RESFC -2019 -309-APN -DIRECTORIO#ENARGAS  
VISTO el EX -2019 -36023126 - -APN -GT#ENARGAS, la Ley N.° 24.076, su Decreto Reglamentario 
N.º 1738/92, 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 (Art. 3º) y de la Licencia de Distribución (Art. 4º), ambos aprobados 
por el Decreto N.º 2255/92.  
Que posteriormente, dichas especificaciones fueron complementadas y modificadas por las 
Resolucio nes 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 este Organismo, llevada a 
cabo el 18 de juni o 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 indus tria, 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, presentaron ante esta 
Autoridad Regulatoria u na 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 profesionales 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 adquirida por la aplicación de la Resolución ENAR GAS N.º 
I/259/08, efectuó el análisis técnico correspondiente y elaboró el proyecto NAG -602 “Norma de 
Calidad de Gas Natural”.  
Que en virtud de lo expuesto, adjuntaron el análisis técnico y el proyecto de la norma NAG -602 
(2019) al Informe IF -2019 -38426621 -APN -CNT#ENARGAS, considerando conveniente la puesta 
en consulta pública del citado documento por un plazo de cuarenta y cinco (45) días corridos a 
partir de su publicación.  
Que, cabe destacar que el Artículo 52 inc. b) de 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 por su parte, el proyecto NAG -602 “Norma de Calidad de Gas Natural” describe las  
especificaciones que debe reunir el gas natural 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 tambié n, proteger las instalaciones de 
Transportistas, Distribuidoras y Cargadores de gas natural.  
Que, en el contexto de lo expuesto y en virtud de la temática analizada, corresponde dar 
cumplimiento a 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, en tanto dispone que la sanción de 
normas generales será precedida por la publicidad del proyecto o de sus pautas básicas y por la 
concesión de un plazo a los interesados para pre sentar observaciones por escrito.  Que el Instituto de la Consulta Pública tiene por objeto la habilitación de un espacio institucional 
para la expresión de opiniones y propuestas respecto de proyectos de normas de alcance 
general.  
Que la participación de l as Licenciatarias de Transporte y Distribución de gas, Productores, 
Cargadores, terceros interesados y del público en general, en la elaboración de la normativa 
técnica, contribuirá a dotar de mayor transparencia y eficacia al sistema, permitiendo a esta 
Autoridad Regulatoria evaluar los tópicos a contemplar en la misma.  
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 Artícul o 
52 incisos b) y x) de la Ley N.º 24.076 y su Decreto Reglamentario N.º 1738/92.  
Por ello,  
EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS  
RESUELVE:  
ARTÍCULO 1°. - Invitar a las 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, conforme se ha expuesto en los CONSIDERANDOS precedentes, respecto del 
contenido del proyecto de norma NAG -602 (2019) “Norma de Calidad de Gas Natura l”, que 
como Anexo (IF -2019 -45764118 -APN -CNT#ENARGAS) forma parte integrante de la presente.  
ARTÍCULO 2°. - Poner a consideración de los sujetos indicados en el Artículo 1º precedente, el 
Expediente Electrónico identificado como EX -2019 -36023126 - -APN -GT#EN ARGAS, por un plazo 
de CUARENTA y CINCO (45) días corridos a contar desde la publicación de la presente, a fin de 
que efectúen formalmente sus comentarios y observaciones, los que, sin perjuicio de ser 
analizados, no tendrán carácter vinculante para esta A utoridad Regulatoria.  
ARTÍCULO 3°. - Hacer saber que el Expediente EX -2019 -36023126 - -APN -GT#ENARGAS se 
encuentra a disposición para su consulta en la Gerencia de Transmisión del ENARGAS, sita en 
Suipacha 636 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.  
ARTÍCULO 4°.- Publicar en el sitio web del ENARGAS, por el plazo establecido en el Artículo 2º 
de la presente, desde el día de su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina.  
ARTÍCULO 5°. - Comunicar, publicar, registrar, dar a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO 
OFICIAL y cumplido, archivar. Daniel Alberto Perrone - Diego Guichon - Griselda Lambertini - 
Mauricio Ezequiel Roitman  
  
 
NAG -602  
 
Año 2019  
 
Norma de Calidad  
de Gas Natural  
 
 EN CONSULTA PÚBLICA  
 
                    En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
2 
 
INDICE  
prólogo  ................................ ................................ ................................ ......................  4 
Capí tulo 1 – Objeto Y Alcance  ................................ ................................ .................  6 
1.1. Objeto  ................................ ................................ ................................ ................  6 
1.2. Alcance  ................................ ................................ ................................ .............  6 
Capítulo 2 – Publicaciones De Referencia  ................................ .............................  7 
2.1. Generalidades  ................................ ................................ ................................ .. 7 
2.2. Publicaciones Astm  ................................ ................................ .........................  7 
2.3. Normas Iram  ................................ ................................ ................................ ..... 8 
2.4. Publicaciones Iso  ................................ ................................ .............................  8 
2.5. Publicaciones Gpa  ................................ ................................ ...........................  9 
Capítulo 3 – Definiciones  ................................ ................................ .........................  9 
Capítulo 4 – Lineami entos Básicos  ................................ ................................ ...... 12 
4.1. Operador Relacionado De Punto De Recepción  ................................ .........  12 
4.2. Puntos De Verificación 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 No Conv encional  ................................ .......................  13 
4.7. Acuerdos De Corrección De Calidad De Gas  ................................ ..............  14 
4.8. Responsabilidades  ................................ ................................ ........................  17 
4.9. Sistema En Estado De Emergencia  ................................ ..............................  18 
Capítulo 5 – Especificaciones Del Gas Natural En Condiciones Básicas  .........  19 
Capítulo 6 – Muestreo Y Metodos De Determinación  ................................ ..........  20 
6.1. Instal aciones Para El Muestreo  ................................ ................................ .... 21 
6.3. Cálculo Del Punto De Rocío De Hidrocarburos (Prhc) ................................  23 
6.4. Determinación De La Composición Molar De Nitrógeno Y Dióxido De 
Carbono  ................................ ................................ ................................ ..........  24 
6.5. Determinación Del Oxígeno  ................................ ................................ ..........  24 
6.6. Determinación Del Contenido De Vapor De Agua  ................................ ....... 24 
6.7. Determinación De Compuestos De Azufre  ................................ ..................  25 
6.8. Determinación Del Poder Calorífico Superior, Índice De Wobbe Y 
Densidad Relativa  ................................ ................................ ..........................  27 
6.9. Partículas Sólidas Y Líquidas  ................................ ................................ ....... 27                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
3 
 
6.10.  Precisión Y Tolerancia De Las Determinaciones  ................................ ........  28 
6.11.  Auditoría Y Calibración De Los Instrumentos  ................................ .............  28 
6.12.  Verificación De Las Mediciones  ................................ ................................ .... 29 
6.13.  Utilización De Nueva Instrumentación  ................................ .........................  29 
Capítulo 7 – Especificaciones De Calidad Para Recepciones En Condición 
Flexibilizada  ................................ ................................ ................................ .... 30 
7.1. Condición Flexibilizada De Ingreso  ................................ ..............................  30 
7.2. Desvíos Temporarios  ................................ ................................ .....................  32 
7.3. Condiciones Particulares De Ingreso En Un Sistema De Transporte  ....... 33 
7.4. Condiciones Particulares De Ingreso De Gas En Un Sistema Aislado De 
Distribución  ................................ ................................ ................................ .... 35 
7.5. Cargador Que Se Alimenta De Un Tramo De Gasoducto Enmarcado En 
7.3. ................................ ................................ ................................ ...................  36 
7.6. Lineamientos Para Las Actas -Acuerdo  ................................ ........................  37 
Capítulo 8 – Gas Fuera De Especificación  ................................ ...........................  37 
8.1. Protocolo De Notificaciones Y Administración Del Gas Fuera De 
Especificación En Los Puntos De Recepción  ................................ .............  38 
8.2. Protocolo De Notificaciones Y Administración Del Gas Fuera De 
Especificación En Los Puntos De Entrega Y En Los Puntos Interiores De 
La Red  ................................ ................................ ................................ .............  39 
Formulario Para Observaciones  ................................ ................................ ...........  40 
INSTRUCCIONES PARA COMPLETAR EL FORMULARIO DE OBSERVACIONES PROPUESTAS 
(UNO POR CADA APARTADO OBSERVADO ) ................................ ...............................  41 
TABLA INTEGRADA DE OBSERVACIONES  ................................ ................................  42 
 
                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
4 
 
NORMA ARGENTINA DE CALIDAD DE GAS NATURAL  
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 de dictar reglamentos a los que deberán ajustarse todos los 
sujetos de esa Ley en materia de s eguridad, normas y procedimientos técnicos.  
En tal sentido, el ENARGAS auspició la redacción de la NORMA DE CALIDAD  DE 
GAS NATURAL, denominada NAG -602, como adaptación de las disposiciones de la 
“Reglamentación de las especificaciones de calidad de gas”, a probada mediante la 
Resolución ENARGAS N.º I -259/08  y la propuesta de modificación , que fuera 
elaborad a por una sub comisión conformada ad hoc en el seno del INSTITUTO 
ARGENTINO DEL PETROLEO 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.º 113/94 , 500/97  y 622/98 
que han modificado y complementado a las especificaciones de calidad est ablecidas 
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, principalmente metano, pero que incluye también etano, 
propano, butan os, pentanos e hidrocarburos más pesados, en proporciones menores 
y 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 entrega r energía por unidad de volumen, siendo éste 
el motivo principal por el cual se requiere este recurso y sobre dicha base es que se 
le da valor económico.  
Entre las impurezas y contaminantes presentes en el gas natural que revisten mayor 
relevancia pueden mencionarse: vapor de agua, dióxido de carbono, inertes totales, 
sulfuro 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 va lor. 
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. Asimismo, el término “gas natural” 
se empleará para referirse al obtenido  a partir del gas natural licuado , que luego de 
ser sometido a un proceso de vaporización para ingresar a los gasoductos de 
transporte o distribución.  
                                                 
1 Por lo general gases ácidos como el ácido sulfhídrico (H 2S) y el dióxido de carbono (CO 2).                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
5 
 
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 como el de los denominados  “gasoducto s 
virtual es”2, 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 donde la  demanda en e l suministro de gas natural  es 
creciente en todos los sectores y 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, se ha observado conveniente combinar la mayor certidumbre que deriva de 
adoptar requisitos prescriptivos , con la tendencia internacional a realizar análisis de 
riesgo basados en las particularidades de cada sistema.  
Toda sugerencia de modificación puede ser enviada al ENARGAS completando el 
formulario que se encuentra al final del presente documento.  
  
