Resolución 891/98 del 30/12/98

Ente Nacional Regulador del Gas
GAS NATURAL
Resolución 891/98
Apruébase en forma provisoria el "Marco de Referencia del Sistema de Control Mediante Indicadores de Calidad".
Bs. As., 30/12/98

VISTO los Expedientes ENARGAS N° 3928, 3929, 3930, 3931, 3932, 3933, 3934, 3935, 3936, 3937 y 3938 del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), lo dispuesto en la Ley N° 24.076, su Decreto Reglamentario N° 1738/92, las Reglas Básicas de las Licencias de Transporte y de Distribución aprobadas por el Decreto N° 2255/92, y
CONSIDERANDO:
Que entre los objetivos de la regulación de los servicios de transporte y distribución del gas, cuyo cumplimiento la Ley N° 24.076 pone a cargo del ENARGAS, se encuentran entre otros la protección adecuada de los derechos de los consumidores, el propender a una mejor operación y confiabilidad de los servicios e instalaciones, y el incentivo a la eficiencia, uso racional y protección ambiental.
Que el artículo 52 de esa misma Ley otorga al ENARGAS las facultades de dictar reglamentos, a los que deben ajustarse todos los sujetos en ella comprendidos, en materia de seguridad, normas, procedimientos y en general, la realización de cualquier acto que sea necesario para el mejor cumplimiento de sus funciones y de los fines de esa Ley y normas concordantes.
Que las Reglas Básicas de la Licencia (RBL), establecen una serie de obligaciones específicas a las Licenciatarias, que tienen directa relación con la calidad en que debe prestarse el servicio licenciado, habida cuenta que les exige proveer lo necesario para mantener en operación permanente instalaciones adecuadas e idóneas para el Transporte y Distribución de Gas, estableciendo sistemas de control y medición aptos, y servicios permanentes de recepción de denuncias razonablemente circunstanciadas.
Que, asimismo, especial relevancia poseen las obligaciones establecidas en el Reglamento del Servicio en cuanto a la prestación eficiente del servicio que deben ejecutar las Licenciatarias, en tanto contiene disposiciones referidas específicamente a mediciones, presiones, facturación -v.g. emisión de facturas, demora en su entrega, errores en la facturación-, conexión del servicio y atención de los reclamos en general.
Que a la luz del plexo normativo citado, la Autoridad Regulatoria tiene facultades para especificar y/o sistematizar Indicadores de Calidad que propendan a revelar el grado de cumplimiento de las normas sobre seguridad, mantenimiento de las instalaciones, atención al cliente, etc., por parte de las Licenciatarias a los fines de determinar en forma directa, clara y transparente su nivel de gestión, siempre en miras al cumplimiento eficaz de los objetivos previstos en el Artículo 2 de la Ley N° 24.076.
Que el sistema de regulación adoptado en la privatización de la industria del gas, es el conocido como de tarifas máximas, estableciéndose conjuntamente, un marco regulatorio que en su letra y espíritu garantiza, entre otros conceptos, la igualdad y la no discriminación en la prestación de los servicios.
Que dicho sistema permite visualizar adecuadamente los dos elementos que conjuntamente caracterizan el servicio, y a su vez evalúa el consumidor: precio y calidad.
Que al tener fijas las tarifas por 5 años, las Licenciatarias tienen fuertes incentivos para reducir sus costos en aras de aumentar sus ganancias, ya que éstas finalmente surgirán de la mayor o menor eficiencia con la cual operen sus sistemas; con lo cual resulta indispensable cumplir con los Indicadores de calidad y obligaciones mínimas fijadas por la Autoridad de Control, para minimizar el impacto que tales acciones pudieran provocar en la atención del usuario, en la inversión y en el mantenimiento.
Que el Marco Regulatorio de la industria del gas estableció un período de cinco años para la adecuación de los Activos Esenciales provenientes de la ex Gas del Estado S.E., con el objetivo de que cada una de las empresas Licenciatarias del Servicio de Transporte y Distribución, propendiesen a alcanzar niveles de calidad y confiabilidad que exigen las reglas del arte y los estándares internacionales en la materia.
Que siguiendo estos principios, las RBL de Transporte y de Distribución establecieron la obligación de cumplir las Inversiones Obligatorias, consistentes en la realización de obras que debieron permitir adecuar las instalaciones de cada una de las compañías, en concordancia con dichos estándares.
Que el ENARGAS controló estas inversiones, verificando la concreción de las metas tanto físicas como económicas, controlando la observancia de la normativa técnica y de las reglas del arte respecto de la construcción, reparación y mantenimiento de las instalaciones de transporte y distribución, aplicando en el caso de desvíos y/o atrasos, distintos tipos de medidas sancionatorias, en base a lo normado en el Capítulo V de las RBL.
Que el proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas llevado a cabo entre 1995 y 1997 consideró que para el segundo quinquenio, se instrumentaría un mecanismo, que como el de Indicadores de Calidad de Servicio, brindase mejores oportunidades a los operadores calificados de las Licenciatarias -dado el acabado conocimiento adquirido por los mismos, de cada uno de sus sistemas-, para la selección de aquellas inversiones y/o fijación de aquellos procedimientos que cualitativamente, mejor se adecuen a las realidades propias de dichos sistemas y al sostenimiento de una calidad acorde a niveles internacionales.
Que de tal forma, durante dicha revisión de tarifas, cada Licenciataria estimó el programa de inversiones que según su entender requería el sistema que operaba, siendo estos planes asumidos como aquellos que lograban alcanzar las metas planteadas, sin ocasionar incrementos tarifarios, ya que dichas inversiones se repagaban con la tarifa vigente en dicho momento.
Que ello resulta ser así, porque los montos de aquellas inversiones obligatorias no fueron en esta instancia descontados de las tarifas iniciales, asegurando así por parte de los prestadores de los servicios, la motivación y los suficientes incentivos para promoverlas.
Que el objetivo de fijar Indicadores de Calidad de Servicio, a través de un conjunto de índices básicamente, se sustenta en la obligación de verificar en forma permanente la realización de una buena operación y mantenimiento de las instalaciones, la introducción de las mejoras tecnológicas que surgen permanentemente en la industria y el desempeño de una gestión comercial adecuada a los intereses de los usuarios, reflejando como resultado la calidad de los servicios alcanzados por las Licenciatarias.
Que paralelamente al análisis de los Indicadores de Calidad de Servicio desarrollado durante el corriente año, se realizaron además, los controles de mayor rigor mediante auditorías tanto propias como contratadas a terceros, para garantizar la continuidad de la calidad que exige el marco normativo vigente y el servicio público de que se trata.
Que por otra parte, en orden a las obligaciones generales y específicas impuestas a las Licenciatarias de Distribución y Transporte de gas natural, previstas en cada Licencia otorgada por el Estado Nacional, y de acuerdo a las disposiciones emanadas de la Ley N° 24.076 y su reglamentación por Decreto N° 1738/92, éstas se comprometieron a brindar un servicio eficiente, seguro, continuo, prudente y diligente.
Que asimismo, se encuentra en la esfera de competencia del ENARGAS el control de la prestación de los servicios, a los fines de asegurar el cumplimiento de las obligaciones fijadas en los términos de la habilitación de las Licenciatarias de gas (inc. a, artículo 52, Ley N° 24.076).
Que en tal sentido, el punto 4.2.2. del Capítulo IV, titulado "Régimen de Prestación del Servicio", de las Reglas Básicas de las Licenciatarias, establece la obligación de operar y prestar el Servicio Licenciado"...en forma prudente, eficiente y diligente y de acuerdo con las buenas prácticas de la industria".
Que es así que las Licenciatarias no solo deben brindar un servicio seguro y contínuo, sino que también tienen la obligación de mantener el nivel de la calidad del servicio, no siendo suficiente solamente el solo cumplimiento de las normas técnicas, que procuran primordialmente lograr la seguridad en las instalaciones y en su operación.
Que en tanto estos Indicadores permiten evaluar el nivel de calidad del servicio prestado por cada Licenciataria, su fijación no resulta una modificación de las obligaciones impuestas en las Licencias, sino una forma de determinar el cumplimiento de la obligación de prestar un servicio eficiente, diligente, prudente, seguro y contínuo.
Que la evaluación de los Indicadores debe ser efectuada por separado, de forma de no permitir compensaciones entre los diferentes objetivos y contar con un mejor control de los desvíos.
Que los Indicadores abarcarán aspectos comerciales y técnicos de interés para la Autoridad Regulatoria y de la sociedad en su conjunto, siendo representativos del comportamiento del sistema, de fácil comprensión y cuantificación, verificables y auditables por terceras partes para determinar su certeza e imparcialidad, descriptivos de la calidad del servicio al cliente.
Que los datos para su evaluación deberán ser trazables, verificables y posibles de obtener por una fuente independiente.
Que los Indicadores se basan en la no discriminación, atento que todos los usuarios de gas tienen derecho a recibir el mismo nivel básico de calidad de servicio.
Que en base a las particularidades que reviste cada uno de los Indicadores, éstos han sido clasificados como Indicadores de Calidad del Servicio Comercial e Indicadores de Calidad del Servicio Técnico cuyas características se describen en los Anexos pertinentes de la presente.
Que con relación a los Indicadores Comerciales, ellos están destinados a evaluar la gestión de las empresas distribuidoras en todas aquellas actividades en que interaccionen con sus clientes y con terceras personas.
Que con respecto a los Indicadores Técnicos, éstos tendrán en cuenta aspectos tales como la transparencia del mercado, la protección ambiental, la operación segura y confiable, y el mantenimiento adecuado de las instalaciones.
Que resulta preciso aclarar, que los Indicadores Técnicos de transparencia de mercado, apuntan a proveer el apropiado soporte para el objetivo que alienta esta Autoridad Regulatoria de incrementar la competencia, además de posibilitar que el sistema en su conjunto tenga una mayor cantidad y calidad de información, tendiente a la optimización de las transacciones de compra venta de gas y transporte.
Que tales Indicadores se fundamentan en los principios del Marco Regulatorio, que fomenta el desarrollo balanceado de la industria, al igual que a proteger los derechos de los usuarios y a evitar las situaciones discriminatorias de abuso de posición dominante.
Que en la elaboración de los Indicadores, se ha tenido en cuenta la información suministrada por las propias Licenciatarias y la obrante en sede de la Autoridad Regulatoria, correspondiendo al ENARGAS fijar los niveles a ser alcanzados para cada uno, el eventual escalonamiento en el tiempo del objetivo a cumplir y el momento a partir del cual comenzará la vigencia de los mismos.
Que cabe resaltar que para la Distribuidora Gas Nea S.A., se tendrá en cuenta la aplicabilidad de cada Indicador, en vista de las particularidades de la concesión otorgada.
Que en tal sentido corresponde el dictado de una Resolución aprobando, a partir del 1° de enero de 1999, un régimen provisorio de control de la calidad del servicio, por medio de la fijación de Indicadores de Calidad de Servicio.
Que dicha provisoriedad implica para las Licenciatarias y las Asociaciones de los Usuarios una oportunidad para efectuar todas las observaciones que resulten necesarias acerca de la nueva metodología de control.
Que la denominación de cada Indicador, así como su objetivo, valor de referencia, periodicidad, forma de cálculo y método de control, están contenidas en los Anexos que acompañan a la presente.
Que se debe fijar un período de instrumentación sin aplicación de un régimen sancionatorio, con el fin de perfeccionar el sistema y de permitir a las Licenciatarias generar, homogeneizar y optimizar la información de los Indicadores Comerciales, de manera de adecuarla a los requerimientos impuestos por esta Autoridad Regulatoria, lapso en el cual se acumulará y evaluará la experiencia obtenida.
Que igual temperamento se adopta para los Indicadores Técnicos, ya que su tratamiento requiere de la prosecución de su discusión y análisis en atención a las opiniones divergentes que pudieran surgir, teniendo en cuenta que se trata de la implementación de un sistema complejo que requerirá de un ajuste progresivo.
Que es necesario aclarar que el incumplimiento de la Licenciataria a su deber de suministro de información de cada Indicador en el tiempo y forma que se detalla en los Anexos que se acompañan, implica una actitud factible de sanción, en forma independiente de la evaluación que correspondiere al Indicador del que se tratare.
Que el régimen de penalidades por incumplimiento de los Indicadores por parte de las Licenciatarias, que será analizado durante el período de instrumentación, comenzará a regir a partir del día 1° de julio de 1999.
Que además se respetarán los principios consagrados en los Capítulos XI y XII del Decreto N° 1738/92, y el punto 10.2 de las Reglas Básicas de la Licencia.
Que con el fin de transparentar el comportamiento y fomentar la competencia entre las prestadoras del servicio, el ENARGAS efectuará publicaciones de carácter periódico y sistemático, conforme las facultades establecidas en la reglamentación de la Ley N° 24.076 (Dec. 1738/92) - Art. 52 (inc. 3) "Orden de méritos".
Que el ENARGAS convocará a una Audiencia Pública con el fin de que los Indicadores aquí descriptos y la información recabada hasta ese momento, pueda ser analizada y discutida entre todos los sujetos de la industria y los integrantes del sistema.
Que el Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS resulta competente para el dictado de la presente Resolución en virtud de lo dispuesto en el Artículo 52 inciso c) de la Ley N° 24.076.
Por ello,
EL DIRECTORIO DEL ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
RESUELVE:
Artículo 1° -Apruébase en forma provisoria el "MARCO DE REFERENCIA DEL SISTEMA DE CONTROL MEDIANTE INDICADORES DE CALIDAD" que integra como Anexo I la presente Resolución, y que tendrá vigencia a partir del día 12 de enero de 1999. A partir de dicha fecha todas las Licenciatarias del Servicio de Distribución y Transporte podrán efectuar, dentro de los NOVENTA (90) días corridos, sus opiniones respecto del sistema de Indicadores de Calidad, sin perjuicio de su obligación de cumplir con las disposiciones contenidas en el artículo siguiente.
Art. 2° -Ordénase a las Licenciatarias cumplir con la información requerida para cada Indicador en los respectivos plazos que se encuentran detallados en los Anexos II, III y IV que acompañan a la presente.
Art. 3° -Fíjase un período de instrumentación desde la fecha de puesta en vigencia del sistema hasta el día 30 de Junio de 1999, a los fines de perfeccionar el sistema y de generar, homogeneizar y optimizar el registro de medición e información.
Art. 4° -Establézcase el día 1° de Julio de 1999 como fecha de inicio del régimen de control y de su respectivo sistema punitivo, en los términos que se fijaren durante el período de instrumentación.
Art. 5° -Convócase a una Audiencia Pública para el día 28 de Mayo de 1999 con el objeto de discutir los Indicadores propuestos y la información recabada, con los sujetos de la industria y los integrantes del sistema.
Art. 6° -Habilítese la feria del mes de enero, respecto del cumplimiento de la presente Resolución.
Art. 7° -Comuníquese, notifíquese a todas las Licenciatarias y a las Asociaciones de Usuarios y Consumidores, reconocidas por la Autoridad Competente, en los términos del Artículo 41 del Decreto N° 1759/72 (TO. 1991), publíquese, dése a la DIRECCION NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese. -José A. Repar. -Héctor E. Fórmica. -Ricardo V. Busi.
ANEXO I
MARCO DE REFERENCIA DEL SISTEMA DE CONTROL MEDIANTE "INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO"
El presente informe tiene por objeto establecer los criterios y la mecánica para la puesta en vigencia, a partir del 01/01/99, de un sistema que brinde Indicadores periódicos de la calidad del servicio licenciado, tanto de transporte como de distribución de gas en el territorio nacional.
1. ASPECTOS GENERALES
1.1 SISTEMA TARIFARIO
Regulación por medio de tarifas máximas
El sistema de regulación adoptado en la privatización de la industria del gas, es el conocido como de tarifas máximas o "price cap". Tomando como base los principios del mismo, se fijaron las tarifas máximas iniciales con las cuales se prestarían los distintos servicios, los mecanismos de actualización y la revisión tarifaria, que se lleva a cabo cada cinco años. Se estableció, además, un marco regulatorio que en su letra y espíritu garantiza, entre otros conceptos, la igualdad y la no discriminación en la prestación de los servicios.
De esta forma, al dejar fijas las tarifas por cinco años las Licenciatarias tienen fuertes incentivos para reducir sus costos en aras de aumentar sus ganancias, ya que éstas finalmente surgirán de la mayor o menor eficiencia con la cual operen sus sistemas, respetando siempre los Indicadores de Calidad y obligaciones mínimas fijadas por la Autoridad de Control.
El sistema "price cap" permite visualizar adecuadamente los dos dimensiones que conjuntamente caracterizan el servicio, y que evalúa el consumidor: precio y calidad.
Además, minimiza el defecto de la pretensión de que el regulador conozca más el negocio que las empresas operadoras.
Sin embargo, el aliciente a incrementar la eficiencia productiva que genera, es tan fuerte que puede incentivar a la reducción de costos en detrimento de la calidad del servicio.
En consecuencia, la regulación debe asegurar la instrumentación de todas las medidas necesarias para cumplir con los objetivos de calidad del servicio previstos.
En Argentina, si bien se estableció como requisito mínimo el cumplimiento de las normas técnicas vigentes a lo largo de todo el período de la licencia, el Marco Regulatorio afrontó la cuestión de la calidad del servicio de manera diferenciada a lo largo del tiempo.
Durante el primer quinquenio, debido a la falta de inversión durante los últimos años previos a la privatización, se optó por un control directo de las inversiones, a través de metas físicas y monetarias, de cumplimiento obligatorio, y por el requerimiento de un operador técnico internacional calificado.
Cabe resaltar que en la Reglamentación del Artículo 41 de la Ley Nº 24.076 (aprobada por Decreto Nº 1738/92), se establece que el Factor X "...tendrá un valor igual a CERO (0) durante los primeros CINCO (5) años contados desde la Fecha de Comienzo de las Operaciones, en consideración a los requerimientos de inversión exigidos para alcanzar niveles de servicio internacionales".
Para el segundo quinquenio se prefirió un control indirecto de las inversiones, pero directo sobre el resultado en calidad de servicio al usuario, a través del establecimiento de Indicadores de Calidad, y se redujo la obligatoriedad del tope máximo por contrato de asistencia técnica, a partir del 2001.
Estos Indicadores deben permitir mensurar el aspecto cualitativo del servicio para controlar que se encuentre en el nivel internacional requerido.
1.2 ASPECTOS LEGALES Y REGULATORIOS
Debe tenerse en cuenta que entre los objetivos para la regulación del transporte y distribución del gas natural, cuyo cumplimiento la Ley Nº 24.076 pone a cargo del ENARGAS -Art. 2º-, se encuentran, entre otros,

