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Timestamp: 2018-10-20 20:18:26
Document Index: 98322245

Matched Legal Cases: ['artículo 2', 'artículo 53', 'artículo 53', 'artículo 9', 'artículo 8', 'artículo 53', 'artículo 53', 'artículo 5', 'artículo 4', 'artículo 4', 'artículo 5']

﻿ RESOLUCIÓN 163 DE NOVIEMBRE 9 DE 2017
RESOLUCIÓN 163 DE 09 DE NOVIEMBRE DE 2017
CONTENIDO:TRANSPORTADORES Y REMITENTES DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL. SE ADOPTA EL PROTOCOLO DE ESTABILIDAD OPERATIVA.
“Por la cual se adopta el protocolo de estabilidad operativa del sistema nacional de transporte de gas natural”.
Mediante la Resolución CREG 071 de 1999 la CREG adoptó el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, RUT, en donde en el numeral 1.3 del anexo de la mencionada resolución relacionada con el seguimiento y modificación del RUT, dispone que al momento de la expedición del mismo, todos los contratos de transporte que se suscriban, deberán contener una cláusula de ajustes, que permita acoger las modificaciones que se hagan al RUT, sus normas complementarias y en general las demás reglamentaciones que expida la comisión.
En el numeral 1.4 del anexo de la regulación en mención se definen las funciones de asesoría del CNOG.
En el numeral 4.6.2 del anexo del RUT, modificado por la Resolución CREG 077 de 2008, se establece que cuando un sistema de transporte esté en estado de emergencia, el transportador podrá impartir órdenes operacionales a los agentes conectados a su sistema de transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del sistema.
El Gobierno Nacional expidió en junio de 2011 el Decreto 2100, por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones, el cual fue compilado en el Decreto 1073 de 2015.
En el artículo 2.2.2.2.32 del Decreto 1073 de 2015 se establece que Cuando la CREG lo solicite, el CNOG expedirá los acuerdos y protocolos operativos que se requieran con el fin de establecer los procedimientos, definiciones y parámetros básicos que deben regir para: i) la operación del SNT; ii) la programación de mantenimientos y/o intervenciones a la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, que impliquen suspensión o pongan en riesgo la continuidad del servicio público; y, iii) la coordinación de los agentes que utilicen el SNT cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamiento programado de gas natural de que trata el Decreto 880 de 2007.
Mediante la Resolución CREG 114 de 2017, la CREG reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural.
En el numeral 1º del artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece que El transportador identificará a los remitentes a los que les incumplió debido a variaciones de salida negativas causadas por otros remitentes. El incumplimiento se entenderá, para estos efectos, como la interrupción total del flujo de gas a uno o más remitentes en el punto de terminación del servicio por parte del transportador. El transportador deberá relacionar estos remitentes a una agrupación de gasoductos, la cual estará definida según lo establecido en el anexo 11 de la presente resolución.
En el numeral 2º del artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece que el transportador deberá identificar los remitentes que contribuyeron al incumplimiento, los cuales serán todos aquellos que estén conectados a la misma agrupación de gasoductos y que incurrieron en una variación de salida neta negativa.
En el anexo 11 de la Resolución CREG 114 de 2017 se estableció que el CNOG debía someter a consideración de la CREG un protocolo sobre estabilidad operativa del sistema nacional de transporte de gas natural, SNT.
Mediante la Resolución CREG 239 de 2016 la comisión sometió a consulta un proyecto de resolución de carácter general “por el cual se adopta el protocolo de estabilidad operativa del sistema nacional de transporte de gas natural”.
Según lo previsto en el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004 compilado por el Decreto 1078 de 2015, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente, garantizándose de esta manera la participación de todos los agentes del sector y demás interesados, el cual se realizó mediante la publicación de la Resolución CREG 239 de 2016 por la cual se ordena hacer público el proyecto de resolución de carácter general “por la cual se adopta el protocolo de estabilidad operativa del sistema de transporte de gas natural”, hasta el 28 de enero de 2017.
En el documento CREG 095 de 2017, el cual soporta la presente resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 239 de 2016.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión CREG número 814 del 9 de noviembre de 2017.
ART. 1º—Objeto. Mediante la presente resolución se establece el protocolo a seguir por los transportadores y los remitentes del sistema nacional de transporte (SNT), para:
a) Determinar la estabilidad operativa en cada una de las agrupaciones de gasoductos definidas por el transportador para efectos de aplicar el esquema de compensaciones por variaciones de salida netas negativas según lo establecido en el artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
c) Determinar las condiciones operativas de las agrupaciones de gasoductos que dan lugar a suspensión del servicio a uno o más remitentes.
d) Determinar las acciones de comunicación entre el transportador y sus remitentes sobre el estado de la agrupación de gasoductos en relación con la definición de estabilidad operativa, la cual servirá de base para determinar suspensión del servicio a uno o más remitentes.
e) Establecer las acciones que deben impartir los transportadores y que deben cumplir los remitentes para mantener la estabilidad operativa de las agrupaciones de gasoductos.
Agrupación de gasoductos: Gasoducto o grupo de gasoductos definidos por el transportador para efectos de aplicar el esquema de compensaciones por variaciones de salida netas negativas según lo establecido en el artículo 53 de la Resolución CREG 114 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Estado de estabilidad operativa: Una agrupación de gasoductos estará en estado de estabilidad operativa cuando las presiones en todos sus puntos de referencia se encuentren dentro de valores que permiten al transportador cumplir a sus remitentes el programa de transporte del día de gas.
