habilitadas definitivamente. Los procedimientos y las operaciones pertinentes 
quedarán debidamente documentados y registrados, y estarán a disposición 
del ENARGAS para su evaluación.  
Las Transportistas, Distrib uidoras y Subdistribuidoras involucradas en estas 
habilitaciones deberán avisar a los potenciales afectados por las maniobras, 
por escrito y con suficiente antelación, la realización de estos trabajos.  
6.7. Determinación  de compuestos de azufre  
6.7.1.  Sulfuro de hidró geno  
Se utilizará un instrumento específico , portátil o de línea,  basado en principios físico -
químicos , convenido por las partes. Podrá utilizarse un instrumento cromático 
siguiendo los lineamientos de la s norma s GPA 2377 o IRAM -IAPG A 6860 , salvo en 
los casos en los que se manifieste expresamente que debe utilizarse un método 
continuo.  
6.7.1.1.  Puntos de Recepción : 
a) Para aquellos casos con contenidos de SH 2 mayores o iguales a 2 mg/sm3, se 
hará con una frecuencia mínima diaria . 
Se deb en utilizar analizadores de tipo continuo : 
i. en inyecciones que superen los 50.000 sm3/d; 
ii. en inyecciones que pretendan ingresar en condici ón flexibilizada respecto 
de SH2, independientemente del caudal . 
b) Para aquellos casos con contenidos de SH2 menores a 2 mg/sm3 y hasta 1 
mg/sm3, se realizarán determinaciones quincenales.  
c) Para aquellos casos con contenidos de SH2 menores o iguales a 1 mg/sm3 y 
hasta 0,5 mg/sm3, se realizarán determinaciones mensuales.  
d) Para aquellos casos con contenidos de SH2 menores o iguales a 0,5 mg/sm3, 
se realizarán determinaciones trimestrales . 
Para los incisos b, c y d , podrá utilizarse un instrumento cromático  siguiendo los 
lineamientos de l as norma s GPA 2377 o IRAM -IAPG A 6860.  
En el caso de que el equipo on-line instalado presente falta de datos o fallas 
detectadas de funcionamiento y no pueda analizar , y/o almacenar la información, esta 
deberá ser obtenida a través de un sistema de respaldo, analizando la muestra con la 
frecuencia correspondiente mediante analiz ador portátil convenido entre las partes o 
instrumento cromático. Tal situación deberá ser aclarada al momento de informar 
dicha calidad de gas.  
6.7.1.2.  Punt os de Entrega : 
a) Para aquellos casos con contenidos de SH 2 mayores o iguales a 1,5 mg/sm3, 
se hará con una frecuencia mínima mensual.  
b) Para aquellos casos con contenidos de SH 2 menores a 1,5 mg/sm3, se 
realizarán determinaciones trimestrales.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
28 
 
En el caso de que haya más de un Punto de Entrega que pertenezca a una misma 
área de calidad, se podrá r ealizar una única determinación en un punto representativo 
de aquella, para un determinado período.  
6.7.1.3.  Puntos Interiores de Red:  
a) Para aquellos casos con contenidos de SH 2 mayores o iguales a 1,5 mg/sm3, 
se hará con una frecuencia mínima mensual.  
b) Para aquellos  casos con contenidos de SH 2 menores a 1,5 mg/sm3, se 
realizarán determinaciones trimestrales.  
En las redes  que pertenezcan a una misma área de calidad , se podrá realizar una 
única determinación como  representativ a de dicha área , para un determinado períod o. 
No obstante, l as redes  que integran  una misma área de calidad deberán contar con 
un plan de rotación documentado y registrado.  
6.7.2.  Determinación  de azufre total entero  
La determinación se hará por medio d e un método o  instru mental convenido por las 
partes , de acuerdo con los lineamientos de la norma IRAM -IAPG A 6861.  
NOTA: La concentración  de sulfuro de hidrógeno es parte de la concentración de azufre total entero.  
Para el caso de puntos de verificación de calidad que cuenten con antecedentes de 
concentraciones de azufre total entero mayores de 10 mg/sm3 de gas, la periodicidad 
de la determinación será , como mínimo , mensual.  
Para el caso de puntos de verificación de calidad que cuenten con antecedentes de 
concentraciones de compuestos de azufre total entero , iguales o menores de  
10 mg/sm3 de gas, la periodicidad de la determinación será , como mínimo , trimestral.  
En estos casos, a los efectos de un control operativo , se podrá utilizar un instrumento 
cromático con ampolletas adecuadas para la determinación de otros compuestos por 
analogía, siguiendo los lineamientos de las normas GPA 2377 o IRAM –IAPG A 6860, 
con una frecuencia , por lo menos , semestral.  
Para el caso de gas odorizado con compuestos azufrados, la frecuencia de las 
determinaciones será independiente de los antecedentes y , como mínimo , mensual . 
6.8. Determinación  del poder calorífico superior , índice de Wobbe  y densidad 
relativa  
El poder calorífico superior y la densidad relativa del gas natural se calcularán por 
correlaciones a partir del análisis cromatográfico, según el método de cálculo descripto 
en las Normas GPA  2172, ISO 6976 o IRAM -IAPG A 6854. El valor así obtenido será 
el utilizado para transformar los v olúmenes de gas medidos en energía, según sea la 
frecuencia de las mediciones mencionadas en el apartado  6.2. 
Se establece el mismo criterio de extensión parafínica que el establecido en el 
apartado  6.3.                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
29 
 