proteger adecuadamente los derechos de los consumidores (Inc. a);

en propender a una mejor operación y confiabilidad de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural (Inc. b);

incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural (Inc. e);

incentivar el uso racional del gas natural, velando por la adecuada protección del medio ambiente (inc. f).

Por su parte el artículo 52 de la Ley Nº 24.076 otorga al ENARGAS, entre otras, las siguientes facultades:

Dictar reglamentos a los cuales deban ajustarse todos los sujetos de esta Ley en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, de medición y facturación de los consumos...de escapes de gas...calidad de gas y odorización.

Velar por la protección de la propiedad, el medio ambiente y la seguridad pública...’ (Inc. m) y n en general, realizar cualquier otro acto que sea necesario para el mejor cumplimiento de sus funciones y de los fines de esta ley y su reglamentación." (Inc. X).

También el artículo 52, apartado (2) del Anexo I del Decreto Nº 1738/92 Reglamentario de la Ley Nº 24.076, establece que "A los efectos de dar cumplimiento a lo previsto por el inciso (f) del Artículo 2º de la Ley, el Ente estará facultado para emitir reglamentos con el fin de evitar o disminuir el empleo ineficiente del Gas, y de proteger el medio ambiente e incrementar el empleo racional del Gas."
Por otra parte, en orden a las obligaciones generales y específicas impuestas a las Licenciatarias de Distribución y Transporte de gas natural, previstas en cada Licencia otorgada por el Estado Nacional, y de acuerdo a las disposiciones emanadas de la Ley Nº 24.076 y su reglamentación por Decreto Nº 1738/92, éstas se comprometieron a brindar un servicio eficiente, seguro, continuo, prudente y diligente. Asimismo, se encuentra en la esfera de competencia del ENARGAS, tal como se señalara, el control de la prestación de los servicios, a los fines de asegurar el cumplimiento de las obligaciones fijadas en los términos de la habilitación de las Licenciatarias de gas (inc. a, artículo 52, Ley Nº 24.076).
Por su parte las Reglas Básicas de la Licencia (RBL), establecen una serie de obligaciones específicas a las Licenciatarias, que tienen directa relación con la calidad en que debe prestarse el servicio licenciado, ellas son entre otras, las que se detallan seguidamente:
• operar y prestar el Servicio Licenciado en forma prudente, eficiente y diligente y de acuerdo con las buenas prácticas de la industria (numeral 4.2.2)

proveer lo necesario para mantener en operación permanente instalaciones adecuadas e idóneas para el Transporte y Distribución de Gas (numeral 4.2.3)

operar y mantener el Sistema de Gasoductos y la Red de Distribución en condiciones tales que no constituyan peligro para la seguridad de las personas y bienes de sus empleados , usuarios y el público en general (numeral 4.2.4.);

establecer sistemas de control y medición adecuados, pronosticar y planificar adecuadamente la reparación y el mantenimiento del Sistema de Gasoductos y la Red de Distribución (numeral 4.2.5.);

establecer servicios permanentes de recepción de denuncias de escapes de gas, informar públicamente acerca de dichos servicios y atender prontamente las denuncias razonablemente circunstanciadas que se reciban al respecto (numeral 4.2.10.) y

adecuar su accionar al objetivo de preservar y mejorar los ecosistemas involucrados con el desarrollo de su actividad, cumpliendo con las normas nacionales, provinciales y municipales destinadas a la protección del medio ambiente actualmente en vigencia, como asimismo aquellas que en el futuro se establezcan (numeral 4.2.12.).

Mas allá de las normas transcriptas, especial relevancia posee el tema de los Indicadores de Calidad en el Reglamento de Servicio, al que deben ajustarse las Licenciatarias, el cual contiene disposiciones referidas específicamente a la calidad del servicio, como aquellas referidas a mediciones, presiones, facturación ( v.g. emisión de facturas, demora en la entrega de las mismas, errores en la facturación y reclamos por errores de facturación), conexión del servicio y atención de reclamos en general.
En tal sentido, el punto 4.2.2. del Capítulo IV, titulado "Régimen de Prestación del Servicio", de las Reglas Básicas de las Licenciatarias, establece la obligación de operar y prestar el Servicio Licenciado "...en forma prudente, eficiente y diligente y de acuerdo con las buenas prácticas de la industria".
Es así que no sólo las Licenciatarias deben brindar un servicio seguro y continuo, sino que también tienen la obligación de alcanzar y mantener el nivel de la calidad del servicio, no siendo suficiente solamente el cumplimiento de las normas técnicas que procuran primordialmente lograr la seguridad en las instalaciones y en su operación.
En tal sentido, debe determinarse que es precisamente un servicio prudente, eficiente y diligente, conceptos éstos que se vinculan estrechamente con el nivel internacional de calidad necesarios para la prestación del servicio licenciado, por lo que resulta imprescindible determinar Indicadores de Calidad que deban ser alcanzados por todas las Licenciatarias de gas.
En ese orden de ideas, es necesario aclarar que las normas técnicas y de servicio vigentes -como la N.A.G. 100 o el Reglamento de Servicio-, apuntan al buen funcionamiento del sistema desde el punto de vista de la seguridad y la continuidad del mismo; y a la vez deben observarse y cumplirse los mecanismos para asegurar un servicio caracterizado por la eficiencia, prudencia y diligencia, condiciones éstas que se alcanzarán mediante el cumplimiento de los Indicadores de Calidad propuestos.
Es así, que en tanto estos Indicadores permiten evaluar el nivel de calidad del servicio prestado por cada Licenciataria, la fijación de los mismos no resulta una modificación de las obligaciones impuestas en las Licencias, sino una forma de determinar el cumplimiento de la obligación de prestar un servicio eficiente, diligente, prudente, seguro y continuo.
Por otra parte, debe tenerse presente que el cumplimiento de cada Indicador de Calidad no exime a las Licenciatarias del acatamiento estricto de las disposiciones contenidas en sus respectivas Licencias.
Asimismo, corresponde que las Licenciatarias mantengan los niveles de calidad del servicio que debieron ser logrados con el cumplimiento de las Inversiones Obligatorias correspondientes al primer quinquenio de gestión, y que el ENARGAS evalúe y controle a las empresas habilitadas a fin de establecer y hacer cumplir los Indicadores que deben ser alcanzados por las mismas.
Es así que durante los primeros cinco años, las Licenciatarias de gas, además de cumplir el plan de Inversiones Obligatorias, debían respetar todas las normas técnicas vigentes. En tal sentido, después de esa etapa corresponde que las empresas mantengan el nivel de prestación de servicio que debió lograrse con esas inversiones, sin perjuicio del acatamiento a las normas técnicas que rigen la actividad.
Cabe resaltar que del mismo prólogo de la N.A.G.-100, surge que "...si bien la seguridad es la consideración básica de la norma, otros factores pueden imponer requerimientos adicionales a la especificación final de sistemas de cañerías a presión. Al no tener la N.A.G.-100 características de manual de diseño, la utilización de sus contenidos deberá ser acompañada por apropiados criterios de ingeniería."
En efecto, los Indicadores de Calidad reflejarán el resultado de la correcta aplicación de las normas, ya que éstas no se aplican bajo un criterio de libre interpretación, sino sustentada por buenas prácticas de la ingeniería y el empleo de las reglas del buen arte, tal como las propias Licenciatarias describen en sus manuales de ingeniería, construcción y operación y mantenimiento. Así, cumplir con las normas es cumplir con el servicio licenciado, mientras que ajustarse a un Indicador, es brindar dicho servicio con una adecuada calidad, siempre y tal como se ha pretendido, manteniendo inalterable los preceptos que de aquélla emanan.
De igual manera, particularizando los Indicadores Comerciales, cabe consignar que no contradicen ni exceden los alcances del Reglamento del Servicio, ya que persiguen justamente mensurar la prontitud y calidad del accionar de las Licenciatarias ante la recepción de denuncias o reclamos del público en general.
A mayor abundamiento, cabe mencionar que el ENARGAS en ejercicio de sus facultades ha dictado Resoluciones complementando y modificando los Reglamentos de Servicio tanto de Transporte como de Distribución, especificando el concepto de Calidad de Gas, en pos de establecer los valores límites admisibles en la composición del mismo (vgr. Resolución ENARGAS Nº 622/98).
Por lo expuesto se ha diseñado un mecanismo a implementar: un sistema de Indicadores de Calidad de Servicio, que asegure la continuidad de los niveles de seguridad, confiabilidad y adecuada prestación del servicio, requeridos con carácter obligatorio.
Ello así, en el entendimiento que es responsabilidad del prestador, brindar el servicio público de gas con un nivel de calidad satisfactorio, por lo que se deberá cumplir con las exigencias que aquí se establecen, realizando los trabajos e inversiones que estime conveniente.
1.3 INVERSIONES OBLIGATORIAS
El Marco Regulatorio de la industria de gas estableció un período de cinco años para la adecuación de los Activos Esenciales, con el objetivo de que cada una de las Licenciatarias del Servicio de Transporte y Distribución, alcanzasen los niveles de calidad y confiabilidad exigidos según las reglas del arte y los estándares internacionales en la materia.
Siguiendo estos principios es que en las Reglas Básicas de las Licencias de Transporte y de Distribución se establecieron las Inversiones Obligatorias; estas Inversiones del período 1993-1997 consistieron en la realización de obras que habrían de permitir poner las instalaciones de cada una de las compañías en línea con dichos estándares. (Conf. Anexo L al Pliego de Bases y Condiciones para la Venta de los Paquetes Mayoritarios de Acciones de las Sociedades Licenciatarias de la Distribución, numeral 2.1. y punto 5.1 de las RBL).
El ENARGAS controló que las Licenciatarias cumplimentaran las metas tanto físicas como económicas fijadas en las respectivas Licencias, al igual que se verificó la observancia de la normativa técnica y las reglas del arte aplicadas a la construcción de las instalaciones de transporte y distribución. En caso de desvíos y/o atrasos respecto de los alcances físicos se aplicaron distintos tipos de sanciones, en base a lo normado en el Capítulo V de las RBL.
La documentación relativa a la fijación de las tarifas iniciales y las unidades de negocio, ello es el "Projection Report" de Junio de 1992, si bien calificó como mandatorias las inversiones de categoría 1 sólo del primer quinquenio, proyectó a lo largo de la vida útil de los negocios, similares montos de inversión para hacer frente a los requerimientos normales del servicio, su expansión acorde al crecimiento de la demanda esperada, el mantenimiento de la calidad de las prestaciones, al igual que la introducción de mejoras tecnológicas.
1.4 REVISION QUINQUENAL DE TARIFAS
Atento al proceso llevado a cabo entre 1995-1997, la Autoridad Regulatoria estableció que para este segundo quinquenio, se consideraría un mecanismo que como el de Indicadores de Calidad de Servicio brindase mejores oportunidades a los operadores calificados de las Licenciatarias, luego del acabado conocimiento adquirido por los mismos de cada uno de sus sistemas, para poder seleccionar aquellas inversiones que cualitativamente mejor se adecuan a las necesidades del sistema.
Con respecto al cálculo tarifario debe notarse que los factores de ajuste X y K fueron determinados independientemente de las inversiones estimadas como necesarias para obtener un nivel internacional de calidad de servicio.
Una vez calculados los valores de los factores X y K y su incidencia en las tarifas finales se verificó que las empresas pudieran obtener una rentabilidad razonable después de todos los cambios introducidos por el proceso de RQT.
El análisis de la rentabilidad se realizó utilizando demanda y costos, incluidas las inversiones estimadas para obtener un nivel internacional de calidad de servicio.
Dichas inversiones fueron estimadas teniendo en cuenta la información presentada por las Licenciatarias.
Durante el procedimiento de la RQT, cada Licenciataria estimó el programa de inversiones que según su entender el sistema que operaba requería, quedando claro que estos planes incorporados a los denominados «Casos Base» no ocasionarían incrementos de tarifas, ya que las mismas se repagaban con la tarifa vigente en dicho momento.
Conceptualmente las inversiones necesarias para el cumplimiento de los Indicadores propuestos que reflejan la prestación de un servicio acorde a estándares internacionales, están contempladas en los respectivos análisis de negocio que cada empresa presentara y el ENARGAS analizara en oportunidad de la Revisión Quinquenal de Tarifas.
No obstante, en un sistema «price cap» los valores específicos de inversión estimados no deberían ser vinculantes. Esto es así porque la posibilidad de gastar más o menos de lo previsto forma parte del riesgo de la empresa, ya que la verificación de la posibilidad de obtener una rentabilidad razonable no constituye una garantía de beneficios.
Sin duda resulta conveniente aclarar que en la Segunda Revisión Quinquenal de Tarifas, el tema de la calidad a través del tratamiento de Indicadores de Calidad de Servicio, debe ser considerado dada la estrecha relación con las nuevas tarifas a establecer para el tercer quinquenio.
2. BASES METODOLOGICAS DEL SISTEMA DE CONTROL POR INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO
El Sistema de Control por Indicadores de Calidad conlleva en forma sintética lo siguiente:

La utilización de determinados Indicadores de Calidad de Servicio, basados fundamentalmente en parámetros de mantenimiento de los niveles específicos que debieron ser alcanzados luego de la ejecución de las inversiones obligatorias.

