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DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS DE
INSTRUMENTACIÓN Y MEDICIÓN EN LA
DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
DOMICILIARIO
Grupo de Trabajo
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23/01/2012
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario
El grupo de trabajo de la Universidad Tecnológica de Pereira está compuesto por:
Ph. D Álvaro Orozco
Ph. D Héctor Fabio Quintero
M. Sc Edison Henao Castañeda
M. Sc Carlos Arturo Orozco
Ing. Jenny Arias Marulanda
Contenido
Antecedentes y Alcances
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
23/01/2012
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Contenido
Antecedentes y Alcances
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
23/01/2012
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Antecedentes
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Los distribuidores realizan interpretaciones diferentes a la reglamentación de la CREG.
Los interventores de las empresas distribuidoras realizan interpretaciones de la aplicación de la reglamentación de la CREG.
La información reportada por las empresas distribuidoras gas relacionadas con las compras y las ventas a los usuarios finales no presenta cifras consistentes del gas no contabilizado al realizar el balance.
Las cifras de gas no contabilizado se debe a inexactidudes en la medición y errores contables.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario
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Alcance
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Estudio al código de distribución Resolución 67 de 1995, el RUT Resolución 71 de 1999 y en general a la reglamentación de la CREG con respecto a la instrumentación, medición y estructura de la fórmula tarifaria que debe aplicar los distribuidores de gas natural por redes de tubería.
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario
Constitución Política de Colombia
Ley 142 de 1994
Resolución CREG 67 de 1995
Código de Distribución
Resolución CREG 8 de 2009
Resolución CREG 11 de 2003
Resolución CREG 178 de 2009
Resolución CREG 57 de 1996
Concepto CREG 2208 de 2002
Resolución CREG 71 de 1999
RUT
Resolución CREG 41 de 2008
Decreto MME 2100 de 2011
Resolución CREG 118 de 2011
Resolución CREG 23 de 2000
Resolución CREG 119 de 2005, 187 de 2010, y
70 de 2006
Esquema del marco regulatorio
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario
Antecedentes
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
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Análisis a la reglamentación
del ámbito internacional
Argentina
Brasil
España
Estados Unidos
México
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario
Argentina 10
Producción • El precio se auto regula de acuerdo con el mercado internacional sin
intervención del Estado. • Energía (MMBtu)
Transporte
• La tarifa de transporte, se ajusta con el índice del precio del producto, la eficiencia del transportador, el factor de inversión y la tarifa anterior. La tarifa inicial es publicada por el gobierno. • El cargo por metro cúbico transportado se determina
multiplicando la cantidad de gas entregado por el poder calorífico del gas entregado (kcal/m3) dividido por 9.300 kcal/m3. • Volumen (m3)
Distribución
• La tarifa de distribución, es ajustada por el cambio en el precio del gas, cambio en la tarifa de transporte, cambio en el índice del precio del producto, el factor de eficiencia de los gasoductos y un factor de inversión. La tarifa inicial es publicada por el gobierno. • Volumen (m3): un m3 de gas a una temperatura de 15°C y una
presión de 101,325 kPa. • El cargo por metro cúbico se determina multiplicando la cantidad
de gas entregado por el poder calorífico del gas entregado (kcal/m3) dividido por 9.300 kcal/m3.
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Análisis a la reglamentación del ámbito internacional
Brasil
Producción
• El gobierno establece un precio inicial del gas que es actualizado por ciclo tarifario. La actualización depende de precios internacionales del gas y la tarifa anterior.
• Volumen (mil m3)
Transporte
• El precio máximo es determinado al tomar en cuenta la demanda, el costo de operación y mantenimiento, la tasa de retorno e inversión en el gasoducto.
• Volumen (mil m3)
Distribución
• La tarifa está compuesta por la suma del costo de distribución, el costo de transporte y un margen de rentabilidad establecido por el Estado.
• El volumen medido es corregido por los factores de corrección de poder calorífico, temperatura, y compresibilidad.
• Volumen (m3)
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Análisis a la reglamentación del ámbito internacional
España
Producción
• La adquisición de gas natural que realizan los comercializadores de gas es en su mayoría importado.
• El punto de entrega es el almacenamiento para la operación comercial de la red de transporte .
• Energía (kWh)
Transporte
• Los cargos por el servicio de transporte contemplan los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento, disponibilidad y utilización de las instalaciones, peajes y otros costes necesarios para el desarrollo de las actividades.