6.9. Partículas  sólidas y líquidas  
A los efectos de preservar los sistemas de transporte y distribución, todo punto de 
recepción y/o punto de entrega deberá contar con un sistema de separación y filtrado 
de partículas sólidas y líquidas adecuado , y de máxima eficiencia, capaz de cumplir 
con todas las exigencias que el fabricante indique como necesarias para lograr la 
pureza deseada en la corriente gaseosa.  
Dicho sistema de filtrado deberá contar con un instrumento indicador y un registro de 
presión diferencial, con el objeto de conocer en tod o momento su desempeño. 
Asimismo, en el caso de que aguas arriba no cuente con una planta de tratamiento de 
gas, deberá disponer de un dispositivo automático que bloquee el ingreso al 
gasoducto por un alto nivel de líquido en el separador. En el caso de que no se cuente 
con un sistema de telesupervisión, se deberá realizar una verificación visual con una 
frecuencia adecuada, nunca inferior a una vez por mes.  
Asimismo, se deberá cumplir en forma estricta con los programas de mantenimiento , 
de acuerdo con los manuales de los fabricantes y las variables operativas de los 
sistemas de transporte y distribución.  
Cada vez que se inspeccionen, cambien o se realicen tareas en los sistemas de 
filtrado, se deberá dejar constancia escrita de las operaciones llevadas a cabo, 
registra ndo los resultados de los análisis físicos y químicos de los sólidos y líquidos 
extraídos de los sistemas de filtrado, que , tanto Transportistas como Distribuidoras , 
deben realizar con la frecuencia que la operación de sus sistemas lo indique 
conveniente, pero sin sobrepasar un (1) año . Esto, con el objeto de conocer el estado 
de las instalaciones y para identificar el material retenido en calidad y cantidad, es 
decir , para determinar sus características físico -químicas , tales como granulometrí a, 
composición, etc.  
Los registros de presión diferencial, la rutina de verificación de los elementos filtrantes, 
su estado y los demás datos relevantes de la operación y el mantenimiento de los 
referidos equipos, tales como: peso de los elementos filtrantes en las fechas de 
colocación y remoción, volumen filtrado, etc., deben estar  disponibles ante el 
requerimiento del ENARGAS y/o de las partes involucradas.  
Durante la constr ucción de gasoductos y/o redes de distribución, se deberán tener 
cuidados especiales a los fines de impedir la entrada de sustancias que luego pudieran 
provocar irregularidades  o deterioros en los sistemas de filtrado.  
Se deberán consignar, en el manual de  procedimientos, las precauciones para tener 
en cuenta después de las pruebas hidráulicas, dados los requerimientos adicionales 
que pueden ser necesarios en el filtrado.  
6.10.  Precisión y tolerancia de las determinaciones  
Se utilizará para cada variable un crite rio de aceptación sobre  la base de la precisión 
establecida en la norma de aplicación indicada para cada determinación . 
6.10.1.  Contenido de vapor  de agua  
Para el caso de que la determinación se realice por el método del Bureau of Mines , 
bajo la metodología indicada por la norma ASTM D1142, se utilizará un termómetro                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
30 
 
calibrado cuyo desvío será inferior o igual a 1°C. Se entiende por desvío el valor 
indicado en el certificado de calibración como la diferencia entre el promedio de los 
valor es de las observaciones efectuadas del instrumento para calibrar y el valor de 
referencia del laboratorio.  Para el caso de la utilización de higrómetros on-line, estos 
deberán tener desvíos inferiores a 15 mg/m3, con respecto a verificaciones hechas por 
el método de Bureau of Mines . 
6.10.2.  Punto de rocío de hidrocarburos  
Para el caso de que la determinación se realice por el método del Bureau of Mines , 
bajo la metodología indicada por la norma ASTM D1142, se utilizará un termómetro 
calibrado cuyo desvío será inferior o igual a 1°C. Se entiende por desvío el valor 
indicado en el certificado de calibración como la diferencia entre el promedio de los 
valor es de las observaciones efectuadas del instrumento para calibrar y el valor de 
referencia del laboratorio.  
6.10.3.  Sulfuro de hidrógeno  
La desviación estándar del instrumento no será mayor a +/ - 10 %. 
6.11.  Auditoría  y calibración de los instrumentos  
Los instrumentos se rán calibrados con gases de referencia estándar , debidamente 
certificados , de composición similar al gas analizado , siguiendo las metodologías y la 
periodicidad establecidas por el fabricante y las normas de aplicación. Si l a 
Transportista o el Cargador instalase equipos de control de calidad de gas en los 
puntos de verificación de calidad, ellos serán responsables de calibrar tales equipos , 
así como de informar con la debida anticipación a las restantes partes involucradas 
los cronogramas de calibración.  
La Transportista/Cargador auditará los instrumentos del Productor/Transportista e 
informará a las partes interesadas los cronogramas de dichas auditorías, al efecto de 
que estos puedan estar presentes durante su realización , en caso de que así lo 
requieran.  
La frecuencia de las calibraciones será establecida por las partes de acuerdo con las 
características propias de los equipos . Se tendrá en cuenta lo descripto en el 
Reglamento del Servicio de las Licencias respectivas y lo estipulado por el fabr icante, 
y se podrán utilizar gases de referencia  de trabajo con acuerdo de las partes.  
De observarse desví os en los resultados por mal funcionamiento de los equipos, 
cualquiera de las partes podrá solicitar su recalibración, independientemente de la 
frecuencia establecida.  
Las precisiones admisibles serán las establecidas por las normas de aplicación y las 
indicadas por el fabricante, tomando como referencia s principal es las normas ISO 
6974, ASTM D1945, GPA 226 1 e IRAM -IAPG A 6862. 
6.12.  Verificación de las mediciones  
El Transportista/Cargador podrá en todo momento auditar las mediciones de calidad 
de gas realizadas por el Productor/Transportista o realizar sus propias mediciones en                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
31 
 