Indicadores de la Calidad de los servicios prestados al usuario tanto en la faz operativa como

comercial

Cuestiones relativas al impacto ambiental tanto de las operaciones que ejecuten las Licenciatarias como de las obras que realicen.

Indicadores basados en información técnica y comercial disponible internacionalmente.

a) Objetivos a ser cumplimentados. Antecedentes en que se basa la propuesta. Niveles actuales de los objetivos propuestos. Parámetros de referencia. De ser necesario, plazos para el cumplimiento gradual del objetivo.
El objetivo de fijar los Indicadores de Calidad de Servicio se basa en la necesidad de verificar la continuidad de los mantenimientos, adecuaciones tecnológicas de los niveles de seguridad, confiabilidad del sistema y desempeño de la gestión comercial, entre otros. Es decir, en síntesis, se trata de observar la calidad de servicio en su conjunto, verificando el nivel de las prestaciones.
Esta modelización, a través de un conjunto de Indicadores, intentará reflejar la calidad de los servicios prestados al cliente.
El modelo de Indicadores a aplicar será de "una sola dirección", ya que no se prevén recompensas, atento que esta Autoridad considera que existen fuertes incentivos dado el modelo de regulación vigente (por Tarifas Máximas).
Los Indicadores deberán basarse en la no discriminación, atento que todos los usuarios de gas tienen derecho a recibir el mismo nivel básico de Calidad de Servicio.
Para la instrumentación del sistema, los Indicadores deberán tener los siguientes atributos:
• Sean representativos del comportamiento del sistema.
• Ser fáciles de entender y cuantificar.
• Ser imparciales.
• Los datos requeridos para su evaluación deberán ser: trazables, verificables, no alterables y posibles de obtener por una fuente independiente.
• Ser auditables por terceras partes para determinar su certeza e imparcialidad.
• Estar relacionados con el mantenimiento de la calidad de servicio al cliente.
En base a la información suministrada por las Licenciatarias, con respecto a los niveles actuales de los objetivos propuestos, a la documentación obrante en sede de la Autoridad Regulatoria, así como a la que se recabare, tanto del ámbito nacional como internacional, el ENARGAS fijará los niveles a ser alcanzados para cada Indicador. En caso de existencia de causales técnicas justificables, dado el funcionamiento del sistema, el objetivo podrá escalonarse en el tiempo.
La evaluación y, de corresponder, la penalización de cada Indicador se efectuará por separado de forma de no permitir la compensación entre los diferentes objetivos y tener un mejor control de los desvíos. Cabe destacar que con respecto a la penalización es válido lo indicado en el punto 2.d de este informe.
En principio, los Indicadores abarcarán aspectos técnicos y comerciales acorde con niveles internacionales, de interés para esta Autoridad Regulatoria y para la sociedad en su conjunto, que reflejen, globalmente, la calidad de la prestación brindada al usuario. De allí que se los ha clasificado como Indicadores de Calidad del Servicio Comercial y Indicadores de Calidad del Servicio Técnico cuyas características se describen a continuación.
I) [i]Calidad del servicio comercial.
Los aspectos del servicio comercial están destinados a evaluar la gestión de las empresas distribuidoras en todas aquellas actividades en que interaccionen con sus clientes y con terceras personas: demoras, relación comercial, servicios, atención, prestaciones y la eficiencia con que son resueltos los reclamos y consultas que se les plantean.
Tienen como objetivo uniformar procedimientos en la atención del cliente, así como calificar y obtener opinión fundada respecto de la gestión de cada Licenciataria.
Asimismo, permitirá conocer tendencias y anticipar rectificaciones que posibiliten mejorar el servicio.
La estacionalidad deberá ser un factor a tener en cuenta, en la determinación de los valores de referencia que cada Indicador deberá alcanzar.
II) [i]Calidad del servicio técnico.
Dentro de este punto se encuentran comprendidos los siguientes aspectos:
II.1) La Transparencia del Mercado.
II.2) La Protección Ambiental.
II.3) La Operación segura y el Mantenimiento adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas (Indicadores Técnicos propiamente dichos).
En lo atinente al punto II.1, se analizará dentro del aspecto técnico para las compañías Transportistas, la disponibilidad de información operativa y de mercado por medios electrónicos de acceso público, tanto del despacho diario como de los procedimientos de oferta de nueva capacidad de transporte y la correspondiente asignación. Será responsabilidad de éstas comunicar por esta misma vía las operaciones de reventa producidas y las cesiones de capacidad. Se establecerá un Indicador que refleje estos tópicos de relevante importancia para la transparencia de la industria del gas.
Con la misma modalidad prevista para las empresas Transportistas, y con respecto a las Distribuidoras, se evaluará la información referente a cada punto de entrega de su sistema, indicando las restricciones diarias, sus causas y la última tarifa afectada a interrupción.
Los puntos II.2 y II.3 serán descriptos en los anexos pertinentes donde también se detallará el punto II.1.
En principio, cada Indicador tendrá un tratamiento acorde a las particularidades que presenta la 9a. zona licenciada que opera la Distribuidora Gas Nea S.A.
b) Fijación del plazo en que comenzará la vigencia de los Indicadores. Carácter permanente de alguno de ellos y principio de no exclusión.
Se establece el día 1º de enero de 1999 como fecha de inicio del sistema de control por Indicadores de Calidad de Servicio.
La fijación de los Indicadores que comenzarán a implementarse a partir del 1º de enero de 1999, no condiciona el establecimiento de otros que resulten convenientes fijar en el futuro, basado en la disponibilidad de información que permita su determinación y control. Tal precepto obedece al hecho de que el sistema de Indicadores debe, para reflejar adecuadamente la calidad de servicio, ser necesariamente dinámico.
Para permitir que las Licenciatarias puedan homogeneizar y perfeccionar la información, se fija un período de instrumentación desde el 1º de enero de 1999 hasta el 30 de junio de 1999, lapso en el cual el ENTE y las Licenciatarias revisarán y completarán la metodología de medición y control de los Indicadores. Paralelamente, comenzará el período de captura homogénea de datos correspondientes a la totalidad de los Indicadores.
A partir del 01 de julio de 1999 se exigirá el cumplimiento de los valores prefijados de los Indicadores de Calidad en su conjunto. El incumplimiento de los mismos dará lugar a la aplicación de sanciones acorde a la metodología a ser analizada y determinada durante el período de instrumentación.
Habiendo finalizado el segundo semestre del año 1999, se adoptará un período anual para el análisis del comportamiento de los Indicadores Técnicos, y semestral para los Comerciales.
En relación al período anual tendrá como fecha de inicio el 1º de enero de cada año y finalizará el 31 de diciembre del mismo año. De ese modo, se contará con la información de los Indicadores de Calidad de todas las Licenciatarias, el día 15 de febrero del año posterior a la finalización del período de análisis.
c) Metodología de control a implementar. Presentación de la información.
El método de control dependerá de la naturaleza de cada Indicador; éstos podrán consistir en: auditorías de trazabilidad de los datos aportados, auditorías "in situ" de los trabajos realizados y controles de la operabilidad de las instalaciones ante condiciones de consumo creciente.
La presentación de la información y el período de evaluación que comprenderá cada Indicador, se describe en los respectivos anexos, donde se los ha desarrollado.
La información a aportar deberá ser clara y presentada en término, a fin de posibilitar el control. El incumplimiento de la Licenciataria de su deber de suministro de información será sancionado en forma independiente de la evaluación que correspondiere del Indicador del que se tratare.
d) Penalización por incumplimientos.
Los nuevos objetivos a cumplir por las Licenciatarias, que se han denominado Indicadores de Calidad del Servicio, resultan de carácter obligatorio, y es el ENARGAS el encargado de exigirlos y, a su vez, velar por su estricto cumplimiento. (Art. 2º, Incs. a), b), e) y f); Art. 52 Incs. b), m) y x) de la Ley Nº 24.076; Art. 52 Ap. 2 de la Reglamentación por Dec. 1738/92 del citado texto legal y Numeral 8.1.2 RBL).
En caso de desvíos respecto de los parámetros establecidos, la falta de cumplimiento de los Indicadores podrá ser sancionada conforme a la modalidad que se determine durante el "período de instrumentación", la que será dada a conocer a su debido tiempo.
Más allá de cuál sea el régimen sancionatorio que se implementará, la Licenciataria no verá menoscabado su derecho de defensa.
Se respetará el principio de "non bis in ídem" establecido en el Cap. XI del Decreto Nº 1738/92, a los efectos de evitar que se sancione a la empresa dos veces por la misma causa.
A su vez, también resultarán de aplicación las mismas reglas y principios consagrados en el Capítulo XII del Decreto mencionado.
Respecto de los Indicadores de Calidad del Servicio Comercial, podrá implementarse un sistema de pago de indemnizaciones a los usuarios afectados por el desvío en la calidad del servicio prestado.
e) Modalidad de publicación de los niveles de cumplimiento de los Indicadores. Reglamentación de la Ley Nº 24.076 (Dec. 1738/92) - Art. 52 (inc. 3) "Orden de méritos".
Es facultad de esta Autoridad el publicar informes periódicos conteniendo las novedades producidas durante el año en aspectos tales como: reclamos de clientes, cumplimiento de las normas de servicio, entre otros, pudiendo hacer público un orden de méritos de los prestadores en estos aspectos.
Las publicaciones serán de carácter periódico y sistemático. Revestirá especial importancia, tanto para los Indicadores Comerciales como para los Técnicos, la conformación de Indices Globales que permitan establecer órdenes de mérito (rankings), con una visión amplia y donde se visualicen las posiciones relativas de cada una de las empresas, en lo que respecta a su Calidad del Servicio Comercial y Calidad del Servicio Técnico.
Esta información publicada en forma adecuada y entendible dará transparencia al mecanismo de Indicadores a implementar.
Los Indicadores fijados por el ENARGAS y los plazos estimados para su registro y medición serán dados a conocer, entre otros, a:
• Asociaciones de Usuarios reconocidas.
• Defensoría del Pueblo de la Nación y de cada Ciudad con suministro de gas.
• Organismos de Control.
• Autoridades Nacionales, Provinciales y Municipales.
3. ASPECTOS PARTICULARES
Se adjuntan como Anexos II y III, el detalle de los Indicadores de Calidad de Servicio Comercial de Distribución y los Indicadores de Calidad del Servicio Técnico de Distribución, respectivamente.
Se adjunta como Anexo IV, el detalle de los Indicadores de Calidad de Servicio Técnico de Transmisión.
ANEXO II
Licenciatarias de Distribución
INDICES DE CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL
Introducción
Los Índices de Calidad de Servicio Comercial, están destinados a evaluar la gestión de las distribuidoras en las actividades que interaccionan con los usuarios y terceras personas, es decir aquellas situaciones propias de las relaciones comerciales, de la prestación de servicios, del suministro de gas domiciliario y de la atención de reclamos.
Se ha buscado un procedimiento que permita obtener opinión fundada respecto de la gestión de cada Licenciataria, a la vez que facilite tendencias y proporcione el conocimiento de sus posiciones relativas.
Por sus características particulares, a los efectos prácticos de definir áreas de análisis y direccionar las auditorías hacia aquellas que denoten mayor nivel de conflictos, los Indicadores seleccionados se han agrupado en tres conjuntos: A, B y C.
Los índices del Grupo A surgen de la cantidad de reclamos procedentes que se plantean en las Distribuidoras, clasificados en tres rubros principales: Facturación, Inconvenientes de Suministro y Gestión de Prestaciones; a cada uno de estos rubros corresponde un Indice de Calidad de Servicio. Esto permite analizar la gestión de reclamos de las Licenciatarias en cada una de las áreas específicas en que se divide la totalidad de los reclamos que reciben las Licenciatarias.
Para el Grupo B se han elaborado dos índices; uno da cuenta de todos los reclamos procedentes, v.g. las situaciones anómalas que se plantean en las Distribuidoras (Índice de Reclamos ante las Licenciatarias); el otro, la cantidad de reclamos procedentes relacionados con los procedentes recibidos en el ENARGAS previo tratamiento por parte de la Licenciataria; esto da una idea del tratamiento que se les da a los reclamos que plantean los usuarios (Indice de Satisfacción del Usuario).
En los Grupos A y B, a efectos de posibilitar la comparación entre Licenciatarias, en orden de anular las diferencia cuantitativas de usuarios que tienen las empresas entre sí, se toma como parámetro la cantidad de reclamos cada 1.000 usuarios.
Por otra parte, se adoptó como criterio, para cada rubro y período analizado, tomar como nivel de referencia el promedio de la cantidad de reclamos procedentes correspondientes al conjunto de las Licenciatarias más una banda equivalente a la desviación estándar del promedio de los valores analizados.
En la práctica, por no disponer de información estadística, se estudiará la evolución de los promedios durante los primeros 6 meses del año 1999, de manera de recopilar datos sobre el comportamiento de los valores que se van desarrollando, a partir de ello se anulará la desviación estándar y se establecerá un nivel de referencia fijo para cada índice con nivel de tolerancia cero (0) .
Estos índices, de considerarse indispensable, podrán ser rectificados si en el transcurso del segundo semestre se hubiesen detectado factores que inciden estacionalmente.
Los tres grupos conformados operan sobre la base de información generada mes a mes por las propias licenciatarias, quienes la deberán presentar mensualmente (a mes vencido) en soporte magnético, antes del 15 del mes siguiente a su acontecimiento, sin tener en cuenta el período de evaluación y publicación de los índices que corresponda.
Para el control de los datos suministrados por las Licenciatarias se efectuarán auditorías en las fuentes de información; para ello, las empresas deberán disponer de un sistema que permita demostrar la validez de los valores remitidos, esto es, arbitrarán los medios para auditar la información que suministren para la conformación de los Índices.
Para todos los índices, se fijará un factor de tolerancia del 5% durante el primer año, reduciéndose a 0% para el segundo período en los correspondientes a los Grupos A y B, y al 2% en el caso de los pertenecientes al Grupo C.
En el Grupo C, la determinación de los índices es directa y tratan de evaluar aspectos relacionados con las demoras en establecer contacto con los recurrentes una vez planteado el reclamo vía telefónica, postal o por Libro de Quejas.
En el Indice de Demora en las Respuestas a los Reclamos, el valor fue tomando en consideración lo que se estima un margen admisible de tardanza.
En el caso del Indice de Demora en la Atención Telefónica, el valor referencial surge de un nivel empleado internacionalmente. Su implementación depende de la instalación en cada Distribuidora de un Centro de Atención Telefónica de Contactos (CATC); a esos efectos, a las Licenciatarias se les da un plazo de 6 meses a partir del 1º de enero de 1999, debiendo antes del 1º de marzo de ese año presentar una propuesta de diagramación.
Dicha propuesta deberá contemplar, como mínimo, los siguientes aspectos:
• Cantidad de centros y ubicación prevista para atender toda la zona.
• Características de las líneas telefónicas exclusivas para atención de contactos.
• Número de operadores y horario de atención de cada centro.
• Características del sistema informático a utilizar por los operadores del CATC para asignar automáticamente número al reclamo y acceder a la base de datos de usuarios de la Licenciataria.
• Dispositivo a instalar en cada CATC para registrar el número telefónico de la llamada entrante, tiempo transcurrido hasta la atención personal de la misma y su duración. Esta información se remitirá diariamente a la Sede Central del ENARGAS por correo electrónico, en formato Excel.
• Fecha prevista para la puesta en operación de cada CATC.
• Monto de la inversión que demandará la implementación del sistema.
GRUPO A