• El cargo tiene un término fijo y puede contener un término variable en función de la utilización de la instalación.
• Energía (kWh)
Distribución
• El cargo por distribución se establece para el conjunto de la instalaciones de cada empresa distribuidora, teniendo en cuenta el consumo y el volumen del gas transportado, inversiones y amortizaciones realizadas en instalaciones de distribución, costes de operación y mantenimiento de las instalaciones, características de las zonas de distribución, seguridad y calidad del servicio.
• Energía (kWh)
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Análisis a la reglamentación del ámbito internacional
Estados Unidos
Producción • Las fuerzas de oferta y demanda del mercado
determinan los precios del gas natural a boca de pozo.
Transporte
• La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) regula el transporte interestatal del gas natural, así como la construcción de instalaciones necesarias para ejecutar tales servicios.
• Estas agencias regulatorias establecen una cuota máxima tarifaria, que pueden cobrar dichos gasoductos, con base en el costo de provisión de servicios de transporte del gas natural.
Distribución • Los Estados individualmente regulan las tarifas
de servicio de distribución local
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Análisis a la reglamentación del ámbito internacional
México
Producción
• El gobierno establece una metodología para determinar el precio máximo del gas comprado. El precio depende del Henry Hub y las cotizaciones del gas en los mercados del sur de Texas
• Energía (MJ)
Transporte
• El precio máximo de transporte es determinado por el cargo por capacidad del gasoducto, y el cargo por uso del gasoducto.
• Energía (MJ)
Distribución
• El precio máximo de comercialización del gas es determinado por los componentes del costo del gas en boca de pozo, el costo transporte, el costo de almacenamiento, el costo de servicio y la cantidad de gas vendida a los usuarios.
• Energía (MJ)
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Análisis a la reglamentación del ámbito internacional
Antecedentes
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
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Artículos que se prestan para
interpretación
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Al revisar la reglamentación existente y aplicable al sector de gas natural distribuido por tuberías, se encontró que está es muy flexible y se presta para interpretaciones; a continuación se analizará los artículos que presentan la situación antes mencionada.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario
Resolución CREG 67 de 1995
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ART. 5.27 “Los equipos de medición deberán cumplir con las Normas Técnicas Colombianas o las homologadas por la Superintendencia de Industria y Comercio, de tal forma que permitan una determinación de la cantidad de gas entregada y una verificación de la exactitud de medición”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
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Art. 5.30 “Si, al efectuarse la comprobación, se encontrare que cualquier medidor o equipo de medición fuera inexacto en un dos por ciento (2%) o más, por exceso o por defecto, el equipo será ajustado para el volumen de gas entregado y calibrado..”
Art. 5.31. “La cantidad de gas registrada por el medidor sujeta a las correcciones aplicables por presión, temperatura, calidad del gas, y del medidor, será definitiva y concluyente para los efectos de facturación. Se tomarán los valores oficiales de temperatura y altura”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 67 de 1995
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Art. 5.37. “En caso de que la facturación sea con base en el poder calórico del gas por metro cúbico, éste se determinará mediante un calorímetro y se corregirá para convertirlo a base seca, o a partir de la composición del mismo”.
Art. 5.38. “En caso de que se requiera el uso de calorímetro de registro continuo, se tomará el promedio aritmético del período de veinticuatro (24) horas, o aquella porción de las veinticuatro (24) horas en que el gas pasó. El poder calórico del mes de facturación es el promedio mensual de los poderes calóricos diarios”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 67 de 1995
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5.39. “En caso de facturar el gas en volumen, este debe expresarse en metros cúbicos estándar o normales a las condiciones de referencia o condiciones estándar de 15,56°C (60°F) y presión absoluta de 1,01008 Bar (14,65 psi absoluta). En esta facturación se asume un gas de referencia con poder calórico de 37.253 kJ/m3 (1000 BTU/pies3). El cargo por metro cúbico consumido a facturar se determinará multiplicando el número de metros cúbicos de gas entregado, referidos a condiciones estándar, por el poder calórico del gas entregado expresado en kJ/m3 divido por 37.253 kJ/m3…”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 67 de 1995
Resolución 57 de 1996
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El Cargo Promedio Máximo por Unidad de volumen llamado Mst, garantiza que al usuario no se le cobre más de lo reglamentado por la CREG y está compuesto por los siguientes costos.