                                                 
2 Un G asoducto virtual es un sistema que hace posible el transporte de GNC o GNL, por vía terrestre a 
través de camiones o vagones ferroviarios, o por vía marítima y fluvial mediante el empleo de barcos 
metaneros , a lugares no abastecidos a través de la  red de gaso ductos troncales .                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
6 
 
CAPÍTULO 1 – OBJETO Y ALCANCE  
1.1. Objeto  
Esta norma establece las especificaciones  que debe reunir el gas natural 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.  
 Proteger las i nstalaciones de Transportistas, Distribuidoras  y Cargadores  de 
gas natural . 
 
1.2. Alcance  
Esta norma es de aplicación 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 convencionales  y/o virtuales.  
Las especificaciones del gas natural establecidas en esta norma, están relacionadas 
a las características que debe tener el gas natural para  tener cualidades adecuadas 
para su utilización segura como combustible  gaseoso . 
La presente norma contempla el ingreso de gases distintos al gas natural, tales como 
el gas de síntesis  y el gas procedente  de fuentes no convencionales  (p.e. el biogás u 
otros tipos de gases ), en la medida que presente n características análogas al gas 
natural  y cumpla n con las especificaciones estableci das en esta norma. No obstante, 
el ingreso de estos gases estará condicionado a l resultado de  la evaluación del riesgo 
que otros posibles componentes minoritarios presentes en ellos, puedan representar 
para la salud de las personas o para la integridad de las instalaciones o aparatos de 
consumo . 
Los parámetros que debe reunir el gas sintético (gas compuesto por propano 
comercial y aire) y el gas mezcla (fluido compuesto por gas natural y propano 
comercial vaporizado o gas natural y gas sintético), se encuentran determinados en la 
reglamentación de especificaciones de calidad para gases mezcla y sintético 
(Resolución ENAR GAS  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 proveniente de gasoductos virtuales 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 es de aplicación al gas natural que se conduce a t ravés de sistemas 
de captación, ni a los gasoductos destinados a recolectar gas natural proveniente de 
diferentes yacimientos de hidrocarburos, para su conducción hasta u na pl anta de 
acondicionamiento o tratamient o de gas.   
                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
7 
 
CAPÍTULO 2 – PUBLICACIONES DE REFERENCIA  
2.1. Generalidades  
A continuación,  se listan los documentos a los que hace referencia la presente norma. 
Estos documentos o las partes referenciadas de los mismos  son considerados como 
parte integrante de los requisitos establecidos en esta norma. Para las referencias sin 
fecha se aplica la última edición de esa publicación.  
2.2. Publicaciones ASTM  
2.2.1.  ASTM D1142 - 95, Standard Test Method for Water Vapor Content of Gaseous 
Fuels by Measurement of Dew -Point Temperature, 2012.  
2.2.2.  ASTM D 1945 - 14, Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas 
Chromatography, 2014.  
2.2.3.  ASTM D 3588 - 98, Standard Practice for Calculating Heat Value, 
Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, 2017.  
2.2.4.  ASTM D 5287 - 08, Standard Practice for Automatic Sampling of Gaseous 
Fuels, 2015.  
2.2.5.  ASTM D 5454 - 11e1, Standard Test Method for Water Vapor Content of 
Gaseous Fuels Using Electronic Moisture Analyzers, 2011.  
2.2.6.  ASTM D 4084 - 07, Standard Test Method for Analysis of Hydrogen Sulfide in 
Gaseous Fuels (Lead Acetate Reaction Rate Method), 2017.  
2.2.7.  ASTM D 4468 -85, Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by 
Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry, 2015.  
2.2.8.  ASTM D 1072 - 06, Standard Test Method for Total Sulfur in Fuel Gases by 
Combustion and Barium Chloride Titration, 2017.  
2.2.9.  ASTM D 1070 - 03, Standard Test Methods for Relative Density of Gaseous 
Fuels, 2017.   
2.2.10.  ASTM D 5504 – 12, Standard Test Method for Determination  of Sulfur 
Compounds in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and 
Chemiluminescence, 2012.  
2.2.11.  ASTM D 7164 - 10 , Standard Practice for On -line/At -line Heating Value 
Determination of Gaseous Fuels by Gas Chromatography, 2015.  
2.2.12.  ASTM D 7165 - 10, St andard Practice for Gas Chromatograph Based On -
line/At -line Analysis for Sulfur Content of Gaseous Fuels , 2015 . 
2.2.13.  ASTM D 4888 - 06, Standard Test Method for Water Vapor in Natural Gas 
Using Length -of-Stain Detector Tubes, 2015.  
2.2.14.  ASTM D 4984 - 06, Standard Tes t Method for Carbon Dioxide in Natural Gas 
Using Length -of-Stain Detector Tubes, 2015.  
2.2.15.  ASTM D 4810 - 06, Standard Test Method for Hydrogen Sulfide in Natural Gas 
Using Length -of-Stain Detector Tubes , 2015.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
8 
 
2.2.16.  ASTM D 1826 - 94, Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of 
Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter , 2017 . 
 
2.3. Normas IRAM  
2.3.1.  IRAM -IAPG A 6852, Gas natural. Análisis del gas natural por cromatografía en 
fase gaseosa,2010.  
2.3.2.  IRAM -IAPG A 6854, Gas natural. Cálculo de poder calorífico, densidad, 
densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, 2018.  
2.3.3.  IRAM -IAPG A 6856, Combustibles gaseosos. Determinación del contenido de 
vapor de agua mediante la dete rminación de la temperatura del punto de 
rocío,1997.  
2.3.4.  IRAM -IAPG A 6858, Gas natural. Lineamientos para el muestreo,2001.  
2.3.5.  IRAM -IAPG A 6860, Determinación de sulfuro de hidrógeno utilizando tubos 
detectores, por longitud de la mancha, 2001.  
2.3.6.  IRAM -IAPG A 6861, Gas natural. Lineamientos generales para la determinación 
de compuestos de azufre,2002.  
2.3.7.  IRAM -IAPG A 6862, Gas natural. Lineamientos generales para el análisis por 
cromatografía gaseosa para el cálculo de sus propiedades fisicoquímicas, 
edición 2010.  
2.3.8.  IRAM 2 , Sistema de unidades, 1989.  
2.3.9.  IRAM 23, Factores y tablas de conversión de unidades al sistema internacional 
de unidades SI. Para la metrología de la mecánica y el calor, 1983.  
 
2.4. Publicaciones ISO  
2.4.1.  ISO 6327, Gas analysis - Determination of the water dew point  of natural gas -
- Cooled surface condensation hygrometers , 1981 . 
2.4.2.  ISO 6974 - 3, Natural gas - Determination of composition and associated 
uncertainty by gas chromatography, - Part 3: Determination and bias, 2018.  
2.4.3.  ISO 6976, Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density 
and Wobbe indices from composition, 2016.  
2.4.4.  ISO 10715, Natural gas - Sampling guidelines , 1997 . 
2.4.5.  ISO 10101, Natural gas - Determination of water by the Karl Fischer method, 
1993. 
2.4.6.  ISO 6975, Natural gas - Extended analysis - Gas-chromatographic method , 
1997 . 
2.4.7.  ISO 6326 -3, Natura l gas - Determination of sulfur compounds -- Part 3: 
Determination of hydrogen sulfide, mercaptan sulfur and carbonyl sulfide sulfur 
by potentiometry, 1989.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
9 
 
2.4.8.  ISO 18453, Natural gas - Correlation between water content and water dew 
point, 2004.  
 
2.5. Publicaciones GPA  
2.5.1.  GPA 2166, Obtaining Natural Gas Samples For Analysis By Gas 
Chromatography, 2017.  
2.5.2.  GPA 2172, Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, 
Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas 
Mixtures for Custody Transfer, 2014.  
2.5.3.  GPA 2261, Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas 
Chromatography, 2019.  
2.5.4.  GPA 2286, M ethod For The Extended Analysis Of Natural Gas And Similar 
Gaseous Mixtures By Temperature Programmed Gas Chromatography, 2014.  
2.5.5.  GPA 2377, Test For Hydrogen Sulfide And Carbon Dioxide In Natural Gas Using 
Length Of Stain Tubes, 2014.  
2.5.6.  GPA 2199, Determination  of Specific Sulfur Compounds by Capillary Gas 
Chromotography and Sulfur Chemiluminescence Detection, 1999 . 
 
