reglamento transporte hidrocarburos por ductos

7/23/2019 Reglamento Transporte Hidrocarburos por Ductos

http://slidepdf.com/reader/full/reglamento-transporte-hidrocarburos-por-ductos 1/108



UNIVERSIDAD NACIONAL DANIEL ALCIDES CARRIÓN

FACULTAD DE DERECHO Y CIENCIAS POLÍTICAS

“ANÁLISIS DE LOS REGLAMENTOS: TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR

DUCTOS Y CÁLCULO DE TARIFAS, SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE DE

HIDROCARBUROS, ESTABLECIMIENTOS DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO PARA

USO AUTOMOTOR – GASOCENTROS Y SEGURIDAD PARA INSTALACIONES Y

TRANSPORTE DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO.”

CURSO : DERECHO DE MINERÍA Y ENERGÍA.

DOCENTE : Dr. YUPANQUI CÓRDOVA, José Luis.

ALUMNOS :

ALANIA PALACIOS, Bhedy Marilda.

CALDERÓN LLANOS, Gisella.

ESPÍRITU TRUJILLO, Lishet Kerly.

PAREDES HINOSTROZA, Wilber Alex.

Cerro de Pasco, Noviembre del 2012.



Dedicamos el presente trabajo monográfico, a quienes

decidieron asumir el reto de conquistar las entrañas de

la Tierra, respetando y protegiendo a la naturaleza,

porque no somos más que una parte integral de ella.



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ÍNDICE

índice ________________________________________________________________ iv Índice de Figuras ______________________________________________________ vii Introducción __________________________________________________________ viii Aspectos generales ____________________________________________________ 11

Fases de los Hidrocarburos _____________________________________________ 11 Desarrollo de Infraestructura de Transporte de Gas Natural por Ductos ___________ 12

Al respecto, Gaspar Ariño señala: ______________________________________ 13 Marco Normativo _____________________________________________________ 15

Constitución Política y Ley Orgánica de Hidrocarburos ______________________ 15 Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos ____________________ 19

Acceso Abierto _______________________________________________________ 19 Normas del Servicio del Transporte de Gas Natural por Ductos _________________ 21 Caso Camisea _______________________________________________________ 23 Balance y Perspectivas ________________________________________________ 27

Ley Orgánica que norma las Actividades de Hidrocarburos en el Territorio NacionalLey Nº 26221 __________________________________________________________ 28 Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-EM _____________________________________________________________ 28

Título I: Disposiciones Generales (Articulo 1º al 6º)___________________________ 28 Título II: Concesión de Transporte (Articulo 7º al 58º) _________________________ 28

Otorgamiento de la concesión _________________________________________ 28 Obligaciones del Concesionario ________________________________________ 30 Terminación de la Concesión __________________________________________ 31

Título III: Servicio de Transporte (Articulo 59º al 77º) _________________________ 33 Prestación del Servicio de Transporte ___________________________________ 33 Áreas para Instalaciones y Obras en Vías Públicas _________________________ 33 Supervisión y Fiscalización ___________________________________________ 34 Obligación de permitir el acceso abierto _________________________________ 35 Regulación del Acceso _______________________________________________ 35

Título IV: Ductos (Articulo 78º al 93) ______________________________________ 35



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Ducto Principal _____________________________________________________ 35 Ducto para Uso Propio _______________________________________________ 35 Extensiones, Ampliaciones y Ramales ___________________________________ 35 Sistema de Recolección e Inyección ____________________________________ 35

Capitulo V: Uso de Bienes Públicos y de Terceros (Articulo 94º al 112º) __________ 36 Título VI: Tarifas para el Transporte de Gas Natural (Articulo 113º al 148º ) _______ 37

Objetivos de la Tarifa Básica __________________________________________ 37 Ingreso Total y Tarifas _______________________________________________ 38 Costos de Operación y Mantenimiento __________________________________ 38 Uso de los Mecanismos de Incentivos ___________________________________ 38 Disposiciones Diversas ______________________________________________ 39

Titulo VII: Tarifa para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos (Articulo 194º al 150º) 39 Determinación de la Tarifa Básica ______________________________________ 39

Título VIII: Solución de Conflictos (Articulo 151º al 153º) ______________________ 40 Procedimiento Administrativo __________________________________________ 40 Procedimiento Arbitral _______________________________________________ 40

Titulo IX: Protección Ambiental (Articulo 154º al 156º) ________________________ 40 Conclusiones _________________________________________________________ 41 Aspectos Generales ___________________________________________________ 45

Protección a las personas y al medio ambiente ______________________________ 45 ¿Qué es Integridad de Activos? __________________________________________ 46 ¿Qué implica un Sistema de Gestión de Integridad? __________________________ 46 SIG en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos vigente ________ 47

Elementos Claves del SGI Requeridos por el Reglamento ___________________ 50 Estructura del SIG en el Reglamento ____________________________________ 53

Elementos del Programa de Gestión de Integridad ___________________________ 53 Recursos Afectados ___________________________________________________ 54 Rol de Cada uno de los Actores _________________________________________ 55 Normativa en el Resto de Latinoamérica ___________________________________ 55 Costos Comparativos __________________________________________________ 56



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Ley Orgánica que norma las Actividades de Hidrocarburos en el Territorio NacionalLey Nº 26221 __________________________________________________________ 58 Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº26-94-EM _____________________________________________________________ 58

Título I: Alcances y Disposiciones Generales (Articulo 1º al 5º) _________________ 58 Del Contenido y Alcances ____________________________________________ 58 Organismos Competentes ____________________________________________ 58

Título II: Ductos (Articulo 6º al 29º) (Derogado por D. S: N° 041-99-EM, del 15/09/99) 58 Título III: Medio Acuático (Articulo 30º al 72º) _______________________________ 58

De los Alcances ____________________________________________________ 58 De las instalaciones portuarias _________________________________________ 59 Las Naves _________________________________________________________ 60

Título III: Medio Terrestre (Articulo 73º al 122º) _____________________________ 62 Por Carretera ______________________________________________________ 62 Transporte por ferrocarril _____________________________________________ 63

Título V: Por Medio Aéreo (Articulo 123º al 135º) ____________________________ 64 Por aeronaves y helicópteros __________________________________________ 64 De las operaciones de carga externa con helicóptero _______________________ 65

Título VI: Definiciones (Articulo 136º) _____________________________________ 66 Conclusiones _________________________________________________________ 66 Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros __________________________________________________________ 69

Título I: Disposiciones Generales ________________________________________ 69 Título II: De los Organismos Competentes _________________________________ 71 Título III: De los Requisitos para Instalar y Operar Establecimientos de venta de GLPpara uso Automotor - Gasocentros _______________________________________ 71 Título IV: De la Seguridad de los Gasocentros ______________________________ 73 Título V: De las Normas de Calidad y Procedimientos de control ________________ 82 Título VI: De los Precios ________________________________________________ 82 Titulo VII: De las Infracciones y Sanciones _________________________________ 83

Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P. __________ 85 1. El Gas Licuado de Petróleo ___________________________________________ 85



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2. Seguridad en la comercialización de GLP ________________________________ 86 3. Órgano encargado de hacer cumplir las Normas de Seguridad y Comercialización deGLP _______________________________________________________________ 86 4. Las plantas Envasadoras _____________________________________________ 86 5. Los Tanques Estacionarios para el almacenamiento de GLP _________________ 87 6. Válvula de Seguridad ________________________________________________ 88 7. Manómetro ________________________________________________________ 89 8. Bombas compresoras y sus motores ____________________________________ 89 9. Las Tuberías conductoras de GLP _____________________________________ 90 10. Sistemas de bobeo para el envasado y despacho de GLP __________________ 92 11. Plantas envasadoras de GLP ________________________________________ 93 12. Locales de venta de Gas Licuado en cilindros ____________________________ 95 13. Transporte de Gas Licuado a granel y en cilindros ________________________ 99 14. Transferencia de Gas Licuado Líquido ________________________________ 100 15. Infracciones y Sanciones ___________________________________________ 104

Bibliografía __________________________________________________________ 105 Recursos Impresos: __________________________________________________ 105 Recursos Virtuales: __________________________________________________ 105

Referencias _________________________________________________________ 106 ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Costos para Transporte de Hidrocarburos ........................................................12 Figura 2: Regulación del Gas Natural en Latinoamerica ..................................................15 Figura 3: Proceso General del Gas Natural. ....................................................................18 Figura 4; Actores de la Industria del Gas de Camisea. ....................................................24 Figura 5: Seguridad Industrial. .........................................................................................45 Figura 6: Pirámide Documental ........................................................................................48 Figura 7: Esquema para la Documentación de Referencia. .............................................49 Figura 8: Esquema de Programa para Manejo Integral ....................................................54



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INTRODUCCIÓN

Aun cuando podemos decir que la regulación moderna del transporte de hidrocarburos

por ductos se inicia con la promulgación de la Ley Orgánica que Norma las Actividades

de Hidrocarburos en el Territorio Nacional -Ley N° 26221 llamada “Ley Orgánica de

Hidrocarburos” (LOH), cuyo Artículo 72°i fue inicialmente reglamentado por el Decreto

Supremo N° 024-94-EM (Reglamento para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos)ii y

el Decreto Supremo N° 025-94-EM (Reglamento para el Cálculo de Tarifas de Transporte

de Hidrocarburos Líquidos por Ductos), es en realidad con la convocatoria de las

licitaciones para la explotación de hidrocarburos del Lote 88 (Camisea) y para el

transporte por ductos de gas natural, líquidos de gas natural y la distribución de gas

natural por red de ductos del Proyecto Camisea, que el Estado desarrolla una normativa

adecuada del transporte de hidrocarburos por ductos y de distribución de gas natural por

red de ductos. Este artículo pretende dar una introducción al lector de los principales

conceptos que rigen la actividad de transporte de hidrocarburos por ductos, el mismo que

no podrá ser hecho sin relacionarlo con el creciente desarrollo del Proyecto Camisea.

El 31 de mayo de 1999 el CECAM iii publicó la convocatoria para el Concurso Público

Internacional para otorgar el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos

en el Lote 88 en Camisea y para otorgar las concesiones de Transporte de Gas Natural

por Ductos de Camisea al City Gate en Lima, de Transporte de Líquidos de Gas Natural

por Ductos de Camisea a la Costa y de Distribución de Gas Natural por Red de Ductos en

Lima y Callao. Con esta convocatoria, el Gobierno del Perú inició una segunda etapa en

el desarrollo del Proyecto Camiseaiv que, a la postre, sería la que finalmente permitió

concretar la construcción de las instalaciones y facilidades tanto del segmento de

producción o “upstream”v, del segmento de transporte de gas natural y líquidos de gas

natural por ductosvi, así como la distribuciónvii de gas natural por red de ductos en Lima y

Callaoviii.

Camisea está constituido por diversos yacimientos que conforman el Lote 88. Los más

importantes son los yacimientos de San Martín y Cashiriari que, a la fecha de la

convocatoria de las mencionadas licitaciones, contaban con reservas probadas de 8,74



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TCFix, reservas probables de 2,33 TCF y reservas posibles de 1,65 TCF, que hacían un

total global de 12,72 TCFx.

La puesta en marcha de Camisea I ha significado para el país el inicio del cambio de su

matriz energética hacia una estructura cada vez más influenciada por el gas natural,combustible significativamente más barato y más limpio que los tradicionales

combustibles líquidos, los cuales empiezan a ser reemplazados. Si consideramos que el

precio de dichos combustibles líquidos está directamente determinado por el precio

internacional del petróleoxi, del cual el Perú es importador, la producción de gas natural

como recurso propio permite al país contar con un hidrocarburo cuyo precio no está

necesaria o directamente vinculado al precio internacional del petróleoxii, lo que redunda

en directo beneficio de los consumidores de gas natural, abaratando y haciendo más

eficientes diversos sectores de la economía nacional, principalmente el sector degeneración termoeléctricaxiii, la industria cementera, cerámicas, vidrios y otros usos

industriales del gas natural, sin dejar de mencionar el gas natural vehicular y el uso

doméstico del gas natural. Todo ello fomenta la competencia y propicia la diversificación

de las fuentes energéticas que incrementan la confiabilidad en el suministro de energía y

la competitividad del aparato productivo del país.

En el desarrollo del presente trabajo hemos considerado la legislación vigente, es decir,

hemos omitido para el caso de los reglamentos: Cálculo de Tarifas y Seguridad para el

transporte de hidrocarburos por ductos, en una sola legislación; la que corresponde al D.

S. 081 – 2007, la cual considera integralmente ambas reglamentaciones.

Así mismo, se ha considerado mencionar, de manera resumida, los cuerpos legales

correspondientes al Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por ductos, que incluye

el Reglamento para el Cálculo de tarifas para el transporte de hidrocarburos por ductos, y

del mismo modo, el reglamento referido a la seguridad para el trasporte de

Hidrocarburos.

Deseamos de antemano, sea un instrumento que colme con las expectativas del curso y

sobre todo, que contribuya al desarrollo y al conocimiento de esta importante actividad,

relativamente nueva, que fue pensada para forjar un progreso tecnológico y

abaratamiento en el uso de energías convencionales; pero que actualmente requiere un

mejor manejo y control para cumplir su rol de inclusión social.



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p í t u l o : A s p e c t o s g e n e r a l e s

11

ASPECTOS GENERALES

FASES DE LOS HIDROCARBUROS

A efectos de entender la importancia del transporte de hidrocarburos por ductos, resultaimportante describir cómo están compuestas y cómo se relacionan los distintos

eslabones o fases de los hidrocarburos (producción, transporte, refinación, distribución y

comercialización).

El hidrocarburo es la cadena química de hidrógenos y carbonos que puede presentarse

en estado líquido o gaseoso. Cuanto más carbono tiene la cadena se dirá que el

hidrocarburo es “más pesado”, y viceversa. El primer eslabón o fase es la de producción,

que suele incluir ciertas etapas de refinación, todo ello llamado “Upstream” en el lenguaje

petrolero, en alusión a que el hidrocarburo sigue un flujo o corriente que empieza en la

producción y termina, “aguas abajo”, en la fase de distribución o comercialización en la

que llega al usuario final; es decir, la fase que está “aguas arriba” (Upstream) es la

primera fase (producción) y a ella le siguen las que están aguas abajo o “Downstream”,

como el transporte y la distribución.

Una vez producido o extraído el hidrocarburo, éste requiere ser transportado a zonas de

refinación, comercialización y/o distribución. Si la producción se realiza en yacimientos

ubicados en tierra f irme “on shore”, dicho transporte se hace a través de tuberías. Si la

producción se realiza en yacimientos ubicados en el mar “off shore”. El transporte puede

hacerse tanto mediante tuberías como por buques; estos últimos son utilizados

principalmente para el transporte de los productos de los hidrocarburos líquidos (lo que

generalmente supone una etapa previa de refinación), mientras que los ductos son

utilizados tanto para el transporte de hidrocarburos líquidos como del gas natural. Cabe

señalar que es posible el transporte de gas natural por buques, a través del proceso

llamado LNG, de las siglas en inglés de “Liquified Natural Gas”. En el Perú dicha

actividad iniciará operaciones a mediados del año 2010 con el proyecto liderado por Perú

LNG, único proyecto actual en la costa occidental de Américaxiv.

De esta manera, el Transporte de Hidrocarburos se convierte en la fase o eslabón

necesario e imprescindible para llevar la producción hacia los lugares de procesamiento,

consumo o distribución (mercado). Dicha fase o segmento requiere grandes inversiones y

mecanismos adecuados para recuperarlas. Estas inversiones son amplia y

detalladamente analizadas por los inversionistas, en donde las variables relacionadas al

consumo y su ubicación son esenciales para tomar decisiones adecuadas de inversión.



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En el siguiente cuadroxv podremos ver una comparación entre distintos costos del

transporte de hidrocarburos, dependiendo de las distancias y del tipo de infraestructura

utilizada.

Figura 1: Costos para Transporte de Hidrocarburos

Así, vemos que no importando la distancia, el transporte de crudo por buques tanque y

por oleoductos resultan ser, en ese orden, los medios de transporte más económicos.

Luego, hasta distancias de alrededor de 1,500 km el transporte de gas natural por tierra o

por mar resultan ser, en ese orden, los más económicos; mientras que para las mismas

distancias el transporte de LNG a través de los llamados buques metaneros, resulta ser el

medio más caro. Sin embargo, sobre distancias superiores a 1,500 km, para transporte

de gas natural por ductos marinos, o sobre los 3,500 km, para transporte de gas natural

por ductos terrestres, el transporte de LNG se convierte en el medio de transporte de gas

natural más económico y eficiente.

El transporte de gas puede darse como prestación de servicios a terceros vía ductos de

acceso abierto (concesión) o ductos cerrados (ductos principales, ductos de uso propio,

sistemas de recolección).

DESARROLLO DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE DE GAS

NATURAL POR DUCTOS

El transporte de gas puede darse como prestación de servicios a terceros vía ductos de

acceso abierto (concesión); también puede darse como actividad propia, en beneficio del

mismo titular del ducto, como una etapa más de su propio proceso productivo, lo cual se



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da a través de ductos cerrados o dedicados (ductos principales, ductos de uso propio,

sistemas de recolección) y no un sistema de acceso abierto.

La mayoría de los sistemas de transporte de gas por ductos han sido desarrollados a

través de monopolios estatales donde prima la integración vertical, es decir, un mismotitular (el Estado) tenía en sus manos la producción, el transporte y la distribución del gas

natural. Dicho monopolio estatal tiene una explicación tanto jurídica como económica en

boga en el modelo estatal europeo de las décadas anteriores y posteriores a la mitad del

siglo 20. Al respecto, “El Estado Social, es la denominación que los juristas damos al

llamado “Estado del Bienestar” (Welfare State), que es como lo llaman los economistas, y

constituye un tipo de modelo de Estado prestador de bienes y servicios, garante de la

denominada procura existencial, que se desarrolla en Europa entre 1930 – 1980”xvi. En

adición a ello, una economía de escala aplicada a la provisión de bienes y servicios cuyademanda inicialmente es escasa, tiende a que las distintas fases de dicha cadena

productiva esté en manos de un mismo titular (integración vertical), no favoreciendo dicho

escenario a la presencia de competencia del capital privado, sobre todo tratándose de

actividades que requieren ingentes inversiones con tasas de retorno poco satisfactorias,

al menos inicialmente.

A medida que la demanda por tales bienes y servicios empieza a acercarse al punto de

equilibrio y a hacer competitivas las inversiones en ese segmento, la atracción hacia el

capital privado se torna cada vez mayor. No es por eso extraño que los grandes

monopolios estatales, muchos años después que las actividades capturadas por los

mismos han alcanzado madurez en cuanto al punto de equilibrio entre oferta y demanda,

al toparse con la llamada “crisis del estado social” iniciaron la transición hacia la

participación del capital privado en tales actividades, proceso que necesitó llevar como

condición explícita el rompimiento de la integración vertical, segmentando las distintas

fases productivas de la actividad (producción, transporte y distribución, para el caso del

gas natural), lo que de la mano de una fuerte, independiente y profesional supervisión delEstado ha procurado asegurar la modernización en la provisión de tales bienes y

servicios, tendiendo a evitar el abuso de posición dominante en tales actividades, muchas

de las cuales constituyen monopolios naturales.