𝐀𝐑𝐓. 𝟏𝟎𝟕. 1 𝑴𝒔𝒕$
𝒎𝟑 = 𝑮𝒕
$
𝒎𝟑+ 𝑻𝒕
$
𝒎𝟑+ 𝑫𝒕
$
𝒎𝟑 + 𝑺𝒕
$
𝒎𝟑+ 𝑲𝒔𝒕
$
𝒎𝟑
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
ART. 107.1.1 𝑮𝒕: Costo promedio máximo para compras GN
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𝑮𝒕 =𝒓 ∗ 𝑮𝒀𝒕𝑸𝒀𝒕
+ 𝟏 − 𝒓 ∗ 𝑮𝒍𝒕
r= 0.95
𝑮𝒀𝒕: costo agregado de todo el gas en año t, ($).
𝑸𝒀𝒕: La cantidad de gas no asociado facturada y vendida en el año t, (m3).
𝑮𝒍𝒕: Costo índice de referencia para compras de gas no asociado calculado por la CREG y determinado para el Interior y la Costa Atlántica. (m3)
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 57 de 1996
ART. 107.1.2 . 𝑻𝒕 :costo promedio máximo de transporte.
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𝑻𝒕 =𝑪𝑻𝒕
𝑸𝒕
𝑪𝑻𝒕 : costos totales de transporte en troncal en el año t, causados por el volumen efectivamente transportado. ($)
𝑸𝒕 : volumen efectivamente transportado durante el año t. (m3)
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 57 de 1996
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Artículo 149. “Los distribuidores de gas natural por redes de tubería de las áreas de servicio exclusivo podrán fijar directamente sus fórmulas tarifarias específicas y sus tarifas o precios al usuario, con sujeción a las normas, metodologías y fórmulas contenidas en este capítulo y en el contrato. Las empresas a que se refiere este artículo deberán informar a la Comisión de Regulación de Energía y Gas las fórmulas tarifarias específicas y las tarifas y sus modificaciones antes o en el momento de su aplicación, y ésta revisará su concordancia con el régimen aplicable y las condiciones del contrato”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 57 de 1996
Resolución CREG 71 de 1999
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Art. 5.3.1 “El transportador calculará el volumen ingresado y tomado del Sistema Nacional de Transporte a condiciones estándar; los equipos utilizados deben estar aprobados por la Superintendencia de Industria y Comercio, y se compondrán de:
Elemento primario.
Elementos secundarios.
Elemento terciario: corresponde a un computador o corrector electrónico, programado para calcular correctamente el flujo. Es de carácter obligatorio para el manejo de volúmenes iguales o mayores a 100.000 PCED (pies cúbicos estándar por día)”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
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Art. 5.4.4 “Las propiedades físicas de los compuestos puros del gas natural utilizados en la determinación de la densidad relativa real o gravedad específica real y poder calorífico real del gas se determinarán exactamente a 14.65 psia (1.01 bar absoluto) y 60 °F (15.56 °C), de conformidad con lo establecido en la metodología de AGA”.
(Condiciones iniciales modificadas por la Resolución 41 de 2008)
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 71 de 1999
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5.4.4 “El poder calorífico del gas tomado en los puntos de salida será determinado según la metodología y con los instrumentos que acuerden las partes.
Para efectos de convertir el poder calorífico, expresado en unidades inglesas (Btu/pce), al Sistema Internacional de Unidades (MJ/mce) se utilizará el BtuIT, como se establece en la tabla 3-E-3, del reporte AGA número 3, última actualización, o la que la modifique, adicione o sustituya.
Un BtuIT corresponde a una Unidad Térmica Británica, usada por 'International Steam Tables' y ASTM D 1826-77 y equivale a 0.001055056 MJ”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 71 de 1999
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Art. 5.6.1 Con relación a los procedimientos de medición, son obligaciones del Transportador las siguientes:
Facilitar el Acceso al Remitente a Sistemas de Medición
Realizar la Medición de los parámetros arriba señalados, con la periodicidad establecida en el RUT para Estaciones de Entrada, o la que establezcan las partes para Estaciones de Salida.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 71 de 1999
Concepto CREG 2208 de 2002
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𝑽𝒄 = 𝑽𝒎 ∗𝑷𝒎 + 𝑷𝒂𝑷𝒃
∗𝑻𝒃 + 𝟒𝟓𝟗. 𝟔𝟕
𝑻𝒎 + 𝟒𝟓𝟗. 𝟔𝟕∗ 𝑭𝒑𝒗
𝟐 ∗ 𝑭𝒄𝒗
𝑽𝒄: volumen corregido a condiciones estándar, pies3.