CAPÍTULO 3 – DEFINICIONES  
Área de calidad:  Área en que la calidad  del gas es uniforme y por  lo tanto se cumple n 
las condiciones previstas en  el “Criterio de Punto de Entrega Único ” establecido en 
esta norma.  
Almacenaje:  La actividad de mantener el gas en instalaciones distintas a los ductos, 
durante un período de tiempo, incluyendo la inyección, el depósito y el retiro de gas y, 
en su caso, la licu efacción 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.  
Calidad de gas:  Características que debe tener un gas natural para tener cualidades 
adecuadas para su utilización 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:  Es el término utilizado para expresar la proporción molar de un 
componente, se puede expresar como una fracción molar o un porcentaje molar del 
total.  
Condiciones de referencia:  Son las 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 condiciones 
especificadas de presión y  temperatura.                      En consulta pública  
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Densidad relativa:  La densidad de un gas dividida por la densidad del aire seco de 
composición determinada, a las mismas condiciones especificadas de presión y 
temperatura. El término densidad relativa ideal se aplica cuando ambos, el gas y e l 
aire son considerados como fluidos que cumplen la ley de los gases ideales, el término 
densidad relativa real se aplica cuando ambos, el gas y el aire, se consideran como 
fluidos reales.  
Día Operativo (DO):  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:  Es el 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, 
distribución y uso directo por la mayoría de los consumidores, por lo que debe ser 
previamente enviado a las plantas de procesamien to antes de su ingreso a los 
sistemas de transporte o distribución.  
Gas importado:  Gas natural comercializado en forma gaseosa en un punto del 
territorio nacional, por parte de una persona física o jurídica que lo adquiere en el 
mercado internacional.  
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, facilitando 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 n atural en su estado gaseoso. El GNL, para su 
utilización, se revaporiza y se introduce en las redes de transmisión y distribución de 
gas natural.  
Gasoducto virtual:  Es un sistema que hace posible el transporte terrestre, marítimo 
y fluvial de GNC y GNL a l ugares donde no existen redes de ductos convencionales, 
mediante el empleo de camiones -cisterna y barcos metaneros.  
Intercambiabilidad:  Medida del grado en que las características de combustión de 
un gas se asemejan a las características de otro. Se consid era que dos fuentes de 
gas son intercambiables cuando se puede sustituir una fuente de gas de ciertas 
características por otra de características diferentes, sin afectar la operación de 
combustión del gas en el artefacto o instalaciones que utilizan ese co mbustible.  
Índice de Wobbe (IW):  Es una medida del calor entregado por el gas natural a los 
artefactos a gas, derivada de la ecuación de flujo por un orificio. Se define como el 
poder calorífico superior, exp resado en base volumétrica, en C ondiciones de 
referencia especificadas, dividido por la raíz cuadrada de la densidad relativa en las                     En consulta pública  
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mismas C ondiciones de referencia especificadas. El calor entregado por gases 
naturales de diferentes composiciones es el mismo si ambos gases tienen el mismo 
índice de Wob be 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): El volumen que ocupa un metro cúbico 
de gas cuando tal gas se encuentra a una tem peratura de 15  ºC, y a una presión 
absoluta de 101,325 kPa.  
Odorización:  El gas natural es inodoro por lo que resulta necesario agregar un agente 
odorante en la alimentación de la red de distribución por razones de seguridad. La 
odorización permite la detección del gas mediante el olfato aún en bajas 
concentraciones.  
Operador relacionado al punto de recepción : Aquel responsable de la coordinación 
en los puntos de recepción en donde ingrese más de un Productor, asumiendo éste 
las responsabilidades previstas para el Productor en la presente norma.  
Poder calorífico:  Cantidad de ca lor 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 pueden expresar en 
base molar, másica o volumétrica. Para la base volumétrica la presión y la tempera tura 
deben establecerse en las C ondiciones de referencia.  
El poder calorífico también se puede denominar como "seco" o "húmedo", 
dependiendo de la cantidad de vapor de agua que contiene el gas previo a la 
combustión.  
En esta norma, el poder calorífico se expresa como poder calorífico superior, sec o y 
en base volumétrica en las C ondiciones de referencia.  
Procesamiento del gas:  Procesos que se refieren tanto al acondicionamiento y/o 
tratamiento del gas crudo como a la extracción de hidrocarburo s de mayor valor 
económico (como ser propano y butanos)  y a la licuefacción del gas natural.  
Punto de rocío del agua:  Temperatura, correspondiente 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 dicha temperatura.  
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, existe 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 “cricondentherm”.  Es también la máxima temperatura a la 
que se puede observar condensación de hidrocarburos.                      En consulta pública  
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12 
 
Sistema aislado:  Sistema de gas natural no interconectado a los sistemas troncales 
de transporte y distribución.  
 
CAPÍTULO 4 – LINEAMIENTOS BÁSICOS  
4.1. Operador Relacionado de Punto de Recepción  
Para el caso 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", asumiendo é ste las 
responsabilidades previstas en la presente norma. Producida la designación, la misma 
deberá ser comunicada a la Transportista o Distribuidora según corresponda y éstas 
al ENARGAS.  
 
4.2. Puntos de Verificación de Calidad  
Las verificaciones de Calidad de Gas se efectuarán en los puntos 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 licenc iatarias, serán 
considerados Puntos 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 ú nica 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 los requisitos básicos del Cuadro de Especificaciones de 
Calidad de Gas y a la aceptación del Transportista, bajo su exclusiva responsabilidad.  
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 aba jo de aquellas.  
                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
13 
 
4.4. Criterio de Punto de Entrega Único  
Se define como Punto de Entrega Único, a 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 disti ntos de gasoducto, el troncal y el/los paralelo/s cuando 
exista la posibilidad de tener diferentes calidades de gas en cada uno de ellos.  
Cuando resulte de aplicación 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 de efectuar verificaciones que deban realizarse en los puntos 
interiores de las redes abastecidas.  
 
4.5. Cargamentos  de GNC o GNL  
El gas natural proveniente de cargamentos de GNC o GNL, descargado de 
gasoductos virtuales o buques metaneros, que una vez regulados o vaporizados 
ingresen a los sistemas de transporte o distribución , deberán contar con el certificado 
de origen que informe  su calidad de gas . 
Lo mencionado en el párrafo anterior, no  obsta a que se realicen las verificaciones de 
rigor a cargo de l Transportista o Distribuidor involucrado  conforme 4.7.2 .  
NOTA: Cuando los cargamentos se conecten a sistemas de transporte o distribución, los puntos  de 
verificación calidad del gas deben  considerarse  puntos de recepción, en tanto que  para los cargamentos 
se conecten en forma directa a las instalaciones de un Cargador, los puntos de verificación calidad del 
gas debe n considerars e puntos de entrega.  
El Transportista o Distribuidor involucrado deberá contar con el certificado de origen 
con la mayor antelación posible para una mejor administración de la calidad del gas 
de su sistema.  
 
4.6. Recepciones de gas no convencional  
Aquellos gases que, sin ser gas natural, como el gas sintético o el gas procedente de 
fuentes no convencionales como el biogás  u otros tipos de gases , podrá n ingresar a 
los sistemas de transporte y/o distribución de gas natural, siempre  que, consistan 
primordialmente en metano ; y que resulte técnicament e posible y segura su inyección.  
Para ello, quien pretenda el ingreso, deberá contar con el consentimiento del 
Transportista o Distribuidor  que opere el  sistema en cuestión y cumplir con todos los 
estándares de calidad para el gas natural , establecidos en esta norma.  
No obstante, el ingreso de estos gases estará condicionado 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.  
                     En consulta pública  
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4.7. Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas  
Un Productor que desee inyectar 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 7.1, deberá previamente celebrar con la 
Transportista involucrada Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas. Este gas se 
denominará “Gas en Condición Flexibilizada”, mientras que el gas aportado para 
corregir la Calidad del Gas en Condición Flexibilizada, se d enominará “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 en todo lo posible. En razón de ello, 
los Productores no podrán negar su autorización para que se utilice la calidad 
excedente y que ellos no requieran para la celebración de acuerdos, salvo  que 
cuenten con fundamentos que justifiquen su negativa.  
El Transportista que realice los Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas 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 
el Transportista respecto al empleo de ese gas como Gas de Corrección para 
la celebración de un even tual Acuerdo entre el Transportista y otro Productor.  
En razón de ello, el Transportista tendrá el rol de Administrador de los Acuerdos de 
Corrección de Calidad de Gas relativos a su sistema, velando 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, pudiendo asimismo realizar sus reserva s del caso. Sin embargo, no podrán  
rehusarse a refrendar Acuerdo s de Corrección  de manera infundada . 
Si bien un Productor podrá celebrar un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas 
utilizando aportes propios como Gas de Corrección, dicho Acuerdo deberá ser 
confirmado y rubricado por el Transportista involucrado.  
Si un Productor tuviera comprometido su aporte de gas como Gas de Corrección para 
un Acuerdo de Corrección de Cali dad de Gas de otro Productor y lo requiriera como 
Gas de Corrección para realizar otr o Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas , el 
referido Productor deberá notificar al Transportista con una anticipación mínima de 
treinta (30) días, de forma tal que éste efectúe una nueva asignación de Gas de 
Corrección que estuviera 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 Productor que inyecte el gas con la mejor calidad.  
Si llegado el caso, surgiera que la mezcla transportada llegara al límite de sus 
especificaciones de calidad, el Transportista d eberá efectuar un prorrateo entre 
aquellos que aportan Gas en Condición Flexibilizada, permitiendo el ingreso de todo                     En consulta pública  
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15 
 
nuevo Productor que quisiese ingresar gas en tales condiciones, siempre y cuando  
éste disponga de un Acuerdo de Corrección de Calidad de G as.  
En todos los casos e independientemente del momento en que se realice la solicitud 
del ingreso, el Transportista no podrá actuar discriminatoriamente, debiendo dar igual 
oportunidad a todo Productor que así lo requiriese.  
En línea con lo indicado en el punto anterior, cuando una Transportista efectúa un 
Acuerdo de Corrección bajo su exclusiva responsabilidad, deberá notificar a los 
Productores  que aportan el gas de corrección a los efectos de su difusión y 
conocimiento, deb iendo remitir copia de dichas notificaciones al ENARGAS junto con 
el Acuerdo de Corrección rubricado . 
 