Al respecto, Gaspar Ariño señala:

“Ahora bien, todo esto está hoy en crisis, no porque el Derecho se haya impuesto al

Estado Social, sino porque el Estado Social está en quiebra: no puede pagar sus

compromisos.



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También en quiebra conceptual, de sus pensadores y teóricos. Frente a los resultados

empíricos del Estado Social, se inició a mediados de los años setenta una profunda

crítica que cristalizó políticamente en los Estados Unidos con el Presidente Reagan, en

Inglaterra con Margaret Thatcher y llegó a Suecia con Carl Bildt. Después Italia, Francia,

España y muchos otros países han iniciado amplios procesos de revisión. Posiblemente,

estamos a las puertas de un nuevo tiempo histórico, en el que termina el proceso iniciado

a comienzos del siglo, y que se manifiesta en el mundo entero, sin depender de

voluntarismo político alguno. No es fruto de un determinado gobierno, partido o ideología,

sino algo más profundo, que pertenece al orden de la biología histórica: cambios

incontenibles, que trascienden las fronteras territoriales e ideológicas. Puede afirmarse

que en algún sentido, hoy Blair es la continuación de M. Thatcher, bajo un nuevo nombre:

“new labour”. Clinton, ha realizado el recorte del Estado del Bienestar que quería Ronald

Reagan. Menem, llegó como peronista y ha desarrollado una fantástica política de

privatizaciones y liberalización de la economía argentina; en España las privatizaciones

las inició F. Gonzáles, no Aznar. Y es que la privatización y el replanteamiento del Estado

Social no es producto de un Gobierno, sino el resultado de un proceso de biología

histórica.”xvii

Respecto de ciertas referencias históricas en la cita de Gaspar Ariño, cabe comentar que

en algunos casos los hechos han demostrado que ciertos procesos, como el argentino,

no fueron llevados adecuadamente, por lo que el calificativo de “fantástico” en relación al

proceso llevado a cabo por Menem es bastante exagerado, por no decir erróneo; sin

embargo, ello no afecta en absoluto la esencia del comentario del profesor Gaspar Ariño

con el que estamos ciertamente de acuerdo. En el Perú, el Transporte de Gas Natural y

de Líquidos de Gas Natural de Camisea se otorgó en concesión de manera

independiente a la licencia de explotación del Lote 88, aún sin estar permitida una

integración vertical. Dicho esquema es propio de una industria de gas madura y

desarrollada en la que la presencia de numerosos ofertantes del servicio (varios

productores y varios transportistas) confluye naturalmente con la presencia de una gran

demanda, promoviendo así la competencia en el sector y la diversificación de las fuentes

energéticas.

Sin embargo, la modalidad en que se licitó Camisea supuso superar un gran reto: lanzar

dicho desarrollo con un mercado inexistente y una demanda de gas sumamente escasa.

Se debía asegurar los incentivos necesarios para que la inversión en ese escenario sea

suficientemente rentable como para atraer capitales privados. El Estado afrontó ese reto

formulando un marco regulatorio que garantice la recuperación de la inversión, aún con



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demandas bajas. Profundizaremos en ese marco regulatorio cuando desarrollemos con

más detalle el caso Camisea.

MARCO NORMATIVO

Constitución Política y Ley Orgánica de Hidrocarburos

El marco normativo dentro del cual se enmarca la actividad de transporte de

hidrocarburos por ductos tiene su primer peldaño en los Artículos 66° y 73°xviii de la

Constitución Política del Perú.

Figura 2: Regulación del Gas Natural en Latinoamerica

En ese sentido vienen, a colación los conceptos de servicio público, obras públicas de

infraestructura, bienes de dominio público, etc. En este contexto, tal vez el concepto

“servicio público” sea el más trascendental y a la vez el que más acepciones tiene en la

legislación comparada así como en la doctrina. Reconociendo que una definición de

“servicio público” debe ser tomada como concepto generalizado y no uniforme o preciso,

y además de un concepto histórico y políticamente variable, Gaspar Ariño lanza la

siguiente definición: “Servicio público es aquella actividad propia del Estado o de otra

Administración Pública, de prestación positiva, con la cual, mediante un procedimiento de



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Derecho Público, se asegura la ejecución regular y continua, por organización pública o

por delegación, de un servicio técnico indispensable para la vida social”xix.

Dicha definición esboza dos elementos esenciales de todo servicio público: el llamado

acceso abierto y el llamado servicio universal.

El concepto de acceso abierto es propio de los servicios públicos prestados a través de

redes o infraestructura y tiene como objeto la libertad de acceder a dicha infraestructura

por parte de cualquier usuario o solicitante del servicio que esté legitimado para dicho

acceso. El concepto recae también en el principio de economía de escala, por la cual no

es aceptable, desde el punto de vista económico, la coexistencia de varias redes o

infraestructura para el mismo servicio, motivo por el cual se tiende a limitar la cantidad de

redes, hacerlas más eficientes, pero a la vez garantizando el uso de las mismas a un

universo de usuarios, a través del principio de acceso abierto.

El servicio universal es la consecuencia de la existencia del acceso abierto; es decir

gracias al principio de acceso abierto, del cual puede gozar un usuario legitimado o un

tercer operador, se logra dar el servicio universal finalmente a todos los usuarios que

requieran obtener el servicio público respectivo. Los servicios esenciales universales son

“aquellas modalidades a las que el mercado, por sí solo, no daría respuesta y la autoridad

entiende que deben ser cubiertas porque constituyen un estándar mínimo del servicio al

que todos tienen derecho. En este caso, la competencia no es posible porque no hay

oferta. Y no lo hay porque el coste de dichas prestaciones jamás cubriría el precio que

por ellas se podría pagar y nadie estaría interesado en concurrir. En tales casos, la

regulación de nuevo interviene, imponiendo la prestación obligatoria a cualquiera de los

operadores del sector.”xx

En lo que respecta a “bienes de dominio público”, “obras públicas” e “infraestructura”, es

importante también hacer las precisiones del caso. En cuanto a los primeros, éstos son

los destinados al uso público, tales como caminos, canales, ríos, torrentes, puertos ypuentes construidos por el Estado, así como las playas, riberas, etc. Su uso puede o no

ser gratuito.

Dentro de los mismos existen bienes que constituyen creaciones u obras humanas, así

como bienes no creados por el hombre, como los accidentes naturales (playas, ríos, etc.).

Los bienes de dominio público creados por el hombre serían las obras públicas, tales

como las plazas, caminos, carreteras, monumentos, etc. Tales obras públicas, a su vez,

pueden o no constituir infraestructura. El diccionario de la Real Academia de la Lengua



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Española define como infraestructura el “conjunto de elementos o servicios que se

consideran necesarios para la creación y funcionamiento de una organización

cualquiera”. En ese sentido la obra pública y la infraestructura no son conceptos

similares. La infraestructura, en el campo de los servicios públicos, está concebida como

redes destinadas a la prestación de dicho servicio, existiendo obras públicas, como

plazas o monumentos que no cumplen dichas condiciones. La doctrina moderna, en este

nivel avanzado de análisis, llega a la conclusión que hay infraestructuras netamente

públicas (que son obras públicas de dominio público, que conforman una red mediante la

cual se presta un servicio público) e infraestructuras de titularidad privada pero de interés

público o asignadas a la prestación de un servicio público, tales como las

telecomunicaciones, el servicio eléctrico, el transporte y la distribución de gas natural.

En este punto podemos decir que la diversidad doctrinaria en las definiciones ycategorizaciones es sumamente amplia, por lo que es finalmente la decisión legislativa

que adopte el Estado la que determinará la caracterización de cada actividad.

En ese sentido, el Artículo 79° de la LOH define a la distribución de gas natural por red de

ductos como servicio público. La red de ductos mediante la cual se prestará el servicio de

distribución de gas natural será una obra de infraestructura destinada a un servicio

público. Dependiendo de la naturaleza del concesionario (persona de derecho privado o

de derecho público) su titularidad podrá ser privada o no. En este extremo, el legislador a

su vez ha optado por llamarla “Obra Pública de Infraestructura”, independientemente de

si su titular es una persona de derecho privado o derecho público, ello de conformidad

con los preceptos dispuestos por el Decreto Supremo N° 059-96-PCM, el cual aprobó el

Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega en

concesión al sector privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios

Públicos, bajo cuyo ámbito fueron otorgadas las concesiones de transporte y distribución

del Proyecto Camisea. En ese sentido, claramente la distribución de gas natural por red

de ductos cumple también con los principios de acceso abierto y de servicio universal.

En lo que respecta al Transporte de Hidrocarburos por Ductos, el transporte de

hidrocarburos líquidos no constituye un servicio público, aunque si bien el ducto para el

transporte de líquidos sí podría ser calificado como una obra pública de infraestructura.

En lo que respecta al Transporte de Gas Natural por Ductos, los ductos mediante los

cuales se realiza dicha actividad tienen la misma naturaleza de los ductos del transporte

de hidrocarburos líquidos; sin embargo, el servicio de transporte tendría una naturaleza

mixta.



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Por un lado, no cumple el principio de servicio universal, toda vez que el acceso al mismo

está restringido a ciertos usuarios y operadores, no es un servicio de red domiciliario, sino

más bien un servicio mayorista. Por otro lado, tenemos que resulta ser un eslabón

necesario en la cadena o flujo del gas natural, pues conecta un centro de producción con

un centro de distribución o consumo; su existencia, dependiendo de las ubicaciones

geográficas de las instalaciones de producción y consumo, podrá ser o no esencial. Así

por ejemplo, un área de distribución de gas natural ubicada a las orillas del mar o de un

lago o río podrá abastecerse de dicho hidrocarburo mediante la licuefacción del gas

natural y no por tuberías, recibiendo el gas a través de los llamados buques metaneros,

en la medida que las instalaciones de licuefacción en el puerto de origen y de

regasificación en el área de distribución, existan. Un área de distribución que no cuente

con dichas instalaciones porque simplemente no se ha dado la inversión o porque no

existe el acceso a vías de transporte acuático, el transporte de gas natural por ductos

será un servicio esencial, el que llamaría un servicio cuasi público. Es interesante notar,

como queda escrito en el siguiente subtitulo, que la LOH no califica al transporte de

hidrocarburos por ductos, como un servicio público, como sí lo hace con la distribución.

Figura 3: Proceso General del Gas Natural.

Resta en este acápite sólo refrescar el contenido del artículo 72° de la LOH: Artículo 72°

Cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera, podrá construir, operar y

mantener ductos para el transporte de Hidrocarburos y de sus productos derivados, de



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acuerdo a un contrato de concesión para el transporte, que se otorgará con sujeción a las

disposiciones que establezca el reglamento que dictará el Ministerio de Energía y Minas.

Cabe precisar, como se desarrolla a continuación, que nuestra legislación permite que el

transporte de hidrocarburos por ductos se dé por concesiones o a solicitud de parte, conla finalidad de prestar este servicio a terceros. También existe el transporte por ductos

cerrados (ductos principales, ductos de uso propio, etc.), a través de los cuales no se

presta servicios a terceros, constituyendo entonces la actividad como una fase más

dentro del proceso productivo del titular del ducto.

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos

Mediante Decreto Supremo N° 041-99-EM se aprobó el Reglamento de Transporte de

Hidrocarburos por Ductosxxi

, norma que junto al Decreto Supremo N° 059-96-PCM, el cualaprobó el Texto Único Ordenado de las normas con rango de ley que regulan la entrega

en concesión al sector privado de las Obras Públicas de Infraestructura y de Servicios

Públicos, la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, Ley N°

27133 y su reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 040-99-EM, constituyó el

marco legal regulatorio bajo el cual se licitó y otorgó en licencia y concesión los distintos

segmentos del Proyecto Camisea.

ACCESO ABIERTOEl principio de acceso abierto es entendido como una medida o garantía antimonopólica.

Ello supone calificar a los sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos (gas

natural, principalmente) como monopolios naturales. Hay razones económicas que

sustentan el acceso abierto (efecto de redes y economías de escala) y razones legales.

Tratándose de servicios públicos, por naturaleza tiene vocación de ser usado por una

masa de usuarios, los cuales deben acceder al servicio libremente; le interesa al Estado

cuando concede a un privado el servicio. El Estado, a través de la regulación, interviene

para promover la libre competencia y evitar el abuso de posición dominante en elmercado. Esta intervención se hace a través de reglamentaciones, las que en muchos

casos, exigen al concesionario el cumplimiento de principios, como tratamiento equitativo,

publicidad, transparencia, libre concurrencia, etc. Tales principios tienden a garantizar el

libre acceso a los sistemas de transporte.

El Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos desarrolla el acceso abierto

en sus capítulos quinto y sexto del Título III. Así, el Artículo 72 dispone que el

concesionario esté obligado a permitir el acceso no discriminatorio de Solicitantes,



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siempre que sea técnicamente viable. También se señala que en casos de concesiones

otorgadas vía licitaciones o concursos, podrán establecerse restricciones al acceso, por

razones de promoción y por períodos determinados. El Acceso Abierto rige en tanto haya

Capacidad Disponible.

El Acceso Abierto en el transporte de gas natural por ductos se encuentra reglamentado

en el Decreto Supremo N° 016-2004-EM, el cual aprobó las Condiciones Generales para

la Asignación de la Capacidad de Transporte de Gas Natural por Ductos.

Dicha norma establece que en la administración de la Capacidad Disponible se deben

observar fielmente los principios de: (i) tratamiento equitativo, (ii) transparencia y

adecuada publicidad, (iii) libre concurrencia y competencia entre solicitantes y (iv)

formalidad contractual. Esta asignación de capacidad se lleva a cabo a través de

llamados públicos para la contratación del servicio de transporte, denominadas Ofertas

Públicas (Open Seasons), procedimientos formales que el concesionario deberá seguir

periódicamente (cada 12 meses según las Condiciones Generales, para el Transporte de

Gas Natural de Camisea al City Gate y Distribución de Gas Natural en Lima y Callao,

cada 6 meses según el contrato de concesión suscrito), a efectos de asignar capacidad a

los interesados que soliciten capacidad en el sistema. Esta solicitud de capacidad se

plasma finalmente en un contrato mediante el cual el usuario reserva una capacidad

dentro del ducto y el concesionario se compromete a poner a disposición del usuario,

diariamente, dicha capacidad reservada.

Ello supone que en un proceso Oferta Pública se ofrece capacidad de transporte firme xxii.

La Oferta Pública es el mecanismo que garantiza publicidad, trato equitativo,

transparencia y formalidad contractual (el proceso termina con la firma de un contrato de

servicio de transporte de gas natural por ductos).

El Concesionario deberá seguir el procedimiento de Oferta Pública regulado por el

Artículo 7 de la norma.

En cada oferta pública el Concesionario deberá ofertar la Capacidad Disponible, definida

como la diferencia entre la Capacidad instalada de su sistema y la suma de las

Capacidades Contratadas a firme.

Adicionalmente, también se podrá ofrecer el servicio interrumpiblexxiii, conforme lo

establece la Cuarta Disposición Complementaria de las mencionadas Condiciones

Generales.



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21

NORMAS DEL SERVICIO DEL TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR

DUCTOS

Las Normas del Servicio de Transporte de Gas Natural por Ductos (Normas de Servicio)

fueron aprobadas mediante el Decreto Supremo N° 018-2004-EM. Estas Normas regulan

diversos aspectos del servicio de transporte de gas natural por ductos:

a) Contenido de los contratos de servicio a ser suscritos entre el concesionario y el

usuario. Deberá contener lo dispuesto por el Art. 59 del Reglamento de Transporte de

Hidrocarburos por Ductos.

b) Tipos de servicio: Firme, en él se contrata capacidad y hay un cargo fijo; e

interrumpible, en él se contratan volúmenes transportados y se paga por uso.

c) Custodia del gas (titularidad, responsabilidad de custodia y control del gas natural). La

titularidad del gas corresponde al usuario, pero el concesionario lo mantiene en custodia

mientras lo transporta. En la práctica se produce una ficción en la medida que el gas

natural es un bien fungible. Dado que el concesionario, antes de iniciar la operación del

ducto, debe llenar el mismo con gas natural (“line pack”), dicho volumen almacenado o

line pack es un bien de propiedad del concesionario. Así, el usuario que adquiere el gas

del productor, señalándose que la producción, el transporte y la distribución deberían ser

segmentos no integrados. El reto fue cómo hacer para licitar tales concesiones, de

manera segmentada, sin contar con una demanda que justifique una inversión tan grande

ni asegure por sí sola el retorno de la misma a tasas de retorno atractivas. Esa visión iba

contra el desarrollo histórico de las infraestructuras de gas en otros países, que nacieron

como monopolio estatal y luego se fueron privatizando por segmentos una vez que el

mercado tuvo una maduración que hacía atractiva la inversión privada. En el Perú se

buscaba tener desde el momento cero lo que en otros países se tuvo ya varios años

después. Hacerlo mediante inversión pública no estaba dentro de las posibilidades del

escenario político económico vigente no sólo en el Perú sino en todo el mundo.

La respuesta al reto se dio a partir del análisis de los beneficios que el desarrollo del gas

traería al Perú. Un estudio de demanda de gas identificó que inicialmente un alto

porcentaje de la misma estaría ubicada en el consumo para la generación termoeléctrica.

Dicho uso traería de la mano un efecto directo en los costos de la generación eléctrica,

incluso antes que entre en operación Camisea, toda vez que el regulador tomaba en

cuenta los costos de generación de proyectos a ser llevados a cabo en una ventana de 4

años en adelante.



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Así, lanzado el Proyecto Camisea en el año 1999, en el año 2000 con la licitación en

estado muy avanzado, se estimó, tomando en cuenta el plazo de construcción de la

infraestructura de gas calculado en 44 meses (año 2004), que el precio del gas para

generación debía ser tomado en cuenta como un componente de los costos marginales

de generación, iniciando en ese momento una constante reducción de la misma en la

medida que la capacidad de generación en base a gas ocupaba un mayor espacio en la

ventana constante de 4 años. En ese sentido el gas generaba un ahorro importante a los

usuarios eléctricos. Sin embargo, para que la generación termoeléctrica despache sus

plantas con gas natural, su precio (el cual tiene un componente de transporte por ductos)

debía ser competitivo, a tal punto que desplace otros combustibles más caros y logre que

los costos marginales de generación disminuyan. Para ello, se calculó un precio de gas

máximo y una tarifa máxima que sumados darían el precio final de gas para generación.

Ese precio debía permitir un consumo de gas que asegure en algo el ingreso del

concesionario titular del ducto.

Sin embargo, la demanda por el gas estimada era insuficiente para asegurar retornos

satisfactorios que hagan viable un gasoducto. Ante ese escenario el Estado entendió que

era necesario asegurar al inversionista un ingreso que le permita repagar su inversión y

los costos de operación y mantenimiento y obtener una tasa de retorno

internacionalmente atractiva. Quedaba claro que la demanda escasa no era suficiente

para asegurar ese ingreso necesario. Entonces, apelando al gran beneficio que seobtendría con una generación termoeléctrica en base a gas, por un lado, y a la necesidad

para que esto se logre, el gas natural debía mantener un precio bajo que asegure que el

despacho se haga con gas y no con otros combustibles, se estimó que los usuarios delo

recibe directamente de éste al inicio del gasoducto y lo “entrega” en ese punto (“Punto de

Recepción”) al concesionario para su transporte. El concesionario recibe el gas del

productor u operador, quien se lo entrega por cuenta y orden del usuario. En el instante

que una molécula de gas entra en el Punto de Recepción, se estima que una molécula de

gas (no es la misma molécula, pero es irrelevante dada su naturaleza de bien fungible)

sale en el punto final del ducto (“Punto de Entrega”), en donde el distribuidor u otro

operador, a nombre y por cuenta del usuario, recibe el gas. Este punto de entrega puede

estar en la locación en donde el usuario utiliza el gas, para los casos en que dicha

locación se encuentre fuera de un área de distribución de gas natural.