𝑽𝒎: volumen medido a condiciones locales, pies3.
𝑷𝒎: presión manométrica a través del medidor individual de consumo, psig.
𝑷𝒂: presión atmosférica local, psia.
𝑷𝒃: presión base, 14.65 psia.
𝑻𝒃: temperatura base, 60 ºF.
𝑻𝒎: temperatura media del gas a través del medidor, ºF.
𝑭𝒑𝒗: factor de supercompresibilidad, adimensional.
𝑭𝒄𝒗: factor de poder calorífico
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
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“Con base en la fórmula descrita, y aplicando criterios de ingeniería aceptados por la industria, las empresas determinarán en qué casos se justifica hacer correcciones, siendo éstas dependientes de las condiciones y características de prestación del servicio de gas en cada localidad”.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Concepto CREG 2208 de 2002
Resolución 11 de 2003
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La opción tarifaria que se propone en esta resolución posee un componente variable y un componente fijo.
Art 32. Cargo variable
𝑴𝒗𝒋𝒎 =𝑮𝒎 + 𝑻𝒎𝟏 − 𝒑
+ 𝑫𝒗𝒋𝒎
p: porcentaje reconocido de pérdidas de gas desagregado en un 1% para el Sistema Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 11 de 2003
ART 35. Componente de compra
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𝑮𝒎: costo promedio máximo por compra unitario de gas. $/m3
𝑮𝒎 =𝑪𝑻𝑮𝒎−𝟏𝑬𝒎−𝟏
∗ 𝑷𝑪𝒎−𝟏 ∗ 𝑻𝑹𝑴𝒎−𝟏
𝑪𝑻𝑮𝒎−𝟏: costo total de compras de gas en el mes m-1. USD.
𝑬𝒎−𝟏: volumen de gas medido, expresado en MBtu con el poder calorífico promedio del gas medido en Estaciones de Puerta de Ciudad (MBtu).
𝑻𝑹𝑴𝒎−𝟏: Tasa de Cambio Representativa del Mercado.
𝑷𝑪𝒎−𝟏: poder calorífico del gas en el mes m-1, expresado en MBtu/m3, calculado de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 11 de 2003
ART 36. Componente de Transporte
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𝑻𝒎: costo de transporte de gas. $/m3
𝑻𝒎 =𝑪𝑻𝑻𝒎−𝟏𝑽𝑰𝒎−𝟏
∗ 𝑻𝑹𝑴(𝒎−𝟏)
𝑪𝑻𝑻𝒎−𝟏: costo total de transporte de gas en el mes, causado por el volumen, en USD.
𝑽𝑰𝒎−𝟏: volumen de gas medido en condiciones estándar en estaciones de puerta de ciudad. m3
𝑻𝑹𝑴(𝒎−𝟏): Tasa de Cambio Representativa del Mercado.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Artículos que se prestan para interpretación
Resolución CREG 11 de 2003
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Antecedentes
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
Aplicación de las Resoluciones por
parte de los distribuidores
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En visitas realizadas a algunas distribuidoras que operan en áreas de servicio exclusivo, se encontró que no se aplica la Resolución 57 de 1996, debido a que la firma Proyectos de Ingeniería Itansuca en su carácter de interventor para las áreas de servicio exclusivo hizo recomendaciones en cuanto a la interpretación de la Resolución 57 que presenta errores en su líbelo.