presencia de las partes interesadas . De detectarse , en este caso, desviaciones 
superiores a las establecidas en el apartado  6.10, los nuevos valores obtenidos serán 
considerados como los que corresponden desde la última medición realizada.  
Si por motivos operativos (incorporación de nuevas baterías, yacimientos, etc.) se 
llegara a modificar alguno de los parámetros físico -químicos, los programas de las 
determinaciones se ajustarán a las frecuencias establecidas en el presente capítulo , 
y se debe rá informar al ENARGAS de tal situación.  
6.13.  Utilización de nueva instrumentación  
Se aceptará l a utilización de nuevos instrumentos , que surgieran como consecuencia 
de nuevos desarrollos o nuevas tecnologías, para la determinación de los parámetros 
de calidad  previstos por esta norma . Preferentemente , tales instrumentos deberán 
hallarse contemplados por un a norma nacional o internacional. Sin embargo, n o es 
conveniente descalificar un método de control y/o un instrumental específico , y 
moderno que no estuviera normalizado. El objetivo debe ser que tod o instrumental 
que pueda  aplicarse en campo , y que t enga la precisión y la repetibilidad dentro de lo 
que establecen las normas y/o los estándares actualizados de la industria, puede  
aceptarse.  Para e sto, deberá realizarse una presentación al ENARGAS  de carácter 
informativo , en donde conste la aceptación de las partes involucradas en el punto de 
transferencia , con el detalle técnico y los registros que evidencien los resultados 
obtenidos en una escala de valores acorde a los requerimientos de esta norma , que 
cuenten con la homologación de un laboratorio acreditado.  
 
                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
32 
 
CAPÍTULO 7  – ESPECIFICACIONES DE CALIDAD EN CONDICIÓN FLEXIBILIZADA  
7.1. Condición flexibilizada de ingreso  
Sin perjuicio de lo indicado en el Capítulo 5, siguiendo el criterio de máxima utilización 
del recurso energético disponible, se propiciará el ingreso de todo volumen de gas que 
cumpla con la calidad mínima indispensable, por lo cual toda calidad excedente y 
disponible en los sistemas de transporte deberá ser aprovechada todo lo posi ble. 
Es por e sto por lo  que un Productor que no cumpla con las condiciones básicas de la 
Tabla 1, pero que se encuentre dentro de los límites flexibilizados establecid os en la 
Tabla 2, podrá inyectar gas a un sistema de transporte ; sin embargo, deberá 
previamente celebrar Acuerdos de Corrección  con l a Transportista , conforme a lo 
previsto en el apartado 4.7. 
Tabla 2   – Especificaciones de calidad de gas natural en condición flexibilizada de ingreso  
Parámetro  Condición 
flexibilizada  Referencia de control  
Dióxido de  carbono (CO 2) 7.1.1  ASTM D1945 / GPA 2261 / IRAM -
IAP A 68 62 
Total de inertes (CO 2 + N 2) 7.1.2  ASTM D1945 / GPA 2261 / ISO 6976 
/ IRAM -IAP A 68 62 
Sulfuro de hidrógeno (SH 2) 7.1.3  GPA 2377 / IRAM -IAPG A 6860  
Azufre entero (S TOT) 7.1.4  GPA 2377 / IRAM -IAPG A 6860 / 
IRAM -IAPG A 6861  
Punto de rocío de 
hidrocarburo (PRHC)  7.1.5  GPA 2286  / IRAM -IAPG A 6864  y 
Ecuación de Estado  
Poder calorífico superior 
(PCS)  7.1.6  GPA 2172 / ISO 6976 / IRAM -IAPG 
A 6854 / ASTM D3588  
Índice de Wobbe (IW)  7.1.6  ISO 6976 / IRAM -IAPG A 6854  
 
NOTA: Los parámetros omitidos de la Tabla 2 no tienen condición flexibilizada de ingreso  a travé s del 
mecanismo previsto en el apartado 4.7. 
7.1.1.  Los aportes en condición flexibilizada con contenidos de CO 2 entre 2,5  % y 4  % 
requerirán la presentación de un Acuerdo de Corrección  y la instalación de un 
higrómetro con tinuo en el punto de recepción.  
En casos en los que , por razones atendibles y bajo su exclusiva 
responsabilidad, la Transportista acceda a la solicitud de un Prod uctor y admita 
en su sistema de transporte aportes con contenidos de CO 2 superiores al 4  %,                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
33 
 