En ese caso el Punto de Entrega estará en donde el usuario directamente recibe el gas

del transportista, sin mediar distribuidor u otro operador, llamado “Operador de Entrega”



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(son situaciones de excepción, pues se estima que naturalmente donde hay muchos

usuarios debe haber un distribuidor).

d) Condiciones del gas natural (poder calorífico, contaminantes, etc.). El Concesionario

no puede alterar las condiciones del gas natural que recibe para ser transportado.

e) Mediciones (estaciones, verificación cromatógrafos). Se ubican en el Punto de

Recepción y en el Punto de Entrega.

f) Facturación por el servicio (plazos y contenido).

g) Normas de despacho (nominaciones, autorizaciones, imputación de entrega,

desbalances).

h) Reducciones de entregas diarias, las cuales podrán ocurrir en:

• Casos fortuitos o fuerza mayor.

• Situaciones de emergencia o crisis.

• Prioridad en cortes (interrumpibles, firmes, residenciales, centros médicos e

instituciones de seguridad y bienestar público).

• Reducciones programadas.

i) No discriminación (vinculado a los principios de acceso abierto).

j) Errores de medición (se entiende que existe error cuando la diferencia es mayor al 1%).

k) Errores de facturación (reclamo del usuario).

Los montos reclamados no son exigibles.

l) Incumplimiento de pago. Intereses compensatorios e intereses moratorios (15% del

compensatorio).

m) Resolución por incumplimiento.

CASO CAMISEA

Decíamos al final del tema referido a desarrollo de infraestructura, que el Estado Peruano

como promotor del desarrollo del Proyecto Camisea, tuvo que estructurar un adecuado

marco regulatorio que permita vencer el reto de entregar en concesión la construcción y

operación de dos ductos de transporte de hidrocarburos (gas natural y líquidos de gasnatural), así como la distribución de gas natural, todo ello de manera segmentada,



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señalándose que la producción, el transporte y la distribución deberían ser segmentos no

integrados. El reto fue cómo hacer para licitar tales concesiones, de manera segmentada,

sin contar con una demanda que justifique una inversión tan grande ni asegure por sí sola

el retorno de la misma a tasas de retorno atractivas. Esa visión iba contra el desarrollo

histórico de las infraestructuras de gas en otros países, que nacieron como monopolio

estatal y luego se fueron privatizando por segmentos una vez que el mercado tuvo una

maduración que hacía atractiva la inversión privada. En el Perú se buscaba tener desde

el momento cero lo que en otros países se tuvo ya varios años después. Hacerlo

mediante inversión pública no estaba dentro de las posibilidades del escenario político

económico vigente no sólo en el Perú sino en todo el mundo.

La respuesta al reto se dio a partir del análisis de los beneficios que el desarrollo del gas

traería al Perú. Un estudio de demanda de gas identificó que inicialmente un altoporcentaje de la misma estaría ubicada en el consumo para la generación termoeléctrica.

Dicho uso traería de la mano un efecto directo en los costos de la generación eléctrica,

incluso antes que entre en operación Camisea, toda vez que el regulador tomaba en

cuenta los costos de generación de proyectos a ser llevados a cabo en una ventana de 4

años en adelante.

Figura 4; Actores de la Industria del Gas de Camisea.

Así, lanzado el Proyecto Camisea en el año 1999, en el año 2000 con la licitación en

estado muy avanzado, se estimó, tomando en cuenta el plazo de construcción de la

infraestructura de gas calculado en 44 meses (año 2004), que el precio del gas para

generación debía ser tomado en cuenta como un componente de los costos marginales

de generación, iniciando en ese momento una constante reducción de la misma en la

medida que la capacidad de generación en base a gas ocupaba un mayor espacio en la

ventana constante de 4 años. En ese sentido el gas generaba un ahorro importante a los

usuarios eléctricos. Sin embargo, para que la generación termoeléctrica despache sus



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plantas con gas natural, su precio (el cual tiene un componente de transporte por ductos)

debía ser competitivo, a tal punto que desplace otros combustibles más caros y logre que

los costos marginales de generación disminuyan. Para ello, se calculó un precio de gas

máximo y una tarifa máxima que sumados darían el precio final de gas para generación.

Ese precio debía permitir un consumo de gas que asegure en algo el ingreso del

concesionario titular del ducto.

Sin embargo, la demanda por el gas estimada era insuficiente para asegurar retornos

satisfactorios que hagan viable un gasoducto.

Ante ese escenario el Estado entendió que era necesario asegurar al inversionista un

ingreso que le permita repagar su inversión y los costos de operación y mantenimiento y

obtener una tasa de retorno internacionalmente atractiva. Quedaba claro que la demanda

escasa no era suficiente para asegurar ese ingreso necesario. Entonces, apelando al

gran beneficio que se obtendría con una generación termoeléctrica en base a gas, por un

lado, y a la necesidad para que esto se logre, el gas natural debía mantener un precio

bajo que asegure que el despacho se haga con gas y no con otros combustibles, se

estimó que los usuarios de gas que sean generadores eléctricos paguen una tarifa similar

a la que pagarían si la demanda por el servicio de transporte de gas fuera tal que el ducto

estuviese siendo utilizado a su mayor capacidad.

Es natural que una infraestructura logre su mayor eficiencia cuando su capacidad

instalada es utilizada a plenitud, originando que la gran cantidad de usuarios paguen de

manera más “diluida” la inversión y los costos de operación y mantenimiento.

En ese contexto, se paga menos unitariamente pues hay muchos demandantes para una

misma infraestructura, cuyos costos de inversión no varían si la demanda es baja o alta y

sus costos de operación y mantenimiento se alteran en poca proporción. Hay costos fijos

que si son cubiertos por más usuarios, el precio unitario baja necesariamente.

La ficción de “ducto lleno” tenía, como toda ficción, una parte de realidad y es que si los

generadores eléctricos pagaban una tarifa baja -como si el ducto estuviese lleno, cuando

en realidad el ducto estaba medio vacío-, había una parte del ingreso garantizado al

inversionista que dicho usuario, generador eléctrico, no estaba pagando. Ante esa

situación, lo que se diseñó fue un marco regulatorio que permita que ese faltante del

ingreso garantizado al transportista sea cubierto por aquél que se beneficia directamente

con una tarifa de gas calculada, considerando que el ducto estuviese lleno, cuando no lo

estaba. Esa persona o grupo de personas son los usuarios del servicio eléctrico, quienes

en ese escenario compartirían su gran ahorro, a través de un cargo tarifario incorporado



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en el peaje por conexión del sistema de transmisión eléctrica, cuya recaudación está

destinada a ser pagada al transportista a fin de completar los ingresos garantizados por el

Contrato de Concesión. Esta figura tenía varias condiciones para ser autorizada: la

primera consideraba que la relación costo beneficio sea mayor a uno (es decir, el nuevo

cargo en la tarifa eléctrica no debe ser superior al ahorro que ese esquema otorgaba a

quien pagaba el cargo). Hoy por hoy, esa relación costo beneficio no sólo es mayor a la

unidad sino que llega casi a nueve veces.

El cargo al que se hace referencia es el denominado “Garantía por Red Principal” o GRP,

el cual ha permitido que Camisea sea hoy un proyecto en marcha, pues posibilitó que el

Estado Peruano garantice un ingreso al inversionista del ducto de gas. Las otras

condiciones requeridas para el otorgamiento de dicha GRP también se cumplieron según

lo estipula el numeral 6.2 del Artículo 6° de la Ley de Promoción del Desarrollo de laIndustria del Gas Natural, Ley 27133.

La Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural y su Reglamento

(Decreto Supremo No. 040-99-EM), regulan diversos aspectos importantes entre ellos los

siguientes:

– Desarrollo del gas: Es declarado de interés nacional.

– El esquema sólo se aplica en casos de concesiones otorgadas por licitación (generacompetencia para obtener tarifas adecuadas).

– Se otorga una Garantía de Ingresos, considerando una demanda baja y un ducto lleno.

En ese escenario, el Ingreso garantizado se paga a través del cobro de las Tarifas por el

servicio y la GRP. La GRP es la diferencia entre ese ingreso garantizado y el ingreso que

realmente tiene el inversionista (llamado Ingreso Esperado).

– Costo del Servicio: Es el costo de la inversión más el costo de la operación y

mantenimiento, que dividido entre la capacidad o ingreso garantizado total, nos da latarifa básica. Este sistema tarifario se aplica en base a este “Price cap”, cuyo valor sólo

se actualiza por índices, pero no hay recálculo tarifario.

– Las tarifas aplicables son la Tarifa Base y la Tarifa Regulada (aplicadas a los Usuarios

Generadores Eléctricos y a los Otros Usuarios, respectivamente). La Tarifa Base se

calcula en base a una demanda de gas, como si el ducto estuviese lleno; mientras que la

Tarifa Regulada se calcula en base a la demanda real. La Tarifa Regulada de los otros



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usuarios, a medida que el consumo de gas aumente, será cada vez menor, llegando a

igualarse con la Tarifa Base cuando la demanda cubra los ingresos garantizados.

– Garantía por Red Principal – GRP: Para otorgarla es condición que el ducto sea de uso

público, que promueva la competencia energética y que la relación costo beneficio seapositiva, cuyo efecto se ve en las tarifas eléctricas. La GRP se incorpora al cargo del

peaje por conexión eléctrica y se recauda a través de la empresa de transmisión eléctrica

(antes ETECEN, hoy REP).

BALANCE Y PERSPECTIVAS

Hoy en día se puede comprobar con beneplácito que el esquema regulatorio dictado para

lanzar el Proyecto Camisea y sentar las bases del cambio de matriz energética, ha dado

resultados mayores a los previstos. Ciertamente, se puede verificar que al año 2009 se

vienen dando niveles de demandas estimados para el año 2016, lo que a la par de

representar una constatación del referido marco regulatorio, permitió cumplir el objetivo

propuesto y trae a su vez retos que deberán ser afrontados para poder estar a la altura

de las circunstancias.

Ese crecimiento sin precedentes de la demanda por el gas natural al sobrepasar los

estimados más optimistas de años pasados, ha encontrado un marco legal, contractual y

una infraestructura que debe satisfacer tal demanda con no pocas dificultades.

Consideramos que el respeto a tal marco jurídico es fundamental para afrontar este reto,

pero a la vez se requiere una similar o mayor creatividad y audacia que la mostrada en el

año 1999, cuando se aprobó el marco jurídico que dio pie a Camisea I, para afrontar

estos nuevos retos. Reiteramos que la creatividad y audacia no podrán proponer

soluciones fuera del entorno jurídico que regula las actuales inversiones, pues de lo

contrario se estarían dando señales negativas a nuevos emprendimientos empresariales.

Prácticas de diálogo y apertura serán necesarias, a la vez que un sinceramiento en los

actuales demandantes de gas natural, a fin que puedan reconocer que todo beneficio

abrupto tiene que tener un equilibrio y por cierto un costo. La planificación es esencial

para todos los sectores, no sólo para los proveedores de energía, quienes en realidad

han seguido el camino trazado en los instrumentos legales y contractuales propuestos

por el Estado Peruano.



C a

p í t u l o : L e y O r g á n i c a q u e n o r m

a l a s A c t i v i d a d e s d e H i d r o c a r

b u r o s e n e l T e r r i t o r i o N a c i o n a l L e y N º

2 6

2 2 1

28

LEY ORGÁNICA QUE NORMA LAS ACTIVIDADES DE

HIDROCARBUROS EN EL TERRITORIO NACIONAL LEY Nº 26221

Artículo 3. - El Ministerio de Energía y Minas es el encargado de elaborar, aprobar,

proponer y aplicar la política del Sector, así como de dictar las demás normaspertinentes. El Ministerio de Energía y Minas y el OSINERG son los encargados de velar

por el cumplimiento de la presente Ley.

Artículo 72º- Cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera, podrá construir,

operar y mantener ductos para el transporte de Hidrocarburos y de sus productos

derivados, de acuerdo a un contrato de concesión para el transporte, que se otorgará con

sujeción a las disposiciones que establezca el reglamento que dictará el Ministerio de

Energía y Minas. Las tarifas de transporte se fijarán de acuerdo con el Reglamento

aprobado por el Ministerio de Energía y Minas.

REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR

DUCTOS, DECRETO SUPREMO Nº 081-2007-EM

“Reglamento de Transporte deHidrocarburos por Ductos”, el cual constade nueve (9) Títulos, ciento cincuenta yseis (156) artículos, ocho (8)

Disposiciones Complementarias y cuatro(4) Anexos.

TÍTULO I: DISPOSICIONESGENERALES (ARTICULO 1º AL 6º) Alcances, definiciones, siglas, Obligaciónde contar con una Concesión para prestar Servicio de Transporte (La Concesión nootorga al Concesionario una exclusividadgeográfica ni territorial).

Autorización para operar ductos (No se

requiere Concesión para el transportepor: a) Ducto Principal, b) Sistema deRecolección e Inyección; y c) Ducto paraUso Propio.).

Impedimento para solicitar Concesiones(directa o indirectamente, en sociedad oindividualmente, el Presidente o Vice-Presidentes de la República, Ministros deEstado, Representantes del Poder Legislativo, Representantes de losGobiernos Regionales, Alcaldes,

Funcionarios y empleados del MINEM,

OSINERGMIN y aquellos previstos en los Artículos 1366° y 1367° del Código Civil.

TÍTULO II: CONCESIÓN DE

TRANSPORTE (ARTICULO 7º AL58º)

Otorgamiento de la concesión

Plazo

Plazo determinado, no será mayor desesenta (60) años - incluyendo laprórroga - ni menor de veinte (20) años.

Prórroga del plazo de la Concesión

El plazo de la Concesión podrá ser prorrogado por la DGH a solicitud delConcesionario por plazos adicionales nomayores de diez (10) años, con unaanticipación no menor de cuatro (4) añosal vencimiento del plazo ordinario o el desu prórroga, deberá cursar a la DGH unasolicitud que deberá cumplir con lostrámites y otros requisitos legales.

La DGH de considerar procedente lasolicitud de prórroga, acordará con el

Concesionario sus condiciones,



C a

p í t u l o : R e g l a m e n t o d e T r a n s p

o r t e d e H i d r o c a r b u r o s p o r D u

c t o s , D e c r e t o S u p r e m o N º 0 8

1 - 2 0 0 7 -

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29

gestionando la respectiva ResoluciónSuprema.

Vencido el plazo de cuatro (4) años sinque el Concesionario haya cursadosolicitud de prórroga, se entenderá que al

vencimiento del Contrato de Concesióncesará su derecho de Concesión. Sinembargo el Concesionario tendrá derechoa participar en la licitación o concursopúblico que se convoque a fin de otorgar nuevamente la Concesión.

Formas de otorgar la Concesión

La DGH u otro organismo públicodesignado conforme a ley, determinará elprocedimiento a seguir para otorgar la

Concesión de prestación del Servicio deTransporte, podrá ser: a) Por licitación oconcurso público; y b) Por solicitud departe.

La solicitud de Concesión que cumplacon los requisitos deberá resolverse enun plazo de noventa (90) Días contados apartir de la fecha de su admisión. De noresolverse en este plazo se dará por aprobada.

La solicitud presentada deberá ser revisada por la DGH, dentro de los quince(15) Días siguientes a su recepción. LaDGH declarará inadmisible la solicitudcuando no cumpla con los requisitosespecificados y ordenará al solicitante lasubsanación de la omisión en un plazo nomayor de diez (10) Días.

Si la solicitud es admitida, se notificará alsolicitante, incluyendo el modelo de aviso,para que lo publique dentro del plazo decinco (5) Días siguientes a dichanotificación. La publicación se efectuarápor dos (2) Días consecutivos en el DiarioOficial El Peruano y en uno de los diariosde mayor circulación del área deinfluencia por donde se instalará elSistema de Transporte o la mayor partedel mismo.

Derecho de oposición a la solicitud deConcesión

Podrán formularse oposiciones a la

solicitud de Concesión ante la DGH,

dentro de los diez (10) Días contados apartir de la última publicación.

Las oposiciones que se formulen seránsustentadas con documentos fehacientes,adjuntándose una fianza bancaria por un

monto equivalente a la garantíapresentada por el solicitante y convigencia por sesenta (60) Días.

Evaluación de la solicitud deConcesión

De no haberse formulado oposición oésta haya sido resuelta a favor delsolicitante, la DGH procederá a evaluar dentro del plazo establecido, el contenidode los documentos presentados,

procediendo a emitir un informe técnico-legal, sobre la procedencia oimprocedencia del otorgamiento de laConcesión.

Otorgamiento de la Concesión

La Resolución Suprema de otorgamientode la Concesión aprobará el respectivoContrato de Concesión y designará alfuncionario que debe intervenir en lacelebración del mismo a nombre delEstado.

La referida Resolución deberá ser notificada al solicitante dentro de loscinco (5) Días siguientes a su expedicióny entrará en vigor si el solicitante cumplecon aceptarla por escrito dentro de losdiez (10) Días siguientes a sunotificación.

Tratándose de Concesiones otorgadaspor licitación o concurso público, lareferida Resolución Suprema deberá ser

aceptada dentro del plazo previsto en lasbases para que se lleve a cabo el cierrede la licitación o concurso público.

Publicación de la resolución deotorgamiento de la Concesión

El MINEM hará publicar la Resolución deotorgamiento de la Concesión por unasola vez en el Diario Oficial El Peruano,en un plazo de cinco (5) Días contados apartir de su aceptación.

Suscripción del Contrato deConcesión



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Publicada la Resolución Suprema queaprueba el Contrato de Concesión yautoriza su suscripción, se firmará elContrato de Concesión, el cual deberáelevarse a Escritura Pública en un plazomáximo de sesenta (60) Días desde lapublicación.

El Concesionario sufragará los gastosque demande la respectiva EscrituraPública y está obligado a proporcionar alMINEM un testimonio de la misma. En laescritura se insertará el texto de laResolución Suprema correspondiente.

El Concesionario gestionará la inscripciónde la Concesión en el Registro deConcesiones para la Explotación de los

Servicios Públicos.