Estado de inestabilidad operativa: Una agrupación de gasoductos alcanzará un estado de inestabilidad operativa cuando las presiones en uno o varios de sus puntos de referencia alcancen un valor tal que no permite al transportador cumplir a uno o varios de sus remitentes el programa de transporte del día de gas.
Punto de referencia: Sitio físico dentro de la agrupación de gasoductos determinado por el transportador en el cual el control de presión es determinante para la estabilidad operativa de la respectiva agrupación de gasoductos.
Rango 1: Presiones mayores a la máxima presión de operación efectiva definida por el transportador según la NTC 3838, o aquellas que la modifiquen o sustituyan, y hasta la máxima presión de operación permisible (MPOP). En este rango de presiones hay riesgo para la infraestructura del sistema de transporte y por tanto el transportador podrá impartir órdenes operacionales a sus remitentes para garantizar la integridad del sistema.
Rango 2: Presiones mayores a la presión de operación promedio del punto de referencia en año calendario inmediatamente anterior, y hasta la máxima presión de operación efectiva definida por el transportador según la NTC 3838, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. En este rango de presiones se considera que hay operación normal del sistema.
Rango 3: Presiones mayores o iguales a la presión contractual o de proceso de operación requerida en el punto de referencia, y hasta la presión de operación promedio del punto de referencia en el año calendario inmediatamente anterior. La presión de operación promedio se debe calcular a partir de datos horarios. En este rango de presiones el sistema requiere que se controlen las variaciones de salida negativas, para evitar un estado de inestabilidad operativa del sistema.
Rango 4: Presiones menores a la presión contractual o de proceso de operación requerida en el punto de referencia. En este rango de presiones el sistema está en estado de inestabilidad operativa.
PAR. 1º—Las presiones de operación promedio están referidas a presiones en condiciones normales de operación del SNT. Es decir, no se consideran presiones en el SNT en condiciones no normales de operación como pueden ser mantenimientos o eventos por fuerza mayor, entre otros.
ART. 4º—Simulación de presiones en puntos de referencia. Cuando el transportador observe que la presión en alguno o varios de los puntos de referencia está dentro del rango 3 simulará el comportamiento de las presiones en los puntos de referencia para un período de simulación no menor a cuatro (4) horas y no mayor a diez (10) horas, asumiendo que las variaciones de salida negativas se mantienen durante el período.
a) Parámetros técnicos del fluido: Los parámetros del fluido, tales como gravedad específica, factor de compresibilidad, densidad y viscosidad, presión y temperatura inicial del gas deberán corresponder a los parámetros validados mediante simulaciones operativas del transportador, teniendo en cuenta información histórica.
d) Máximas presiones de operación permisibles: Las presiones que se simulen no deberán exceder las máximas presiones de operación permisibles (MPOP) establecidas por la norma NTC-3838 o aquellas normas que la modifiquen, aclaren o sustituyan.
e) Presiones mínimas: Las presiones requeridas por el proceso y los remitentes en los puntos de salida, pactada contractualmente.
f) Flujos mínimos: Los flujos requeridos por el proceso y los remitentes en los puntos de salida.
g) Características del modelo de flujo: El modelo de flujo debe basarse en una o varias de las siguientes ecuaciones:
• Colebrook-White
• Modified Colebrook-White
• Panhandle A
• Panhandle B
• Spitzglass
• Fritzsche
PAR. 1º—Una vez que el transportador observe que la presión en alguno o varios de los puntos de referencia está dentro del rango 3 informará sobre esta situación, de manera preventiva, a cada uno de los remitentes con variaciones de salida netas negativas. Con esta información los remitentes podrán ajustar sus consumos previos a un posible requerimiento por parte del transportador según el resultado de aplicar las disposiciones del artículo 5º de la presente resolución.
PAR. 2º—El transportador deberá tener disponible la información utilizada en las simulaciones para remitentes y autoridades que la requieran.
ART. 5º—Determinación de inestabilidad operativa. Con los resultados de la simulación de que trata el artículo 4º de la presente resolución el transportador procederá así:
b) Si la presión en los puntos de referencia de la agrupación de gasoductos, para el período de simulación, no se ubica dentro del rango 4, el transportador realizará otra simulación dentro del tiempo que este considere conveniente, observando lo establecido en el artículo 4º de la presente resolución.
PAR. 1º—En la notificación al remitente, el transportador adjuntará como soporte técnico una imagen de los resultados de la simulación obtenidos con el software utilizado como modelo de flujo o de la interface HMI (Human Machine Interface) del sistema Scada que muestre: i) que el remitente se encuentra en la referida variación de salida, ii) que la presión en uno o varios puntos de referencia estará en el rango 4 si continúan las variaciones de salida negativas y iii) la cantidad en la cual se debe ajustar el respectivo remitente para mantener la estabilidad operativa del sistema, ajuste que podrá implicar entregas menores a la cantidad de energía autorizada para el día de operación, sin que ello signifique falla en la prestación del servicio por parte del transportador.
ART. 6º—Suspensión del servicio por variaciones que causan inestabilidad operativa. Cuando el remitente no tome las acciones operativas requeridas por el transportador dentro del plazo establecido según el artículo 5º de la presente resolución, el transportador enviará una comunicación por correo electrónico en la que se indique que vencido el plazo no se ha mitigado el riesgo de inestabilidad operativa de la agrupación de gasoductos y una imagen de los resultados de la simulación obtenidos con el software utilizado como modelo de flujo o de la interface HMI (Human Machine Interface) del sistema Scada confirmando el incumplimiento.
PAR.—Una vez verificado que la agrupación de gasoductos recuperó su estabilidad operativa el transportador restablecerá el servicio, a los remitentes a quienes les suspendió el servicio, dentro del menor tiempo posible de acuerdo con los requisitos técnicos a que haya lugar.