será requisito la presentación de un Acuerdo de Corrección de calidad de gas 
que contenga: (i) un plan de acción que evidencie el mantenimiento de la 
integridad del ducto; (ii) un plan de control del contenido de CO 2; (iii) la 
declaración expresa de que  el ingreso en cuestión no afecta las entregas a sus 
Cargadores; y (iv)  la instalación de un higrómetro continuo en el punto de 
recepción. Los costos asociados estarán a cargo del Productor.  
7.1.2.  No será necesario disponer de un Acuerdo de Corrección en el caso de que el 
total de inertes se vea superado por la presencia de Nitrógeno, siempre  que el 
CO 2 se mantenga por debajo del 2  % y que el PCS, y el IW estén dentro de las 
especificaciones de calidad dispuestas en la Tabla  1. 
7.1.3.  Los aportes en condición flexibilizada con contenidos de SH 2 entre 3 mg/sm3 y 
6 mg/sm3 requerirán la presentación de un Acuerdo de Corrección y la 
instalación de un analizador de tipo  continuo en el punto de recepción.  
En casos en los que , por razones atendib les y bajo su exclusiva 
responsabilidad, la Transportista acceda a la solicitud de un Productor y admita 
en su sistema de transporte aportes con contenidos de SH 2 superiores al 6 
mg/sm3, será requisito la presentación de un Acuerdo de Corrección que 
contenga: (i) un plan de acción que evidencie el mantenimiento de la integridad 
del ducto; (ii) un plan de control del contenido de SH 2; (iii) la declaración expresa 
de que el ingreso en cuestión no afecta las entregas a sus Cargadores; y (iv) la 
instalaci ón de un higrómetro y de un analizador de SH 2 de tipo continuo en el 
punto de recepción. Los costos asociados estarán a cargo del Productor.  
7.1.4.  Los aportes en condición flexibilizada con contenido s de STOT entre 15 mg/sm3 
y 20 mg/sm3 requerirán la presentació n de un Acuerdo de Corrección . 
En casos en los que , por razones atendibles y bajo su exclusiva 
responsabilidad, la Transportista acceda a la solicitud de un Productor y admita 
en su sistema de transporte aportes con contenidos de S TOT superiores al 20 
mg/sm3, será requisito la presentación de un Acuerdo de Corrección que 
contenga: (i) un plan de acción que evidencie el mantenimiento de la integridad 
del ducto; (ii) un plan de control del contenido de STOT; (iii) la declaración 
expresa de que el ingreso  en cuestión no afecta las entregas a sus Cargadores; 
y (iv) la instalación de un higrómetro y de un analizador de STOT de tipo continuo 
en el punto de recepción. Los costos asociados estarán a cargo del Productor.  
7.1.5.  Los aportes en condición flexibilizada re specto al PRHC requerirá n la 
presentación de un Acuerdo de Corrección y la instalación de un  equipamiento 
de separación d e líquidos de máxima eficiencia  en el punto de recepción . 
La limitación del PRHC en el punto de recepción será responsabilidad de la 
Transportista , que deberá asegurar que no se produzca condensación en las 
condiciones de operación del gasoducto, que pueda afectar el  transporte  
(reduciendo la sección útil de la cañería, generando pérdidas de carga y 
potencia) , o las entregas a sus Carga dores  (errores en los sistemas de 
medición e inconvenientes diversos en los sistemas de regulación y 
distribución ).                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
34 
 
La Transportista  deberá comprobar, para la presentación de los antecedentes 
al ENARGAS y toda vez que resulte necesario, por medición direct a o por 
cálculos, que la mezcla de gas aguas abajo del punto de recepción del gas en 
condición flexibilizada respecto al PRHC cumpla l as condiciones básica s 
exigidas en la Tabla  1. 
En casos en los que , por razones atendibles y bajo su exclusiva 
responsabilidad, la Transportista acceda a la solicitud de un Productor y admita 
en su sistema de transporte aportes cuya mezcla de gas aguas abajo del punto 
de recepción del gas en condición flexibilizada respec to al PRHC no cumpla las 
condiciones básicas , deberá seguir  los lineamientos indicados en el apartado 
7.3.2.  
7.1.6.  Los aportes en condición flexibilizada respecto al PCS y /o al IW requerirán la 
presentación de un Acuerdo de Corrección . La limitación del PCS y de l IW en 
el punto de recepción será responsabilidad de la Transportista, que deberá 
comprobar, para la presentación de los antecedentes al ENARGAS y toda vez 
que resulte necesario, por medición directa o por cálculos, que la mezcla de 
gas transportada aguas  abajo del punto de recepción del gas en condición 
flexibilizada , respecto al PCS y/o al IW , cumpla las condiciones básicas de 
calidad exigidas en la Tabla  1. 
En casos en los que , por razones atendibles y bajo su exclusiva 
responsabilidad, la Transportista admita en su sistema de transporte aportes 
cuya mezcla de gas aguas abajo del punto de recepción del gas en condición 
flexibilizada , respecto al PCS y/o al IW , no cumpla las cond iciones básicas , 
deberá seguir los lineamientos indicados en el apartado 7.3.2.  
7.2. Desvíos temporarios  
Un aporte de gas natural que presente desvíos temporarios respecto a las condiciones 
básicas no requerirá de un Acuerdo de Corrección para su ingreso a los sistemas de 
transporte o distribución, cuando se encuentre incluido dentro de las causales 
indicadas en el presente apartado.  
Para otras situaciones especiales aquí no contempladas y que provoquen desvíos en 
forma temporaria en un aporte de gas, se deberá realizar una solicitud debidamente 
fundada al ENARGAS, para que este lo autorice , en caso de encontrarlo justificado.  
7.2.1.  Parada o mal funcionamiento de las instalaciones debido a situaciones 
imprevistas  
Cuando un desperfecto causado por parada o mal funcionamiento en las instalaciones 
del Productor origine de manera imprevista desvíos en la calidad de un punto de 
recepción, deberá dar aviso a la Transportista y acatar las instrucciones emitidas por 
esta, a los efectos de mitigar el impacto que pueda causar el gas fuera de 
especificación.  
En ese caso, siempre que la notificación se hubiera efectuado d entro  de las siguientes 
dos (2) horas después de haberse verificado el desvío, el Productor contará con dos 
(2) días  para regularizar las condiciones de calidad en el punto de recepción, en la 
medida que l a Transportista involucrad a lo autorice. Pasado ese lapso y persistiendo                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
35 
 