Obligaciones del Concesionario

Obligaciones del Concesionario

a) Ejecutar el proyecto y la construcciónde obras de acuerdo al calendario deejecución contenido en el Contrato.

b) Prestar el Servicio de Transporte deacuerdo a los términos y condiciones

previstos.c) Conservar y mantener el Sistema deTransporte en condiciones adecuadaspara su operación eficiente, garantizandola calidad, continuidad y oportunidad delServicio según el Contrato de Concesióny las normas técnicas pertinentes. ElConcesionario deberá diseñar, construir,operar y mantener el Sistema deTransporte.

d) Publicar a su costo en el Diario OficialEl Peruano, las resoluciones mediante lascuales sea sancionado.

e) Desarrollar sus actividades respetandolas normas de libre competencia yantimonopolio vigentes o que se dicten enel futuro.

f) Aplicar las Tarifas que se fijen deacuerdo al Reglamento.

g) Presentar la información relacionada

con aspectos técnicos, ambientales,económicos, operativos, logísticos,

organizacionales y de seguridad quesean pertinentes a los organismosnormativos, reguladores y fiscalizadoresen la forma, medios y plazos que éstosestablezcan.

h) Cumplir con las normas de seguridad ydemás normas técnicas aplicables.

i) Facilitar las inspecciones técnicas yambientales a sus instalaciones quedispongan los organismos normativos,reguladores y fiscalizadores.

j) Contribuir al sostenimiento de losorganismos normativos, reguladores yfiscalizadores con el aporte fijado en laLey Nº 27116.

k) Cumplir con las normas deconservación del ambiente y delPatrimonio Cultural de la Nación.

l) Llenar el Sistema de Transporte a sucosto y responsabilidad, para el caso deTransporte de Gas Natural.

m) Asumir las pérdidas de Hidrocarburospor mermas por encima del uno por ciento (1 %) del volumen transportado.

n) Asumir el costo de los Hidrocarburosutilizados como combustible en elSistema de Transporte.

o) Instalar, mantener, operar a su cargoen, o cerca de cada Punto de Entrega,estaciones de medición adecuadamenteequipadas.

p) Efectuar las muestras, ensayos,pruebas y análisis necesarios para elproceso de supervisión y fiscalización del

OSINERGMIN.

Obligación del Concesionario de presentar información a la DGH

El Concesionario está obligado apresentar a la DGH, en forma mensual lasiguiente información:

a) Volumen y tipo de Hidrocarburostransportados y almacenados.

b) Características de los Hidrocarburos

transportados.



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1 - 2 0 0 7 -

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c) Circunstancias que afectan o podríanafectar al Servicio de Transporte.

d) Capacidad de Transporte, CapacidadContratada y Capacidad Disponible.

e) Otra información que la DGH considerepertinente recabar respecto al Servicio oal Sistema de Transporte.

Asimismo, está obligado a presentar losacuerdos de servidumbre que celebrepara la ocupación de predios depropiedad privada.

Obligación del Concesionario de presentar información al OSINERGMIN

El Concesionario debe presentar dentro

de los treinta (30) días calendario delcierre de cada trimestre a OSINERGMIN,la siguiente información:

a) Balance General;

b) Estado de Ganancias y Pérdidas por naturaleza y destino;

c) Flujo de fondos;

d) Otras que OSINERGMIN considere

convenientes.Igualmente, dentro de los primeros veinte(20) días calendario del mes de abril decada año, deberá entregar aOSINERGMIN, los estados financierosdel ejercicio anterior, debidamenteauditados.

La DGH y OSINERGMIN establecerán losplazos, formatos y los mediostecnológicos mediante los cuales elConcesionario deberá remitir dichainformación.

Sustitución de responsabilidades

El Concesionario al recibir del Estado laConcesión, releva y se obliga a relevar alEstado de cualquier responsabilidad quepudiera originarse del ejercicio delderecho de Concesión que se le haotorgado.

Riesgos y responsabilidad del Concesionario por el Servicio deTransporte

El Concesionario asume los riesgos yresponsabilidades emergentes del

Transporte conforme a las disposicionessobre responsabilidad extracontractualque contiene el Código Civil.

Así mismo, deberá mantener vigente unapóliza de seguro de responsabilidad civilextracontractual, que cubra daños aterceros en sus bienes y personasderivados de la ejecución de las obras yde la prestación del Servicio deTransporte, así como una póliza quecubra el valor del Sistema de Transporte.

Cesión de derechos del Contrato deConcesión

El Concesionario podrá ceder total oparcialmente su participación en elContrato de Concesión, previa opiniónfavorable de la DGH y medianteResolución Suprema que lo autorice.

Terminación de la Concesión

Causales de terminación de la

Concesión

La Concesión termina por:

a) Vencimiento del plazo del Contrato deConcesión.

b) Declaración de caducidad.

c) Aceptación de la renuncia a laConcesión.

d) Otras causas que especifique el

Contrato de Concesión. A la terminación de la Concesión, losBienes de la Concesión serántransferidos o devueltos al Estado, segúnsea el caso, que el Concesionario hayaconstruido o aportado los bienes queintegran los Bienes de la Concesión, oque los ha recibido del Estado almomento del otorgamiento de laConcesión, respectivamente.

El Estado convocará a subasta públicapara transferir la Concesión. De la sumaobtenida en la subasta y hasta donde



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dicha suma alcance, el Estado pagará alConcesionario hasta un máximoequivalente al valor contable de losBienes de la Concesión que ha aportadodurante la vigencia de la Concesión y queha transferido al Estado a la terminaciónde la Concesión.

Caducidad de la Concesión

a) El Concesionario no realice losestudios y/o no ejecute las obras einstalaciones en los plazos establecidosen el calendario de ejecución de lasmismas, incluyendo los plazosintermedios, salvo caso fortuito o fuerzamayor.

b) Se deje de operar el Sistema deTransporte, por causas imputables alConcesionario, por ochocientos setenta yseis (876) horas acumuladas durante un(1) año calendario y afectando comomínimo al veinticinco por ciento (25%) delvolumen transportado promedio del añoanterior.

c) No cumpla con sus obligaciones de dar Servicio en los plazos prescritos y deacuerdo a las normas de seguridad y los

estándares de calidad establecidos.d) Luego de habérsele aplicado lassanciones correspondientes, no cumplacon sus obligaciones de dar Servicio enlos plazos prescritos y de acuerdo a lasnormas de seguridad y los estándares decalidad establecidos.

e) No cumpla con la Puesta en OperaciónComercial del Sistema de Transportedentro del plazo acordado. Se exceptúanincumplimientos derivados de casofortuito o fuerza mayor.

f) Incumplimiento de obligaciones quehan sido expresamente señaladas en elContrato de Concesión como causal decaducidad.

g) Se produce la insolvencia, disolución oliquidación del Concesionario.

h) Se produce la cesión o transferenciaparcial o total del Contrato de Concesión,

por cualquier título, sin la previaaprobación de la DGH.

i) Se produce la imposición de multasdurante un año calendario alConcesionario, por un monto total quesupere el diez (10%) de sus ingresosanuales del año anterior.

La tramitación de la caducidad de laConcesión, seguirá el siguienteprocedimiento:

a) La DGH formará un expediente en elcual se documentará la causa queamerita la caducidad, debiendo incluirseun informe de OSINERGMIN;

b) El Concesionario, una vez recibida lanotificación del inciso precedente, podráefectuar los descargos y presentar las

pruebas que considere convenientes a suderecho, dentro del plazo de quince (15);

c) Evaluadas las pruebas por la DGH, ladeclaratoria de caducidad, de ser procedente, se resolverá por ResoluciónSuprema en un plazo máximo decuarenticinco (45) Días y,

d) En la Resolución Suprema que declarala caducidad, deberá designarse lasrespectivas personas naturales o jurídicas

que se encarguen de llevar a cabo laintervención y la subasta pública.

La Resolución Suprema que declara lacaducidad será notificada notarialmenteal Concesionario o su representantelegal, en el domicilio señalado en elexpediente dentro de las cuarentiocho(48) horas de expedida, debiendo en elmismo término publicarla por un (1) díaen el Diario Oficial El Peruano.

Renuncia a la ConcesiónEl Concesionario puede renunciar a suConcesión comunicando este hecho alMINEM con una anticipación no menor deun (1) año.

La DGH evaluará la renuncia y deconsiderarla procedente, tramitará laexpedición de la respectiva ResoluciónSuprema en que se acepte la renuncia,se determine la fecha en que ésta sehaga efectiva y se designe al interventor.



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Vencimiento del Contrato deConcesión

Mediante Resolución Suprema senombrará un Comité Interventor de lasOperaciones del Concesionario que

iniciará sus actividades a partir del primer día del último año del Contrato deConcesión. Vencido el plazo, seprocederá a la subasta pública de laConcesión.

Otras causas de terminación de laConcesión

Verificada la causa de manera indubitablee inimpugnable bajo el procedimientoprevisto en el Contrato de Concesión, laDGH tramitará la expedición de la

respectiva Resolución Suprema en quese determine la existencia de la causal determinación, la fecha en que ésta se hagaefectiva y se designe al interventor.

TÍTULO III: SERVICIO DETRANSPORTE (ARTICULO 59º AL77º)

Prestación del Servicio deTransporte

Información mínima del Contrato deTransporte

Previo al inicio de la prestación delServicio de Transporte, Concesionario ySolicitante deberán suscribir un Contratode Transporte. El Contrato de Transportecontendrá, entre otras, la siguienteinformación:

a) Nombre o razón social delConcesionario.

b) Nombre o razón social del Usuario.

c) Periodo por el que se contrata elServicio de Transporte.

d) Capacidad Contratada expresada enMetro Cúbico Estándar para el GasNatural y Metro Cúbico corregido a 15.5°C para Hidrocarburos Líquidos.

e) Punto de Entrega y Punto deRecepción.

f) Tarifa aplicable.

g) Condiciones de facturación.

h) Obligaciones de entrega.

i) Presiones de recepción y entrega.

j) Criterios y sistemas de medición.k) Especificaciones de la calidad de losHidrocarburos a transportarse.

l) Procedimiento para la transferencia deCapacidad Contratada, de ser el caso.

m) Criterios para la determinación yasignación de pérdidas y mermas.

n) Responsabilidades, confiabilidad delSistema de Transporte e interrupciones.

o) Causales de suspensión del Servicio yprocedimiento para restablecerlo.

p) Otras condiciones relevantes previstasen el Reglamento y en el Contrato deConcesión.

Dentro de los quince (15) Días siguientesa la celebración del Contrato deTransporte, el Concesionario estáobligado a remitir un (1) ejemplar de

dicho contrato al OSINERGMIN y unacopia a la DGH.

Programa de contingencias

El Concesionario mantendrá vigente entodo momento un programa decontingencias operativas que incluirá loscriterios para la asignación de Capacidadde Transporte, en los casos en que éstano sea suficiente para atender a todos losUsuarios. Dicho plan será sometido a laaprobación de OSINERGMIN.

Áreas para Instalaciones y Obrasen Vías Públicas

Derecho para utilizar vías públicas

El Concesionario podrá abrir lospavimentos, calzadas y aceras de lasvías públicas necesarias para instalar elDucto, previa comunicación escritadetallando los trabajos a realizarse a laMunicipalidad Distrital respectiva,

quedando obligado a efectuar la



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reparación dentro del plazo otorgado por dicha municipalidad.

Gastos por remoción, traslado y reposición del Ducto

Los gastos derivados de la remoción,traslado y reposición del Ducto que seanecesario ejecutar como consecuencia dela ejecución de obras de ornato,pavimentación y, en general, por razonesde cualquier orden, serán sufragados por los interesados o quienes lo originen.Estos trabajos serán ejecutados por elConcesionario.

Obligación de reparar bienesafectados por trabajos relacionados

con el DuctoEl Operador está obligado a efectuar lasreparaciones de los bienes públicos yprivados afectados por los trabajosrealizados durante la construcción,operación, mantenimiento y Abandonodel Ducto.

Supervisión y Fiscalización

Facultad de fiscalización del OSINERGMIN

a) El cumplimiento de las disposicionesseñaladas en la Ley, el presenteReglamento y los Contratos deConcesión.

b) El cumplimiento de las normas deseguridad sobre diseño, construcción,operación, mantenimiento y Abandonodel Ducto.

c) Los demás aspectos que se relacionencon la operación del Ducto y la prestacióndel Servicio de Transporte.

d) El cumplimiento de las normas delmedio ambiente.

e) El Sistema de Integridad de Ductos y elcronograma de su ejecución.

Funciones del OSINERGMIN

a) Velar por el cumplimiento de lanormatividad que regule la calidad yeficiencia del Servicio.

b) Fiscalizar el cumplimiento de lasobligaciones contraídas por losConcesionarios en los Contratos deConcesión y otras establecidas por la ley.

c) Fiscalizar que las actividades del

Subsector de Hidrocarburos sedesarrollen de acuerdo a los dispositivoslegales y normas técnicas vigentes.

d) Fiscalizar el cumplimiento de lasdisposiciones técnicas y legalesrelacionadas con la protección yconservación del ambiente en lasactividades desarrolladas.

e) Proponer a la DGH la expedición omodificación de normas vinculadas a

especificaciones técnicas sobre el diseñoy la construcción de las obras, operación,mantenimiento y abandono del Ducto.

f) Supervisar la aplicación de las Tarifasde Transporte.

g) Establecer la escala detallada demultas por infracciones al presenteReglamento, normas técnicas y directivaspertinentes, así como los procedimientospara su aplicación.

h) Imponer las multas por incumplimientode las obligaciones establecidas en elReglamento, normas técnicas y directivaspertinentes.

i) Ordenar la suspensión de la operacióndel Ducto o la suspensión de ejecuciónde obras, cuando exista peligro inminentepara las personas, bienes o el ambiente.La reanudación del Servicio o ejecuciónde obras será dispuesta por

OSINERGMIN cuando, de acuerdo a suevaluación técnica, cese la situación depeligro.

j) Informar a la DGH, cuando seproduzcan hechos que ameritan laterminación del Contrato de Concesión.

k) Emitir los informes técnicos previstosen el presente Reglamento.



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Acceso Abierto

Obligación de permitir el accesoabiertoEl Concesionario está obligado a permitir

el acceso no discriminatorio deSolicitantes, siempre que seatécnicamente viable.

En los casos de otorgamiento deConcesión por licitación o concursopúblico, las bases y el Contrato deConcesión, sólo para fines de promociónde la inversión privada, podrán establecer limitaciones por un plazo determinado ala obligación de acceso abierto que tieneel Concesionario y al derecho de acceso

abierto que tiene el Usuario o Solicitante,de tal manera que el acceso a laCapacidad Disponible del Sistema deTransporte estará referida únicamente alTransporte de Hidrocarburos producidospor uno (1) o más Productoresdeterminados en las bases y el Contratode Concesión.

Atención de solicitud de Servicio deTransporte

El Concesionario deberá responder atoda solicitud de Servicio dentro de lostreinta (30) Días contados desde surecepción. La eventual respuestanegativa deberá estar debidamentefundada en razones técnicas oeconómicas.

Regulación del Acceso

Disposiciones mínimas para normar las Condiciones de Acceso al Sistemade Trasporte

La DGH normará las Condiciones de Acceso al Sistema de Transporte. Lasnormas incluirán como mínimo:

a) Condiciones del servicio relativas a losServicios que proporcionará elConcesionario en función de lasnecesidades de los Usuarios;

b) Condiciones comerciales detallandolos derechos del Usuario a negociarlospara acceder al Servicio;

c) Condiciones de prioridad de atención alas solicitudes de acceso.

d) Condiciones de Extensión/Ampliacióndel Sistema de Transporte.

TÍTULO IV: DUCTOS (ARTICULO78º AL 93)

Ducto PrincipalEl Contratista que requiera construir unDucto Principal, deberá presentar a laDGH una solicitud de autorización deinstalación del Ducto Principalacompañada de los requisitos previstos

La solicitud de autorización que cumpla

con los requisitos pertinentes, deberáresolverse mediante Resolución expedidapor la DGH, en un plazo máximo desetenta (70) Días contados a partir de lafecha de su presentación. De noresolverse en este plazo se dará por aprobada.

Ducto para Uso PropioLa solicitud de autorización para instalar un Ducto para Uso Propio, de cumplirsecon los requisitos señalados, deberáresolverse mediante Resolución expedidapor la DGH, en un plazo máximo desetenta (70) Días contados a partir de lafecha de su presentación. De noresolverse en dicho plazo se dará por aprobada.

Extensiones, Ampliaciones yRamalesSe seguirán las mismas normas yprocedimientos requeridos para la

construcción del Ducto original.

Sistema de Recolección eInyecciónLa construcción del Sistema deRecolección e Inyección no requiereautorización de la DGH. OSINERGMINpodrá fiscalizar cualquier fase delproyecto, inclusive después de instaladaslas tuberías.



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CAPITULO V: USO DE BIENESPÚBLICOS Y DE TERCEROS(ARTICULO 94º AL 112º)

Derechos reales sobre predios de

propiedad privada o estatal El Concesionario tiene derecho agestionar permisos, derechos de uso yservidumbre sobre predios de propiedadprivada o estatal, así como lacorrespondiente expropiación de prediosde propiedad privada o la adjudicacióndirecta de predios cuya titularidad es delEstado.

Asimismo, está facultado a usar a títulogratuito el suelo, subsuelo y aires de

caminos públicos, calles, plazas y demásbienes de dominio público, así comoestablecer vías de paso en el cruce deríos, puentes, vías férreas, líneaseléctricas y de comunicaciones.

El Derecho de Vía para el Ducto paratransporte de Hidrocarburos Líquidos oGas Natural debe ser de 12.5 metros acada lado del eje de la tubería.

Una vez determinada la Localización de

Área, OSINERGMIN comunicará a laDGH y a los Gobiernos Locales laclasificación respectiva de todos lostramos del Ducto que correspondan, conel objeto que realicen las accionesnecesarias para salvaguardar lacalificación de las mismas, e impedir quese realicen acciones que las desvirtúen.

Derechos que confiere la servidumbre

El derecho de servidumbre confiere alConcesionario el derecho de tender

Ductos a través de propiedades deterceros, y el de ocupar los terrenos delos mismos que se requieran paraconstruir las estaciones de bombeo,compresión o reguladoras y otrasinstalaciones que sean necesarias para lahabilitación, operación y mantenimientode estas obras, sobre o bajo la superficiedel suelo.

Clases de servidumbres

a) De ocupación de bienes públicos oprivados indispensables para lainstalación del Ducto. b) De paso para

construir vías de acceso; y, c) De tránsitopara custodia, conservación y reparacióndel Ducto.

Facultad para constituir servidumbres

Es atribución del MINEM constituir concarácter forzoso servidumbres, así comomodificar las establecidas, de acuerdo alprocedimiento administrativo queestablece el presente Reglamento.

En la Resolución Suprema mediante lacual se constituya o modifique el derechode servidumbre, se señalarán lasmedidas que deberán adoptarse paraevitar los peligros e inconvenientes de lasinstalaciones que ella comprenda.

Indemnización y compensación

La constitución del derecho deservidumbre al amparo de la Ley y delpresente Reglamento, obliga alConcesionario a indemnizar el perjuicioque ella cause y a pagar unacompensación por el uso del biengravado.

Esta indemnización y compensación seráfijada por acuerdo de partes; en caso

contrario, la fijará el MINEM.

Ejercicio del derecho del propietariodel predio afectado con la servidumbre

La constitución del derecho deservidumbre no impide al propietario delpredio sirviente cercarlo o edificar en él,siempre que ello no se efectúe sobre lastuberías, ni sobre las áreas sobre las quese ha concedido servidumbre deocupación.