Análisis a propuesta de Itansuca
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Aplicación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Aplicación de la fórmula del componente de compra
𝐺𝑚 en las áreas de servicio no exclusivo con respecto a
la corrección del volumen Cálculo del Gm
Resolución CREG 11 de 2003
𝐺𝑚 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 [$]
𝑉𝑐𝑖𝑡𝑦𝑔𝑎𝑡𝑒 𝑚3 ∗ 𝑃𝐶𝑐𝑔𝐵𝑡𝑢𝑝𝑖𝑒3
∗ 𝑃𝐶𝑚−1𝐵𝑡𝑢
𝑝𝑖𝑒3
𝑉𝑐𝑜𝑟 = 𝑉𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝐾𝑃 ∗ 𝐾𝑇
∗ 𝐾Z ∗ 𝐾𝑃𝐶
Interior
𝐺𝑚 =𝐶𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎 𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝑃𝐶𝑟𝑒𝑓 [$]
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎𝑓𝑎𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑀𝑏𝑡𝑢
𝑝𝑜𝑑𝑒𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐵𝑡𝑢𝑝𝑖𝑒3
𝑉𝑐𝑜𝑟 = 𝑉𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝐾𝑃 ∗ 𝐾𝑇
∗ 𝐾Z ∗ 𝐾𝑃𝐶
𝐺𝑚 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 [$]
𝑣𝑐𝑖𝑡𝑦𝑔𝑎𝑡𝑒 𝑚3 ∗ 𝑃𝐶𝑐𝑖𝑡𝑦𝑔𝑎𝑡𝑒𝐵𝑡𝑢𝑝𝑖𝑒3
∗ 𝑃𝐶𝑟𝑒𝑓𝐵𝑡𝑢
𝑝𝑖𝑒3
𝑉𝑐𝑜𝑟 = 𝑉𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝐾𝑝∗ 𝐾𝑇
∗ 𝐾𝑝𝑐 ∗ 𝐾𝑍 ∗ 𝐾𝑝𝑡
𝐺𝑚 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 [$]
𝑣𝑐𝑖𝑡𝑦𝑔𝑎𝑡𝑒 𝑚3 ∗ 𝑃𝐶𝑐𝑖𝑡𝑦𝑔𝑎𝑡𝑒𝐵𝑡𝑢𝑝𝑖𝑒3
∗ 𝑃𝐶𝑟𝑒𝑓𝐵𝑡𝑢
𝑝𝑖𝑒3
𝑉𝑐𝑜𝑟 = 𝑉𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝐾𝑃 ∗ 𝐾𝑇
𝐾𝑍 ∗ 𝐾𝑝𝑐 ∗ 𝐾𝑚
Costa 𝐺𝑚 =
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 [$]
𝑣𝑐𝑖𝑡𝑦𝑔𝑎𝑡𝑒 𝑚3 ∗ 𝑃𝐶𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝐵𝑡𝑢𝑝𝑖𝑒3
∗ 𝑃𝐶𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝐵𝑡𝑢
𝑝𝑖𝑒3
𝑉𝑐𝑜𝑟 = 𝑉𝑚𝑒𝑑 ∗ 𝐾𝑃 ∗ 𝐾𝑇
∗ 𝐾𝑍 ∗ 𝐾𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟
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Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Aplicación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
23/01/2012
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Antecedentes
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
Recomendación: facturación por
volumen
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23/01/2012
El costo unitario en [$/m3] sugerido para la facturación por volumen está dada por la siguiente expresión.
𝑴𝒔𝒕 =𝑮𝒕 + 𝑻𝒕𝟏 − 𝒑
+ 𝑫𝒕 + 𝑺𝒕 +𝑲𝒔𝒕
𝑮𝒕: componente de compra $/m3
𝑻𝒕: componente de transporte $/m3
𝒑: porcentajes de pérdidas
𝑫𝒕: componente de distribución $/m3
𝑺𝒕: componente de comercialización $/m3
𝑲𝒔𝒕: factor de corrección $/m3
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
Componente de compra 𝐺𝑡
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El componente de compra 𝐺𝑡 es el costo unitario del gas expresado en $/m3.
𝑮𝒕 =𝑪𝑻𝑮𝐭−𝟏𝑽𝐭−𝟏
𝑪𝑻𝑮𝐭−𝟏: costo total en pesos del gas comprado, transportado y vendido en puertas de ciudad.
𝑽𝐭−𝟏 : suma de los volúmenes comprados, transportados y vendidos en las puertas de ciudad, durante el último periodo, a condiciones estándar.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
Componente de transporte 𝑇𝑡
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23/01/2012
El componente de transporte 𝑻𝒕 es el costo unitario del gas expresado en $/m3.