4.7.1.  Requisitos de los Acuerdos de Corrección de calidad de gas  
Los Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas deberán contener como 
mínimo:  
a) Plazo de vigencia: El período por el cual se encontrará en vigor un Acuerdo 
de Corrección de Calidad de Gas será de  12 meses , pudiendo  ser renovado  
por periodos anuales  en caso de mantenerse las condiciones de ingreso .  
b) Condiciones de ingreso del gas en condición flexibilizada: Deberá 
especificar Punto de Recepción, composición química del gas, propiedades 
físicas del gas y caudal máximo a inyectar.  
c) Condiciones de ingreso del gas de corrección: Deberá especificar Punto d e 
Recepción, composición química del gas, propiedades físicas del gas y 
caudal mínimo a inyectar.  
d) Condiciones de la mezcla resultante: Deberá especificar composición 
química del gas mezcla, 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 el gas natural mezclado no cumpla con los 
requisitos básicos del Cuadro de Especificaciones de Calidad de Gas. Ello, 
a los efectos de una equitativa asignación del Gas de Corrección, sobre 
todo en aquellos casos donde la vena fluida dentro del sistema esté 
llegando al límite en su capacidad de corrección, el Acuerdo a rubricar por 
las partes deberá indicar expresamente lo s procedimientos de prorrateo 
pertinentes para la asignación de dicho gas.  
Asimismo, podrán incluirse otras condici ones  o compromisos que las partes 
consideren.  
 
                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
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4.7.3.  Pautas que rig en a los Acuerdos de Corrección  
i. La obligación de los Productores de notificar  a la Transportista involucrada 
y al/los Cargador/es afectado/s acerca de eventuales desvíos a los límites 
máximos especificados en cada Acuerdo de Corrección.  
ii. Las compensaciones que pudieren derivarse de los Acuerdos de 
Corrección, por la inyección de Gas  en Condición Flexibilizada, no serán 
consideradas parte del precio del gas natural.  
iii. 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 del 
Transportista a disminuir el caudal inyectado de manera tal que la mezcla 
resultante se ajuste a lo especificado.  
iv. La suscripción de los Acuerdos de Corrección deberá realizarse en forma 
previa al ingreso de gas en condición flexibilizada por parte del Productor 
interesado.  
v. El Transportista supervisará el cumplimiento de las formalidades del 
Acuerdo y dentro de los diez  (10) días de suscripto remitirá una copia al 
ENARGAS.  
vi. Una vez firmado el Acuerdo, la Transp ortista será responsable de su control 
diario.  
vii. Toda variación en la calidad del gas que dio origen al Acuerdo y que 
perdure más allá de los sesenta  (60) días corridos, podrá ser  motivo de 
caducidad del mismo. En tal caso,  las partes deberán evaluar nuevame nte 
las condiciones de ingreso y refrendar un nuevo Acuerdo , o revocarlo y 
ajustarse a las condiciones básicas establecidas en la Tabla 1 . 
viii. Cuando los Acuerdos de Corrección sean celebrados por un Distribuidor 
corresponderá aplicarle las disposiciones antes  descriptas para el 
Transportista.  
 
4.7.4.  Costos de Verificación del Cumplimiento de los Acuerdos de Corrección 
y de la Calidad del Gas Mezcla  
Los gastos administrativos ocasionados por los Acuerdos de Corrección de Calidad 
de Gas y los costos asociados a su implementación y seguimiento, serán soportados 
por el Productor que ingrese el gas en condición flexibilizada.  
Lo anterior incluirá la insta lación de instrumental especifico (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 instalaciones existentes (en materia de 
medición, calidad de gas, transfere ncia, regulación, separación y/o calentamiento) 
cuando la necesidad de controlar la calidad 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 variable a controlar y su potencial impacto en las 
entregas.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
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4.7.5.  Recepciones directas del Sistema de Distribución  
Para el caso que un Productor desee inyectar Gas en Condición Flexibilizada 
directamente al sistema de una Licenciataria de Distribución, deberá celebrar un 
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.  
 
4.7.6.  Inspección Interna y/o Reparaciones  
Toda reducción de capacidad de transporte motivada por tareas de inspección interna 
de gasoductos o reparaciones programadas, en un todo de acue rdo a lo determinado 
por la reglamentación vigente, facultará a la/s Transportista/s a requerir la suspensión 
o la limitación de los Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas, a fin de adecuar las 
inyecciones al gasoducto en el tramo afectado por la inspecc ión o reparación.  
4.7.7.  Período de transición  
Para el caso de Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas 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.  Los Productores son responsables de la calidad del gas y de la administración 
de los volúmenes de inyectados en los puntos de recepción . 
4.8.2.  Los Transportistas y aquellas Distribuidoras que reciben inyecciones directas 
de gas de parte de un Productor a través de un PISD, son responsables de 
verificar la calidad del gas en los puntos de recepción.  
4.8.3.  Los Transportistas y/o Cargadores son responsables de verificar la calidad d e 
gas en los puntos de entrega.  
4.8.4.  Cuando el Cargador  menciona do en 4.8.3  sea un Distribuidor o 
Subdistribuidor , será además  responsable de m edir la calidad del gas en los 
puntos interiores de r ed. 
4.8.5.  Los Transportistas y/o Cargadores, tendrán la obligatoriedad de remitir al 
ENARGAS, en un plazo no mayor de diez (10) días, copia de  los Acuerdos de 
Corrección de Calidad de Gas que se hubieran celebrado.  
4.8.6.  Los Productores son responsables de notificar cualquier desvío en la calidad 
del gas inyectado, debiendo remitir a la Transportista un informe 
pormenorizado y fehacientemente documentad o de lo ocurrido , en no más de 
dos (2) horas de producirse el desvío de calidad del gas.                      En consulta pública  
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4.8.7.  Ante la presencia de gas fuera de especificación , la Trasportista debe realizar 
las notificaciones correspondientes y administrar los volúmenes ingresados y 
entregados en su sistema para minimizar el impacto en sus Cargadores.  
4.8.8.  En los casos que debido a la inyección de gas fuera de especificación, la 
mezcla del gas a ser transportado en el sistema se apartara de las 
especificaciones establecidas en la Tabla 1 , la Transportista  deberá notificar 
al Cargador para que reformule su nominación de aquel gas, remitiendo al 
ENARGAS un informe circunstanciado de lo actuado.   
4.8.9.  Sin perjuicio d e lo anterior, la Transportista  estará habilitada a r echazar las 
nominaciones, a fin de impedir o reducir el acceso de gas  fuera de 
especificación , si estimara que el mismo compromete la seguridad de su 
sistema, debiendo notificar inmediatamente tal situación (dentro de las 
veinticuatro (24) horas de ocurrid o) al Cargador y al Productor 
correspondiente, remitiendo al ENARGAS un informe circunstanciado de lo 
actuado.  
4.8.10.  Si pese a la notificación, el Cargador continuara nominando gas al Productor 
que fuera responsable de dich os desvío s, será pasible de sanciones.  
4.8.11.  En el caso que el Cargador nomine una cantidad de gas tal que contemple la 
reducción necesaria al Productor que está inyectando gas fuera de 
especificación, y este último no acatare la disminución, dicho Productor será 
pasible de sanciones.  
4.8.12.  Las responsabil idades que se establecen en el presente, 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 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 l a NAG 601 , el Comité de Emergencias podrá, como último recurso 
y sólo a efectos de satisfacer demanda ininterrumpible, permitir el ingreso de gas 
natural fuera de especificación, mientras dure la situación de emergencia.  
 
 
                      En consulta pública  
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CAPÍTULO 5 – ESPECIFICACIONES DEL GAS NATURAL  EN CONDICIONES 
BÁSICAS  
El gas que ingrese en los sistemas de transporte y  distribución deberá cumplir con las 
especificaciones indicadas en la Tabla 1.  
Estas especificaciones serán de cumplimiento tanto para l os Productores, 
Transportistas, Distribuidores , Subdistribuidores, Almacenadores  u otro actor que se 
incorpore en la industria del gas , todo ello,  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 D 1945 / GPA 2261 / 
IRAM -IAP A 6852  
Total de inertes  (CO 2 + N 2) % 
molar  4 (5.2) ASTM D 1945 / GPA 2261 / 
ISO 6976 / IRAM -IAP A 6852  
Oxígeno  (O2) % 
molar  0,2 ASTM D 1945 / GPA 2261 / 
IRAM -IAP A 6852  
Vapor de agua  (H2O) mg/m3 65 ASTM D 1142 / IRAM -IAPG 
A 6856  
Sulfuro de hidrógeno  
(SH 2) mg/m3 3 GPA 2377 / IRAM -IAPG A 
6860  
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 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 - 
                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
20 
 
5.1. Este valor límite podrá ser superado con acuerdo del Transportista, no pudiendo 
ser en ningún caso superior a 2,5% molar.  
 