las dificultades que dieron origen a  los inconvenientes, el Productor deberá presentar  
un Acuerdo de Corrección , de carácter temporario, limitado al tiempo estimado que 
demandarán las operaciones o reparaciones necesarias para superar los 
inconvenientes que afectan la normal operación de las instalaciones.  
La Transportista  involucrad a deberá dar aviso al ENARGAS dentro de las  veinticuatro  
(24) horas de haberse verificado el desvío  y debe rá remitir un informe circunstanciado 
que detalle la situación  en el término de los cinco ( 5) días subsiguientes . 
7.2.2.  Puesta en marcha de instalaciones  
En casos de habilitación  y/o puesta en servicio  de instalaciones de stinadas al  
tratamiento de gas , y en la medida que l a Transportista involucrad a lo autorice , el 
Productor contará  con un  período de 15 días corridos  para ajustar las condiciones de 
calidad en el punto de recepción . Transcurrido ese lapso , sin haber llega do a la puesta 
a punto de las nuevas instalaciones, deberá celebrarse un Acuerdo de Corrección de 
carácter temporario, limitado al tiempo estimado que demandarán la s actividades  que 
afecten las normales operaciones.  
La Transportista involucrad a deberá poner en conocimiento al ENARGAS , detallando 
la situación y remiti endo  la información correspondiente . 
7.2.3.  Paradas por Mantenimientos Programados Preventivos  
Un Productor que realice una parada programada de sus instalaciones  deberá dar 
aviso a la Transportista,  con la anticipaci ón suficiente , para que esta tome los 
recaudos necesarios a fin de impedir posibles impactos en los puntos de entrega.  
En ese caso, el Productor contará con un plazo de s iete (7) días por año para 
regularizar las condiciones de calidad en el punto de recepción, en la medida que l a 
Transportista involucrad a lo autorice.  
Pasado ese término y en caso de presentarse  dificultades , podrán resolverse 
mediante la celebración de Acuerdos de Corrección de carácter temporario, 
propuestos  por los Productores involucrados, que deberán contar con la aceptación 
de la Transportista correspondiente.  
La Transportista involucrad a deberá poner en conocimiento al ENARGAS , detallando 
la situac ión y remitiendo la información correspondiente.  
7.3. Condiciones particulares de ingreso en un sistema de transporte  
7.3.1.  Ingreso de gas fuera de especificación en gasoductos  de producción  
Se podrán considerar incluidos en el presente apartado aquellos P roductores que 
requieran  ingresar  gas que no cumple  con las condiciones de calidad especificadas 
en la Tabla 1 , en un  gasoducto  de producción , sea propi o o de terceros , ya que la 
inyección en cuestión no cuenta con posibilidades de mezclarse con gas proven iente 
aguas arriba del punto de ingreso y que aguas abajo no exist en entregas zonales.  
La Transportista  deberá efectuar una presentación al ENARGAS detallando  lo 
siguiente :                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
36 
 
a) Las condiciones de  todas las corrientes de  ingreso  al gasoducto : volúmenes 
diarios  (máximo y mínimo ); la presión y temperatura de operación ; y la 
composición y las propiedades del gas natural que pretende ingresar.  
b) Las condiciones de la vena gaseosa transportada.  
c) Las especificaciones técnicas de las instalaciones alcanzadas por el gas en  
cuestión (diámetro, longitud, espesor, etc.).  
d) El plan de monitoreo y de control sobre la/s variable/s fuera de especificación.  
e) La m anifestación expresa de que asume la responsabilidad total y exclusiva 
sobre el mantenimiento de la integridad de la cañería y de todas sus 
instalaciones, así como por las eventuales interrupciones en la inyección 
comprometida.  
Los puntos enunciados anteri ormente deberán quedar refrendados en un Acta 
Acuerdo , que deberá incluir  los controles adicionales que garanticen que , en todo 
momento , se mantenga la seguridad y la protección del gasoducto y sus instalaciones.  
El consentimiento prestado por la Autoridad  tendrá vigencia siempre y cuando se 
mantenga el cumplimiento de los puntos mencionados  en el Acta  Acuerdo . Cualquier 
cambio en las condiciones presentadas originalmente por el Productor deberán ser 
notificadas y puestas a consideración del ENARGAS.  
El uso de las posibilidades aquí planteadas deberá consagrar el principio de acceso 
abierto del sistema de transporte  y de ningún modo podrá significar un uso exclusivo 
del sistema a favor de un tercero.  
7.3.2.  Ingreso de  gas fuera de especificación en gasoductos  de transporte  
Se podrán considerar incluidos en el presente apartado aquellos Productores que 
requieran  ingresar  gas que no cumple con las condiciones de calidad especificadas 
en la Tabla 1  en la cabecera de  un gasoducto  de transporte , ya que la inyección en 
cuestión no cuenta con posibilidades de mezclarse con gas proveniente aguas arriba 
del punto de ingreso.  
El Productor deberá poner a consideración de la Transportista las condiciones de 
ingreso del gas que pretende inyectar en el sistema de transporte , para que esta 
preste conformidad o no a la solicitud del Productor , que, en caso de negativa, deberá 
estar técnicamente fundamentada.  
Para ello, la Transportista deberá segui r los siguientes lineamientos: (i ) evaluar  la 
disponibilidad de Gas de Corrección en el sistema de transporte , aguas abajo del 
punto de recepción  en cuestión , verificando que la mezcla con dicho gas de corrección 
se produ zca en forma previa a cualquier punto de  entrega del sistema ; y (ii) deberá 
prever controles adicionales que garanticen la protección de las instalaciones  del 
tramo de gasoducto que transporte gas fuera de especificación , cuyo costo estará a 
cargo del Productor . 
En caso de que la Transportista acceda a la solicitud del Prod uctor, y bajo su exclusiva 
responsabilidad, deberá firmar un Acta Acuerdo con el solicitante , en la que se 
expongan las condiciones de ingreso ; el plan de monitoreo y de control sobre la/s 
variable/s fuera de especificación ; y los controles adicionales enu nciados 
anteriormente .                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
37 
 