𝑻𝒕 =𝑪𝑻𝑻𝐭−𝟏 + 𝑪𝑻𝑷𝐭−𝟏
𝑽𝐭−𝟏
𝑪𝑻𝑻𝐭−𝟏: costo total del transporte en el mes anterior en $
𝑪𝑻𝑷𝐭−𝟏: costo total de las pérdidas declaradas por el transportador en $ en el último periodo
𝑽𝐭−𝟏 : volumen comprado, transportado y vendido en m3, en el último periodo, corregido en puertas de ciudad a condiciones estándar.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
Caso de malla con múltiples puntos de entrada
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23/01/2012
En el caso de Gas Natural (Bogotá), que tiene zonas con diferentes poderes caloríficos, se requiere precisar algunos términos en la fórmula tarifaria.
Componente 𝐺𝑡
𝑮𝒕 = 𝑪𝑻𝑮𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏
𝑽𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏
𝑪𝑻𝑮𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏 : suma de los pagos por lo recibido en las puertas de ciudad.
𝑽𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏 : la suma de los volúmenes recibidos en las diferentes puertas de
ciudad corregidos por presión, temperatura y compresibilidad.
Donde j se refiere a la puerta de ciudad j, con n igual al número de puertas de ciudad.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
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23/01/2012
Componente 𝑻𝒕
𝑻𝒕 = 𝑪𝑻𝑻𝒕−𝟏 + 𝑪𝑻𝑷𝒕−𝟏 𝒋𝒏𝒋=𝟏
𝑽𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏
𝑪𝑻𝑻𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏 : suma de los pagos por lo recibido en las diferentes puertas
de ciudad causados por el transporte.
𝑪𝑻𝑷𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏 ∶ costos por pérdidas en el transporte calculados por el
transportador en el Sistema Nacional de Transporte.
𝑽𝒕−𝟏,𝒋𝒏𝒋=𝟏 : la suma de los volúmenes recibidos en las diferentes puertas
de ciudad a condiciones estándar.
Donde j se refiere a la puerta de ciudad j, con n igual al número de puertas de ciudad.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
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23/01/2012
El volumen se corrige por un factor adicional, el cual se obtiene así:
𝑽𝒖𝒔𝒖𝒂𝒓𝒊𝒐 (𝑷,𝑻) ∙𝑷𝑪𝒛𝒐𝒏𝒂𝑷𝑪𝒑𝒐𝒏𝒅
Donde PCzona es el poder calorífico de la zona del usuario, PCpond es un poder calorífico ponderado que se determina de la siguiente manera:
𝑷𝑪𝒑𝒐𝒏𝒅 = 𝑽𝐭, 𝐏,𝐓,𝒁 ,𝒋 ∙ 𝑷𝑪𝐭,𝒋 𝑽𝐭, 𝐏,𝐓,𝒁 ,𝒋
𝑽𝐭, 𝐏,𝐓,𝒁 ,𝒋 : volumen comprado, transportado y vendido en m3, corregido en la puerta de ciudad j.
PCt,j: poder calorífico medido en la puerta de ciudad j
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
Evaluación de las pérdidas
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23/01/2012
Se propone realizar el cálculo de las pérdidas de gas en el sistema de distribución para incluirlas en el régimen tarifario, realizando un estudio de los 12 últimos meses:
𝒑 = 𝑽𝑪𝑮(𝑷,𝑻,𝒁) − 𝑽𝒖𝒔𝒖𝒂𝒓𝒊𝒐(𝑷,𝑻,𝒁)𝒎−𝟏𝟐𝒎−𝟏
𝑽𝑪𝑮(𝑷,𝑻,𝒁)𝒎−𝟏𝟐𝒎−𝟏
𝑽𝑪𝑮(𝑷,𝑻,𝒁): volumen total recibido en puertas de ciudad.
𝑽𝒖𝒔𝒖𝒂𝒓𝒊𝒐(𝑷,𝑻,𝒁): la suma de los volúmenes facturados a los usuarios.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por volumen
Recomendación: facturación por
energía
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23/01/2012
Componente de compra Gt expresado en $/kJ
𝑮𝒕 =𝑪𝑻𝑮𝐭−𝟏𝑬𝐭−𝟏
𝑪𝑻𝑮𝐭−𝟏 : costo total del gas comprado, transportado y vendido en puertas de ciudad en pesos.
𝑬𝐭−𝟏 : energía efectivamente transportada (kJ) en el periodo anterior será la entregada en puertas de ciudad a condiciones estándar, y multiplicada por el poder calorífico medido en puertas de ciudad.
Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario Recomendación: facturación por energía
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23/01/2012
Facturación del Componente 𝐺𝑡
𝑪𝑻𝑮𝐭−𝟏𝑬𝐭−𝟏
∙ 𝑽𝐭,(𝐓,𝐏,𝐙) ∙ 𝑷𝑪𝑴𝒕
𝑪𝑻𝑮𝐭−𝟏: costo total del gas comprado, transportado y vendido en puertas de ciudad, ($).
𝑬𝐭−𝟏 : energía efectivamente transportada (kJ) en el periodo anterior corregida a condiciones estándar.
𝑽𝐭,(𝐓,𝐏,𝐙): volumen consumido en el mes m, m3.
𝑷𝑪𝑴𝒕 : poder calorífico medido en el periodo 𝒕 , kJ/m3.
Para el caso particular de Gas Natural, el costo total del gas será la suma de los costos en las diferentes puertas de ciudad, y la energía será la suma de las energías entregadas en las diferentes puertas de ciudad.
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Componente de transporte 𝑇𝑡
𝑻𝒕 =𝑪𝑻𝑻𝐭−𝟏 + 𝑪𝑻𝒑𝐭−𝟏
𝑬𝐭−𝟏
𝑪𝑻𝑻𝐭−𝟏: costo total del transporte en el periodo anterior en $
𝑪𝑻𝒑𝐭−𝟏: costo total de pérdidas declaradas por transportador $.
𝑬𝐭−𝟏: energía efectivamente transportada será el volumen entregado en puertas de ciudad a condiciones estándar, multiplicada por el poder calorífico medido en puertas de ciudad. (kJ).
En el caso de tener una malla con múltiples puntos de gas, con diferentes poderes caloríficos, el costo de transporte y pérdidas es la suma de los costos en cada puerta de ciudad debidos al transporte y las pérdidas del distribuidor.
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Componentes de distribución Dt, St y Kst
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Para ajustar las unidades a $/kJ el componente 𝐷𝑡 se calcula así:
𝑫𝒕 =𝑮𝒂𝒔𝒕𝒐𝒔 𝒑𝒐𝒓 𝒅𝒊𝒔𝒕𝒓𝒊𝒃𝒖𝒄𝒊𝒐𝒏
(𝟏 − 𝒑)∙
𝟏
𝑽𝒕,(𝑻,𝑷,𝒁) ∙ 𝑷𝑪𝑴𝒎
Para ajustar las unidades en $/kJ el componente St se calcula así:
𝑺𝒕 =𝑮𝒂𝒔𝒕𝒐𝒔 𝒑𝒐𝒓 𝒄𝒐𝒎𝒆𝒓𝒄𝒊𝒂𝒍𝒊𝒛𝒂𝒄𝒊ó𝒏
(𝟏 − 𝒑)∙
𝟏
𝑽𝒎,(𝑻,𝑷,𝒁) ∙ 𝑷𝑪𝑴𝒎
El componente 𝐾𝑠𝑡 es un componente de ajuste que tiene en cuenta la diferencia entre las ventas proyectadas y las ventas efectivas. Para ajustar las unidades en $/kJ se debe aplicar la misma fórmula dividiendo el costo total por la energía total facturada.
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Evaluación de las pérdidas
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Se presenta cálculo de las pérdidas realizando un estudio de los 12 últimos meses:
𝒑 = 𝑽𝑪𝑮(𝑷,𝑻,𝒁) − 𝑽𝒖𝒔𝒖𝒂𝒓𝒊𝒐(𝑷,𝑻,𝒁)𝒎−𝟏𝟐𝒎−𝟏
𝑽𝑪𝑮(𝑷,𝑻,𝒁)𝒎−𝟏𝟐𝒎−𝟏
𝑽𝑪𝑮(𝑷,𝑻,𝒁): volumen total recibido en puerta de ciudad en el mes m, a condiciones estándar.
𝑽𝒖𝒔𝒖𝒂𝒓𝒊𝒐(𝑷,𝑻,𝒁): la suma de los volúmenes facturados a los usuarios en el mes m, a condiciones estándar.
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Recomendación con relación a la
corrección del volumen medido
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Se recomienda que el volumen medido sea corregido por presión, temperatura y compresibilidad a condiciones estándar en cada uno de los sitios de cambio de custodia o donde se requiera verificar medidas de volumen, aplicando la ecuación que se encuentra en las normas American Gas Association AGA reporte 7 “Measurement of Fuel Gas by Turbine Meters”.