5.2. Este valor límite podrá ser superado con acuerdo del Transportista, no pudiendo 
ser en ningún caso superior a 4,5% molar.   
 
5.3. El gas estará  técnicamente  libre de arena,  polvo, gomas  y otras sustancias 
indeseables que pudieran ser separadas del gas,  como los produ ctos químicos 
utilizados en el P rocesamiento del gas (aminas, glicoles, antiespumantes, etc.) y 
aceites  lubricantes de equipos compresores,  como así también de otros solidos  
(con un tamaño superior a 5 micrones) o líquidos que lo tornarían no comerciable 
o causarían daño o interferirían con la correcta operación de las cañerías, 
reguladores, medidores y otros dispositivos a través de los cuales fluye; y no 
contendrá sustancia  alguna no contenida en el gas desde el momento de su 
producción, con excepción de aquellos que pudieran ser  necesarios para el 
transporte y la entrega del gas, siempre que éstas no provoquen que el fluido deje 
de cumplir con especificaciones de calidad di spuestas en la presente 
reglamentación.  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 Tran sporte 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 indicada en la corriente gaseosa.  
 
 
CAPÍTULO 6 – MUESTREO Y METODOS DE DETERMINACIÓN  
Se considerará que el gas natural en los sistemas de transporte y distribución cumple 
con las especificaciones de calidad definidas en el ''Cuadro de Especificaciones de 
Calidad de Gas", cuando no se registren desvíos respecto de los parámetros 
establecidos  en la Tabla 1 , en los valores medidos o d eterminados de acuerdo a la 
metodología aquí expresada.  
A tal efecto, serán considerados los valores promedio del D ía operativo o periódicos 
de las determinaciones o mediciones realizadas, según corresponda, de conformidad 
con los puntos del presente docum ento.  
Para todos los casos, las versiones válidas de las normas indicadas en cada método 
de determinación,  serán las vigentes de las normas indicadas en cada caso.  
Para el caso en que se requiera adoptar valores de las constantes físicas 
correspondientes a  los componentes 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 "ENGINEERI NG DATA BOOK", última  edición.  
                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
21 
 
6.1. Instalaciones para el muestreo  
El muestreo del gas natural se debe realizar en los puntos acordados entre las partes 
interesadas, realizando 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 obtener las mismas 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.), como así también , 
con los procedimientos escritos para efec tuar la operación, referencia a normas, etc.  
La ubicación, registros operativos y frecuencia de análisis de los puntos interiores de 
red, serán establecidos por los Distribuidores y Subdistribuidores , conformes los 
criterios de control establecidos en el presente 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 determina da por cromatógrafos de línea o de laboratorio y se seguirá lo dispuesto 
al respecto en la norma IRAM IAPG 6862. En todos los casos, la toma de muestra se 
realizará en las instalaciones descriptas en 6.1. 
La composición química del gas natural, en los puntos de recepción, será determinada 
por cromatógrafos online, y 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 , previa con formidad con la Transportista/ Distribuidora, s iempre que un desvío 
de calidad de gas de dichos puntos de inyección no configure una situación crítica en 
puntos de entrega aguas abajo de los mismos.  
La determinación analítica de la composición del gas se realizará según los 
procedimientos establecidos por las normas ASTM D 1945, GPA 2261 o IRAM -lAPG 
A 6862 y la GPA 2286 para análisis extendido. En cuanto a las muestras involucradas, 
se tomarán de acuerdo a las recomendaciones establecidas por el fabricante del 
muestreador y por las normas ASTM D 5287 o ISO 10715 o IRAM­ IAPG A 6858  o 
GAP 2166 . 
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 éste estará disponible en tiempo real.  
La información en los Puntos de Recepción deberá estar disponible (en tiempo real) 
para el Transportista.  
La información correspondiente tanto a los Puntos de Entrega como a los Puntos de 
Recepción, deberá estar disponible para e l Cargador, teniendo éste el derecho  de                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
22 
 
contar con la información del D ía operativo anterior , la cual se solicitará a  la 
Transportista/Distribuidor a, según corresponda . 
Hasta tanto los valores de las mediciones no pudieran ser transmitidos, el 
Transportist a/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 horas del día siguiente.  
En el caso 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, 
ésta podrá ser obtenida a través del sistema de respaldo instalado, analizando la 
muestra mediante otro cromatógrafo onlin e 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 calidad  de gas . 
La referida  información estará disponible por defecto dentro de las 72 h oras 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 aná lisis estará documentada y registrada para su 
verificación . 
Para bajos caudales de gas podrá configurarse el muestreador continuo con un tiempo 
máximo de toma de muestras.  
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 a verificar, 
se podrá instalar un muestreador continuo proporcional al tiempo.  
El Productor/Transportista /Distribuidor  que prevea instalar dicho muestreador 
continuo proporcional al tiempo, deberá presentar ante el ENARGAS,  una justificación 
detallada y la aprobación de la contraparte . 
El Transportista/Cargador deberá contar con el resultado de la cromatograf ía 
correspondiente al período en cuestión, dentro de las veinticuatro (24) horas 
subsiguientes a la extracción de la muestra.  
En el caso que el muestreador presente alguna dificultad operativa o fallas detectadas 
de funcionamiento o el resultado del anális is no sea confiable y no pueda utilizarse la 
información de la calidad del gas, se podrán utilizar promedios ponderados por el 
volumen, determinados en otros cromatógrafos y/o muestreadores que resulten 
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, auditorías por parte del ENARGAS 
y/o suplir eventuales fallas en los sistemas “on -line”, esto último con una frecuencia 
adecuada.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
23 
 
La toma de muestras se realizará conforme a las recomendaciones establecidas en 
las norma s GPA 2166 o IRAM -IAPG A 6858 y la de terminación 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 con siderará 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 acuerdo a lo s 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, siendo su frecuencia de realización como mínimo:  
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 hidrocarburos menores a 
-20°C y/o qu e 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, con 
materiales de referencia  certificados conteniendo hidrocarburos parafínicos desde 
metano hasta normal pentano, nC6, nC7 y nC8.  
Análisis cromatográfico con extensión hasta C9+:  se considerará el porcentaje molar 
de cada componente desde metano hasta octanos, asimilando el porcenta je 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 posteri or 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.  En este caso, cuando las presiones operativas sean 
distintas a los 5500 kPa, no deberá detectarse presencia o formación de líquidos  en                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
24 
 
la temperatura especificada en la Tabl a 1 o en el Acuerdo de Corrección 
correspondiente (en caso de gas flexibilizado) a la presión manométrica en que se 
encuentre operando el punto de verificación.   
 
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” y, 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 c uyos 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 s erá 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, plantas de 
propano – aire, este parámetro deberá ser verificado según lo establecido en la 
Resolución ENARGAS N.° I-831/09.  
 
6.6. Determinación del contenido de vapor de agua  
Para la determinación del contenido de vapor de agua en mg/m3 se utilizará el método 
del Bureau of Mines a presión de línea, de acuerdo al procedimiento establecido en la 
norma ASTM D 1142 o su equivalente IRAM -IAPG A 6856, o la norma ISO 6327.  
Podrán ser utilizados higrómetros, portátiles o de línea, convenido 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 realizar án en los puntos de verificación de calidad de gas, 
teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:  
a) Puntos de Recepción : se hará con una frecuencia mínima diaria, pudiendo 
utilizarse higrómetros de tipo continuo  (sistema de medición on -line). Esta 
frecu encia 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 sistema de med ición 
on-line que asegure como máximo un 10% de error. Para estos casos, el 
Productor verificará el equipo on -line mensualmente.                       En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
25 
 
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.  
b) Puntos de Entrega : se harán con una frecuencia mínima quincenal . Esta 
frecuencia podrá reducirse o aumentarse en la medida que las características 
de las entregas y/o las circunstan cias así lo ameriten, previo acuerdo con el 
Cargador/Distribuidor involucrado.  
En el caso 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. No obstante, los 
puntos de una misma Área de Calidad deberán rotarse de modo que la totalidad 
de los puntos cuenten con, al menos, una determinación cada tres (3) meses . 
c) Puntos Interiores de Red: se harán con frecuencia mínima quinc enal y rotando 
los puntos de modo que la totalidad de las localidades abastecidas cuenten 
con, al menos, una determinación cada seis meses . Esta frecuencia podrá 
aumentarse o reducirse en la medida que las características de las entregas 
y/o las circunstancias así lo ameriten , previo acuerdo con el ENARGAS.  
d) 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 interior . Con relación al secado se seguirá  según lo prescripto 
en la NAG124  y se establecerá un operativo para la determinación de l 
contenido  de vapor de  agua hasta tanto se verifique que este parámetro se 
encuentre en es pecificación para las referidas instalaciones antes de ser 
habilitadas definitivamente. Los procedimientos y operaciones pertinentes 
quedarán debidamente documentados y registrados, y estarán a disposición 
del ENARGAS para su evaluación.  
Las Transportistas , Distribuidoras 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 hidrógeno  
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 1,5 mg/sm3 
se hará con una frecuencia mínima diaria . 
Se deb en utilizar analizadores de tipo continuo :                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
26 
 
i. en inyecciones que superen los 100.000 sm3/d 
ii. en inyecciones que pretendan ingresar en alguna de las condiciones 
señaladas en el capítulo 7  independientemente del caudal .  
b) Para aquellos casos con contenidos de SH2 menores a 1,5 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.  
6.7.1.2.  Puntos 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.   
En el caso 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. No obstante, los puntos de una misma Área de 
Calidad deberán  contar con un plan de rotación documentado y registrado.  
6.7.1.3.  Puntos Interiores de Red definidos en el apartado  3.2.3 de esta 
Reglamentación:  
a) Para aquellos casos con contenidos de SH2 mayores o iguales a 1,5 mg/sm3 
se hará con una frecuencia mínima mensual.  
b) Para aquellos casos con contenidos de SH2 menores a 1,5 mg/ sm3 se 
realizarán determinaciones trimestrales.  
En los Puntos Interiores de Red que pertenezcan a una misma Área de Calidad, se 
podrá realizar una única determinación en un punto representativo de aquella, para 
un determinado período. No obstante, los punt os 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 a 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.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
27 
 
Para el caso de puntos de verificación de ca lidad 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 podr á utilizar un instrumento 
cromático con ampolletas adecuadas para 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 odoriza do con compuestos azufrados, la frecuencia de las 
determinaciones será independiente de los antecedentes y será como mínimo 
mensual . 
 