INDICE l - Denominación: GESTION DE FACTURACION

Definición:
Cantidad de reclamos procedentes por facturación cada 1000 usuarios que se presentan a las Licenciatarias.
[i] Objetivo:
Denotar situaciones relacionadas con:
1. Facturación errónea.
a) lectura errónea
b) tarifa incorrecta
c) concepto erróneo
d) falla del medidor
e) medidores tergiversados
f) problemas en instalación interna
g) actualización incorrecta de deuda
h) estimación errónea
i) ilícitos
2. Factura no recibida.
3. Factura recibida con atraso.
4. Reclamo deuda inexistente.
5. Cobro cargo incorrecto.
6. Error en el período de consumo facturado.
7. Datos de usuario incorrectos.
8. Corte improcedente de suministro.
9. Otros de facturación y gestión de deudas.

INDICE ll- Denominación: INCONVENIENTES EN EL SUMINISTRO DE GAS DOMICILIARIO

Definición:
Cantidad de reclamos procedentes por problemas en el suministro de gas domiciliario cada 1000 usuarios que se presentan a las Licenciatarias.
Objetivo:
Denotar situaciones relacionadas con:
1. Escaso suministro (sin gas/poco gas).
a) problema de baja presión de red
b) problema en el regulador
c) problema en el medidor
d) problema en la instalación interna
2. Pérdida de gas (olor a gas).
a) pérdida en redes y servicios
b) pérdida en instalaciones internas
c) pérdida en medidor
d) rotura de instalaciones por parte de terceros
e) causa no imputable al sistema
f) rehabilitación indebida o ilícito
3. Otros por inconvenientes en el suministro de gas.

INDICE lll - Denominación: GESTION DE PRESTACIONES

Definición:
Cantidad de reclamos procedentes por la gestión en las prestaciones solicitadas a las Licenciatarias cada 1000 usuarios.
Objetivo:
Denotar situaciones relacionadas con:
1. Demora en atender solicitud de cierre de suministro.
2. Habilitación o rehabilitación demorada.
a) demora en la rehabilitación (reapertura) por corte
b) demora en factibilidad
c) demoras en inspecciones
d) demoras del reclamante o su matriculado
3. Reparación vía pública incorrecta o demorada.
4. Mala atención al reclamante.
a) demora en la atención personal o telefónica
b) negativa a tomar el reclamo
5. Otros por gestión de prestaciones
--- o ----
Los siguientes rubros son comunes a los tres índices que componen el Grupo A.
Nivel de referencia:
Se analizará la evolución de los promedios durante los primeros 6 meses, luego del cuales se establecerá un nivel de referencia fijo.
Tolerancia durante el primer año: 5%
Tolerancia después del primer año: 0%
Periodicidad:
Semestral.
Vigencia del Indicador:
A partir del 1º de enero de 1999 < seguimiento de control mensual
A partir del 1º de julio de 1999 < verificación semestral

GRUPO B

INDICE lV - Denominación: RECLAMOS ANTE LAS LICENCIATARIAS

Definición:
Cantidad de reclamos procedentes recibidos en las Distribuidoras cada 1000 usuarios.
Objetivo:
Denotar la cantidad porcentual de situaciones anómalas que se plantean a cada una de las distribuidoras.

INDICE V - Denominación: SATISFACCION DEL USUARIO

Definición:
UNO (1) menos la cantidad de reclamos procedentes recibidos en el ENARGAS, previo tratamiento de las Distribuidoras, cada 1000 reclamos efectuados en las Licenciatarias.
Denotar la cantidad de reclamos procedentes que son resueltos por las Licenciatarias a satisfacción del usuario sin intervención de ENARGAS, v.g. Grado de Satisfacción.
Los siguientes rubros son comunes a los dos índices del Grupo B:
Nivel de referencia:
Se analizará la evolución de los promedios durante los primeros 6 meses, luego del cual se establecerá un nivel de referencia fijo.
Tolerancia durante el primer año: 5%
Tolerancia despues del primer año: 0%
Periodicidad:
Semestral.
Vigencia del Indicador:
A partir del 1º de enero de 1999 < seguimiento de control mensual
A partir del 1º de julio de 1999 < verificación semestral

GRUPO C

INDICE Vl - Denominación: DEMORA EN LA ATENCION TELEFONICA

Definición:
Demora en atender persona a persona en determinado tiempo los llamados recibidos vía telefónica.
Objetivo:
Denotar las demoras en atender los reclamos presentados telefónicamente.
Nivel de referencia:
El valor referencial surge de nivel empleado internacionalmente afectado de un factor de tolerancia Indice de Demora en la Atención Telefónica: 30"
Tolerancia durante el primer año: 5% de los llamados atendidos fuera de los 30" primeros.
Tolerancia despues del primer año: 2% de los llamados atendidos fuera de los 30" primeros.
Periodicidad:
La verificación del cumplimiento del Indicador será semestral.
Vigencia del Indicador:
A partir del 1º de julio de 1999.
NOTA:
Su implementación depende de la instalación en cada Distribuidora de un Centro de Atención Telefónica de Contactos (CATC); a esos efectos, a las Licenciatarias se les da un plazo de 6 meses a partir del 1º de enero de 1999, debiendo antes del 1º de marzo de ese año presentar una propuesta de diagramación (ver Introducción).

INDICE VII - Denominación: DEMORA EN ACUSAR RECIBO DE LOS RECLAMOS PRESENTADOS POR LIBRO DE QUEJAS O VIA POSTAL

Definición:
Demora en acusar recibo, en forma expresa, de los reclamos presentados por libro de quejas o vía postal.
Nota: en la comunicación se deberá informar la fecha prevista de la solución del reclamo, la cual deberá estar en un todo de acuerdo a la normativa y resoluciones vigentes.
Objetivo:
Denotar las demoras en acusar recibo de los reclamos presentados por libro de quejas o vía postal.
Nivel de referencia:
El valor fue fijado teniendo en cuenta márgenes admisibles de acuse de recibo de los reclamos presentados.

Indice de Demora en las Respuestas a los Reclamos:	5 días hábiles primer año.
	3 días hábiles a partir del 2º año.

Tolerancia:
Primer año < 5% de los acuse de recibo fuera de los 5 días hábiles de recibido el reclamo.
Segundo año < 2% de los acuse de recibo fuera de los 3 días hábiles de recibido el reclamo.
Periodicidad:
La verificación del cumplimiento del Indicador será semestral.
Vigencia del Indicador:
A partir del 1º de enero de 1999.

ANEXO III
Licenciatarias de Distribución
CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO
La calidad del servicio técnico se evaluará en base a los siguientes grupos de Indicadores:
Indicadores de Transparencia del Mercado.
Indicadores de Protección Ambiental.
Indicadores de Operación y Mantenimiento de los sistemas de distribución de gas.

INDICADORES DE TRANSPARENCIA DEL MERCADO

Los Indicadores que componen este grupo son básicamente los mismos, pero con distinto grado de detalle en el tiempo.
Indicador #1 -
1- Publicar los días en que hubieran acontecido restricciones en los servicios ofrecidos por las Distribuidoras correspondientes al día operativo anterior, las causas que las originaron (restricciones de gas, transporte o distribución) y la última tarifa afectada al corte en cada subzona tarifaria.
2- Publicar estadísticas de los servicios interrumpidos, con las distintas categorías de usuarios afectados y los días de recurrencia.
3- Publicitar las ofertas de Cesiones de Capacidad que se realicen de acuerdo al art. 3 de la Resolución ENARGAS Nº 419, las Ofertas recibidas y las Adjudicaciones realizadas.
Indicador #2 -
1- Publicar los días en que hubieran acontecido restricciones en los servicios ofrecidos por las Distribuidoras correspondientes al día operativo anterior, las causas que las originaron (restricciones de gas, transporte o distribución) especificando los volúmenes que fueron objeto de restricciones y la última tarifa afectada al corte, en cada subzona tarifaria afectada.)
2- Publicar estadísticas de los servicios interrumpidos, con las distintas categorías de usuarios afectados y los días de recurrencia.
3- Publicitar las ofertas de Cesiones de Capacidad que se realicen de acuerdo al art. 3 de la Resolución ENARGAS Nº 419, las Ofertas recibidas y las Adjudicaciones realizadas.
Definición
Cada Distribuidora deberá encargarse de la publicación de su parte en una página del ENARGAS, cuya metodología se informará oportunamente. El Indicador de comunicaciones electrónicas requerirá a las distribuidoras que para el 1-abr-99, tengan implementada la disposición de la información vía Internet. La página Web deberá estar actualizada cada día a las 10 a.m. con el despacho operado el día anterior.
Esta página incluirá la información centralizada sobre la Industria del Gas, y debe tener una denominación que facilite su búsqueda por los interesados.
Deberán igualmente estar disponibles los archivos de los días anteriores, hasta acumular tres años de registros. Adicionalmente se detallarán las estadísticas de cortes del mes en curso, el acumulado anual y su comparación con iguales meses y años anteriores.
El Indicador #2- reemplazará al Indicador #1 a partir de 1-ene-2000 y la publicación tendrá que estar actualizada cada día a partir de las 10 horas a.m..
Objetivos
La idea es implementar un método de difusión adecuado para el conocimiento público, de la mayor tarifa que sufrió las restricciones operativas. Esto hará posible obtener para la industria en general información valiosa sobre los servicios ofrecidos. El desarrollo de lenguajes y prácticas comunes hará posible una mayor integración en la industria y generará eficiencia y pro-competitividad.
El conocimiento público de los volúmenes cortados y sus distintos orígenes (restricciones de gas, transporte o distribución) servirá de guía para quienes desean contratar servicios de manera que puedan evaluar correctamente la forma de hacerlo, conociendo los riesgos asociados.
En un sistema como el utilizado en la Argentina, los Cargadores que contrataron capacidad en firme pagando los cargos de reserva, tienen un servicio superior que aquellos que son interrumpibles, que toman el riesgo de ser cortados, por lo tanto la información tiene un valor fundamental para eficientizar el uso de la capacidad disponible por la mayor cantidad de agentes posibles.
Esta fuente de información proveerá el apropiado incentivo que alienta la Autoridad de Control para incrementar la competencia, lo que permitirá agregar al sistema, la transparencia de información que reclaman los consumidores y otorgará mayor flexibilidad a las operaciones, evitando eventuales maniobras colusivas.
Valor de referencia
La información en tiempo y forma diaria deberá verificarse en un 90% del total de días que requieran publicación para el año 1999 y 95% para el año 2000 en adelante.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será permanente con publicaciones diarias, cuando ocurran restricciones.
Método de Control
Podrá ser evaluado a través del cumplimiento diario en tiempo y forma de la requisitoria impuesta por el Indicador .
1- La medición se hará a las 10 a.m. de cada día operativo para el Indicador #1 y a las 10 a.m. para el Indicador # 2.
2- La calidad de la información es la fijada en el valor de referencia.

INDICADORES DE PROTECCION AMBIENTAL.