Servidumbre de ocupación temporal

Con el objeto de utilizarlo paraalmacenes, depósitos de materiales,colocación de tuberías o cualquier otroservicio que sea necesario para laconstrucción de las obras. Laservidumbre de ocupación temporalotorga el derecho al propietario del prediosirviente a percibir la indemnización y lacompensación que establece elReglamento, durante el tiempo necesario

para la ejecución de las obras.



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Servidumbre convencional

La servidumbre sobre predios depropiedad de particulares se constituyepor acuerdo entre el Concesionario y elpropietario del predio y, a falta de

acuerdo, mediante el procedimientoestablecido.

El Concesionario deberá solicitar por escrito al propietario del predio laadopción del acuerdo para la constitucióndel derecho de servidumbre.

El acuerdo entre las partes deberáconstar en documento extendido anteNotario Público o Juez de Paz, y deberáser puesto en conocimiento de la DGH einscrito en los Registros Públicos.

Si el Concesionario procede con laconstrucción u operación de susinstalaciones sin haber obtenido elderecho de servidumbre, OSINERGMINdeberá disponer la paralización de laslabores de construcción u operación.

Requisitos para solicitar laconstitución de servidumbres

Cuando no haya acuerdo de las partes, el

Concesionario solicitará a la DGH laconstitución de una o más servidumbres.La solicitud deberá incluir lo siguiente:

a) Descripción de la naturaleza y tipo dela servidumbre;

b) Duración;

c) Justificación técnica y económica;

d) Relación de los predios afectados,señalando el nombre y domicilio de cada

propietario, si fuese conocido. ElConcesionario deberá adjuntar ladeclaración jurada correspondiente;

e) Descripción de zona, clasificación de laLocalización de Área, en caso de Ductospara Gas Natural, y uso actual de losterrenos y aires a afectar;

f) Memoria descriptiva y planos encoordenadas UTM de los predios sobrelos cuales se solicita la constitución del

derecho de servidumbre, a los que seadjuntará copia de los planos donde se

ubica el área afectada de cada uno de lospredios sirvientes con cuyos propietariosdel predio, no exista acuerdo sobre elmonto de la indemnización;

g) Páginas completas de la publicación

efectuada en el Diario Oficial El Peruanoy otro diario de mayor circulación dellugar donde se encuentre ubicado elpredio y la constancia de publicación enla Municipalidad y el Juzgado de Pazrespectivo.

Plazo para resolver la solicitud deservidumbre

En un plazo máximo de cinco (5) Díasútiles luego de vencido el plazo para que

el propietario del predio absuelva eltraslado sin haberlo hecho, la DGHpreparará el informe correspondiente y elproyecto de Resolución Suprema quedecidirá la constitución de servidumbre,así como el pago por concepto deindemnización y compensación quecorresponda, y elevará dentro del mismoplazo los actuados para su expedición. LaResolución Suprema será expedidadentro de los diez (10) días calendariossiguientes, y será refrendada por los

Ministros de Energía y Minas y de Agricultura.

Causales de extinción de lasservidumbres

El MINEM, a pedido de parte o de oficio,declarará la extinción de las servidumbresestablecidas cuando:

a) Sin autorización previa, elConcesionario destine la servidumbre afin distinto para el cual se solicitó;

b) Se dé término a la finalidad para lacual se constituyó la servidumbre.

c) No se cumpla con el pago de lacompensación o indemnización.

TÍTULO VI: TARIFAS PARA ELTRANSPORTE DE GAS NATURAL(ARTICULO 113º AL 148º )

Principios Generales

Objetivos de la Tarifa Básica



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a) Generar un flujo de ingresos que cubralos costos eficientes involucrados en laprestación del Servicio Básico,considerando el periodo de vida esperadodel Sistema de Transporte usado en laprestación de ese Servicio, y la Tasa de Actualización prevista en el presenteReglamento;

b) Reproducir los resultados que sedarían en un mercado competitivo;

c) Asegurar la operación segura yconfiable del Sistema de Transporte;

d) No distorsionar las decisiones deinversión en los Sistemas de Transporte oen actividades relacionadas.

e) Lograr la eficiencia en el nivel yestructura de la Tarifa Básica; y

f) Suministrar un incentivo alConcesionario para la reducción decostos y el desarrollo del mercado deServicios Básicos y de otros Servicios.

Factores para el reajuste de las TarifasBásicas

Las fórmulas de actualización serán

determinadas con el propósito de lograr que las Tarifas Básicas mantengan suvalor real; las Tarifas Básicas no podránser reajustadas hasta el inicio del próximoPeriodo de Regulación. Los factores aconsiderar para el reajuste de las TarifasBásicas podrán ser:

a) Índice de precios al por mayor,

b) Promedio General de sueldos ysalarios,

c) Tipo de cambio,

d) Derechos arancelarios,

e) Precios Internacionales de Materiales yotros rubros según corresponda.

Ingreso Total y Tarifas

Definición y cálculo del Ingreso Total

El Ingreso Total representa el ingreso

generado por las ventas previstas entodos los Servicios Básicos durante un

Periodo de Regulación y se deberácalcular de acuerdo con la metodologíadel costo del Servicio. El Ingreso Total esigual al valor presente del costoproyectado de suministrar todos losServicios Básicos durante el Periodo deRegulación.

Determinación de la Tarifa Básica

La Tarifa Básica por un Servicio Básicose determinará como el cociente entre laparte del Ingreso Total aplicable a eseservicio y el valor presente utilizando laTasa de Actualización de lacorrespondiente demanda prevista paraese servicio dentro del Período deRegulación. El Período de Regulación

será determinado por OSINERGMIN paracada caso.

Costos de Operación yMantenimiento

Definición de los Costos de Operacióny Mantenimiento

Los Costos de Operación yMantenimiento son los costos eficientesde explotación necesarios para la

prestación de los Servicios Básicos y queno forman parte del Capital de Inversión.La depreciación no forma parte de losCostos de Operación y Mantenimiento.

Uso de los Mecanismos deIncentivos

Incorporación de Mecanismos deIncentivos en una Tarifa Básica

OSINERGMIN podrá incorporar en unaTarifa Básica Mecanismos de Incentivos.Para este fin establecerá y reglamentarálos Mecanismos de Incentivos queconsidere apropiados.

Objetivos de los Mecanismos deIncentivos

Un Mecanismo de Incentivos debería ser diseñado con el fin de obtener losobjetivos siguientes:

a) Proporcionar al Concesionario un

incentivo para incrementar el volumen deventas de todos los Servicios, evitandoproporcionar un incentivo artificial para



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observaciones emitidas por OSINERGMIN.

d) Si las partes levantan lasobservaciones emitidas y ponen enconsideración de OSINERGMIN este

nuevo acuerdo, ésta evaluará si la TarifaBásica está de acuerdo a lo estipulado eneste Reglamento.

e) De encontrar OSINERGMIN que lasobservaciones no han sidoadecuadamente subsanadas, podrá a sucriterio solicitar un nuevo y últimolevantamiento de observaciones, oestablecer la Tarifa Básica de acuerdo alo señalado en el Reglamento.

TÍTULO VIII: SOLUCIÓN DECONFLICTOS (ARTICULO 151º AL153º)

Procedimiento Administrativo

Sometimiento de discrepancia al OSINERGMIN

A falta de acuerdo entre el Solicitante oUsuario y el Concesionario sobreaspectos vinculados a las condiciones del

Servicio de Transporte o sobre aspectostarifarios, el Solicitante o Usuario puedesometer la cuestión a OSINERGMINquien, escuchando también a la otra parteen audiencia a celebrarse dentro de losdiez (10) Días siguientes, resolverá elconflicto dentro de los diez (10) Díassiguientes a la fecha de la audiencia.

En los casos en que el desacuerdoversara sobre aspectos tarifarios y notarifarios, el aspecto no tarifario deberá

ser resuelto con anterioridad a aquelreferido a la tarifa.

Los procedimientos a seguir por elSolicitante o Usuario para la solución delos desacuerdos, son los previstos en lasnormas legales vigentes para cada unade las instituciones nombradas.

Procedimiento Arbitral

Medios de Solución de Controversias

El Usuario o Solicitante y elConcesionario podrán acordar someter

sus desacuerdos a arbitraje u otrosmedios de solución de controversias, encuyo caso no será de aplicación lodispuesto en los procedimientosadministrativos.

TITULO IX: PROTECCIÓNAMBIENTAL (ARTICULO 154º AL156º)

Normas aplicables en materia deTransporte de Hidrocarburos

La protección del ambiente en materia deTransporte de Hidrocarburos por Ductos,se rige por la Ley N° 28611, Ley Generaldel Ambiente, el Reglamento para laProtección Ambiental en las Actividades

de Hidrocarburos y, sus normasmodificatorias, complementarias, conexasy demás disposiciones que resultenpertinentes. El Operador podrá aplicar,además de dichas normas ydisposiciones nacionales, otras másexigentes aceptadas por la industria deHidrocarburos para circunstanciassimilares.

El Operador deberá evitar en lo posiblese vean afectadas las comunidades

nativas y campesinas, para ello seincluirán en los Estudios de Impacto Ambiental respectivos, las medidasnecesarias para prevenir, minimizar oeliminar los impactos negativos sociales,culturales, económicos y de salud.

Compensación o Indemnización por daños ambientales y sociales

Los daños ambientales y socialesocasionados por accidentes en losDuctos o sus instalaciones asociadasserán objeto de compensaciones oindemnizaciones por parte delConcesionario u Operador, según sea elcaso. La restauración de los dañosproducidos y sus efectos debe ser efectuada por el Concesionario uOperador, según sea el caso, en formadirecta e inmediata.

El Ministerio de Salud debe realizar unmonitoreo continuo de la fuentes de agua

que hayan sido afectadas hasta que se



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p í t u l o : C o n c l u s i o n e s

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d) No se requiere concesión, en tanto no se preste servicios a terceros, en los siguientes

casos:

• Ductos Principales.

• Sistemas de Recolección y de Reinyección.

• Ductos para transporte de hidrocarburos, de uso propio, que conecta dos instalaciones

de hidrocarburos sobre las cuales el titular del ducto tenga la condición de operador.

e) La Concesión se otorga por plazo determinado, no mayor de 60 años (incluyendo sus

prórrogas) ni menor a 20.

f) El plazo puede ser prorrogado por períodos no mayores a 10 años.

g) La concesión se otorga a través de un concurso o licitación público, o por solicitud de

parte.

h) Mediante Resolución Suprema se otorga la concesión, la cual deberá ser aceptada por

el concesionario.

i) Debe suscribirse un contrato de concesión, el cual regulará la misma.

j) El concesionario debe garantizar el cumplimiento de sus obligaciones, mediante cartas

fianzas.

k) La concesión se inscribe en el Libro de Concesiones para explotar Servicios Públicos,

del Registro de la Propiedad Inmueble.

l) Las tarifas que cobrará el concesionario por el servicio de transporte son fijadas por

OSINERGMIN. Son tarifas máximas.

m) OSINERGMIN es el Órgano Supervisor, que fiscaliza el cumplimiento de las normas

en materia ambiental, seguridad, relaciones comunitarias y técnicas.

n) La concesión termina por:

• Vencimiento del plazo del Contrato.

• Declaración de caducidad.

• Aceptación de la renuncia del concesionario.

• Otras causas que especifique el contrato de concesión.



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p í t u l o : A s p e c t o s G e n e r a l e s

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Económico porque:

• Se evitan robos (difícil de robar)

• El transporte cuesta 1/5 comparado con un tren

• 1/10 comparado con un Camión

• Sólo un 10 % más barato que el barco Seguro porque:

Si analizamos las estadísticas de muertes de personas por accidentes a nivel mundial,

encontraremos que la industria de Transporte de Hidrocarburos posee estándares de

seguridad superiores, varios órdenes de magnitud al resto de las formas de transporte ya

sea de carga o de personas.

b) La ausencia de fallas es imposible, pero la frecuencia es baja y las consecuencias,

graves.

Atendiendo a esta última premisa es que los organismos rectores determinan la

implementación de Sistemas de Gestión de Integridad. Además, no debemos olvidar la

concepción social de las industrias extractivas, como la del petróleo y gas, donde la

sociedad está atenta.

A través del SGI se procura:

• Responder a la sociedad que hoy demuestra una mayor concientización de los

conceptos de seguridad, confiabilidad, calidad y cuidado del medio ambiente.

• Evitar catástrofes, pérdidas humanas y materiales, lucros cesantes, interrupción del

servicio, etc.

• Proteger y preservar la inversión.

SIG EN EL REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR

DUCTOS VIGENTE

El Reglamento ocupa un lugar elevado en la pirámide documental, aborda temas técnicos

de seguridad, así como, aspectos tarifarios, de resolución de conflictos, entre otros; pero

lo que al personal relacionado con la integridad de instalaciones le corresponde es

incorporar los conceptos de los programas de gestión de integridad.

A partir de aquí, la industria en su conjunto debe responder a las exigencias de la

sociedad en forma responsable y demostrable. El Reglamento nos da las herramientas



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necesarias al incorporar como obligatorio la utilización de las mejores prácticas de la

industria:

• ASME B 31.8s: “Managing System Integrity of Gas Pipelines”, para el transporte de gas.

• API 1160 “Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”, para el transporte

de Hidrocarburos Líquidos”

Estas recomendaciones prácticas nos proveen de un nivel de documentación por debajo

del Reglamento que ayuda a la implementación del mismo.

Figura 6: Pirámide Documental

El modelo utilizado en América está en su mayoría basado en la Regulación y Normativa

elaborada en y para los Estados Unidos de Norteamérica. Los diferentes países

Latinoamericanos se encuentran en distintas etapas de elaboración e implementación del

marco Normativo que regula las actividades de Integridad.

A continuación, en la Figura 3 podemos observar el esquema de documentación de

referencia:



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Figura 7: Esquema para la Documentación de Referencia.

Es de nuestra opinión que, con la publicación de este Reglamento se coloca al Perú entre

los países más avanzados de Latinoamérica en relación a la implementación obligatoria

de SGI.

La presencia del Reglamento genera una serie de obligaciones que se traducen en un

círculo virtuoso cuyo fin último es:

“MINIMIZAR LA PROBABILIDAD DE ACCIDENTES QUE AFECT AN A LA SOCIEDAD Y

AL MEDIO AMBIENTE”

El Reglamento en forma simultánea establece obligaciones para los diferentes actores de

la Industria:

• OSINERGMIN, en su rol de Organismo Supervisor y Fiscalizador, debe generar las

herramientas de auditoría y control apropiadas.

• El Operador debe implementar un SGI que contenga los planes que lo sustentan, los

recursos humanos y materiales apropiados.

• Los Municipios deben velar por el cuidado de las actividades que se realizan en el

Derecho de Vía (DDV), vigilando que las comunas no se extiendan sobre las áreas con

limitaciones de servidumbre de paso acordadas.

• Los proveedores deben adecuar sus productos y servicios al nivel de excelencia,

adecuado a los requerimientos.

El Reglamento es un instrumento ordenador de las actividades de Integridad, que provee

un marco de referencia para delimitar las responsabilidades de los actores de la industria

y llevar tranquilidad a la Sociedad.



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A diferencia de las regulaciones previas en materia de seguridad de ductos que

establecían en forma prescriptiva los estándares mínimos de cumplimiento por parte de

los operadores, el Anexo 2 del Reglamento se basa en requerir en forma obligatoria el

desarrollo por parte del operador de un sistema de gestión de varios procesos analíticos

llamados “elementos del programa”. Sin embargo, este mismo anexo no indica al

operador cómo establecer su sistema de gestión de integridad, solamente señala algunas

de las características mínimas que los elementos del programa deben tratar y un marco

de Normativa aplicable: ASME B 31.8s (suplemento de integridad) y API 1160. Esto

introduce en la regulación una flexibilidad amplia para los operadores, ya que, les da

acceso a desarrollar el programa más adecuado a su sistema de ductos. Con ello los

operadores pueden integrar el SGI a sus prácticas y programas existentes o en

ejecución.

Este programa deberá proveer la base para un plan comprensivo, sistemático e

integrado. A través del mismo (de la sistematización y análisis de la información) se

deberán adecuar las prácticas de operación y mantenimiento de la compañía a fin de

evitar la ocurrencia de fallas que puedan dañar a las personas, medio ambiente y a los

activos de la compañía.

Elementos Claves del SGI Requeridos por el Reglamento

a) Proceso de Integración de los datos:

Un requisito clave del Reglamento es la integración de todos los datos relevantes de los

ductos y sus inspecciones en un sistema de referencia común, para entender

completamente la totalidad de los peligros que pueden existir sobre el ducto y ayudar en

la toma de mejores decisiones respecto de cómo controlar estos peligros. Esto es

especialmente importante para el análisis de los resultados del pasaje de raspatubos

inteligentes e inerciales durante las inspecciones internas de los ductos.

En los últimos años se han desarrollado una serie de herramientas (bases de datos) que

permiten combinar distintos sets de datos en un marco geo espacial común. Sin

embargo, la integración de los datos es más que apenas poner todos los datos juntos. La

llave a la integración eficaz es cómo se combinan los sets de datos tanto de diseño como

de operación, mantenimiento e inspección para mejorar el conocimiento que se tiene del

estado en el que se encuentran las tuberías. Es decir, la integración de datos debe dar

como resultado una mejora en la comprensión sobre la condición del ducto.

b) Análisis de Riesgo más el complemento de un HAZOP:



C a


51

Este requerimiento define que el Sistema de Gestión de Integridad deberá basarse en un

análisis de riesgo periódico de las instalaciones. En realidad el requerimiento del análisis

de riesgo variará de funcionalidad a lo largo del tiempo. En las primeras etapas del

desarrollo del SGI el análisis de riesgo se denomina Análisis de Riesgo Base o Inicial y

deberá ser capaz de:

i) Ser utilizado como una herramienta de investigación que diagnostique y permita

identificar todos los posibles riesgos que podrían causar una pérdida o ruptura del ducto,

incluyendo la identificación de amenazas desconocidas.

ii) Generar una priorización de los segmentos del ducto para programar las primeras

inspecciones, definiendo las metodologías más adecuadas para cada segmento: de

inspección, prevención y mitigación del riesgo, analizando las distintas alternativas de

inspección. Esta priorización definirá las características del plan de inspección base de

todos los ductos que deberá entregarse a la entidad fiscalizadora.

Más adelante en el desarrollo del programa y una vez que se hayan realizado las

primeras inspecciones de todas las líneas, el análisis de riesgo es parte integral del

proceso de evaluación continua de las instalaciones y deberá ser capaz de:

i) Evaluar y documentar la efectividad de la reducción del riesgo de las inspecciones y

reparaciones efectuadas en forma periódica.

ii) Evaluar la necesidad de que el operador realice o al menos considere la necesidad de

tomar medidas adicionales en determinados segmentos donde la reducción del riesgo por

las inspecciones y medidas de prevención y mitigación no sean suficientes para mantener

la seguridad y confiabilidad de los ductos en niveles aceptables.

iii) Ayudar a definir los periodos y frecuencias de nuevas inspecciones y medidas de

mitigación.

Existen diferentes tipos de modelos de análisis de riesgo de ductos que pueden ser

utilizados para este propósito. Las metodologías se clasifican normalmente en análisis del

tipo relativo o absoluto, y los modelos de índices numéricos son la metodología más

popular entre los operadores del mundo. Muchos de estos modelos de análisis de riesgo

relativo basados en índices son compatibles con bases de datos y se pueden obtener

comercialmente.