6.8. Determinación del P oder 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 vo lúmenes 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. 
 
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 t odas 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 todo  momento su desempeño. 
Asimismo, en el caso 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 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 acu erdo a los manuales de los fabricantes y a 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 realizadas, debiendo 
registrarse 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 sistem as indiquen 
conveniente, pero sin sobrepasar un (1) año, con el objeto de conocer el estado de                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
28 
 
las instalaciones y para identificar el material retenido en calidad y cantidad, es decir 
para determinar sus características físico - químicas tales como granul ometría, 
composición, etc.) .  
Los registros de presión diferencial, rutina de verificación de los elementos filtrantes, 
estado de los mismos y demás datos relevantes de la operación y mantenimiento de 
los referidos equipos, tales como: peso de los elemento s 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 construcción de gasoductos y/o redes de distribución, se deberán tener 
cuidado s 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 a tener en 
cuenta después de las prueb as 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 criterio de aceptación en base a la precisión 
establecida por la Norma de aplic ación indicada en el “Cuadro de Especificaciones de 
Calidad de Gas”.  
6.10.1.  Contenido de vapor  de agua  
En virtud de no estar definida la precisión para esta determinación en la norma 
pertinente, la ASTM D 1142, se asume una precisión de +/ - 1°C, similar a la 
establecida para la determinación del punto de rocío de hidrocarburos.  
6.10.2.  Poder calorífico, Densidad e Í ndice de Wobbe  
Se establece una tolerancia del 0,5% en sus determinaciones.  
Con respecto al factor de conversión para la " Caloría a 15 °C ", se utilizará la  
equivalencia  señalada en la norma IRAM 23 : 
1 kcal a 15ºC {kcal15} ≈ 4,1855 kJou le {kJ} = 3,967088 BTU  
6.10.3.  Sulfuro de hidrógeno  
La precisión en la determinación será la indicada por el instrumento y la tolerancia no 
será superior al 10%.  
 
6.11.  Auditoría y calibración de los instrumentos  
Los instrumentos serán calibrados con gases de referencia estándar debidamente 
certificados, siguiendo las metodologías y periodicidad establecidas por el fabricante 
y las normas de aplicación. Si el Transportista o Cargador instalase equipos de control 
de calidad de gas en los puntos de verificación de calidad, ellos serán responsables 
de calibrar tales equipos como así también de informar con la debida anticipación a 
las restantes partes involucradas  los cronogramas de calibración.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
29 
 
El 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 la realizació n de ellas en caso que así lo 
requieran.  
La frecuencia de calibraciones será establecida por las partes de acuerdo con las 
características propias de los equipos, teniéndose en cuenta lo descripto en el 
Reglamento del Servicio de las Licencias respectivas y lo estipulado por el fabricante, 
se podrán utilizar gases de referencia  de trabajo con acuerdo de las partes.  
De observarse desviaciones en los resultados y/o mal funcionamiento de los equipos, 
cualesquiera de las partes podrán solicitar la recalibración  del mismo, 
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 D 1945, GPA 2261 e  IRAM -IAPG A 6852.  
 
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 
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 bat erías, 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 , 
debiendo informarse 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 todo 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 ello, deberá realizarse una presentación al ENARGAS, 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.  
 
                     En consulta pública  
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30 
 
CAPÍTULO 7  – ESPECIFICACIONES DE CALIDAD PARA RECEPCIONES 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 en todo lo posible.   
Es por ello, que un Productor que no cumpla con las condiciones básicas de la Tabla 
1, per o que se encuentre dentro de los límites flexibilizados establecidas en la Tabla 
2, podrá inyectar gas a un sistema de transporte, pero deberá previamente celebrar 
Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas con el Transportista.  
Tabla 2  – Especificaciones de calidad  de gas natural en condición flexibilizada de ingreso  
Parámetro  Unidad  Condición 
básica  Referencia de control  
Dióxido de carbono (CO 2) % 
molar  Ver 7.1.1  ASTM D 1945 / GPA 2261 / 
IRAM -IAP A 6852  
Total de inertes (CO 2 + N 2) % 
molar  Ver 7.1.2  ASTM D 1945 / GPA 2261 / 
ISO 6976 / IRAM -IAP A 6852  
Sulfuro de hidrógeno 
(SH 2) mg/m3 Ver 7.1. 3 GPA 2377 / IRAM -IAPG A 
6860  
Azufre entero (S TOT) mg/m3 Ver 7.1. 4 GPA 2377 IRAM -IAPG A 
6860 / IRAM -IAPG A 6861  
Punto de rocío de 
hidrocarburo (PRHC)  “C Ver 7.1. 5 GPA 2286 y Ecuación de 
Estado  
Poder calorífico superior 
(PCS)  kcal/m3 Ver 7.1.6  GPA 2172 / ISO 6976 / 
IRAM -IAPG A 6854 / ASTM 
D3588  
Índice de Wobbe (IW)  kcal/m3 Ver 7.1.6  ISO 6976 / IRAM -IAPG A 
6854  
 
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 de calidad de gas 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 Productor, y admita en su sistema 
de transporte aportes con contenidos de CO 2 superiores al 4%, será requisito 
la presentación de un Acuerdo de Corrección de calidad de gas que contenga: 
(i) un plan de acción que evidencie el ma ntenimiento de la integridad del ducto;                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
31 
 
(ii) un plan de control del contenido de CO 2; (iii) la declaración expresa de que 
el ingreso en cuestión no afectan las entregas a sus Cargadores; y (iv)  la 
instalación de un higrómetro continuo en el punto de recepc ión. Los costos 
asociados estarán a cargo del Productor.  
7.1.2.  No será necesario disponer de Acuerdo de Corrección en el caso que el total 
de inertes se vea superado por 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 de calidad 
de gas y la instalación de un analizador de tipo  continuo 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 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 de calidad de gas que 
contenga: (i) un plan de acción que evidencie el mant enimiento 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 afectan las entregas a sus Cargadores; y (iv) 
la instalación de un higrómetro y de un analizador de SH 2 de tip o 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 presentación de un Acuerdo de Corrección de calidad 
de gas . 
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 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 STOT; (iii) la declaración 
expresa de que el ingreso en cuestión no afect an 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 respecto al PRHC, requerirá n la 
presentación de un Acuerdo de Corrección de calidad de gas 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 l a 
Transportista , que deberá asegurar que no se produzca condensación en las 
condiciones de operación del gasoducto, que puedan afectar el  transporte  
(reduciendo la sección útil de la cañería, generando pérdidas de carga y 
potencia) , o las entregas a sus Ca rgadores  (errores en los siste mas de 
medición e inconvenientes diversos en los sistemas de regulación y 
distribución ).                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
32 
 
La Transportista  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 aguas abajo del punto de recepción del gas en 
condición flexibilizada respecto al PRHC cumpla  las 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 a bajo del punto de recepción 
del gas en condición flexibilizada respecto al PRHC no cumpla las condiciones 
básicas , seguir  los lineamientos indicados en 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 de calidad de gas. La limitación del 
PCS y del 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 t abla 1.  
 