Indicador #1 - Ruidos en plantas de Regulación
Definición
Nivel de Ruido en las inmediaciones de Plantas de Regulación de Presión.
Objetivo
Control mínimo periódico de la contaminación sonora, adecuando las instalaciones para lograr niveles aceptables de ruido en plantas de Regulación de Presión.
Valor de referencia
Se tomarán como valores de referencia para el Indicador, los valores indicados en la norma GEN1- 148 "Condiciones de seguridad para la ubicación e instalación de estaciones de separación y medición y estaciones reductoras de presión", punto 2.10 Nivel Sonoro.
Exterior zona residencial diurno: 55 dB
Exterior zona residencial nocturno: 35 dB
Estos valores se deberán verificar desde el punto más próximo de la vivienda más cercana a la planta reguladora.
En las zonas no residenciales se deberá verificar en el exterior del recinto un nivel sonoro inferior a los 70 dB
Para la Medición y Calificación de los ruidos se tendrá en cuenta la norma IRAM 4062.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser permanente. Las Prestadoras deberán informar los valores obtenidos de las mediciones efectuadas durante operaciones rutinarias de mantenimiento al final de cada período anual. La frecuencia con que las mediciones deben ser realizadas es cada 15 días corridos durante el "Período Invernal" (del 1º de mayo al 30 de septiembre) y cada 30 días corridos el resto del año. El 50% de las mediciones deberá efectuarse en horario nocturno, como mínimo.
Las Licenciatarias deberán remitir a los 10 días hábiles de finalizado el período evaluado, la planilla debidamente confeccionada, denominada "Emisión de Ruido en Plantas Reguladoras" cuyo modelo acompaña al presente anexo.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados. Los Prestadores deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medido, en ninguna circunstancia han sobrepasado los valores indicados como de referencia. El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador .
El nivel de cumplimiento (nc) se determinará mediante la siguiente expresión:
Fórmula
nc = (a1 . nML + a2 . nAE ) x 100
donde:
0 £ nc £ 100 Porcentaje de mediciones que cumplen con el Indicador.
0 £ nML £ 1 Indice de Mediciones Licenciataria
0 £ nAE £ 1 Indice de Auditorías ENARGAS
a2 = f (C0; nAE) C0: Confianza inicial (Determinado por ENARGAS)
a1 = 1 - a2
Asimismo los índices nML y nAE serán determinados de la siguiente manera:
nML = (ML - NCL) / ML
donde:
ML: Universo de mediciones remitidas por la Licenciataria.
NCL : Totalidad de mediciones, de las remitidas por la Licenciataria, que no cumplen con el Indicador.
nAE = (n - ncAE) / n
donde:
n: Totalidad de mediciones relevadas por las auditorías del ENARGAS.
Siendo n = f (C0)
ncAE : Mediciones, de las relevadas por las auditorías del ENARGAS, que no cumplen el Indicador.
Indicador #2 - Difusión de Olor en Plantas de Odorización
Definición
Difusión de Olor por pérdidas de agente odorante en las proximidades de Plantas de odorización.
Objetivo
Evitar el enmascaramiento de una pérdida de gas odorizado, por presencia de una atmósfera enrarecida con vapores de odorante. Evitar molestias ambientales.
Valor de referencia
No debe percibirse olor a gas por habitantes que circunden las estaciones para la Odorización, en virtud de las molestias ambientales ocasionadas, y el riesgo que esto generaría, por impedimento de las personas a distinguir el olor proveniente de ese punto respecto a aquel que pudiera corresponder a una fuga de gas odorizado.
El Indicador tiene el propósito de evitar la existencia de olor a una distancia menor de 10 metros respecto a la vivienda más cercana a la planta.
El radio de seguridad quedará determinado por la distancia entre la planta y la vivienda más cercana menos los 10 metros definidos anteriormente. Dicho radio no podrá ser mayor que 50 metros.

Periodicidad
El cumplimiento del Indicador debe ser Permanente. Las Prestadoras deberán llevar un registro de la situación de cada planta, con la misma frecuencia establecida en la Resolución 367, punt 3: (Frecuencia), referida a la sección 625 de la NAG 100 (Odorización), e informarán anualmente los valores obtenidos.
Las Licenciatarias deberán remitir a los 10 días hábiles de finalizado el período evaluado, la planilla debidamente confeccionada, denominada "Difusión de olor en Plantas de Odorización" cuyo modelo acompaña al presente anexo.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados. Los Prestadores deberán demostrar a través de sus registros, que en ninguna circunstancia se ha sobrepasado el valor límite de referencia. El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
El nivel de cumplimiento (nc) se determinará mediante la siguiente expresión:
Fórmula
nc = (a1 . nML + a2 . nAE ) x 100
donde:
0 £ nc £ 100 Porcentaje de determinaciones que cumplen con el Indicado.
0 £ nML £ 1 Indice de Mediciones Licenciataria
0 £ nAE £1 Indice de Auditorías ENARGAS
a2 = f (C0; nAE) C0: Confianza inicial (Determinado por ENARGAS)
a1 = 1 - a2
Asimismo los índices nML y nAE serán determinados de la siguiente manera:
nML = (ML - NCL) / ML
donde:
ML: Universo de mediciones remitidas por la Licenciataria.
NCL: Totalidad de mediciones, de las remitidas por la Licenciataria, que no cumplen con el
Indicador.
nAE = (n - ncAE) / n
donde:
n : Totalidad de mediciones relevadas por las auditorías del ENARGAS.
Siendo n = f (C0)
ncAE : Mediciones, de las relevadas por las auditorías del ENARGAS, que no cumplen el Indicador.
Indicador #3 - Ruidos en Plantas Compresoras
Definición
Nivel de Ruido en Plantas Compresoras.
Objetivo
Limitar la contaminación sonora, adecuando las instalaciones para lograr niveles aceptables de ruido en plantas de compresión.
Valor de referencia
Se tomarán como valores de referencia para el Indicador, los valores indicados en las normas GEN1- 126, "Normas Mínimas de Seguridad en Plantas Compresoras de Gas Natural".
Para la medición y calificación de los ruidos se tendrá en cuenta la norma IRAM 4062.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador será permanente. Las Licenciatarias deberán informar los valores obtenidos por mediciones cuatrimestrales efectuadas durante operaciones rutinarias, las que posibilitarán el trazado de curvas isosónicas.
Método de Control
El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Las Licenciatarias deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medidos, en ninguna circunstancia han sobrepasado el valor límite de referencia.

Indicador #4 - Eliminación de Gases Contaminantes
Definición
Disminución del nivel de los gases contaminantes en los escapes de turbocompresores y motocompresores.
Objetivo
Impulsar el uso de tecnologías con el objeto de lograr un menor nivel de contaminación ambiental.
Valor de referencia
Los valores máximos de emisiones de NOX, CO y SO2, que deberán cumplir las plantas compresoras de gas natural serán los indicados en la tabla adjunta.

CONTAMINANTE	SIMBOLO	mg/m³	ppm	Período
Dióxido de azufre	SO2	1,300 (1) 0,365 (1) 0,080 (3)	0,50 (1 , 2) 0,14(1) 0,03 (3)	3 horas 24 horas 1 año
Monóxido de carbono	CO	10,000 (1) 40,082 (1)	9 (1) 35 (1)	8 horas 1 hora
Oxidos de nitrógeno (expresado como NO2)	NOx	0,400 0,100 (3)	0,2 0,053 (3)	1 hora 1 año

medidos a 25° C y 1 atmósfera
(1) No puede ser superado este valor más que una vez al año.
(2) Corresponde a norma secundaria.
(3) Media aritmética anual.
Periodicidad
La información será suministrada una vez por año y contendrá el índice de contaminación de cada equipo de compresión calculado en forma anual.
Método de Control
El valor del índice será obtenido de acuerdo a lo indicado en el ASME B 133.9 - 1.994 (Measurement of Exhaust Emissions from Stationary Gas Turbine Engines).

INDICADORES DE OPERACION Y MANTENIMIENTO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS

La calidad del servicio técnico se evaluará en base a Indicadores, clasificados de la siguiente manera:
Subgrupo I Control de Fugas y Mediciones
Subgrupo II Control de Plantas Reguladoras
Subgrupo III Atención de Emergencias

Subgrupo I - Control de Fugas y Mediciones
Este subgrupo de Indicadores tiene por finalidad el mantenimiento en niveles aceptables el gas que se pierde en las operaciones de Distribución, ya sea por fugas o por errores de medición.
Los Indicadores que componen este grupo son los siguientes:
Indicador #1 - Porcentaje de Gas no Contabilizado
Indicador #2 - Protección Catódica
Indicador #3 - Fugas por Kilómetro
Indicador #4 - Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2
Indicador #1 - Porcentaje de Gas no Contabilizado
Definición
Porcentaje de Gas perdido, que el Operador no puede contabilizar, debido principalmente a: Pérdidas, Errores de medición y Errores de facturación
Objetivo
Evidenciar los esfuerzos que realizan las Licenciatarias para la reducción progresiva del Porcentaje de Gas no Contabilizado.
Valor de referencia
Valor que surja de la memoria de cálculo presentada por cada Licenciataria. La evolución se evaluará a partir de los valores históricos anuales acumulados.
Periodicidad
Los Prestadores deberán presentar los Balances Energéticos y las memorias de cálculo del Gas no contabilizado por punto de entrega, con frecuencia Anual, donde se informen los valores resultantes, tanto positivos como negativos.

Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados y verificando la metodología de cálculo utilizada por cada Operador en sus balances energéticos.
Para evaluar este Indicador se deberá arribar primero a una metodología de cálculo de los balances, la que debe ser uniforme para todos los Operadores.
Indicador #2 - Protección Catódica.
Definición
Control de la Protección Catódica de redes y gasoductos mediante la aplicación de los criterios normativos, verificados a través de una metodología prefijada.
Objetivo
Promover y orientar los Programas de los Prestadores, con el fin de obtener un efectivo Nivel de Protección Catódica de los Gasoductos y Redes de acero, aplicando de la manera más eficiente los Criterios definidos en la NAG-100 (Apéndice D).
Valor de referencia
En las Reglas Básicas de la Licencia se dispuso la realización de Inversiones Obligatorias, con el objeto de alcanzar en el año 1997 (Quinto año de la Licencia) en el rubro Protección Catódica, que las cañerías estén protegidas adecuadamente el 100%, según los criterios establecidos en el Apéndice D de la NAG-100.
El propósito es tener controlada la corrosión en las cañerías de acero (Gasoductos y Redes) y para evaluar dicho control en los sistemas de distribución se adoptará uno de los siguientes criterios:
1.2. Un potencial negativo de polarización de 850mV OFF con respecto a un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado, usado en general en los sistemas que tienen buen revestimiento.
1.3. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica. Cuando se trate de líneas de transmisión localizadas en zonas urbanas o clasificadas como trazados clase 3 o 4, la aplicación de este criterio demandará la realización de mediciones "Paso a Paso".
Las Licenciatarias de Distribución, basándose en los relevamientos de los potenciales durante los cinco años de la Licencia, deberán definir cuáles son los gasoductos y redes que cumplen con el criterio 1.2. y cuáles con el 1.3.
La comprobación de que se alcanzó el 100% de la protección de las cañerías de acero, se verificará cuando se haya realizado un relevamiento de acuerdo al siguiente procedimiento:
(A) En los sistemas declarados por la Licenciataria, para los que se adopte el criterio 1.2, deberá hacerse cada 5 años como mínimo, un relevamiento de los potenciales ON, OFF y Natural. La cantidad mínima de mediciones será de una cada 1.000 metros, más los puntos singulares (válvulas, cañoscamisa, etc.).
Se efectuará un relevamiento anual para control midiendo potenciales ON.
Si el resultado de tal relevamiento indicara que:
(1) algunos parámetros del sistema, suelo, cañería, recubrimiento, podrían haber cambiado; o
(2) la medición del potencial ON hubiera variado con respecto al año anterior, de tal manera que induzca algún cambio importante en los parámetros del sistema;
deberán tomarse las acciones correctivas correspondientes (aumento de las corrientes de inyección, control de la resistividad del terreno, etc.) y se procederá luego a la verificación mediante el relevamiento de los potenciales ON y OFF. Si se obtienen valores adecuados de esos potenciales, se comenzará al año siguiente con el procedimiento indicado, tomando solamente los potenciales ON.
En el caso de no cumplir con el criterio de los -850 mV OFF, la Licenciataria evaluará si cumple con los 100 mV de polarización, pudiéndose reclasificar a dicho sistema como uno que cumple con el criterio 1.3.
(B) En los sistemas declarados por la Licenciataria, para los que se adopte el criterio 1.3, deberá hacerse un relevamiento de los potenciales ON, OFF y Natural cada tres (3) años como mínimo.
La distancia entre dos puntos de medición consecutivos no podrá ser nunca mayor a trescientos (300) metros. La cantidad de puntos de medición surgirá de aplicar esta distancia al sistema, más los puntos singulares (válvulas, caños camisa, etc.).
La mayor cantidad de puntos de medición requerida en este caso está relacionada con los errores que afectan las mediciones de potencial ON y OFF, ya que al determinar los 100mV de polarización por diferencia (operación en la que se potencia la propagación de errores), hace recaer en tal determinación una incertidumbre que puede ser mayor que el valor a medir.
Se hará un relevamiento anual para control, midiendo potenciales ON.
Si el resultado de tal relevamiento indicara que:
(1) Algunos parámetros del sistema, suelo, cañería, recubrimiento hayan cambiado; o
(2) la medición del potencial ON y OFF haya variado con respecto al año anterior, de tal manera que induzca algún cambio importante en los parámetros del sistema;
deberán tomarse las acciones correctivas correspondientes (aumento de corriente, etc.) y se procederá a su verificación mediante los relevamientos de los potenciales ON y OFF.
En caso de no cumplir con el criterio de los 100 mV de polarización se procederá a realizar un relevamiento de los potenciales ON y OFF, paso a paso para gasoductos y servicio por servicio para las redes. Esto permitirá ejecutar los trabajos correctivos correspondientes (reparaciones de fallas o interferencias, recubrimiento o cambio de la cañería, etc.).
Luego se procederá a una toma general de potenciales ON, OFF y Natural y se evaluará si cumple el criterio de los 850 mV, en cuyo caso puede reclasificarse o continuar con el criterio de los 100 mV de polarización.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual.
Las fechas para el reporte y cierre responderán al siguiente cronograma:
Cuando hubiere casos de aplicación del criterio 1.3, las Licenciatarias informarán a ENARGAS antes del 28 de febrero de cada año, la localización de todos sus puntos de medición de potencial cada 300 metros. El IAE podrá determinarse en cualquier momento entre esa fecha y el 1 de octubre de cada año.
Cuando el criterio aplicado sea el 1.2, el IAE se podrá determinar en cualquier momento entre principios de enero y octubre de cada año.
El IML deberá informarse a ENARGAS, en todos los casos, antes del 1 de octubre de cada año y en soporte magnético.
El índice de protección IP será determinado por ENARGAS al 1 de diciembre, debiendo obtenerse un valor firme del mismo antes del 20 de diciembre de cada año.
Fórmula
IP = (a1 . IML + a2 . IAE ) x 100
donde:
0 £ IP £ 100 Porcentaje de Protección Catódica.
0 £ IML £ 1 Indice de Mediciones Licenciataria
0 £ IAE £ 1 Indice de Auditorías ENARGAS
a2 = f (C0; IE ) C0: Confianza inicial (Determinado por ENARGAS)
a1 = 1 - a2
Asimismo los índices IML e IAE serán determinados de la siguiente manera:
IML = (ML - NCL) / ML
donde:
ML: Universo de mediciones remitidas por la Licenciataria.
NCL: Totalidad de mediciones, de las remitidas por la Licenciataria, que no cumplen con el criterio establecido por la Licenciataria.
IAE = (n - ncAE) / n
donde:
n : Totalidad de mediciones relevadas por las auditorías del ENARGAS.
Siendo n = f (C0)
ncAE : Mediciones, de las relevadas por las auditorías del ENARGAS, que no cumplen el criterio establecido por la Licenciataria.
Método de Control
ENARGAS efectuará auditorías en las que se medirán potenciales de polarización, debiendo verificarse que cumplan con el criterio definido por la Distribuidora para cada uno de los puntos de medición.
Los puntos en los que se medirán potenciales serán seleccionados por ENARGAS, tanto en cantidad como en ubicación.
Indicador #3 - Fugas por Kilómetro
Definición
Cantidad de Pérdidas detectadas por denuncias (de cualquier grado), que se produzcan en la cañería principal y servicios del sistema de distribución atendido por un Prestador, dividido por la longitud en kilómetros, en el período de un año.
Objetivo
Acentuar la eliminación progresiva de las pérdidas de gas producidas en las redes, con el fin de mantener o mejorar los niveles obtenidos de fugas por kilómetro alcanzados por las realizaciones del primer quinquenio, logrando en el futuro mejores condiciones de integridad y confiabilidad en los sistemas operados por los Prestadores.
Valores de referencia
Los valores de referencia serán los informados durante el año 1997.
Se define Cantidad de Fugas Por Kilómetro, considerando aquellas fugas que:
1. Hayan sido detectadas a partir de denuncias recibidas por las Licenciatarias.
2. Hayan sido confirmadas y localizadas en Cañerías Principales y Servicios, quedando excluidas de este Indicador las fugas detectadas en medidores, nichos de medición, instalaciones internas de los usuarios y todas aquellas surgidas de la búsqueda sistemática de fugas de las Compañías.