El estudio de Riesgos Operativos (HAZOP) es adicional al Estudio de Riesgos e identifica

las desviaciones en las operaciones que puedan ocasionar daños al ducto.



C a


52

c) Evaluación continua de los resultados de las inspecciones, reparaciones y

mitigaciones:

Como requisito fundamental del sistema de gestión de integridad se establece la

evaluación continua de la aptitud para el servicio seguro del sistema de ductos. Esto serealiza mediante la creación y cumplimiento de un proceso de evaluación continua que

combine tres aspectos:

i) Los resultados de las inspecciones y reparaciones de los eventuales defectos

encontrados.

ii) El análisis de riesgo.

iii) El desarrollo y análisis de indicadores de la performance de las medidas

implementadas, de forma tal que se tenga una medida cuantificable de la evolución.

Algunos de los índices que pueden utilizarse se describen en la normativa de referencia

del Reglamento (ASME B 31.8 s y API 1160), como ejemplo:

• Cantidad de fugas anuales.

• Cantidad de puntos del Sistema de

Protección Catódica que no cumplen con los criterios de protección.

• Cantidad de kilómetros de tubería Inspeccionada versus los requerimientos del

Programa.

• Cantidad de reparaciones inmediatas realizadas como resultado del programa de

inspección del SGI.

Tal cual lo plantea el Reglamento, el sistema debe ser auditable y permitir su monitoreo.

Por ello, tanto este proceso como todas las estrategias empleadas para su desarrollo

deberán documentarse y sistematizarse.

d) Mantenimiento de la documentación: Es posible que antes de la promulgación del

Reglamento, algunos operadores de ductos hayan realizado inspecciones, evaluaciones

de riesgo y reparaciones de forma menos formal que la actualmente requerida por la

mencionada norma. A partir de su entrada en vigencia, es necesario que la creación y

mantenimiento de la documentación se desarrolle o mejore sustancialmente. El

Reglamento requiere que los procesos analíticos, los resultados de las evaluaciones y las

bases sobre las que se toman decisiones estén muy bien documentados y clasificados,de forma que puedan ser entregados a la autoridad fiscalizadora cuando ésta lo



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54

Seguidamente, un ejemplo de los pasos básicos del programa a implementar.

Figura 8: Esquema de Programa para Manejo Integral

RECURSOS AFECTADOS

Para la implementación del Sistema de Gestión de Integridad el operador debe crear una

estructura acorde que permita desarrollar las tareas de manera eficiente. Esta nueva

estructura debe gerenciar las diferentes actividades que requiere el Sistema, como su

planificación, elección de las herramientas a utilizar y cómo responder una vez que se

utilizaron estas herramientas.

Las tareas específicas de operación de una herramienta en particular deben ser

realizadas por el área correspondiente (mantenimiento, construcciones, ingeniería, EHS u

operaciones.

Básicamente, la estructura de integridad realiza la elección de los métodos y

herramientas, planificación de las actividades y el análisis de los resultados, para la

planificación de nuevas tareas. Mientras que el resto de las áreas nombradas lleva a



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55

cabo las tareas físicas a realizar, como inspecciones, reparaciones y mantenimiento

general.

De esta manera el área de integridad se dedica sólo a la planificación y análisis de los

resultados de las tareas. Mientras que el resto de las áreas involucradas se dedican a laejecución de los programas y planes desarrollados por integridad. Esta área se

independiza de las tareas rutinarias para planificar estrategias a largo plazo que permitan

una gestión eficiente de la integridad de los activos.

El tamaño de la estructura organizativa dependerá del tamaño de los sistemas y las

políticas a aplicar por el operador, en general deberá ser constituido por un equipo de

ingenieros con conocimientos en mecanismos de daño, como corrosión, deslizamientos,

etc.; así como de especialistas en inspecciones y reparaciones. Por otro lado es

conveniente disponer en el grupo de expertos en base de datos para el desarrollo e

implementación de bases de datos y GIS.

En el inicio del sistema (parte vertical del mismo), la mayoría de las compañías se apoyan

en un ente externo (consultores) que asiste en el desarrollo de los lineamientos básicos

que tendrá el programa, planes genéricos y la especificación de los perfiles de puesto

necesarios para cubrir las diferentes áreas de integridad dentro de la compañía. Además,

podrá ayudar en el desarrollo de la capacitación para las diferentes áreas involucradas.

ROL DE CADA UNO DE LOS ACTORES

i. OSINERGMIN: El rol del OSINERGMIN, como ente supervisor, será la aprobación,

revisión y seguimiento durante la implementación del Programa. Esta tarea se centrará

bajo una fluida comunicación con los operadores.

ii. Ministerio de Energía y Minas: El Ministerio realizará los cambios y mejoras que

requiera el Reglamento a lo largo de su implementación.

Estos irán surgiendo a medida que se efectúen las acciones por parte de las compañías

operadoras.

iii.Operadores: Implementarán los programas basándose en lo señalado en el

Reglamento y en la pirámide de documentación por éste generada. Desarrollar una

estructura acorde a su cumplimiento, comunicar regularmente al OSINERGMIN de las

actividades desarrolladas y performance del Sistema.

NORMATIVA EN EL RESTO DE LATINOAMÉRICA



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En la actualidad, el desarrollo de regulaciones referidas al transporte de hidrocarburos

por ductos incluye lineamientos para gerenciar la integridad de los sistemas de manera

que se cumpla con los requerimientos de nuestra sociedad. En nuestro continente se

comenzó en el año 2000, con las regulaciones de Estados Unidos, titulo 49 del “Code

Federal of Regulations” part 192 (Transportation Of Natural And Other Gas By Pipeline

Minimum Federal Safety Standards) y part 195 (Transportation Of Hazardous Liquids By

Pipeline). Ambas regulaciones determinan que sobre las áreas de alta consecuencia

(gasoductos) y las áreas sensibles (oleoductos o transporte de líquidos) los operadores

deben implementar un programa de gestión de la integridad de sus ductos con el objeto

de disminuir el riesgo asociado a la operación.

En el otro extremo del continente, la Secretaría de Energía de la Republica Argentina que

regula el transporte de hidrocarburos líquidos por ductos aprobó el Reglamento Técnicode Transporte de Hidrocarburos Líquidos por Cañerías, Resolución 1460/2006. Esta

resolución establece en su Capitulo X los lineamientos del programa de gestión de

integridad a desarrollar por el operador para cumplir con los objetivos del reglamento.

Este reglamento aplica a los ductos que transportan hidrocarburos en especificación para

el transporte fuera del área de producción o cualquier línea secundaria o de flujo que

como condición del proceso deba salir del área de concesión. Tanto este reglamento

como las regulaciones de EEUU antes mencionadas establecen un cronograma de

presentaciones a realizar por el operador ante el organismo regulador. Atento a loanterior, el Ente Regulador del Gas (ENARGAS) de la Republica Argentina sometió a

discusión pública en Octubre del año 2008 una revisión de la Norma NAG, la misma que

incorpora la parte O para la gestión de la integridad de las líneas de Transmisión de Gas.

Mientras que México, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios, ha desarrollado una serie de normas para la operación,

mantenimiento e inspección de los ductos que transportan hidrocarburos.

En países como Colombia o Brasil se encuentran en desarrollo normativas para el

transporte de hidrocarburos por ductos, las que incluyen la implementación de programas

o sistemas para la gestión de la integridad de los ductos y facilidades.

COSTOS COMPARATIVOS

Si bien no se puede establecer un costo o beneficio específico en la implementación de

un sistema de integridad, podemos observar algunos datos reales, llevándolos a un

sistema de unidades monetarias, por ejemplo, la Unidad Impositiva Tributaria (UIT).



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p í t u l o : L e y O r g á n i c a q u e n o r m

a l a s A c t i v i d a d e s d e H i d r o c a r

b u r o s e n e l T e r r i t o r i o N a c i o n a l L e y N º

2 6

2 2 1

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LEY ORGÁNICA QUE NORMA LAS ACTIVIDADES DE

HIDROCARBUROS EN EL TERRITORIO NACIONAL LEY Nº 26221

Artículo 35.- El Contratista está obligado a facilitar la labor de las entidades fiscalizadoras,

a salvaguardar el interés nacional y atender la seguridad y la salud de sus trabajadores.

Que todas las actividades de Hidrocarburos deben realizarse de acuerdo a los principios

técnicos de seguridad generalmente aceptados y usados por la industria internacional de

Hidrocarburos;

Que con el propósito de establecer las normas y condiciones que permitan el desarrollo

seguro y eficiente de la industria de Hidrocarburos en nuestro país, se hace necesario

aprobar el respectivo Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos.

REGLAMENTO DE SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE DE

HIDROCARBUROS DECRETO SUPREMO Nº 26-94-EM

Reglamento de Seguridad para elTransporte de Hidrocarburos, el mismo

que consta de seis (6) títulos, catorce (14)Capítulos y ciento treinta y seis (136)artículos, que forman parte integrante delpresente Decreto Supremo.

TÍTULO I: ALCANCES YDISPOSICIONES GENERALES(ARTICULO 1º AL 5º)

Del Contenido y Alcances

Actividades comprendidas y ámbito deaplicación

Establece las normas y disposicionesrelativas a la seguridad en el transportede hidrocarburos por medios terrestres,acuáticos y aéreos.

Es de aplicación a toda persona natural o jurídica, nacional o extranjera que realicecualquiera de las actividadesmencionadas dentro del territorionacional.

Organismos Competentes

La Dirección General de Hidrocarburosdel Ministerio de Energía y Minas; o através de Empresas de Auditoría einsectoría debidamente calificadas einscritas en el Registro de Empresas de Auditoría e insectoría de la DGH, seencarguen de verificar y/o constatar elcumplimiento de las obligacionesestablecidas.

TÍTULO II: DUCTOS (ARTICULO 6ºAL 29º) (DEROGADO POR D. S: N°

041-99-EM, DEL 15/09/99)

TÍTULO III: MEDIO ACUÁTICO(ARTICULO 30º AL 72º)

De los Alcances

Instalaciones portuarias de carga y descarga de hidrocarburos

Establece las normas y lareglamentación de seguridad relativos a

las instalaciones portuarias de carga y/odescarga de hidrocarburos líquidos como



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p í t u l o : R e g l a m e n t o d e S e g u r i d

a d p a r a e l T r a n s p o r t e d e H i d r o c a r b u r o s D e c r e t o S u p r e m o N º 2 6 - 9 4 -

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el crudo, los condensados y los productosde petróleo refinado, gas licuado depetróleo, y combustibles para naves, asícomo los relativos al manejo de buquestanque, barcazas u otras embarcacionesen aguas costeras territoriales, lagos yríos del Perú.

De las instalaciones portuarias

Vigilancia

El propietario u operador de la instalaciónportuaria se encargará de dotarla de unnúmero suficiente de vigilantescompetentes que aseguren unaprotección adecuada, impidan el accesono autorizado, detecten riesgos de

incendio y verifiquen la disponibilidad delequipo de protección.

Prohibición de fumar .

Queda terminantemente prohibido fumar en las instalaciones portuarias, exceptoen aquellos lugares donde lo permita elpropietario o concesionario. Deberáponerse en avisos lo suficientementevisibles y ser distribuidos de forma tal queabarquen todas las instalaciones

portuarias.

Soldaduras o trabajos en caliente

Está prohibido efectuar soldaduras consoplete oxiacetilénico o similares u otrostrabajos en caliente que no seanexpresamente autorizados durante lasoperaciones de manipulación,almacenamiento, estiba, carga, descargao transporte de cargamentos dehidrocarburos líquidos en lasinstalaciones portuarias o en las naves

atracadas.

Camiones y otros vehículosmotorizados.

Los camiones y demás vehículosmotorizados no deberán permanecer oestacionarse en las instalacionesportuarias.

Unidades automotrices del muelle

Los tractores, apiladores, camiones,

montacargas, izadores y otras unidadesprovistas de motores de combustión

interna que se utilicen en lasinstalaciones portuarias deberán estar libres de exceso de grasa, aceite oimpurezas, de manera que no constituyanriesgo alguno. Dichas unidades deberánestar provistas, cada una, de un extintor de incendios debidamente certificado.

Material y suministros paramantenimiento

Los materiales y suministros de carácter peligroso, destinados a la operación o almantenimiento de unidades oinstalaciones, no deben almacenarse enningún espigón o muelle. Podránalmacenarse en lugares de la instalaciónportuaria destinados para este propósito y

sólo en cantidades necesarias para lasoperaciones regulares.

Cableado eléctrico

La instalación de cables y componenteseléctricos deberá efectuarse deconformidad con procedimientoscompatibles con los requisitosestablecidos en los códigos deinstalaciones eléctricas.

Equipo de extinción de incendiosDe acuerdo con el riesgo involucrado,deberá contarse con una cantidadsuficiente de sistemas extintores deincendios apropiados y en lugares dondesea necesario. En todo momento,deberán mantenerse operativos losextintores, los sistemas y dispositivos dealarma, así como las puertas deseguridad contra incendios.

Señalización de la ubicación de las

unidades contra incendios.Serán colocadas señales visibles en lasubicaciones de todas las unidades contraincendios, como son los hidrantes, lasestaciones de toma de agua ymangueras, los extintores y las caja dealarma contra incendios.

Alumbrado

La instalación portuaria deberá contar consuficiente iluminación durante la

manipulación, el almacenamiento, laestiba, la carga, la descarga o eltransporte de hidrocarburos líquidos,



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estando prohibido el uso de lámparas ylinternas a kerosene y gasolina.

Notificación de Descargas o Fugas deHidrocarburos Líquidos en AguasTerritoriales del Perú

Con el objeto de reforzar la seguridad delpuerto y proteger las naves, sucargamento y las instalaciones portuarias,cuando en una nave o instalaciónportuaria se produzca una descarga dehidrocarburos líquidos hacia aguasnavegables peruanas que podría poner en peligro o contaminar el área delpuerto, el propietario o capitán de la naveo el propietario u operador de lainstalación portuaria, según sea el caso,

deberá avisar de inmediato a la Capitaníadel Puerto, así como a OSINERGMIN.

De la Inspección de Condiciones deSeguridad.

Cada año, una empresa independiente deinspectoría deberá verificar los aspectosrelativos a la seguridad. La contrataciónde dicha empresa estará a cargo ycorrerá por cuenta del(los) propietario(s)de la instalación portuaria. El(los)propietario(s) de la instalación portuaria

podrá(n) realizar inspecciones internas delos aspectos de seguridad y revisionesperiódicas cuando lo considere(n)pertinente. La Capitanía del Puerto tendrála opción de inspeccionar las condicionesde seguridad, ya sea directamente o por intermedio de sus representantes.

De los Seguros

Los propietarios/operadores de lasinstalaciones portuarias destinadas al

manipuleo de hidrocarburos líquidosestarán obligados a tomar, entre otras deLey, las coberturas de segurosespecificadas a continuación y presentar la documentación sustentatoriacorrespondiente:

- Pérdida de Hidrocarburo Líquido. -Siniestros Generales y Responsabilidad. -Daños o Pérdidas Materiales.

Las Naves

Carácter de obligatoriedad

Toda nave, embarcación y/o barcazadebe cumplir con las disposiciones de

seguridad emitidas por la Capitanía dePuerto y otras autoridades competentesasí como con las recomendaciones deeste Reglamento.

Embarque de Hidrocarburos LíquidosInaceptables.

El transportista no podrá transportar por nave un embarque de un hidrocarburolíquido que no esté preparado para eltransporte de acuerdo con losprocedimientos para llenado en

contenedores, para carga mediantetuberías exclusivas y mangueras decarga de hidrocarburos líquidos quecumplan con las normas de calidad.

Inspectores.

Todo inspector de la Dirección Generalde Hidrocarburos o su representante seencuentra autorizado para efectuar losiguiente, en materia de hidrocarburosliquidos:

(a) La inspección de naves paradeterminar su conveniencia para la carga;(b) El examen de la estiba; (c) Lasrecomendaciones con respecto a losrequisitos de almacenamiento de lascargas.

Documentos de Embarque.

Ningún transportista podrá transportar hidrocarburos líquidos por nave, a menosde que haya recibido un certificado

emitido de acuerdo con los términosespecíficos o formatos del Ministerio deEnergía y Minas/Direción General deHidrocarburos.

Inspección de la Carga

Naves Tripuladas. El transportista, susagentes y cualquier otra persona que eltransportista o sus agentes hubierandesignado para este propósito,dispondrán una inspección de cadabodega o compartimento que contenga

hidrocarburos líquidos, la misma que seefectuará después de haber finalizado la



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de la tripulación que se vean afectadospor vapores.

TÍTULO III: MEDIO TERRESTRE(ARTICULO 73º AL 122º)

Por Carretera

Alcance

El presente Título establece los requisitosgenerales aplicables al transporte dehidrocarburos líquidos y gases dehidrocarburos por transportistas privados,públicos o contratados, que utilicenvehículos motorizados, incluyendocamiones de carga que transportenbultos, contenedores de hidrocarburos y

camiones cisterna.

Carácter de obligatoriedad

Todo vehículo motorizado utilizado en eltransporte, así como todo transportista,deberá acatar las disposiciones deseguridad emitidas por la autoridadcompetente de Tránsito, así como de lasrecomendaciones del presenteReglamento.

No se cargará hidrocarburos líquidos enremolques ni se permitirá su transporteen dichos vehículos.

Inspección.

Los registros, equipo y contenedores quese encuentren bajo el control de untransportista de camión, en tantoconciernan a la seguridad de transporteen vehículos motorizados, deberánponerse a disposición del representantedel Ministerio de Transporte de la DGH

para que los someta a examen einspección.

Capacitación.

Ningún transportista podrá movilizar adisponer que se transporte hidrocarburoslíquidos a menos que el empleado que seencargue de ello y que conducirá elvehículo motorizado haya recibido ladebida capacitación de conformidad conlos requisitos y procedimientosestablecidos para la operación segura de

dicho vehículo.

Requisitos especiales relativos atanques de carga y tanques portátiles.

Además de la exigencia de capacitación aque se hace referencia en el artículoanterior de esta sección, toda persona

que opere un tanque de carga o unvehículo con tanque portátil concapacidad para 3.785 metros cúbicos omás debe recibir una capacitación que seciña a los requisitos exigidos en estecapítulo y tener licencia profesional paraconducir.

Documentos de Embarque.

Un transportista no podrá movilizar hidrocarburos líquidos si no cuenta con el

documento de embarque (guía deremisión) correspondiente, preparado deconformidad con las disposiciones de laDGH, así como de la correspondienteCartilla de Seguridad (CS) del o de losproductos que transporta.

Certificación del Expedidor .

El transportista puede negarse a movilizar un hidrocarburo líquido si el documentode embarque (guía de remisión) que

describe el material, no incluye unacertificación del expedidor de que secumple con los requisitos establecidos eneste capítulo.

Rótulos

El conductor podrá rehusarse a movilizar un vehículo de transporte que contengahidrocarburos líquidos, si dicho vehículono lleva el rótulo ni la inscripción que seestablecen como requisitos, a menos quesea un caso de emergencia.