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 de Calidad de Gas 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 ENA RGAS, 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 durante 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 el Transportista involucrado lo autorice. Pasado ese lapso y persistiendo 
las dificultades que dieron origen a  los inconvenientes, el Productor deberá presentar 
un Acuerdo de Corrección de Calidad de Gas 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.  
El Transportista  involucrado deberá dar aviso al ENARGAS dentro de las  veinticuatro  
(24) horas de haber se verificado el desvío , debiendo remitir un informe                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
33 
 
circunstanciado con 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 el Transportista involucrado lo  autorice , el 
Productor contará  con un  periodo de 15 días corridos  para ajustar las condiciones de 
calidad en el punto de recepción . Transcurrido ese lapso sin llegar a la puesta a pun to 
de las nuevas instalaciones, deberá celebrarse un Acuerdo de Corrección de Calidad 
de Gas de carácter temporario, limitado al tiempo estimado que demandarán la s 
actividades  que afecten las normales operaciones.  
El Transportista involucrado 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 siete (7) días por año, para 
regularizar las condiciones de calida d en el punto de recepción, en la medida que el 
Transportista involucrado lo autorice.  
Pasado ese término y en caso de presentarse  dificultades , podrán resolverse 
mediante la celebración de Acuerdos de Corrección de Calidad de Gas de carácter 
temporario, propuestos  por los Productores involucrados, que deberán contar con la 
aceptación de la Transportista correspondiente.  
El Transportista involucrado deberá poner en conocimiento al ENARGAS detallando 
la situación 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 a un sistema de transporte no 
licenciado   
Se podrán considerar incluidos en el presente apartado, aquellos P roductores que 
pretendan evacuar su producc ión de gas natural  en un sistema de transporte 
alcanzado por el Decreto 729/ 1995, sea propio o de terceros , y no cumplan con las 
condiciones de calida d especificadas en la Tabla 1 , siendo que  la inyección en 
cuestión no cuenta con posibilidades de mezclarse con gas proveniente aguas arriba 
del punto de ingreso y que, aguas abajo de la mencionada  inyección, no existan 
entregas zonales.  
El Productor que requiera ingresar gas fuera de especificación , al sistema de 
transpo rte no licenciado , deberá efectuar una presentación al ENARGAS detallando:  
a) Las condiciones de ingreso: v olúmenes diarios  (máximo y mínimo ); la presión 
y temperatura de operación ; y la composición y propiedades del gas natural 
que pretende ingresar.                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
34 
 
b) Las especificaciones técnicas de las instalaciones alcanzadas por el gas en 
cuestión (diámetro, longitud, espesor, etc.).  
c) Plan de monitoreo y de control sobre la/s variable/s fuera de especificación.  
d) Manifestación expresa de que asume la responsabilidad total y exclusiva sobre 
el mantenimiento de la integridad de la cañería y todas sus instalaciones, así 
como por las eventuales interrupciones en la inyección comprometida.  
El consentimiento prestado por la Autoridad mantendrá vigencia siempre y cuando se 
manteng a el cumplimiento de los puntos mencionados.  Cualquier cambio en las 
condiciones presentadas originalmente por el Productor deberán ser notificadas y 
puestas a consideración del ENARGAS.  
 
7.3.2.  Ingreso de  gas fuera de especificación en un sistema licenciado de 
transporte  
Se podrán considerar incluidos en el presente apartado, aquellos Productores que 
pretendan inyectar gas fuera de especificación en la cabecera de  un sistema 
licenciado de transporte , siendo 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 ésta  
preste conformidad o no a la solicitud del Productor que, en caso de negativa, deberá 
estar técnicamente fundamentada.  
Para ello, la Transportista deberá 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 producirá en forma previa a cualquier 
punto de  entrega del sistema . Además,  la Transportista deberá prever controles 
adicionales que garanticen la protección de las instalaciones  del tr amo de gasoducto 
que transporte gas fuera de especificación cuyo costo estará a cargo del Productor . 
En caso que la Transportista acceda a la solicitud del Productor, y bajo su exclusiva 
responsabilidad, deberá firmar un Acta-Acuerdo con el solicitante  en el 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 enunciados 
anteriormente .  
El plazo de vigencia del Acta-Acuerdo será de doce ( 12) meses, pudiendo ser 
renovado por igual periodo de conformidad entre las partes, debiendo ser presentado 
ante el ENARGAS en un plazo de tres (3) días de rubricado, el que podrá observar su 
aplicación de manera fundada, y, de no mediar observaciones dentro del plazo de 
noventa (90) días corridos, se entenderá que tal autorización ha sido tácitamente 
otorgada .                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
35 
 
Una vez firmado el Acuerdo, la Transportista  será responsable de su control diario, 
debiendo comunicar al ENARGAS los apartamiento s que se pudiera n suscitar.  En tal 
sentido, todo apartamiento de las condiciones pactadas en el Acta -Acuerdo que 
perdure más allá de los sesenta  (60) días corridos, podrá ser motivo de caducidad del 
mismo. En tal caso , la Transportista  deberá realizar una nueva evaluación como si se 
tratara de un nuevo ingreso y, de corresponder, las partes deberán suscribir un a nuev a 
Acta-Acuerdo . 
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 analizar á 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 Licenciados de Transporte y/o 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  de 
distribución  
El presente apartado rige para los sistemas aislados de distribución que en su 
configuración no se encuentran vinculados con no vinculados a los sistemas troncales 
de transporte y, por lo tanto, en  donde su  aprovisionamiento de gas procede  de 
inyecciones directas al sistema de distribución.  
El Productor que pretenda el ingreso de gas que no cumpla con las condiciones 
básicas (Tabla 1), de manera temporaria, para su distribución en un sistema aislado, 
deberá efectuar una solicitud expresa a la Licenciataria  zonal. En dicha presentación, 
se deberá acreditar debidamente la trazabilidad del fluido y detallar las 
especificaciones de gas que se pretende inyectar, a los efectos que la Licenciataria 
pueda analizar adecuadamente la solicitud, la que  tendrá como primordial objetivo su 
obligación de garantizar la seguridad pública en el servicio de distribución de dicho 
gas. 
Asimismo, la mencionada presentación deberá estar acompañada de un análisis de 
riesgo con soluciones operativas tendientes a evit ar la afectación de los usuarios y las 
instalaciones, en el que se deberán detallar: volúmenes diarios (máximo y mínimo); 
presión y temperatura de operación; y la composición y propiedades del gas natural 
que pretende ingresar; y donde constarán los desvío s máximos históricos registrados.  
En ese sentido, la Distribuidora 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 f luido y los aspectos relevantes                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
36 
 
que correspondan, para prestar su conformidad o no, a la solicitud que, en caso de 
negativa, deberá estar técnicamente fundamentada.  
En caso que la Distribuidora  acceda a la solicitud, y bajo su exclusiva responsabilidad, 
deberá firmar un Acta-Acuerdo con el solicitante en el que se expongan las 
condiciones de ingreso, el plan de monitoreo y de control sobre la/s variable/s fuera 
de especificación , debiendo prever la implementación de controles adicionales que 
garanticen la p rotección de los usuarios y las instalaciones del sistema de distribución, 
cuyo costo estará a cargo del solicitante.  
El Acta -Acuerdo  tendrá como plazo máximo una duración de seis (6) meses, pudiendo 
ser renovado por igual periodo de conformidad entre las partes, debiendo ser 
presentado ante el ENARGAS en un plazo de tres (3) días de rubricado, el que podrá 
observar su aplicación de manera fundada, y, de no mediar observaciones dentro  del 
plazo de noventa (90) días corridos, se entenderá que tal autorización ha sido 
tácitamente otorgada.  
Una vez firmado el Acuerdo, la Distribuidora será responsable de su control diario, 
debiendo comunicar al ENARGAS los apartamientos que se pudiera n suscitar.  En tal 
sentido, todo apartamiento de las condiciones pactadas en el Acta -Acuerdo que 
perdure más allá de los sesenta  (60) días corridos, podrá ser motivo de caducidad del 
mismo. En tal caso , la Distribuidora deberá realizar una nueva evaluación como si se 
tratara de un nuevo ingreso y, de corresponder, las partes deberán suscribir una nueva 
Acta-Acuerdo .  
En el caso que una Subdistribuidora  pretenda autorizar un ingreso de estas 
características, deberá contar con la conformidad de la Distribuidora de la zona.  
Más allá de las factibilidades de 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. Cargador que se alimenta de un tramo de gasoducto enmarcado en 7.3. 
El presente apartado rige sobre  aquellos Cargador es directos ( centrales de 
generación eléctrica, plantas industriales, estaciones de gas natural vehicular ) de un 
sistema de transporte enmarcado en 7.3 que, habiendo analizado la factibilidad del 
caso, y bajo su exclusiva responsabilidad,  estén dispuestos a aceptar en forma 
temporaria, 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 consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
37 
 
En caso de prestar conformidad , el Cargador deberá firmar un Acta-Acuerdo con la 
Transportista , en el que se expondrán  las condiciones  del gas  a entregar , el plan de 
monitoreo y de control sobre la/s variable/s fuera de especificación , y en caso de 
resultar  necesario,  un plan de acciones  adicionales para la protección de  las 
instalaciones  y los usuarios . 
El Acta -Acuerdo tendrá como plazo máximo una duración de seis (6) meses, pudiendo 
ser renovado por igual periodo de conformidad entre las partes, debiendo ser 
presentado ante el ENARGAS en un plazo de tres (3) días de rubricado el mismo , el 
que podrá observar su aplicación de manera fundada, y, de no mediar observaciones 
dentro del plazo de noventa (90) días corridos, se entenderá que tal autorización ha 
sido tácitamente otorgada.  
Una vez firmado el Acuerdo, la Transpor tista será responsable de su control diario, 
debiendo comunicar al ENARGAS los apartamientos que se pudiera n suscitar. En tal 
sentido, todo apartamiento de las condiciones pactadas en el Acta -Acuerdo que 
perdure más allá de los sesenta (60) días corridos, podrá ser motivo de caducidad del 
mismo. En tal caso, se deberán evaluar nuevamente las condiciones de entrega y, de 
corresponder, las partes deberán suscribir una nueva Acta -Acuerdo.  
Sin perjuicio de todo lo mencionado, los que hagan uso del presente apar tado, 
ejecutándolo o dando su consentimiento, tendrán la obligación de garantizar que no 
se comprometa la seguridad pública.  
 
7.6. Lineamientos para las Actas -Acuerdo  
Las Acta-Acuerdo señalados  en los apartados  7.3, 7.4 y 7.5  poseen requisitos propios 
que se diferencian de los requisitos generales  establecidos para Acuerdos de 
Corrección de calidad de gas natural. No obstante, los lineamientos establecidos en  
el apartado  4.5.2. también regirán para las  actas -acuerdo . 
 