Donde:
Fk = Fugas por kilómetro.
fd = Fugas detectadas y confirmadas a partir de denuncias realizadas por terceros, en el período de un año.
lk = Longitud de la cañería, expresada en kilómetros al comienzo del período de evaluación.
Fk ⁹⁷ = Fugas por kilómetro de referencia, valor correspondiente al año 1997.
Fd ⁹⁷ = Fugas detectadas y confirmadas a partir de denuncias realizadas por terceros, en el período del año 1997.
Lk ⁹⁷ = Longitud de la cañería expresada en kilómetros al comienzo del año 1997.
Resultando el valor de referencia:

Válido para Fk < Fk 97 . Si Fk £ k ⁹⁷ , nc = 100.
Se considerará como longitud en kilómetros de la cañería, a la suma de las longitudes parciales de los sistemas de Distribución de Alta, Media y Baja presión expresadas en kilómetros al comienzo del período de evaluación.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual. La información para la evaluación será cuatrimestral.
Método de Control
Efectuando auditorías de control de los valores declarados.
Indicador #4 - Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2
Definición
Tiempo promedio que la Licenciataria tarda en reparar las fugas de Grado 2.
Objetivo
Evaluar la celeridad con que el prestador realiza la reparación de fugas Grado 2, en procura de limitar su permanencia en cada sistema.
Valor de referencia
El valor de referencia se obtendrá con la siguiente fórmula:

Donde:
tm = Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2 del período analizado.
TfG2 = Tiempo de reparación de cada Fugas Grado 2, expresado en días.
fG2 = Fugas Grado 2, reparadas en el período de un año.
Periodicidad
Los Prestadores deberán presentar los datos de las reparaciones de fugas efectuadas durante el periodo Anual analizado. La información deberá ser remitida mensualmente al ENARGAS mediante un medio informático a determinar, en la cual deberá constar el total de las reparaciones de fugas grado 2 efectuadas en dicho período. Entre otros datos se deberá incluir la fecha de reparación, la fecha de detección e identificación de la fuga.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados.
Subgrupo II - Control de Plantas Reguladoras de Presión
Este subgrupo de Indicadores tiene por finalidad el mantenimiento del suministro de gas a los usuarios, dentro de los rangos de presión de operación del sistema. Se implementarán dos Indicadores.
Indicador #5.a - Capacidad de Reserva en plantas Reguladoras para sistemas Aislados.
Definición
Porcentaje de plantas de regulación que no poseen ramal de reserva.
Objetivo
Mantener el nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación para sistemas Aislados dentro de valores adecuados durante la vigencia de la Licencia.
Valor de referencia
Las Licenciatarias recibieron los sistemas con una capacidad de reserva inicial y a medida que los sistemas se expandan este margen se reduce. Durante la Licencia esta capacidad podría verse agotada en muchos casos. Este Indicador tiene un carácter preventivo, ya que advirtiendo esta situación, promueve una solución técnica para cada caso, evitando que se llegue a afectar el servicio al usuario ante la eventualidad de salida de servicio de una rama de regulación activa.
Para las plantas de regulación que alimentan un ramal aislado, se considera como capacidad de reserva mínima, a un ramal en "stand-by" con una capacidad igual a la total de la planta dividida por el número de ramales en servicio, evaluado en el pico máximo de consumo.
El valor de referencia para ellas será el porcentaje de plantas aisladas que posean ramal de reserva, con respecto del número total de plantas de ese tipo de la Licenciataria.

Donde:
nc = Valor de referencia.
P r = Número total de plantas que alimentan un ramal aislado.
P r ^sr = Número de plantas que alimentan un ramal aislado sin ramal de reserva.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual. Las Licenciatarias deberán remitir dentro de los 10 días hábiles de notificada esta Resolución, la planilla debidamente confeccionada, denominada "Plantas Reguladoras en Sistemas de Distribución Aislados" cuyo modelo acompaña al presente anexo.
Método de Control
Efectuando auditorías de los datos y valores declarados.
Indicador #5.b - Capacidad de Reserva en plantas Reguladoras para sistemas Ligados.
Definición
Indicador de la capacidad que poseen los ramales de regulación de reserva, que como mínimo garantice el suministro ante la eventual salida de servicio de algún ramal activo en Sistemas de Distribución de gas ligados.
Objetivo
Mantener el nivel de Capacidad de Reserva en Plantas de Regulación Ligadas dentro de valores adecuados durante la vigencia de la Licencia.
Valor de referencia
Bajo el mismo concepto del caso anterior, este Indicador abarca la particularidad que presentan las plantas de regulación que alimentan redes Interconectadas. Para estos sistemas, las Distribuidoras deberán mantener una capacidad de reserva mínima, como condición necesaria, para que se garantice el normal suministro de gas, ante la eventual salida de servicio de cualquier ramal activo. La condición suficiente será competencia del Prestador, en función de la efectiva distribución que haga de dicha capacidad y la operación eficiente de su sistema.
La capacidad de reserva mínima se calculará para cada sistema ligado, con la siguiente fórmula:

Donde:
QR = Capacidad de reserva mínima requerida por el sistema (en m3/h).
åQ = Consumo total del sistema ligado (en m3/h).
å RAC = Número total de ramales activos dentro de cada sistema ligado.
n = Factor definido en función del número total de ramales activos del sistema ligado.
Para que un sistema cumpla con la condición suficiente, se deberá verificar la siguiente relación:

Donde:
QRR = Capacidad instalada en ramales de reserva para el sistema ligado (en m3/h).
El valor de referencia de este Indicador será el porcentaje de sistemas ligados que verifiquen la relación anterior, con respecto del número total de sistemas ligados de la Licenciataria.

Donde:
nc = Valor de referencia.
S l = Número total de Sistemas ligados de la Distribuidora.
Sl ^SR = Número de Sistemas ligados de la Distribuidora sin capacidad de reserva mínima.
Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será Anual. Las Licenciatarias deberán remitir dentro de los 10 días hábiles de notificada esta Resolución, la planilla debidamente confeccionada, denominada "Plantas Reguladoras en Sistemas de Distribución Ligados", cuyo modelo acompaña al presente anexo.
Método de Control
Efectuando auditorías de los datos y valores declarados.
Subgrupo III - Atención de Emergencias
Este subgrupo de Indicadores tiene por finalidad el mantenimiento de un nivel operativo adecuado por parte de los Prestadores, en concordancia con la seguridad que el suministro de Gas Natural requiere. En un principio se implementará un solo Indicador.
Indicador #6 - Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Definición
Porcentaje de Intervenciones por Emergencias, que el prestador lleva a cabo, dentro de un tiempo máximo de respuesta preestablecido.
Objetivo
Impulsar la organización de estructuras acordes, que actúen en forma eficiente ante emergencias, dentro de los tiempos preestablecidos a partir de recibida la denuncia. Afianzar la seguridad del sistema disminuyendo riesgos hacia las personas y los bienes involucrados en una emergencia.
Valor de referencia
Las intervenciones por Emergencias deberán ser cumplidas en un tiempo prefijado (de 30 min a 60 min de acuerdo a las características del área atendida), para distintos grados de emergencias, en el 95% de los casos.
Las emergencias que se tendrán en cuenta para este Indicador serán las que se originan por:
Ö Personal de la Licenciataria o sus Contratistas.
Ö Organismos oficiales, defensa civil, bomberos y policía.
Ö Denuncias (telefónicas o personales) realizadas por terceras personas.
Ö Dichas emergencias involucrarán escapes de gas, o la existencia de indicios suficientes para suponerlo; independientemente de su gravedad y ubicación. Entre otros ejemplos, se mencionan:
Ö Explosiones.
Ö Incendios.
Ö Intoxicaciones en los que presuntamente el gas ha sido el causante o se ha visto indirectamente involucrado.
Ö Olor a gas en instalaciones internas que no puedan solucionarse inmediatamente por vía telefónica.
Ö Rotura o cualquier acción que sugiera la producción de averías en cañerías de gas o instalaciones asociadas.
Ö Olor a gas en recintos cerrados o asociado a cualquier tipo de estructura subterránea.
Ö Avisos que informen sobre alteraciones del terreno que supongan la afectación de la integridad o estabilidad de las cañerías.
Toda otra denuncia por inconvenientes en el suministro de gas que no supongan una fuga, serán tratados por los Indicadores comerciales que correspondan.
El tiempo que se debe evaluar es el transcurrido entre la denuncia, y el arribo al lugar del personal responsable de la Prestadora o autorizado por ella, para realizar la Acción inmediata.
1. Por Acción inmediata se entiende: la intervención sin demora de personal calificado, con el propósito de evaluar y adoptar las medidas de emergencia necesarias.
2. Por Personal Autorizado se entiende: personal que revistiendo el carácter de terceros, integre una lista actualizada debidamente informada al ENARGAS, en la que conste que ha sido contratada para atender Emergencias, o pertenezca a una empresa contratada a tal efecto.
Toda aquella Emergencia atendida en un tiempo que supere al valor prefijado en un 100% deberá ser informada, para su evaluación por separado del cumplimiento del Indicador.
En función a la prioridad que se le asigne a los distintos tipos de emergencias, se asignarán los correspondientes tiempos de atención, para lo cual se procurará el aporte de los prestadores.

Donde:
nc = Valor de referencia.
E = Número total de emergencias atendidas por la Distribuidora en el período de un año.
EFT = Número de emergencias que la Distribuidora atiende fuera del tiempo preestablecido, en el período de un año.
Periodicidad
Los Prestadores deberán presentar los datos de las Emergencias atendidas durante el período Anual analizado.
La información deberá ser remitida mensualmente al ENARGAS mediante un medio informático a determinar, en la cual deberá constar el total de las Emergencias atendidas en dicho período. Los datos que deberá incluir están indicados en la planilla denominada: "Atención de Emergencias" cuyo modelo acompaña al presente anexo. A los efectos de posibilitar la interpretación de los datos en el futuro, cada Licenciataria deberá remitir al ENARGAS dentro de los 10 días hábiles de notificada esta Resolución, un listado y esquema gráfico de su sistema de códigos utilizados para la identificación de las distintas zonas, en que subdivide su Área de Servicio.
Método de Control
Efectuando auditorías de los valores declarados por cada Operador.

ANEXO IV
Licenciatarias de Transmisión
CALIDAD DEL SERVICIO TECNICO.
La calidad del servicio técnico se evaluará en base a los siguientes grupos de Indicadores:
Indicadores de Transparencia del Mercado.
Indicadores Técnicos propiamente dichos.
Indicadores de Protección Ambiental.
INDICADORES DE TRANSPARENCIA DEL MERCADO
Los Indicadores que componen este grupo tratan básicamente el mismo concepto, pero con distinto alcance en el tiempo; por lo que los ítems que se enumeran a posteriori de la descripción de cada uno de ellos son válidos para ambos.
Indicador #1
1-Publicar diariamente el despacho operativo de gas del día anterior, detallando los volúmenes que han nominado los cargadores por punto de entrega dentro de cada subzona tarifaria, los tipos de contrato utilizados en cada caso y el porcentaje autorizado respecto del contratado.
2-Publicar los Concursos de Capacidad y las adjudicaciones de los mismos.
3-Publicar las Ofertas de Reventa de Capacidad implementadas a través de los mecanismos de la Resolución Nº 419 y los resultados de los mismos.
Indicador #2
1-Publicar diariamente el despacho diario operativo de gas del día actual, los volúmenes transados, el detalle de los cargadores por punto de entrega agrupados por subzona tarifaria, los tipos de contrato utilizados en cada caso y el porcentaje autorizado respecto del contratado.
2-Publicar los Concursos de Capacidad y las adjudicaciones de los mismos.
3-Publicar las Ofertas de Reventa de Capacidad implementadas a través de los mecanismos de la Resolución Nº 419 y los resultados de los mismos.
Definición
Cada Transportista debe encargarse de la publicación de su parte en una página del ENARGAS, sobre el despacho diario que deberá estar disponible cada día a las 10 horas a.m. a partir del 1-feb-99 con los resultados operados el día anterior. La metodología de presentación se informará oportunamente.
Esta página incluirá la información centralizada sobre la Industria del Gas, facilitando de tal manera su búsqueda por los potenciales interesados. En principio la información consistirá en una planilla Excel con formato htlm (Planilla 1 y 2). Posteriormente las Licenciatarias deberán diagramar una página de base de datos referenciadas de manera tal que pueda colocarse un mapa de la República Argentina con sus gasoductos y sus zonas tarifarias de transporte, conteniendo en el mismo la propiedad de poder extraer información de la base de datos, con sólo referenciarla geográficamente.
Asimismo las notificaciones a los Cargadores sobre eventos críticos del sistema también se incluirán en las páginas web y se estructurarán las mismas por e-mails directos a la dirección Internet del Cargador.
También se dará publicidad por este medio a la difusión de los llamados de Manifestaciones de Interés o Licitaciones de Capacidad de Transporte y los Adjudicatarios de las mismas.
El Indicador #2 se implementará a partir del 1-ene-2000 y la publicación tendrá que estar disponible a partir de las 12 horas a.m.
Deberán igualmente estar disponibles los archivos de los días anteriores, hasta acumular tres años de registros.
Objetivos
El ENARGAS desea establecer como práctica habitual que las transportistas difundan masivamente a través de medios electrónicos, cada día operativo de sus sistemas.
El concepto es implementar un método normalizado que permita conocer las transacciones llevadas a cabo -en una primera etapa- el día anterior. Esto hará posible obtener información sobre quiénes son los poseedores de la capacidad, los movimientos diarios y la capacidad remanente en cada gasoducto o sistema de transporte de gas natural. El desarrollo de lenguajes y prácticas comunes hará posible una mayor integración en la industria y generará eficiencia y pro-competitividad.
Para esto, cada Transportista deberá informar los datos del día operativo inmediato anterior, detallando los puntos de inyección, los puntos de entrega identificando cada uno de los cargadores con su capacidad autorizada agrupados por subzona tarifaria y detallada dentro de la misma los volúmenes entregados y los tipos de contratos que utiliza, ello es TF, TI, y/o ED y el porcentaje autorizado respecto del volumen contractual.
Por otra parte, la fijación del Indicador tiene por objetivo facilitar una mejor coordinación entre los tenedores de capacidad y los posibles demandantes. Así también la publicación de esta información dará mejores datos al mercado, ya que se están introduciendo con notable velocidad las exportaciones de gas natural, que si bien son de conocimiento general, el despacho de las mismas amerita una difusión especial en cuanto a la magnitud de los volúmenes a ser transados.
En un sistema como el utilizado en la Argentina, los Cargadores que contrataron capacidad en firme pagando los cargos de reserva, tienen un servicio superior que aquellos que son interrumpibles, que toman el riesgo de ser cortados, por lo tanto la información tiene un valor fundamental para eficientizar el uso de la capacidad disponible por más agentes que las propias transportistas.
Esta fuente de información proveerá el apropiado incentivo que alienta la Autoridad de Control para incrementar la competencia. Se adicionarán a esta página web los ofrecimientos de las operaciones de reventa de capacidad en firme (Resolución Nº 419), lo que permitirá agregar al sistema, la transparencia de información que reclaman los consumidores y otorgará mayor flexibilidad a las operaciones, evitando eventuales maniobras colusivas.
Además en oportunidad de cada Concurso Público de Capacidad de Transporte, la Transportista deberá darlo a conocer no solamente de la forma que es habitual (diarios) sino también por medios electrónicos, tanto de la Oferta que realiza como de las Asignaciones que se adjudicaren, de manera detallada especificando: cargador, volumen asignado, tramo en el que demanda transporte y plazo del contrato.
Uno de los objetivos buscados con la difusión requerida es el de proveer, a aquellos que demanden servicios de transporte, una herramienta eficiente que les permita conocer el rango de servicios disponibles y las oportunidades existentes. En igual sentido el ENARGAS podrá, de creerlo conveniente, ejercer la facultad que le confiere el art. 2 inc (5) del Decreto Reglamentario de la Ley de Gas.
Valor de referencia
La información en tiempo y forma deberá verificarse en un 90% del total de los días del año para 1999 y 95% para el año 2000 en adelante.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será diario, en tanto que el seguimiento del ENARGAS será mensual y su evaluación global, anual.
La expresión matemática a tener en cuenta para la evaluación mensual del Indicador es la siguiente:

It =	Dm - Ii
	Dm

Donde:
It = Indicador de Transparencia mensual
Dm = Días del Mes evaluado
Ii = Indicador de Incumplimiento mensual
Se define el Indicador de Incumplimiento (Ii) de la siguiente manera:
Ii = å µ x Mi
Siendo:
µ = El ponderador del incumplimiento, de acuerdo al mes del año que se está evaluando.
Se establece µ = 2 , si se está evaluando los meses de Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre.
Para los restantes meses de año el valor de µ será igual a uno (1).
Mi = Es el valor asignado al porcentaje de incumplimiento, total o parcial, de la publicación de la información establecida por el Indicador de Transparencia.
El porcentaje de incumplimiento estará relacionado con el volumen de entrega diario de la siguiente manera:
Si la información suministrada en el Detalle de despacho Diario, es mayor o igual al 45% de volumen entregado, el valor de Mi será igual a 0,5. Si es menor al 45%, Mi adoptará el valor de 1.
Para aquellos casos donde Ii sea mayor a 30 ó 31, dependiendo del mes de que se trate, It=0.
Método de Control
Podrá ser evaluado el cumplimiento diario en tiempo y forma de la requisitoria impuesta por el Indicador.
1- La medición se hará a las 10 hs. a.m. de cada día operativo para el Indicador #1 y a las 12 hs. a.m. para el Indicador # 2.
2- La calidad de la información es la fijada en el valor de referencia.

PLANILLA 2 Vigencia 01-02-99 al 31-03-99
RESUMEN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE "colocar el correspondiente"
Fecha del día operativo:

INYECCION

Zona tarifaria	Volumen

ENTREGA

Zona tarifaria	Volumen

INDICADORES TECNICOS PROPIAMENTE DICHOS

Indicador #1 - Protección Catódica.
Definición
Control de la protección catódica de gasoductos mediante la aplicación de los criterios normativos, verificados a través de la siguiente metodología:
Objetivo
Promover y orientar los programas de los prestadores, con el fin de obtener un efectivo nivel de protección catódica de los gasoductos, aplicando de la manera más eficiente los criterios definidos en la NAG 100 (Apéndice D).
Valor de referencia
En las Reglas Básicas de la Licencia se dispuso la realización de Inversiones Obligatorias, con el objeto de alcanzar en el año 1997 (Quinto año de la Licencia) en el rubro Protección Catódica, que las cañerías estén protegidas adecuadamente el 100%, según los criterios establecidos en el Apéndice D de la NAG-100.
El propósito es tener controlada la corrosión en las cañerías de los sistemas de transporte, y para evaluar dicho control se adoptará uno de los siguientes criterios:
1.2. Un potencial negativo de polarización de 850mV OFF con respecto a un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado, usado en general en los sistemas que tienen buen revestimiento.
1.3. Un mínimo de 100 mV de polarización catódica. Cuando se trate de líneas de transmisión localizadas en zonas urbanas o clasificadas como trazados clase 3 y/o 4, la aplicación de este criterio demandará la realización de mediciones "Paso a Paso".
Las Licenciatarias de Transmisión, basándose en los relevamientos de los potenciales durante los primeros cinco años de la Licencia, deberán definir cuáles son los tramos que cumplen con el criterio 1.2. y cuáles con el 1.3.
La comprobación de que se alcanzó el 100% de la protección de las cañerías de acero, se verificará cuando se haya realizado un relevamiento de acuerdo al siguiente procedimiento:
(A) En los sistemas declarados por la Licenciataria, para los que se adopte el criterio 1.2, deberá hacerse cada 5 años como mínimo, un relevamiento de los potenciales ON, OFF y Natural. La cantidad mínima de mediciones será de una cada 1000 metros, más los puntos singulares (válvulas, caños camisa, etc.).
Se efectuará un relevamiento anual para control midiendo potenciales ON.
Si el resultado de tal relevamiento indicara que:
(1) Algunos parámetros del sistema, suelo, cañería, recubrimiento, podrían haber cambiado.
(2) La medición del potencial ON hubiera variado con respecto al año anterior, de tal manera que induzca algún cambio importante en los parámetros del sistema.
Deberán tomarse las acciones correctivas correspondientes (Aumento de las corrientes de inyección, control de la resistividad del terreno, etc.) y se procederá luego a la verificación mediante el relevamiento de los potenciales ON y OFF. Si se obtienen valores adecuados de esos potenciales, se comenzará al año siguiente con el procedimiento indicado, tomando solamente los potenciales ON.
En el caso de no cumplir con el criterio de los -850 mV OFF, la Licenciataria evaluará si cumple con los 100 mV de polarización, pudiéndose reclasificar a dicho sistema como uno que cumple con el criterio 1.3.
(B) En los sistemas declarados por la Licenciataria, para los que se adopte el criterio 1.3, deberá hacerse un relevamiento de los potenciales ON, OFF y Natural cada tres (3) años como mínimo.
La distancia entre dos puntos de medición consecutivos no podrá ser nunca mayor a trescientos (300) metros. La cantidad de puntos de medición surgirá de aplicar esta distancia al sistema, más los puntos singulares (Válvulas, caños camisa, etc.).
La mayor cantidad de puntos de medición requerida en este caso está relacionada con los errores que afectan las mediciones de potencial ON y OFF, ya que al determinar los 100mV de polarización por diferencia (operación en la que se potencia la propagación de errores), hace recaer en tal determinación una incertidumbre que puede ser mayor que el valor a medir.
Se hará un relevamiento anual para control, midiendo potenciales ON.
Si el resultado de tal relevamiento indicara que:
(1) Algunos parámetros del sistema, suelo, cañería, recubrimiento hayan cambiado.
(2) La medición del potencial ON y OFF haya variado con respecto a la medición anterior, de tal manera que induzca algún cambio importante en los parámetros del sistema.
Deberán tomarse las acciones correctivas correspondientes (aumento de corriente, etc.) y se procederá a su verificación mediante los relevamientos de los potenciales ON y OFF.
En caso de no cumplir con el criterio de los 100 mV de polarización se procederá a realizar un relevamiento de los potenciales ON y OFF, paso a paso para gasoductos. Esto permitirá ejecutar los trabajos correctivos correspondientes (Reparaciones de fallas o interferencias, recubrimiento de la cañería o cambio de la misma, etc.).
Luego se procederá a una toma general de potenciales ON, OFF y Natural y evaluarse si cumple el criterio de los 850 mV, en cuyo caso puede reclasificarse o continuar con el criterio de los 100 mV de polarización.
En lo relativo a los cruces del Estrecho de Magallanes y el Río Paraná se mantiene el método de control dispuesto hasta el presente.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que la evaluación global del ENARGAS será anual.
Las fechas de reporte y cierre responderán al siguiente cronograma:
Cuando hubiere casos de aplicación del criterio 1.3, las Licenciatarias informarán a ENARGAS antes del 28 de febrero de cada año, la localización de todos sus puntos de medición de potencial cada 300 metros. El IAE podrá determinarse en cualquier momento entre esa fecha y el 1 de octubre de cada año.
Cuando el criterio aplicado sea el 1.2, el IAE se podrá determinar en cualquier momento entre principios de enero y octubre de cada año.
El IML deberá informarse a ENARGAS, en todos los casos, antes del 01 de octubre de cada año y en soporte magnético.
El índice de protección IP será determinado por ENARGAS al 1 de diciembre, debiendo obtenerse un valor firme del mismo antes del 20 de diciembre de cada año.
Fórmula
IP = a1 . IML + a2 . IAE
donde:
0 £ IP £1 Indice de Protección Catódica
0 £ IML £1 Indice de Mediciones Licenciataria
0 £ IAE £ 1 Indice de Auditorías ENARGAS
a2 = f (C0; IA ) C0: Confianza inicial (Determinado por ENARGAS)

a1 = 1 - a2	Si IAE = 1 Þ a2 = C0
	Si IAE < 1 Þ a2 = 1 - C0

Asimismo los índices IML e IAE serán determinados de la siguiente manera:
IML = (ML - NCL) / ML
donde:
ML: Universo de mediciones remitidas por la Licenciataria.
NCL: Totalidad de mediciones, de las remitidas por la Licenciataria, que no cumplen con el criterio establecido por la Licenciataria.
IAE = (n - ncAE) / n
donde:
n : Totalidad de mediciones relevadas por las auditorías del ENARGAS.
Siendo n = f (C0)
ncAE : Mediciones, de las relevadas por las auditorías del ENARGAS, que no cumplen el criterio establecido por la Licenciataria.
Método de Control
ENARGAS efectuará auditorías en las que se medirán potenciales de polarización, debiendo verificarse que los mismos cumplan con el criterio definido por la Transportista para cada uno de los puntos de medición.
Los puntos en los que se medirán potenciales serán seleccionados por ENARGAS, tanto en cantidad como en ubicación.
Indicador #2 - Estado de los Gasoductos (Integridad Estructural)
Definición
El Indicador tiene en cuenta el estado de los gasoductos de transmisión desde el punto de vista del espesor de la pared de las cañerías, para la seguridad en general y de las instalaciones en particular, así como la prolongación de su vida útil.
Objetivo
Promover el mantenimiento de las instalaciones acorde a los estándares internacionales reconocidos en la industria.
El logro de este objetivo será mediante el mantenimiento de los gasoductos, mediante la más pronta eliminación por cambio o reparación de tramos con procesos de corrosión (focos con picaduras localizadas o aquellos otros con corrosión generalizada), donde el espesor remanente de la pared de la cañería comprometa a la presión máxima admisible de operación (MAPO). Es decir, aquellos próximos a la necesidad (o en ella) de ser reemplazados, o que su presión de operación deba ser reducida adecuadamente a la resistencia mecánica del caño basado en el espesor de pared remanente.
Es válido aclarar que este Indicador persigue dos aspectos, uno a largo plazo y otro a corto plazo. A largo plazo los pasajes de scraper instrumentado suministran la información necesaria para detectar aquellas fallas que comprometen la seguridad del gasoducto. A tales efectos, se fija un período máximo de 12 meses luego de efectuada la inspección interna de los distintos tramos de cañerías, para la realización de los trabajos de acondicionamiento.
Por otra parte, a corto plazo y a fin de asegurar un estado adecuado de los ductos en el período comprendido entre la finalización de las tareas de acondicionamiento indicadas en el párrafo anterior y el siguiente pasaje de instrumentado, el ENARGAS en base a la información suministrada fiscalizará los tramos que fueran objeto de reparación a fin de evaluar las tareas realizadas, así como aquellos cuyos valores de referencia resultaren críticos (Factores Estimados de Reparación cercanos a uno).
En el corto plazo, la evaluación se centrará en la detección de fugas en las secciones reparadas y en las secciones críticas.
Valor de referencia
El parámetro a ser considerado en las evaluaciones a largo plazo será la existencia de defectos con Factores Estimados de Reparación (FER) mayores a uno, calculado de la manera que se describe a continuación:
Cálculo de la presión máxima en las tuberías afectadas.

MAPO	Máxima presión de operación para el gasoducto (Kpa)
P	Máxima presión de operación para el defecto (Kpa)
l	Longitud de corrosión (mm)
d	Profundidad máxima de corrosión (mm)
t	Espesor nominal de la tubería (mm)
Pi	Presión de diseño de la tubería (Kpa)
D	Diámetro externo de la tubería (mm)

Para G £ 4 Þ Emplear ecuación (1)
Para G £ 4 Þ Emplear ecuación (2)
De la relación entre la MAPO del gasoducto y la del defecto se obtiene el Factor Estimado de Reparación.