De la Carga y Descarga.

Todo tanque, cilindro u otro contenedor que no se encuentre permanentementesujeto en un vehículo motorizado, quecontenga hidrocarburos líquidos o gasesde hidrocarburos, deberá estar aseguradocontra todo movimiento dentro delvehículo en el cual son transportados,bajo las condiciones que normalmentecorresponden al transporte.

Prohibición de hacer fuego



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Se prohíbe hacer fuego o fumar en unvehículo motorizado o cerca de él cuandose esté realizando la carga o descarga dehidrocarburos líquidos o gases dehidrocarburos.

Precauciones

Deberá tenerse especial cuidado paraevitar aumentos indebidos detemperatura en los contenedores y delproducto que llevan durante el transporte.No deberá realizarse manipulacionespeligrosas con el contenedor o sucontenido ni éste deberán descargarse enningún lugar entre el punto de origen y elpunto de destino establecido.

Se prohíben las cargas combinadas.Si la configuración de transporte sobrecarga y almacenamiento lo prohibiera, nose permitirá que se carguen juntos loshidrocarburos líquidos y los gases dehidrocarburos en un vehículo motorizadode accionamiento individual o en unaunidad individual resultado de unacombinación de vehículos motorizados.Esta sección no se interpretará como unaprohibición al transporte de materiales

esenciales para la operación segura envehículos motorizados.

Consideraciones a tomar en cuenta para la carga y descarga.

El motor deberá estar apagado, a menosque el motor del vehículo motorizadodeba utilizarse para la operación de unabomba. No se deberá cargar ni descargar hidrocarburos líquidos de un vehículomotorizado, cuando el motor seencuentre en funcionamiento.

Informe de Accidentes

En caso de ocurrencia de Accidente enun vehículo transportador dehidrocarburos, se notificaráinmediatamente a la autoridad localrespecto a la respuesta de la emergencia,y se enviará un informe al respecto aOSINERGMIN.

Disposiciones sobre el Seguro.

Cada propietario u operador de unvehículo motorizado dedicado al

transporte de hidrocarburos debeproporcionar una cobertura de seguro ypresentar en forma periódica evidenciasustentatoria de su vigencia sobre losiguiente:

- Seguro Obligatorio de Accidentes deTránsito (SOAT);

- Seguro de Responsabilidad CivilExtracontractual, que brinde coberturapor accidentes ocasionados aconsecuencia de las actividades detransporte de hidrocarburos, que cubra losiguiente: a) Daños personales aterceros, en aquello que exceda lacobertura del SOAT; y b) Dañosmateriales a terceros.

Las características y los montos mínimosdel seguro de responsabilidad civilextracontractual, expresados enUnidades Impositivas Tributarias - UITvigentes a la fecha de contratar o renovar la póliza, serán los establecidos mediantela Resolución Ministerial que para talesefectos emita el Ministerio de Energía yMinas.

Transporte por ferrocarril

Alcance.

Este Capítulo establece los requisitospara el transporte de hidrocarburoslíquidos y gases en vagones deferrocarril.

Inspección de los Vagones Tanque.

El transportista deberá inspeccionar cadavagón cisterna rotulado y cargado antesde su aceptación en el punto de origen,para verificar que no exista ningunafiltración y que los frenos manuales y deaire, la caja de grasas y los portadores seencuentren en condición adecuada paraservicio.

Precauciones de Seguridad y dePrevención de Incendios.

Toda inspección a los vagones cisternadonde se presente fuga o escape dehidrocarburos líquidos o vapores la

deberá realizar un equipo de inspectoresquienes estarán provistos de un



C a

p í t u l o : C o n c l u s i o n e s

66

TÍTULO VI: DEFINICIONES (ARTICULO 136º)

CONCLUSIONES

El tratamiento del tema de seguridad es actualmente abordado de manera integral,

conjuntamente con los demás activos, es decir, con el personal, el entorno natural, las

instalaciones, etc.



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í t u l o : R e g l a m e n t o d e E s t a b l e c i m i e n t o s d e v e n t a d e G L P p a r a

u s o a u t o m o t o r –

G a s o c e n t r o s

73

b. El Certificado del cumplimiento de las recomendaciones del Estudio de Riesgos, por

parte del profesional o de la Empresa que efectuó el citado Estudio.

c. El informe favorable de la Empresa de Auditoría, luego de haber verificado y

constatado que las instalaciones y las operaciones se realizarán de acuerdo a las normasde seguridad;

d. El Certificado de Conformidad de Obras Civiles, emitido por el Municipio

correspondiente.

e. Fotos de detalle de las instalaciones.

Una vez obtenida la Licencia Municipal de Funcionamiento, el interesado presentará una

solicitud a la DGH con el objeto de proceder a inscribirse en el Registro de la Dirección

General de Hidrocarburos, acompañando los documentos siguientes:

a. Copia simple de la Resolución Directoral de Autorización de Uso y Funcionamiento.

b. La Licencia Municipal de Funcionamiento.

c. La Póliza de Seguros de Responsabilidad Civil Extracontractual frente a terceros.

d. Plan de Contingencia para el Gasocentro autorizado.

Las Estaciones de Servicios de Combustibles Líquidos que deseen comercializar GLP

para uso automotor, deberán solicitar y obtener, previamente, la correspondiente

autorización ante la DGH o la DREM, según corresponda,

“Asimismo, los Gasocentros que modif iquen o amplíen sus instalaciones para

comercializar Combustibles Líquidos y/o Gas Natural Vehicular (GNV), deberán cumplir

con los requisitos establecidos en las normas para la comercialización de Combustibles

Líquidos o GNV en Establecimientos de Venta al Público de Combustibles, según

corresponda.

TÍTULO IV: DE LA SEGURIDAD DE LOS GASOCENTROS

CAPITULO I: NORMAS PARA LA CONSTRUCCIÓN Y SEGURIDAD DE LAS

INSTALACIONES

El responsable de las condiciones de seguridad de un Gasocentro, es el

propietario/operador, estando obligado a cumplir con las disposiciones legales contenidas

en el presente Reglamento. Asimismo, mientras el Gasocentro se encuentre prestando

servicio al público, debe estar en forma permanente, por lo menos un supervisor



C a p




74

entrenado en operaciones y seguridad en el manejo de GLP; estando, igualmente,

obligado a cumplir con las disposiciones legales que sean aplicables

Los Gasocentros deberán construirse a cielo abierto. No está permitida su construcción

en la parte baja de edificios, en sótanos de cualquier tipo, ni en terrenos que impidan unaadecuada ventilación y dispersión de los vapores de GLP, en caso de fugas. Se prohíbe

cualquier autorización para la instalación de Gasocentros en vía pública.

Los Gasocentros que se construyan a lo largo de las carreteras deberán sujetarse a las

siguientes disposiciones:

a. Los Dispensadores se ubicarán a una distancia mínima de veinte metros (20.00 m.) del

borde de la carretera al límite más cercano de la propiedad donde se proyecta ubicar el

Gasocentro

b. Los Gasocentros sólo podrán tener acceso a la carretera mediante dos pistas de

servicio de desaceleración y aceleración (entrada y salida),

c. Deberá limitarse claramente, mediante la construcción de sardineles pintados con

pintura de fácil visibilidad diurna y nocturna, la isla de seguridad formada por la carretera

y las pistas de servicio

d. Los Gasocentros se ubicarán, en caso de intersecciones nivel, a una distancia delcentro de intersección no menor de doscientos metros (200.00 m.) para las carreteras

principales y cien metros (100.00 m.) para las carreteras secundarias.

Los Gasocentros ubicados a lo largo de las carreteras tendrán sus construcciones

(oficinas, área de tanques, etc.) a una distancia mínima de veinticinco metros (25.00 m.)

del borde de la carretera al límite más cercano de la propiedad donde se ubicará el

Gasocentro.

Para los Gasocentros ubicados en zonas urbanas, el área mínima de terreno estará enfunción del radio de giro por cada isla dentro del Gasocentro; el radio mínimo será de

catorce metros (14.00 m.) para vehículos de carga y autobuses, y de seis metros y

cincuenta centímetros (6.50 m.) para los demás vehículos.

Todo Gasocentro no podrá tener sobre la misma calle, más de una entrada y una salida.

En las zonas colindantes con las vías de tránsito, de los Gasocentros deberán

mantenerse o construirse veredas o sardineles, de acuerdo al ancho y nivel fijados por el

Departamento de Obras del Municipio Distrital;



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79

Todo equipo eléctrico debe tener conexión a tierra para descarga de la corriente estática.

Los sistemas de almacenamiento de llenado y descarga de GLP deben tener conexión de

descarga de electricidad estática a tierra.

CAPITULO V: DISPENSADORES – VARIOS

Los Dispensadores deben ser diseñados para asegurar un flujo constante de GLP en

forma segura, previniendo fugas y accidentes. Los Dispensadores deben ser instalados

en forma fija.

Sólo se podrán utilizar Dispensadores fabricados de acuerdo a normas internacionales,reconocidas mediante un certificado otorgado por el fabricante.

La pistola de llenado será metálica, deberá estar provista de una válvula que sólo permita

que fluya el GLP al tanque cuando se mantenga abierto manualmente, sin posibilidad de

fijación, cerrándose automáticamente en el momento de soltarse la presión manual. Debe

tener un dispositivo que impida la salida del GLP si no está conectada a la válvula de

llenado del tanque del vehículo. El modelo de pistola a utilizarse deberá ser de tipo

normalizado.

Las islas de los Dispensadores de los Gasocentros deberán estar a una distancia mínima

de cinco metros (5.00 m.), medidos desde la proyección horizontal del tanque de

almacenamiento de GLP más cercano. Además deben tener defensas de concreto, fierro

o cualquier otro diseño efectivo contra choques, las que se destacarán con pintura de

fácil visibilidad.

Los Dispensadores deben contar con un dispositivo de compensación volumétrica que

corrija automáticamente las distorsiones en el volumen por efecto de la temperatura ydensidad.

Si el equipo de bombeo destinado a la transferencia del GLP de los tanques de

almacenamiento a los Dispensadores, se ubica en una fosa, ésta deberá estar cubierta y

protegida, debiendo asegurarse, además una ventilación mecánica, a prueba de

explosión, para evitar la acumulación de vapores inflamables.

Para expender GLP, los Gasocentros deben cumplir las siguientes disposiciones:



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80

a. Los vehículos deben tener apagado el motor o cualquier dispositivo que pueda producir

chispa o punto de ignición.

b. Los vehículos de transporte público no deben ser aprovisionados de GLP, mientras

mantengan pasajeros en su interior.

c. El pago por consumo de combustible deberá realizarse únicamente cuando la

manguera del Dispensador haya sido desconectada del vehículo y colocada en el

Dispensador.

d. En zonas urbanas no se expenderá combustible a vehículos que transporten carga con

materiales inflamables o explosivos u otros catalogados como materiales peligrosos.

CAPITULO VI: PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS

En todo Gasocentro, desde el inicio de la elaboración del Proyecto, debe planificarse un

sistema de protección contra incendios, basándose en un Estudio de Riesgos realizado

por profesionales especialistas, debidamente colegiados y hábiles, sean éstos

independientes o integrantes de una Empresa para Estudio de Riesgos. Debe tenerse en

consideración las circunstancias relacionadas con la exposición de fugas o incendios a

otros predios y las facilidades de acceso e intervención del Cuerpo General de Bomberos

Voluntarios del Perú.

Los Gasocentros deben tener un sistema detector continuo de gases, con un mínimo de

dos (2) detectores; uno de ellos ubicados en el punto de transferencia y otro en la zona

de tanques u otras áreas críticas, de acuerdo a la norma NFPA 72, calibrado

periódicamente para detectar concentraciones de GLP en el ámbito y medir al cien por

ciento (100%) el límite inferior de explosividad, instalado y mantenido de acuerdo a las

instrucciones del fabricante; el mismo que debe accionar un sistema de alarma cuando

detecte el veinticinco por ciento (25%) del límite inferior de explosividad.

Si el tanque fuera enterrado o monticulado, deberá instalarse un detector adicional en el

pozo de la bomba, a venticinco centímetros (0.25m.) del fondo.

El volumen mínimo de reserva de agua contraincendio, para efectos de enfriameinto, será

el requerido para mantener dos (2) horas de abastecimiento de agua para enfriamiento, a

un régimen de 0.25 gpm/p2 (10.2lpm/m2), según el área expuesta de los tanques si el

tanque para GLP no está enterrado o monticulado.



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81

Debe considerarse que la mínima protección consiste en refrigerar el tanque que se

encuentra en emergencia, así como los tanques inmediatamente contiguos.

En las áreas urbanas, es requisito indispensable, independientemente de la forma en que

el tanque esté instalado, que la red pública de agua, además de ser constante, tenga unmínimo de dos (2) hidrantes o grifos contraincendio, en una radio no mayor a cien metros

(100.00 m.) del Gasocentro, con un flujo asegurado de un mínimo de 1,892.7 lps (500

gpm).

Todo Gasocentro deberá contar con un sistema de alarma con detectores continuos de

presencia de gases en la atmósfera,que se consideren, explosivos y para casos de fugas

y/o incendios. Esta sistema será diseñado de acuerdo a la norma NFPA 72.

Todo aparato que produzca fuego, calor o chispa, tales como calentadores de agua,cocinillas, etc, cuyo uso se considere indispensable para el servicio de personal, deberán

instalarse de tal forma que estén separados físicamente de las áreas de los tanques de

almacenamiento y Dispensadores y confinados en un lugar cerrado dentro del áres de

oficinas, a no menos de quince metros (15.00 m.).

CAPITULO VII: PÓLIZAS DE SEGUROS

Las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, propietarias y/o operadoras

de Gasocentros, deberán mantener vigentes una póliza de seguros de responsabilidad

civil extracontractual, que cubra directamente los daños a terceros en sus bienes y

personas por siniestros que pudieren ocurrir por el desarrollo de sus actividades de

hidrocarburos. Esta póliza deberá ser expedida por una compañía de seguros establecida

legalmente en el país, sin perjuicio de otras pólizas que tenga el propietario.

El monto de la póliza de seguros de responsabilidad civil a que se refiere el artículo

anterior, expresado en Unidades Impositivas Tributarias (UIT) vigente a la fecha de tomar

o renovar la póliza, será de Trescientas (300) UIT.

CAPITULO VIII: DE LA PROTECCIÓN AMBIENTAL

Los Gasocentros deberán cumplir con lo establecido en el Reglamento de Medio

Ambiente para las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo Nº 046-

93-EM y modificado por Decreto Supremo N° 09-95-EM, así como sus normas

modificatorias y complementarias.



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82

TÍTULO V: DE LAS NORMAS DE CALIDAD Y PROCEDIMIENTOS DE

CONTROL

Las unidades de medida a utilizarse para indicar tanto las caracterísiticas como las

transacciones del GLP, deberán expresarse en litros, sin perjuicio de agregar como

información adicional los valores expresados en otro tipo de unidades usadas en la

industria de hidrocarburos.

La verificación metrológica de los Dispensadores estará a cargo de INDECOPI o de

empresas debidamente autorizadas por dicho Organismo.

El método a utilizarae para este control, será el procedimiento que apruebe INDECOPI.

Los límites de tolerancia permitidos en la diferencia de medidas con el Dispensador no

podrá ser mayor o menor de medio por ciento (0.5%).

La responsabilidad por el cumplimiento de las normas de calidad y exactitud en las

medidas aplicables al GLP, corresponde a la persona natural o jurídica propietaria y/o

operador del Gasocentro que expenda dicho producto a un tercero; sin perjuicio de lo

establecido en la Tercera Disposición Complementaria del presente Reglamento.

TÍTULO VI: DE LOS PRECIOS

Los precios relacionados con el petróleo crudo y los productos derivados, dentro de ellos

el GLP, se rigen por la oferta y la demanda. Las personas naturales o jurídicas que estén

autorizadas para expender GLP para uso automotor, en Gasocentros, están facultadas a

establecer libremente los precios de dicho producto, así como las tarifas por los servicios

afines que presten.

Las personas naturales o jurídicas que expendan GLP en Gasocentros deben regirse por

las normas generales y dictámenes que INDECOPI establezca, en base a las

atribuciones que le confiere la ley, a fin de evitar que en el desarrollo de tales actividades

se generen situaciones o prácticas monopólicas u oligopólicas.

Los Gasocentros deben exhibir en lugares visibles del establecimiento el horario de

atención al público.

Asimismo, deben colocar en paneles visibles y luminosos, la medida de volumen del GLP

con sus respectivos precios, incluyendo los impuesto de Ley.



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83

TITULO VII: DE LAS INFRACCIONES Y SANCIONES

Sin perjuicio de las responsabilidades civiles o penales a que hubiere lugar, son

infracciones sancionables, las siguientes:

a. Proporcionar información falsa, respecto a los requisitos contenidos en el presenteReglamento, para obtener las autorizaciones de parte de la DGH, serán sancionadas con

el cierre y multa equivalente de cinco (5) a diez (10) UIT. Sanciones que serán impuestas

por la DGH.

b. No cumplir con inscribirse anualmente en el Registro de la DGH, dentro de los plazos

establecidos, será sancionado con una multa equivalente de una (1) a cinco (5) UIT.

Sanción que será impuesta por la DGH.

c. La instalación y/o funcionamiento de Gasocentros sin haber obtenido las debidas

autorizaciones otorgadas por las Municipalidades y la DGH, con el cierre y multa

equivalente de cinco (5) a diez (10) UIT. Sanciones que serán impuestas por OSINERG.

d. Los Gasocentros que amplíen la capacidad de almacenamiento de sus instalaciones

sin las autorizaciones respectivas, serán sancionadas con el cierre temporal de la parte

ampliada, hasta que cuenten con la debida autorización; y, multa equivalente a cinco (5)

UIT. Sanciones que serán impuestas por OSINERG.(*)

e. Los Gasocentros que efectúen modificaciones en sus instalaciones sin las

autorizaciones respectivas, serán sancionadas con el cierre de sus instalaciones, hasta

que realicen las correcciones correspondientes, de acuerdo a las disposiciones

contenidas en el presente Reglamento y, multa equivalente a cinco (5) UIT. Sanciones

que serán impuestas por OSINERG.(*)

f. La venta de GLP en volúmenes menores de la tolerancia establecida y por otras

infracciones al control metrológico y la calidad de los productos, serán impuestas por el

INDECOPI, de conformidad con la normatividad que le es aplicable.

g. El incumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a la venta

de GLP en los Gasocentros, será sancionado con multa de cinco (5) a cincuenta (50) UIT;

y, será impuesta por la OSINERG.(*)

h. El impedir o estorbar las funciones de la DGH, OSINERG y/o INDECOPI, será

sancionado con multa equivalente de una (1) a treinta (30) UIT, y será aplicado por la

autoridad que corresponda.(*)



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í t u l o : R e g l a m e n t o d e S e g u r i d a

d p a r a I n s t a l a c i o n e s y T r a n s p o

r t e d e G . L . P .

86

Los usos principales del GLP son los siguientes:

• Obtención de olefinas, utilizadas para la producción de numerosos productos, entre

ellos, la mayoría de los plásticos.

• Combustible para automóviles, una de cuyas variantes es el autogás.

• Combustible de refinería.