El plazo de vigencia del Acta Acuerdo no superará  los doce ( 12) meses . No obstante, 
podrá  ser renovado por igual período, de conformidad entre las partes .  
Asimismo, tanto el uso de las posibilidades aquí planteadas como el Acuerdo que 
pudiera firmarse, deberán consagrar el principio de acceso abierto del sistema 
afectado y de ningún modo podrá significar un uso exclusivo del sistema a favor de un 
tercero . Bajo esta operatoria y a los fines de aprovechar al máximo el recurso 
energético, la Transportista analizará la factibilidad técnica operativa del ingreso fuera 
de especificación . 
Sin perjuicio de todo lo mencionado, los que hagan uso del presente apartado , 
ejecutándolo o dando su consentimiento, tendrán la obligación de asegurar el normal 
abastecimiento de gas a los sistemas de distribución dentro de los límites de calidad 
estipulados en esta norma, teniendo en cuenta lo establecido  en el párrafo anterior.  
7.4. Condiciones particulares de i ngreso de ga s en un sistema aislado  
El presente apartado rige para el gas que se conduce a través de  gasoductos y redes  
aislad as de distribución que no se encuentran interconectadas a los sistemas 
troncales de transporte.  
El Productor que pretenda el ingreso de gas que no cumpla con las condiciones de 
calidad  especificadas en la Tabla 1 deberá efectuar una solicitud expresa a la 
Licenciataria zonal. En dicha presentación, se deberá acreditar debidamente la 
trazabilidad del flui do y detallar las especificaciones de gas que se pretende inyectar, 
a los efectos de que la Licenciataria pueda analizar adecuadamente la solicitud, la que 
tendrá como primordial objetivo la obligación de garantizar la seguridad pública en el 
servicio de d istribución de dicho gas.  
Asimismo, la mencionada presentación deberá estar acompañada de un análisis de 
riesgo con soluciones operativas , tendientes a evitar la afectación de los usuarios y 
las instalaciones, en el que se deberán detallar los volúmenes di arios (máximo y 
mínimo); la presión y temperatura de operación; y la composición y las propiedades 
del gas natural que pretende ingresar; y donde constarán los desvíos máximos 
históricos registrados.  
En ese sentido, la Licenciataria  deberá evaluar las condiciones de ingreso de gas, 
considerando las particularidades de su sistema aislado ; la demanda comprometida ; 
la protección de las instalaciones ; la trazabilidad del fluido ; y los aspectos relevantes 
que correspondan, para prestar su conformidad o no  prestarla  a la solicitud que, si es 
negativa, deberá estar técnicamente fundamentada.  
En caso de que la Licenciataria acceda a la solicitud, y bajo su exclusiva 
responsabilidad, deberá firmar un Acta Acuerdo con el solicitante en l a que se  
expongan las condiciones de ingreso, el plan de monitoreo y de control sobre la/s 
variable/s fuera de especificación . Además, debe rá prever la implementación de 
controles adicionales que garanticen la protección de los usuarios y las instalaciones 
del sistema de distribución, cuyo costo estará a cargo del solicitante.  
El plazo de vigencia del Acta Acuerdo no superará los doce (12) meses. No obstante, 
podrá ser renovado por igual período, de conformidad entre las partes.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
38 
 