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Factor de corrección
𝑽𝒄 = 𝑽𝒇 ∗𝑷𝒇
𝑷𝒃∗𝑻𝒃𝑻𝒇
∗𝒁𝒃𝒁𝒇
𝑽𝒄: volumen corregido a 14.65 psia y 60 °F
𝑽𝒇: volumen medido a las condiciones locales, pies3.
𝑷𝒇: presión manométrica localizada psig, más la presión atmosférica local.
𝑷𝒃: presión base, 14.65 psia
𝑻𝒇: temperatura medida en grados Rankine
𝑻𝒃: temperatura base, 60 °F en grados Rankine.
𝒁𝒃: factor de compresibilidad a condiciones estándar.
𝒁𝒇: factor de compresibilidad a condiciones medidas.
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Se recomienda eliminar los factores de corrección de volumen diferentes a los recomendados por el reporte AGA 7, como el de calidad de gas y el de calidad de medidor.
No es viable factor de corrección por calidad del medidor por:
- Normas Técnicas Colombianas
- Retirar medidores en servicio
- Las pérdidas están contempladas en la fórmula tarifaria.
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Recomendaciones sobre
instrumentación y metrología
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Se recomienda acogerse a la normatividad Colombiana existente y vigente en cuanto a los equipos de medición que se deben usar:
NTC 2728 Medidores de gas tipo diafragma
NTC 4554 Medidores de gas tipo diafragma con capacidad superior A 16 m3/h.
NTC 4136 Medidores de gas tipo rotatorio.
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Se recomienda seguir las normas respecto a la calibración de los equipos de medición.
Se recomienda implementar el Sistema Internacional de Unidades en todas las componentes que integran la fórmula tarifaria.
Finalmente se recomienda contemplar la implementación por parte de los distribuidores en cuanto a depósitos de almacenaje del gas.
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Antecedentes
Ámbito Internacional
Artículos objeto de estudio
Interpretación de las Resoluciones por parte de los distribuidores
Recomendaciones
Conclusiones
Conclusiones 56
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Se realizó el estudio del marco regulatorio del gas natural y se detectaron inconsistencias en las resoluciones CREG 67 de 1995, 57 de 1996 y la 11 de 2003.
Se realizó un estudio de la regulación del transporte y distribución del gas natural a nivel internacional en los países de México, Argentina, España, Brasil y Estados Unidos que permitió generar una propuesta del marco tarifario.
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Se realizaron las visitas a unos distribuidores que prestan el servicio en áreas de servicio exclusivo y no exclusivo
Las resoluciones 67 de 1995 y la 71 de 1999 de la CREG se basan en la mayoría del texto en la normatividad argentina, decreto 2255 de 1992.
Las resoluciones 67, 57 y 11 de la CREG cuenta con errores en las fórmulas tarifarias, específicamente en el cálculo de los componentes Gt, Tt y el cálculo del volumen corregido.
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Dentro del estado del arte internacional existe complejas regulaciones pero el costo del gas en países como Brasil, México, Argentina y España es regulado por el Estado.
Para el caso particular de Estados Unidos, existen múltiples distribuidores que se autorregulan debido a la ley de libre competencia. Los distribuidores locales
son regulados por el Estado.
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Los distribuidores que operan en áreas de servicio no exclusivo no aplican la fórmula tarifaria establecida por la Resolución 57 de 1996.
La normatividad CREG para áreas de servicio exclusivo, Resolución 11 de 2003, tampoco está siendo aplicada secum leyem.
Para tener un mayor control tarifario y que el sector público sea conocedor de su costo, es necesario adoptar un mecanismo para determinar un costo por volumen a un poder calorífico de referencia.
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Los laboratorios certificados, equipos de medida y los errores máximos permitidos deben estar referidos inicialmente al Organismo Nacional de Acreditación de Colombia ONAC y a las Normas Técnicas Colombianas según el caso.
Finalmente es claro determinar que el sistema de unidades dentro de la compleja formulación tarifaria y de especificación de calidad del gas debe ser expresada en el sistema internacional de medidas.
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DIAGNÓSTICO DE LOS SISTEMAS DE
INSTRUMENTACIÓN Y MEDICIÓN EN LA
DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL
DOMICILIARIO
GRACIAS POR SU ATENCIÓN