	MAPO
FER =	----
	P

Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que el seguimiento del ENARGAS será trimestral y su evaluación global, anual.
A los fines prácticos se define como Indice de Presión de la Línea a:

La información a ser suministrada trimestralmente para la conformación del Indice de Presiones de la Línea consistirá en la siguiente planilla:

Para cada tramo de gasoducto
Mes/Año	Presiones promedio operativas del tramo (Mensual)	Máxima presión Operativa de diseño del tramo	Máxima presión Operativa del tramo considerado , incluida la reducción por zonas afectadas por corrosión
Mes 1	Pmedia	MAPO	MAPO (reducida)

Además, con cada pasaje de scraper instrumentado deberán remitirse al ENARGAS los gráficos de espesor de falla en función de la longitud de ésta, y los histogramas de acumulación de fallas en función de la longitud del tramo para aquellos defectos de FER entre 0,95 y 1.
Asimismo, dentro de un plazo de 10 días hábiles de notificada esta Resolución, deberá remitirse al ENARGAS los histogramas descriptos en el párrafo anterior para los pasajes de instrumentado realizados hasta el momento.
Método de Control
Para el control de la efectividad de los planes de mantenimiento asociados al Indicador en cuestión, el ENARGAS prevé la realización de auditorías en los diferentes tramos de gasoductos, con prioridad sobre las zonas donde se hayan registrado las mayores concentraciones de fallas.
Las auditorías podrán ser llevadas a cabo por el ENARGAS, u ordenar éste la realización de las mismas a la Licenciataria en zonas determinadas por la Autoridad Regulatoria. Estas deberán ser realizadas por personal calificado, y consistirán en el muestreo continuo de la atmósfera a nivel del terreno con un sistema detector de gas capaz de registrar concentraciones de 50 p.p.m. de gas en el aire, además de las condiciones vertidas en la NAG 100, Apéndice G-11.
El Indicador considera que habiéndose cumplido un período de regularización de las instalaciones de 5 (cinco) años -Quinquenio 1993.1997-, la existencia de fugas en la línea (pérdidas con pérdida de espesor en un 100 %) deberá ser mínima.
La periodicidad de las verificaciones del Indicador dependerá de la decisión de la Autoridad Regulatoria de efectuar las auditorías que ésta crea conveniente.
Indicador #3: Confiabilidad del Sistema de Compresión
Definición
Relación porcentual entre el lapso considerado (un mes) y el tiempo de puesta fuera de servicio por avería de los equipos de compresión dentro de dicho lapso.
Objetivo
Disminución del tiempo perdido por paradas no previstas de las unidades de compresión que podrían afectar el servicio. Este Indicador fundamentalmente está dirigido a incentivar el uso de técnicas de mantenimiento predictivo que permitan evidenciar tendencias desfavorables en el parque de máquinas, minimizando los tiempos de parada de máquina.
Valor de referencia
El valor mínimo de referencia que deberán cumplir todas las plantas compresoras de gas natural será del 96 %.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será mensual, en tanto que el seguimiento del ENARGAS será semestral y su evaluación global, anual.
Teniendo en cuenta lo indicado en el párrafo anterior la información será suministrada semestralmente y contendrá el índice de confiabilidad de cada planta compresora calculado en forma mensual.
El valor mensual de este Indicador será obtenido de acuerdo a la siguiente expresión para cada planta compresora:

donde:
n = nº de máquinas existentes.
hp = horas mensuales calendario.
hE = horas fuera de servicio por paradas de emergencia.
Asimismo, dentro de un plazo de 10 días hábiles de notificada esta Resolución, deberá remitirse al ENARGAS la información completa al último semestre de 1998 que no hubiera sido enviada.
Método de control
El ENARGAS efectuará auditorías a las distintas plantas compresoras y en su recorrida revisará los libros foliados de guardia donde se incluyen los partes diarios de novedades.
En dichos libros se continuará indicando de modo obligatorio: el arranque, la parada, el tiempo de marcha, y cualquier funcionamiento anómalo de las unidades en cuestión.
Indicador #4: Disponibilidad del Sistema de Compresión
Definición
Relación porcentual entre el lapso considerado (un mes) y el tiempo fuera de servicio por mantenimiento más avería de los equipos de compresión.
Objetivo
Disminución del tiempo perdido por paradas imprevistas y previstas de las unidades de compresión. Este Indicador tiene por objetivo evitar una excesiva rigidización del sistema.
Valor de referencia
El valor mínimo de referencia que deberán cumplir las plantas compresoras de gas natural será del 88 % para el primer año calendario de aplicación de este Indicador y del 90% a partir de dicho plazo.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será mensual, en tanto que el seguimiento del ENARGAS será semestral y su evaluación global, anual.
Teniendo en cuenta lo indicado en el párrafo anterior la información será suministrada semestralmente y contendrá el índice de disponibilidad de cada planta compresora calculado mensualmente.
El valor mensual de este Indicador será obtenido de acuerdo a la siguiente expresión para cada planta compresora:

donde:
n = nº de máquinas existentes.
hp = horas mensuales calendario.
hE = horas fuera de servicio por paradas de emergencia.
hpp = horas fuera de servicio por paradas programadas.
Asimismo, dentro de un plazo de 10 días hábiles de notificada esta Resolución, deberá remitirse al ENARGAS la información completa al último semestre de 1998 que no hubiese sido presentada.
Método de control
El ENARGAS efectuará auditorías a las distintas plantas compresoras y en su recorrida revisará los libros foliados de guardia donde se incluyen los partes diarios de novedades.
En dichos libros se continuará indicando de modo obligatorio: el arranque, la parada, el tiempo de marcha, y cualquier funcionamiento anómalo de las unidades en cuestión.
Indicador #5: Capacidad de Reserva en Plantas Reguladoras para Sistemas Aislados
Definición
Porcentaje de plantas de regulación que no posean ramal de reserva.
Objetivo
Mantener el nivel de capacidad de reserva en plantas de regulación dentro de valores adecuados durante la vigencia de la Licencia.
Las Licenciatarias recibieron los sistemas con una capacidad de reserva inicial, a medida que los sistemas se expanden este margen se reduce, durante la Licencia esta capacidad se verá agotada en muchos casos. Este Indicador tiene un carácter preventivo, advirtiendo esta situación y promoviendo la mejor solución técnica para cada caso, evitando que se llegue a afectar el servicio al usuario ante la eventualidad de salida de servicio de una rama de regulación activa.
Para las plantas de regulación que alimentan una localidad aislada (instalaciones tipo antena), se considera como capacidad de reserva mínima, a un ramal en stand-by con una capacidad igual a la capacidad total de la planta dividida por el número de ramales en servicio (evaluado en el pico máximo de consumo).
Valor de referencia
El valor de referencia será el porcentaje de plantas que alimentan sistemas aislados de la Licenciataria que posean ramal de reserva respecto del número total de plantas.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que la evaluación global por parte del ENARGAS será anual.
Asimismo, dentro de un plazo de 10 días hábiles de notificada esta Resolución deberá remitirse al ENARGAS el listado completo de las estaciones reguladoras de instalaciones tipo antena que opera esa Licenciataria indicando si poseen ramal de regulación o no, entre otras cosas (detalles en la planilla adjunta).
Método de Control
Se realizará mediante auditorías de los valores declarados y verificando la metodología de cálculo utilizada por cada operador para evaluar sus plantas reguladoras.
Indicador Nº 6: Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Definición
Tiempo máximo en que la Licenciataria deberá dar respuesta al inconveniente acaecido, teniendo en cuenta el lapso transcurrido desde el momento en que se produce el hecho hasta el arribo al lugar de personal de la Licenciataria a fin de adoptar las medidas de emergencia necesarias.
Objetivo
Impulsar la organización de estructuras acordes que actúen en forma eficiente ante emergencias, dentro de tiempos preestablecidos; mejorar la seguridad del sistema y disminuir el riesgo hacia las personas y los bienes involucrados.
Valor de referencia
Las intervenciones por emergencias deberán ser cumplidas en un tiempo inferior a 2 (dos) horas, período dentro del cual deberá ponerse en conocimiento de la Autoridad Regulatoria un informe circunstanciado de lo acontecido.
La ausencia de comunicación en término a la Autoridad Regulatoria presupondrá la falta de cumplimiento del Indicador.
El tiempo a ser evaluado es el transcurrido entre que acontece el inconveniente y el arribo al lugar del personal de responsable de la Licenciataria, para realizar la Acción inmediata, sin perjuicio de lo dispuesto respecto de los reventones.
1. Por Acción inmediata se entiende: la intervención sin demora de personal calificado, con el propósito de evaluar y adoptar las medidas de emergencia necesarias.
2. Por Personal Autorizado se entiende: personal de la Licenciataria o autorizado por ésta.
Las emergencias que se tendrán en cuenta para este Indicador son todos los accidentes que se produzcan. Se define como accidente lo descripto en la norma NAG 102.
En el caso de reventones se evaluará, además del tiempo de respuesta a la emergencia, el tiempo transcurrido entre el acaecimiento del hecho y la solución definitiva por parte del personal responsable de la Licenciataria o autorizado por la misma conforme el siguiente cuadro.
Los tiempos de solución definitiva tienen incluido el lapso de respuesta, toda vez que ambos parámetros serán considerados en forma independiente.
Casos de reventón o rotura

	Circunstancias	Solución definitiva
NIVEL 1	Terreno transitable	24hs.
NIVEL 2	Terreno intransitable por razones meteorológicas	48 hs
NIVEL 3	Laguna, bañado, río no caudaloso y terreno montañoso	5 días
NIVEL 4	Río caudaloso y estrecho de Magallanes	15 días

Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que la evaluación global por parte del ENARGAS será anual.
Método de Control
Se efectuará mediante el análisis de la información recibida y de las auditorías de que se dispongan.
Indicador #7: Uso Racional de la Energía
Definición
Mejora del consumo específico de gas combustible y gas comprimido.
Objetivo
Promover programas orientados a la mejora paulatina de este índice.
Valor de referencia
Los valores de referencia serán considerados de cumplimiento obligatorio para cada estación compresora de acuerdo a lo indicado en el gráfico que se detalla a continuación.

Periodicidad
La verificación del cumplimiento del Indicador será anual.
El valor índice anual de este Indicador será obtenido de acuerdo a la siguiente ecuación:

donde:
Qfg = Volumen de gas combustible mensual.
Qcg = Volumen de gas comprimido mensual.
La información será suministrada semestralmente y contendrá el índice correspondiente a cada planta compresora mes a mes.
La determinación del índice será anual y resultará del cociente entre la sumatoria del volumen de gas combustible y el gas comprimido para los doce meses del año.
Asimismo, dentro de un plazo de 10 días hábiles de notificada esta Resolución, deberá remitirse al ENARGAS la información completa al último semestre de 1998 que no hubiese sido presentada.
Método de Control
El ENARGAS efectuará auditorías a las distintas plantas compresoras y en su recorrida se le remitirán los registros de caudal de gas combustible de los turbocompresores como así también del caudal de gas comprimido por la planta.

INDICADORES DE PROTECCION AMBIENTAL

Indicador #1: Reducción de Gases Contaminantes
Definición
Disminución del nivel de los gases contaminantes en los escapes de turbocompresores y motocompresores.
Objetivo
Impulsar el uso de adecuadas tecnologías con el objeto de lograr un menor nivel de contaminación ambiental.
Valor de referencia
Los valores máximos de emisiones de NOX, CO y SO2, que deberán cumplir las plantas compresoras de gas natural serán los indicados en la tabla adjunta.

CONTAMINANTE	SIMBOLO	mg/m3	ppm	Período de tiempo
Dióxido de azufre	SO2	1,300 ⁽¹⁾ 0,365(1) 0,080 (4)	0,50(1 , 2) 0,14(1) 0,03(4)	3 horas 24 horas 1 año
Monóxido de carbono	CO	10,000 (1) 40,082(1)	9 (1) 35 (1)	8 horas 1 hora
Oxidos de nitrógeno (expresado como NO2)	NOx	0,400 0,100(4)	0,2 0,053(4)	1 hora 1 año

medidos a 25°C y 1 Atmósfera
(1) No puede ser superado este valor más que una vez al año.
(2) Corresponde a norma secundaria.
(4) Media aritmética anual.
Periodicidad
La información será suministrada una vez por año y contendrá el índice de contaminación de cada equipo de compresión calculado en forma anual.
Método de Control
El valor del índice será obtenido de acuerdo a lo indicado en el ASME B 133.9 - 1.994 (Measurement of Exhaust Emissions from Stationary Gas Turbine Engines).
Indicador #2: Ruidos en Plantas Compresoras y de Regulación
Definición
Nivel de Ruido en Plantas Compresoras y de Regulación de Presión.
Objetivo
Limitar la contaminación sonora, adecuando las instalaciones para lograr niveles aceptables de ruido en plantas de compresión y de regulación de presión.
Valor de referencia
Se tomarán como valores de referencia para el Indicador, los valores indicados en las normas GE N1 126 y GE N1 148, "Normas Mínimas de Seguridad en Plantas Compresoras de Gas Natural" y "Condiciones de Seguridad para la Ubicación e Instalación de Estaciones de Separación y Medición y Estaciones Reductoras de Presión".
Para la medición y calificación de los ruidos se tendrá en cuenta la norma IRAM 4062.
Periodicidad
El cumplimiento del Indicador por parte de la Licenciataria será permanente, en tanto que la evaluación global por parte del ENARGAS será anual.
Las Licenciatarias deberán remitir al ENARGAS el trazado de curvas isosónicas tanto para las plantas compresoras como para las estaciones reductoras, dentro de un plazo de 10 días hábiles de notificada esta Resolución, para aquellos casos que no hubiese sido presentada con anterioridad.
Los Prestadores deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medido, en ninguna circunstancia han sobrepasado los valores indicados en la normativa vigente.
El nivel de cumplimiento (nc) se determinará mediante la siguiente expresión:
nc = (a1 . nML + a2 . nAE ) x 100
donde:
0 £ nc £ 1 Porcentaje de plantas que cumplen con el Indicador.
0 £ nML £ 1 Índice de Mediciones Licenciataria.
0 £ nAE £ 1 Índice de Auditorías ENARGAS.
a2 = f (C0; nA ) C0: Confianza inicial (Determinado por ENARGAS)

a1 = 1 - a2	Si IAE = 1 Þ a2 = C0
	Si IAE < 1 Þ a2 = 1 - C0

Asimismo los índices nML y nAE serán determinados de la siguiente manera:
nML = (ML - NCL) / ML
donde:
ML: Universo de mediciones remitidas por la Licenciataria.
NCL : Totalidad de mediciones, de las remitidas por la Licenciataria, que no cumplen con el Indicador
nAE = (n - ncAE) / n
donde:
n : Totalidad de mediciones relevadas por las auditorías del ENARGAS.
Siendo n = f (C0)
ncAE : Mediciones, de las relevadas por las auditorías del ENARGAS, que no cumplen el Indicador.
Método de Control
El ENARGAS podrá realizar auditorías por muestreo para verificar el cumplimiento del Indicador.
Las Licenciatarias deberán demostrar a través de sus registros que los valores de ruido medidos, en ninguna circunstancia han sobrepasado el valor límite de referencia.

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