CAPÍTULO  8 – GAS FUERA DE ESPECIFICACIÓN  
El gas natural que no cumpla con las condiciones básicas establecidos en el Capítulo 
5, y que no adoptó las medidas necesarias para enmarcarse en  las condiciones 
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 d e 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 los sistemas de transporte y distribución .                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
38 
 
Ante la presencia de gas fuera de especificación  en los sistemas de transporte o 
distribución, los Productores y Cargadores deb erán acatar las instrucciones emitidas 
por los Transportistas y los Distribuidores, siendo estos últimos los supervisores de la 
calidad del gas en sus respectivos sistemas y quienes tienen la capacidad de 
administrarlo para mitigar el impacto que pueda cau sar el gas fuera de especificació n. 
Para los casos en que intervenga una Subdistribuidora, serán de aplicación todas las 
condiciones aplicadas a las Distribuidoras.  
8.1. Protocolo de notificaciones y administración del gas fuera de especificación 
en los puntos de recepción  
8.1.1.  En el caso que un Transportista  sea notificado en el ciclo de programaciones  
que va a recibir gas fuera de especificaciones, estará habilitado para:  
a) Rechazar las nominaciones del Cargador, a fin de impedir el acceso de dicho 
gas, si estimara q ue el mismo compromete la seguridad de su sistema.  
b) Aceptar la nominación o solicitar la reformulación de la nominación al 
Cargador, a fin de admitir o reducir el acceso de dicho gas, respetando los 
criterios de fiabil idad y seguridad de su sistema. En este  caso, el gas 
ingresará  bajo alguna de las condiciones prev istas en el Capítulo 7 y deberá 
contar con el respaldo del acuerdo correspondiente.  
8.1.2.  En caso que un Transportista  compruebe que está recibiendo gas fuera de 
especificaciones, estará habilitado para:  
a) Solicitar al Productor el corte del ingreso d el gas fuera de especificación , a 
fin de impedir el acceso de dicho gas, si estimara que el mismo compromete 
la seguridad de su sistema.  La Transportista deberá notificar de tal situación 
al Productor correspon diente para que cese dicha conducta de manera 
inmediata.  Asimismo, deberá notificar al Cargador para que reformule su 
nominación  y remitir  al ENARGAS un informe circunstanciado que detalle la 
situación.  
b) 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 
caso,  la Transportista deberá notificar de tal situación al Productor 
correspondiente  y pautar las condiciones de ingreso de acuerdo a lo previsto 
en el Capítulo 7. Asimismo, deberá notificar al Cargador para que reformule 
su nominación y remitir al ENARGAS un informe circunstanciado que detalle 
la situación.  
8.1.3.  Si la Transportista no ordenara el corte o reducción del gas o no cumpliera con 
su deber de  notificar la situación al Cargador y al Productor correspondiente,  
será pasible de recibir una sanción , de acuerdo a los términos del Capítulo X 
de las Reglas Básicas de la Licencia.  
8.1.4.  Si el Transportista  realiza las notificaciones correspondientes y se verificase la 
existencia de gas fuera de especificaci ón: 
i. Si el Productor no acatare la instrucción de corte o reducción de ingreso 
de gas fuera de especificación  será pasible de la aplicación de sanciones .                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
39 
 
ii. Si en caso que el desvío persistiera, el Cargador continúa nominando gas 
al Productor que fuera responsable de dichas desviaciones, será pasible 
de la aplicación de sanciones . 
iii. Si el Cargador nomina una cantidad de gas tal que contemple la reducción 
necesar ia al Productor que está inyectando gas fuera de especificación, y 
este último no acatare la disminución, dicho Productor será pasible de la 
aplicación de sanciones . 
8.1.5.  En caso de ocurrir alguno de los casos enunciados en el apartado 8.1.5, el 
Transportista  involucrado deberá dar aviso al ENARGAS, y remitir un informe 
circunstanciado que detalle la situación.  
8.1.6.  Cuando la inyección del Productor se produzca en forma directa a un sistema 
de distribución, corresponderá aplicar a la Distribuidora o Subdistribuidora  las 
definiciones antes descriptas para la Transportista.  
 
8.2. Protocolo de notificaciones y administración del gas fuera de especificación 
en los puntos de entrega y en los puntos interiores de la red  
8.2.1.  Si en los Puntos de Entrega se verificase la existencia de  gas fuera de 
especificación , el Cargador deberá notificar tales hechos al Transportista 
correspondiente.  
a) Si el gas fuera de especificación  se debiera a incumplimientos imputables a 
un Productor ; aplican los lineamientos señalados en  el apartado  8.1.  
b) Si la Transportista no hubiera ordenado el corte o reducción del gas, o la 
Distribuidora afectada no cumpliera  con su deber de informar, serán pasibles 
de sanciones  en los términos del Capítulo X de las Reglas Básicas de la 
Licencia .  
c) Si tal desvío no se d ebiera a un ingreso de gas fuera de especificación  de 
parte de un Productor, sino que se debiera a incumplimientos imputables a la 
Transportista, ésta será pasibles de sanciones en los términos del Capítulo X 
de las Reglas Básicas de la Licencia . 
d) Si en los  Puntos Interiores de Red se verificase gas fuera de las condiciones 
básicas del cuadro de especificaciones de calidad de gas y dicho desvío no 
fuese responsabilidad de un Productor  o de la Transportista; la Distribuidora 
será pasibles de sanciones en los términos del Capítulo X de las Reglas 
Básicas de la Licencia . 
8.2.2.  En caso de ocurrir alguno de los casos enunciados en el apartado 8.2.1, la 
Distribuidora  involucrad a deberá dar aviso dentro de las 24 horas al ENARGAS 
debiendo remitir, un informe circunstanciado que detalle la situación.  
 
                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
40 
 
Véase el instructivo en la página siguiente.  
Formulario para observaciones  
Observaciones propuestas a la NAG -602 Año 2019  
Norma de Calidad  de Gas Natural  
Ref.: Expediente EX -2019 -36023126 -APN-GT#ENARGAS  
 
Empresa:                                                      Rep. Técnico:  
Dirección:                                                        C. P.:                 Tel.:  
Página:                           Apartado:                    Párrafo:  
Donde  dice:  
 
 
 
 
 
Se propone:  
 
 
 
Fundamento de la propuesta:  
 
 
 
 
 
 
 
Firma  Aclaración  Cargo  
                     En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
41 
 
Instrucciones para completar el formulario de observaciones propuestas (uno 
por 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 . 
3. En el espacio identificado “Fundamento de la propuesta” , se debe completar la 
argumentación que motiv a la propuesta de modificación, mencionando en su caso 
la bibliografía técnica en que se sustente, que debe ser presentada en copia, o 
bien, detallando la experiencia en 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 
exclusivamente a tal fin , adjuntando una impresió n doble faz, firmada en original 
del cuadro elaborado y la versión en soporte digital con formato editable ( Word ). 
                      En consulta pública  
NAG -602  Año 2019  
42 
 
Tabla integrada de observaciones  
Observaciones al proyecto “NAG -602 Año 2019  – 
Norma de Calidad  de Gas Natural”  
Ref.: Expediente EX -2019 -36023126 -APN-GT#ENARGAS  
ENTIDAD  Capítulo N.º, 
Apartado N.º./  
Anexo/Tabla  
(ej. 2.1, Tabla 1)  Párrafo/  
Ítem/  
Nota  
(ej. Nota 1)  Donde dice  Se propone  Fundamento 
de la 
propuesta  
      
      
      
      
 
 
Instrucciones para completar la Tabla Integrada de  Observaciones (Consulta 
Pública de proyectos)  
1. Como complemento al envío del formulario individual de observaciones que 
antecede, el participante de la consulta pública debe completar la presente 
Tabla, utilizando una fila del cuadro para cada una de las o bservaciones.  
2. En el espacio identificado "Donde dice" , transcribir textualmente el párrafo 
correspondiente del documento puesto en consulta.  
3. En el espacio identificado "Se propone" , indicar el texto exacto  que se sugiere 
aplicar.  
4. En el espacio identificado “Fundamento de la propuesta” , se debe completar 
la argumentación que motiva la propuesta de modificación, mencionando en su 
caso la bibliografía técnica en que se sustente, que debe ser presentada en 
copia, o bien, detallando la experiencia en la que se basa.  
5. Dirigir las observaciones al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS 
(ENARGAS) Suipacha 636, (C1008AAN) Ciudad Autónoma de Buenos Aires.  
6. Las observaciones relacionadas con el presente proyecto puesto en consulta 
deben ser remitidas a l ENARGAS por medio de una nota dedicada 
exclusivamente a tal fin , adjuntando una impresión doble faz, firmada en 
original del cuadro elaborado y la versión en soporte digital con formato editable 
(Word),  
7. Las observaciones/sugerencias relacionadas con otras consultas deben ser 
remitidas por separado al ENARGAS por medio de notas creadas 
específicamente para tal fin, haciendo  referencia al nombre del documento 
en consulta, expediente y resolución del ENARGAS  en cada caso.  
 
 República Argentina - Poder Ejecutivo Nacional
2019 - Año de la Exportación
Hoja Adicional de Firmas
Anexo firma conjunta
Número: 
Referencia:  EX-2019-36023126- -APN-GT#ENARGAS Consulta Pública NAG-602 (2019)
 
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ou=SECRETARIA  DE MODERNIZACION  ADMINISTRATIVA , serialNumber =CUIT 30715117564
Date: 2019.05.13  14:21:19 -03'00'
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Date: 2019.05.15  13:48:48 -03'00'
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Date: 2019.05.15  17:18:45 -03'00'
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