Más allá de las factibilidades d e suministro que se encuadren en el presente apartado 
y del Acta  Acuerdo firmado, se deberá consagrar el principio de acceso abierto del 
sistema afectado y de ningún modo podrá significar un uso exclusivo del sistema a 
favor de un tercero.  
7.5. Condiciones part iculares para la entrega  a un Cargador  Directo  
El presente apartado rige sobre  aquellos Cargadores  Directos de un sistema de 
transporte que, habiendo analizado la factibilidad del caso, y bajo su exclusiva 
responsabilidad,  estén dispuestos a  aceptar entregas de gas que no cumplan con las 
condiciones básicas de calidad  especificadas en la Tabla  1. 
Para ello, previamente l a Transportista  deberá realizar un análisis de riesgo que 
contemple  un plan de monitoreo y de control sobre la/s variable/s fuera de 
especificación  y, de ser necesario,  prever la implementación de controles adicionales 
que garanticen la protección de las instalaciones  y los usuarios . 
En caso de prestar conformidad , el Cargador deberá firmar un Acta Acuerdo con la 
Transportista , en la que se expondrán  las condiciones  del gas  por entregar , el plan de 
monitoreo y de control sobre la/s variable/s fuera de especificación , y, si fuera  
necesario,  un plan de acciones  adicionales para la protección de las instalaciones  y 
los usuarios . 
El plazo de vigencia del Acta Acuerdo no superará los doce (12) meses. No obstante, 
podrá ser renovado por igual período, de conformidad entre las partes.  
Sin perjuicio de todo lo mencionado, los que hagan uso del presente apartado, 
ejecutándolo o dando s u consentimiento, tendrán la obligación de garantizar que no 
se comprometa la seguridad pública.  
7.6. Condiciones particulares de entrega respecto a l PRHC  
Serán atendibles aquellos casos en los que, habiendo analizado la factibilidad del 
caso, se pretenda realizar entregas de gas en sistemas de distribución  que se 
encuentren  en condición flexibilizada respecto al PRHC . 
La limitación del PRHC en el punto de entrega será responsabilidad de la 
Transportista, la que deberá asegurar que , en todo mome nto, el gas natural entregado 
se mantenga íntegramente en fase gas eosa  aguas abajo del punto de transferencia, 
teniendo en cuenta los saltos de presión que se realicen en los sistemas de regulación 
dentro del sistema de distribución.  
Para estos casos, la T ransportista deberá firmar un Ac ta Acuerdo con la Distribuidora , 
en la que se expondrán las condiciones del gas por entregar, el plan de monitoreo y 
de control del PRHC, y , si fuera  necesario, un plan de acciones adicionales para la 
protección de las insta laciones y los usuarios.  
Cuando el sistema de distribución esté operado por una Subdistribuidora, 
corresponderá aplicar le los requisitos descriptos en este apartado.  
El plazo de vigencia del Acta Acuerdo no superará los doce (12) meses. No obstante, 
podrá ser renovado por igual período, de conformidad entre las partes.                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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Sin perjuicio de todo lo mencionado, los que hagan uso del presente apartado, 
ejecutándolo o dando s u consentimiento, tendrán la obligación de garantizar que no 
se comprometa la seguridad pública.  
7.7. Lineamientos para las Actas  Acuerdo  
Además de las condiciones establecidas en los apartados 7.3, 7.4,  7.5 y 7.6, l as Actas 
Acuerdo deberán seguir los lineamientos establecidos en  el apartado  4.7.2 . 
 
CAPÍTULO 8 – GAS FUERA DE ESPECIFICACIÓN  
El gas natural que no cumpla con las condiciones básicas establecid as en el capítulo 
5, y que no  se encuadre en alguna de  las condiciones particulares previstas en el 
capítulo 7 , será considerado gas fuera de especificación.  
El gas fuera de especificación se debe evitar bajo cualquier circunstancia con el fin  de 
prevenir  que se ponga en riesgo la integridad de los gasoductos  —y/o de cualquiera 
de sus instalaciones conexas —, así como para evitar cualquier tipo de impacto en el 
servicio público y de riesgo para las personas, para las instalaciones y para el medio 
ambiente.  
En tal sentido, deberá establecer se un régimen de notificaciones adecuado entre las 
partes involucradas, a  los efectos de mitigar el impacto que pueda causar el gas fuera 
de especificaci ón en las instalaciones de Transportistas, Distribuidor as y Cargadores . 
Ante la presencia de gas fuera de especificación  en los sistemas de transporte o 
distribución, los Productores y Cargadores deberán acatar las instrucciones emitidas 
por las Transportistas y Distribuidor as, siendo est as últim as las supervisor as de la 
calidad del gas en sus respectivos sistemas y quienes tienen la capacidad de 
administrarlo para mitigar el impacto que pueda caus ar. 
La falta de cumplimiento de las disposiciones previstas en los apartados 8.1 y 8.2  será 
motivo de aplicación de sanciones por parte del ENARGAS.  
8.1. Protocolo de notificaciones y administración del gas fuera de especificación 
en los sistemas de transporte  
8.1.1.  Los Productores darán aviso a la Transportista de  los desvío s en la calidad del 
gas in yectado  dentro  de las dos (2) horas de producido . Posteriormente, de 
persistir  el desvío, deberá n remitir a la Transportista  dentro de las cuarenta y 
ocho (48) horas  un informe pormenorizado de lo ocurrido, a partir del cual se 
pueda evaluar la magnitud del evento y el tiempo que prevea el Productor en 
volver a la condición normal de inyección.  
8.1.2.  En caso de que un a Transportista  compruebe que un Productor está inyectand o 
gas fuera de especificaci ón en un punto de recepción , estará habilitad a para lo 
siguiente : 
a) Aceptar el ingreso total o parcial, a fin de admitir o reducir el acceso de dicho 
gas, respetando los criterios de fiabilidad y seguridad de su sistema. En este                           
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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caso, por un lado, la Transportista deberá notificar de tal situación al 
Productor  correspondiente y pautar , si fuera necesario,  las condiciones de 
ingreso , de acuerdo con lo previsto en el capítulo 7 . Por otro lado, el Productor 
deberá acatar la reducción de ingreso solicitada . 
b) Solicitar el corte del ingreso d el gas fuera de especificación , a fin de impedir 
el acceso de dicho gas, si estimara que este compromete la seguridad de su 
sistema.  Por un lado, l a Transportista deberá notificar de tal situación al 
Productor correspondiente  y dar aviso al Cargador para que reformule su 
nominación . Por otro lado, el Productor deberá acatar la instrucción de corte 
de inyección solicitada.  
8.1.3.  En el caso de que se compruebe la presencia de gas fuera de especificación 
en un sistema de transporte, de manera que afecte la calidad de la vena 
gaseosa transportada y que , como consecuencia , se puedan producir entregas 
de gas fuera de especificación , la Transportista deberá notificar a sus 
Cargadores dentro de las dos (2) horas de d etectarse el desvío , para que estos 
evalúen los riesgos y los pasos a seguir , a efectos de mitigar el impacto que 
pueda ocasionar el gas fuera de especificación. Asimismo,  deberá dar aviso de 
tal situación al ENARGAS y remitir un informe circunstanciado co n el detalle de 
la situación dentro de las veinticuatro (24) horas.  
8.2. Protocolo de notificaciones y administración del gas fuera de especificación 
en los sistemas de distribución  
8.2.1.  En el caso de que se compruebe la presencia de gas fuera de especificación 
en un sistema de distribución, la Distribuidora deberá dar aviso a la 
Transportista involucrada dentro de las dos (2) horas de detectarse el desvío, 
para que esta realice las  acciones  necesarias , en caso de verificarse que el gas 
fuera de especificación provenga del sistema de transporte.  
a) Si el gas fuera de especificación proviniera del sistema de transporte y la 
Transportista involucrada no hubiese cumplido alguna de las disposiciones 
previstas e n el apartado 8.1, será pasible de sanciones.  
b) Si el gas fuera de especificación no fuera responsabilidad de un Productor 
o una Transportista,  la Distribuidora será pasible  de sanciones.  
Asimismo,  la Distribuidora  deberá dar aviso de tal situación al ENARGA S y 
remitir un informe circunstanciado con el detalle de la situación dentro de las 
veinticuatro (24) horas.  
8.2.2.  Cuando la inyección del Productor se realice  en forma directa a un sistema de 
distribución,  deberán seguirse las disposiciones  previstas  en el apartado 8.1, y 
corresponderá aplicar a la  Distribuidora  las definiciones descriptas a la 
Transportista.  
8.2.3.  Cuando el sistema de distribución esté operado por una Subdistri buidora, 
corresponderá aplicar a esta  los requisitos descriptos en el apartado 8.2. 
                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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Anexo A  
(Normativo)  
Condiciones de calidad de biogás para redes aisladas de distribución  
El biogás que ingrese en redes aisladas de distribución deberá cumplir con las 
especificaciones indicadas en la Tabla  A.1. 
Tabla A.1  – Especificaciones de calidad para biogás en redes aisladas  de distribución  
Parámetro  Unidad  Condición  
Metano (CH 4) % molar  Mín. 55  
Dióxido de carbono (CO 2) % molar  Máx. 45  
Sulfuro de hidrógeno (SH 2) mg/m3 Máx. 3 
Vapor de agua (H 2O) mg/m3 Máx. 65 
Poder calorífico superior (PCS)  kcal/m3 
 
MJ/m3 Mín. 5000  
 
Mín. 20,9 
Índice de Wobbe (IW)  kcal/m3 
 
MJ/m3 Mín. 5025  
 
Mín. 21,0 
Para el biogás proveniente de fuentes residuales, industriales y urbanas , se deben 
controlar , además,  las especificaciones  de la Tabla  A.2. 
Tabla A.2 – Especificaciones adicionales para el biogás  proveniente de fuentes residuales, 
industriales y urbanas  
Parámetro  Unidad  Condición  
Siloxanos  mg/m3 Máx. 10 
Compuestos halogenados  mg/m3 Máx. 1 
                            
NAG -602 Año 2019 — Especificaciones de calidad para el transporte  
y la distribución de gas natural y otros gases análogos  
 
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FORMULARIO  PARA OBSERVACIONES (*)  
 
Observaciones propuestas a la norma NAG -602 Año 20 19 
“Especificaciones de calidad para el transporte y la distribución de gas natural y 
otros gases análogos ” 
 
Ref.: Expediente EX-2019 -36023126 - -APN-GT#ENARGAS  
Empresa:                                                      Rep. Técnico:  
Dirección:                                                        CP:                 TEL:  
Página:                           Apartado:                    Párrafo:  
Donde dice:  
 
 
 
 
Se propone:  
 
 
 
Fundamento de la propuesta : 
 
 
 
Firma  
 
 Aclaración  
 
 Cargo  
 
 
  
 
Instrucciones para completar el formulario de observaciones (uno para cada apartado 
observado)  
1. En el espacio identificado "Donde dice" , transcribir textualmente el párrafo correspondiente del 
documento puesto en consulta.  
2. En el espacio identificado "Se propone" , indicar el texto exacto  que se sugiere aplicar.  
3. En el espacio identificado "Fundamento de la Propuesta" , incluir una explicación de qué posible 
problema, carencia, etc., resolvería o mejoraría la propuesta, completando la argumentación que 
se dé, o bien con la mención concreta de la bibliografía técnica en que se sustente, en lo posible 
adjuntando sus copias, o bien detallando la experiencia propia sobre la que se basa.  
4. Dirigir las observaciones al  ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) Suipacha 636, 
(C1008AAN) Ciudad Autónoma de Buenos Aires.  
5. Las observaciones relacionadas con el asunto normativo especificado en el formulario deben ser 
remitidas al ENARGAS por medio de una nota dedicada exclusiv amente a tal fin , adjuntando 
una impresión doble faz, firmada en original del cuadro elaborado y la versión en soporte digital con 
formato editable (Word).  
(*) El modelo de formulario para la presentación de observaciones podrá ser utilizado en cualquier m omento 
durante la vigencia de la norma.