• Combustible doméstico (mediante garrafas o redes de distribución.

2. SEGURIDAD EN LA COMERCIALIZACIÓN DE GLP

La seguridad en la comercialización de Gas Licuado de Petróleo (GLP), se aplicará a

nivel nacional, a las personas naturales y jurídicas, cuales deberán prevenir todo hecho

que cause o pueda causar daño a las personas o a la propiedad. En todo caso deberán

cumplir las normas mínimas de seguridad

La seguridad efectiva se obtendrá a través de un cuidadoso diseño, construcción,

mantenimiento y operación de las instalaciones y equipos, labores que deberán realizarse

de acuerdo a prácticas reconocidas de ingeniería.

3. ÓRGANO ENCARGADO DE HACER CUMPLIR LAS NORMAS DE

SEGURIDAD Y COMERCIALIZACIÓN DE GLPLa Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, en adelante la

DGH, es la entidad encargada de hacer cumplir las disposiciones de seguridad y

comercialización el cual podrá ejercer la fiscalización, en forma directa o por intermedio

de las Empresas de Auditoría e Inspectoría,

La DGH tiene amplias facultades para exigir el cumplimiento de las Normas Técnicas

Peruanas e Internacionales así como de aquéllas que pudiera emitir o adoptar el

INDECOPI.

4. LAS PLANTAS ENVASADORAS

Infraestructura física, comprendida en un solo predio, de la cual dispone un Distribuidor

para envasar GLP en cilindros de su propiedad, o universales durante el período de

transición, y/o para cargar cisternas destinadas a servir tanques estacionarios ubicados

en los domicilios de usuarios finales. Sus características técnicas deben corresponder a

las establecidas en el Reglamento Técnico vigente expedido por el Ministerio de Minas y

Energía y debe contar con la aprobación vigente de las autoridades competentes.



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89

Las válvulas de seguridad de los tanques estacionarios de las Plantas Envasadoras

deberán ser, o por lo menos, sus asientos y partes internas, de material anticorrosivo y

deberán estar entubadas y protegidas del ingreso de elementos extraños.

Estas válvulas deberán ser inspeccionadas, revisadas y calibradas, de acuerdo con lasrecomendaciones del fabricante, lo cual deberá constar en el Libro de Registro de

Inspecciones

7. MANÓMETRO

Instrumento medidor e indicador de la presión de un fluido; se emplea en 1 sector

automovilístico para medir la presión del aire en los neumáticos, del aceite en el circuito

de lubricación, del aire o del líquido en los circuitos neumáticos o hidráulicos, de la

gasolina en algunos circuitos de alimentación y la presión de alimentación en loscolectores de admisión.

Si el manómetro del tanque estacionario está colocado en la parte superior de éste,

deberá contar con un dial de diámetro no menor a 0.15 m., para así permitir su fácil

lectura. Para facilitar la lectura de los medidores de nivel, deberá contarse con una

escalerilla fija y metálica o de material incombustible, que no deberá presentar obstáculo

al fácil acceso a las válvulas.

Para aquellos tanques cuyo sistema de medición y control, esté instalado en la zonasuperior del mismo (domo) deberá contarse con una escalera metálica instalada

permanentemente para fácil y seguro acceso a la parte superior de los tanques de

almacenamiento. Si se utiliza dos o más tanques de almacenamiento deberá instalarse

una escalera metálica en cada extremo de la batería de tanques y deberá además

contarse con una pasarela metálica que permita, con seguridad, el tránsito entre ellos por

la parte superior, debiendo contar además con barandas de una altura no meno de 1m.

8. BOMBAS COMPRESORAS Y SUS MOTORESDeberán instalarse sobre bases de concreto de dimensiones apropiadas, exceptuándose

el caso de bombas directamente acopladas a recipientes. Estos equipos deberán tener

conexión a tierra para descarga de la corriente estática.

Los motores eléctricos deberán ser blindados y a prueba de explosión y tener interruptor

automático de sobre carga.

El diseño de las instalaciones eléctricas y la selección de los equipos y materiales que se

empleen dentro de las zonas de llenado, de almacenamiento de cilindros, de los tanques



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90

estacionarios o a una distancia menor de 4.5 m (15 pies) de sus límites, deberá cumplir,

además de lo estipulado en el artículo anterior, con las especificaciones de la Clase 1-

Grupo D del Código Nacional de Electricidad.

Los equipos y materiales anti-explosivos utilizados en este tipo de instalaciones, deberántener inscripciones o certificaciones que indiquen la clase, división y grupo

correspondiente a la clasificación de áreas y temperatura de operación y el laboratorio o

entidad que aprobó su uso.

Esta condición deberá ser mantenida durante toda la vida útil de las instalaciones.

Los motores eléctricos, utilizados como unidad motriz de bombas o cadenas

transportadoras en las plataformas de llenado, podrán estar colocados a un nivel

diferente al piso de la plataforma siempre y cuando cuenten con ventilación, desagüe yespacio para el mantenimiento adecuado.

Se protegerán los equipos mediante una zona de seguridad circundada por medio

efectivos tales como topes de concreto, guardas o postes que eviten el acercamiento de

vehículos. No serán necesarias estas medidas cuando los equipos se encuentren dentro

de la zona de seguridad de tanques de almacenamiento.

9. LAS TUBERÍAS CONDUCTORAS DE GLP

Deberán ser de acero, debiendo ser cédula 40 o más en el caso de ser soldadas y cédula

80 si su instalación es roscada.

Las uniones de tuberías mayores de 2 pulgadas de diámetro nominal sólo podrán ser

soldadas o bridadas. En líneas con bajas temperaturas de servicio no se podrán usar

uniones roscadas, excepto en las líneas de diámetros pequeños como las líneas de

instrumentación.

En las tuberías que transportan GLP dentro de las Plantas Envasadoras está prohibido eluso de válvulas y accesorios de fierro fundido, bronce o cobre. No está permitido el

reemplazo de tuberías por mangueras.

Cuando se instalen tuberías soterradas, la profundidad mínima será de 0.60 m bajo el

nivel del piso y contarán con recubrimiento anticorrosivo. Estas tuberías deberán ser

soldadas (no roscadas) y no se usarán bridas.



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10. SISTEMAS DE BOBEO PARA EL ENVASADO Y DESPACHO DE GLP

Los sistemas de bombeo para el envasado y despacho deberán disponer de un sistema

retorno automático por mínimo flujo.

Las plataformas de envasado en recipientes portátiles deberán construirse con materialesincombustibles y tener una adecuada y natural ventilación. EL cual puede ser definida de

la siguiente forma: Una plataforma es un tablero horizontal, descubierto y elevado sobre

el suelo, donde se colocan personas o cosas. Una plataforma petrolífera es una

estructura para la extracción de petróleo del subsuelo marino

Los bordes de las plataformas de llenado, en las áreas de carga y descarga, deberán

protegerse con material que impida la producción de chispas por impacto o por

acercamiento de los vehículos repartidores. La altura de las plataformas deberá ser laapropiada para facilitar las operaciones que se lleven a cabo.

Sobre las plataformas de envasado podrán instalarse los sistemas de trasiego o

evacuación de gas, limpieza, pintura y sustitución de válvulas de los recipientes portátiles,

siempre y cuando estos sistemas se diseñen en forma segura respetando las distancias

del perímetro de seguridad con respecto a los sistemas de llenado.

Queda prohibido el uso de plataformas metálicas.

Los múltiples de llenado deberán construirse con tubería, conexiones válvulas y

mangueras para alta presión no menor 1 de 28.12kg CM2. (400 psig). Los múltiples de

llenado deberán instalarse en forma segura y rígida ya sea con anclajes al suelo,

suspendidos o montados en plataformas rotatorias de llenado automático o

semiautomático.

Cada salida útil del múltiple de llenado de cilindros portátiles, deberá contar con los

accesorios de control que permitan una operación segura y eficiente.

Todo el sistema de envasado, múltiple de llenado y básculas deberán tener conexión a

tierra, para descarga de corriente estática. La operación de carga y descarga de GLP de

camiones tanque a tanques estacionarios en las Plantas Envasadoras, no podrá

realizarse a una distancia menor a 3 metros entre ellos.

En ningún caso, en este tipo de operaciones realizadas en las Plantas Envasadoras, los

camiones tanque estarán estacionados en la vía pública.



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Los camiones tanque dispondrán de conexión a tierra para descarga de la corriente

estática. Para minimizar las consecuencias que puede tener la partida de un camión que

no ha desconectado las mangueras de trasiego, deberá contarse en la instalación fija

próxima a la manguera, con una válvula de cierre de emergencia, la que debe contar con

todos los dispositivos de accionamiento que a continuación se indican.

11. PLANTAS ENVASADORAS DE GLP

Las Plantas Envasadoras deberán contar con una balanza exclusiva para la

comprobación de pesos de los cilindros que envasan, independiente de las que se

empleen para el llenado.

Toda toma de carga debe cumplir con los siguientes requisitos:

a. La instalación debe ser tal, que la manguera esté libre de dobleces tanto cuando esté

en uso como cuando no se emplea.

b. Las tomas durante el tiempo que no estén en uso deberán protegerse con tapón o

capuchón adecuado.

c. Debe evitarse que las mangueras de despacho se maltraten por rozamiento o fricción

contra el piso u otra superficie, debilitando dichos puntos de contacto.

Todos los elementos de los sistemas eléctricos, en las zonas de llenado, almacenamientoen cilindros o tanques y zonas donde de una u otra forma es factible de producirse

escape de GLP, deberán ser fabricados a prueba de explosión y presión de acuerdo a las

especificaciones del Código Nacional de Electricidad.

Las líneas de conducción de energía eléctrica deberán ser entubadas, de preferencia

empotradas o soterradas, resistentes a la corrosión y a prueba de roedores.

Se prohíbe la instalación de talleres para la reparación de unidades automotrices o de

otros talleres donde se pueda generar chispas o exista la necesidad de hacer uso de

fuego abierto. Todas las tuberías conductores de GLP, aire, agua para consumo humano,

agua contraincendios e instalaciones eléctricas entubadas, deberán pintarse con base

anticorrosiva, y con colores de acuerdo a lo que indica la Norma Técnica Peruana Nº

399.009.

Los topes, postes y cercos de la zona de almacenamiento deberán pintarse

alternadamente de amarillo y negro en franjas diagonales, con proporciones de acuerdo a

la Norma Técnica Peruana Nº 399.009.



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En el recinto de las Plantas Envasadoras, se fijarán letreros de acuerdo a la Norma

Técnica Peruana Nº 399.009, que indiquen lo siguiente:

- Se prohíbe fumar.

- Velocidad máxima 20 Km por hora.

- No opere sin la conexión puesta a tierra.

- Peligro, Gas Inflamable.

- Se prohíbe encender cualquier clase de fuego en el interior de la Planta.

- Se prohíbe el paso de vehículos o personas no autorizadas.

- Se prohíbe el paso a esta zona a personal no autorizado, en cada lado de la zona dealmacenamiento.

- Apague el motor de su vehículo, el radio y otros equipos eléctricos, en la zona de carga

y descarga.

- Calzar el vehículo con tacos para inmovilizarlo durante la carga y descarga.

Queda prohibido el uso de lo siguiente en las Plantas Envasadoras:

a. Fuego, con las salvedades y en las condiciones señaladas por este Reglamento.

b. Para el personal o vehículos con acceso a las zonas de almacenamiento, trasiego

y envasado:

1. Todo tipo de lámparas de mano a base de combustible y de las eléctricas que no sean

apropiadas para atmósfera de gas inflamable.

2. Tubos de escape de toda clase de vehículos con motor de combustión interna,

desprovistos de mata chispas o silenciadores, sobre todo cuando estos últimos están

perforados o deteriorados.

Las Plantas Envasadoras deberán contar con detectores continuos de presencia de

gases combustibles o de atmósferas explosivas, los mismos que estarán dotados de

alarmas sonoras o remotas, ubicadas adecuadamente respecto al equipo o instalación a

protegerse.



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95

Toda Planta Envasadora deberá disponer, de acuerdo con lo que el Estudio de Riesgos

determine, de extintores portátiles y rodantes, en número, calidad y tipo, de acuerdo con

lo que indique la Norma Técnica Peruana 350.043.

12. LOCALES DE VENTA DE GAS LICUADO EN CILINDROSLos Locales de Venta deberán estar ubicados en tal forma que las actividades de

abastecimiento, despacho y en general todas las actividades propias de su

funcionamiento, no constituyan peligro para la vida, para el local y para las propiedades

circundantes; recíprocamente las propiedades y actividades circundantes tendrán

ubicación y características tales que no constituyan peligro de incendio u otros siniestros

para el almacenamiento. Dichas consideraciones deberán ser tomadas en cuenta para el

otorgamiento de los permisos de construcción respectivos.

Ningún nuevo Local de Venta, en zona urbana, deberá instalarse si no cuenta, por lo

menos, con un hidrante contraincendio de la red de agua pública.

La capacidad máxima de almacenamiento de cilindros de GLP, excepto en Plantas de

Distribución de GLP, será de 50.000 kg.

Para los efectos de inspeccionar la cantidad de GLP existente en los almacenamientos,

se considerará que todos los cilindros presentes en el momento de la inspección, se

encuentran llenos.

La cantidad de GLP determinada, en esta forma podrá ser hasta un 20% superior a la

capacidad autorizada del local.

Las distancias mínimas de seguridad prescritas en este Título, deben cumplirse dentro de

un local en que el usuario de las instalaciones debe ser propietario o, a lo menos, tenedor

legal del inmueble en que ellas estén ubicadas.

El piso de los almacenamientos se encontrará al mismo nivel o sobre el piso circundante;por ningún motivo podrá estar sobre o al lado de un subterráneo.

Con el objeto de impedir el paso del público, el almacenamiento tendrá una barrera o

cadena de material incombustible.

En los Locales de Venta de hasta 207 kg de GLP, el perímetro de almacenamiento estará

a una distancia no menor de 1 metro de las paredes del local o recinto.

Las medidas de seguridad para prevenir incendios deberán coordinarse con el Cuerpo de

Bomberos. En los locales estará prohibido fumar, portar fósforos o encendedores y



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96

utilizar cualquier artefacto, maquinaria, herramienta o elemento que pueda causar o

producir fuegos, chispas o temperaturas peligrosas. Actividades tales como carga,

descarga, manipulación, reparaciones, trabajos de mantención o cualquiera otra que

involucre riesgos de incendios u otros siniestros dentro de la zona de almacenamiento,

deben ser ejecutadas por personas idóneas (mayores de edad), provistos de los medios

adecuados de seguridad y control y de acuerdo a un Manual de Operaciones.

Se debe contar con personal adiestrado y dotado de elementos adecuados para efectuar

un control eficiente de los cilindros a fin de detectar, controlar y eliminar los escapes de

GLP que se puedan presentar.

Debe dedicarse especial atención al aseo y orden de los Locales de Venta y Recintos a

fin de evitar la acumulación de materiales y desperdicios que puedan constituir focos de

incendios u otros accidentes.

El personal debe ser instruido para el buen desempeño de sus funciones y para utilizar y

mantener correctamente los elementos y herramientas de seguridad, personal y de

contraincendios, bajo supervisión y responsabilidad del propietario operador.

Las personas comprometidas en el manipuleo de GLP deben conocer sus propiedades

físico/químicas, estar completamente entrenadas con las prácticas seguras del manipuleo

y distribución del producto y con los métodos empleados para aplicar agua a recipientesde GLP expuestos al fuego.

Periódicamente se deben efectuar ejercicios de prácticas bajo condiciones simuladas de

ocurrencia de incendios u otros siniestros, a fin de que el personal esté permanentemente

preparado para actuar en caso de siniestro. Los simulacros de incendio se deben

efectuar sin el empleo de llamas vivas.

Si por cualquier causa la fuga de gas de un cilindro se ha inflamado produciendo una

antorcha, se le debe separar de los otros y enfriarlo con agua, pero sin tratar de apagar laantorcha, pues es más peligrosa la fuga de gas, que producirá una mezcla inflamable,

que la llama propiamente dicha. En tal caso deberá recurrirse lo antes posible al Cuerpo

de Bomberos.

Se deben mantener en lugares visibles de los Locales de Venta o Recintos uno o varios

letreros permanentes con la leyenda "GAS LICUADO, NO FUMAR, NI ENCENDER

FUEGO" "INFLAMABLE". Las letras serán de medidas y colores contrastantes según

Norma Técnica Peruana 399.010. Además se colocarán carteles en partes visibles del

almacenamiento con instrucciones para el público consumidor relativas al manejo y



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98

La inspección y mantenimiento de extintores se regirá por la norma vigente que le sea

aplicable. Los Locales de Venta con capacidad de almacenamiento menor a 2000 kg de

GLP, deberán contar con un mínimo de una manguera de agua de 2 cms de diámetro

(3/4 de pulgada) con pitón del tipo chorro- niebla. En los lugares donde no existan

facilidades de agua del servicio público, deberán contar con una reserva mínima de 1 m3

de agua para enfriamiento. Los Locales de Venta con capacidad de almacenamiento

superior a los 5,000 kg de GLP, deberán contar con un sistema de agua de enfriamiento

a base de gabinetes de mangueras contraincendios de 38 mm (1 1/2 pulgadas) con pitón

selector de chorro-niebla, que aseguren una aplicación mínima de 10.5 lpm (0.25

gpm/fe2) del área expuesta, a una presión mínima de 6.33 kg/cm2 (90 psig).

Para Locales de Venta con capacidad superior a los 20,000 kg de GLP, se requerirá, en

adición a los gabinetes de mangueras, la instalación de un sistema de rociadores deenfriamiento de agua, de acuerdo a la Norma NFPA 13 y 15. La reserva de agua de

contraincendios deberá asegurar 60 minutos de operación continua de todo el sistema de

contraincendios. El sistema de rociadores debe de ser diseñado para que actúe

automáticamente como respuesta a la señal del detector de temperatura o de presencia

de fuego, debiendo contar también con el Sistema de Operación Manual.

Artículo 88.- La distancia entre los límites de propiedad de dos Locales de Venta no podrá

ser menor a 20 m. Asimismo, en una superficie de un radio de 100 m., medidos a partir

del límite de propiedad de cualquier Local de Venta, no podrá existir un almacenaje

acumulado que exceda los 50,000 Kgs.

Para la aplicación del presente Artículo, los cilindros de hidrógeno u oxígeno existentes

en los Locales de Venta o de Almacenamiento, serán considerados como de GLP

mientras no se dicte una reglamentación específica.

Los edificios donde se encuentren ubicados los Locales de Venta deberán ser

construídos de materiales incombustibles, no absorbentes de gases y con una resistenciaal fuego igual o superior a dos horas.

Los Locales de Venta deberán reunir las condiciones de construcción siguientes:

1. Las paredes, el piso y el techo interior deben ser construidos de material no

combustible.

2. Las paredes exteriores y el techo deben ser construídos con material ligero, tijerales y

planchas corrugables apropiadas para descargar probables explosiones. Si la

construcción emplea o ha empleado material sólido (ladrillo, bloques de concreto o



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100

c. Camioneta Pick-Up: Mínimo 1 extintor de 9.0 kg (20 Ibs).

Las camionetas que se dedican al transporte o comercialización de GLP en cilindros, sólo

podrán cargar en su plataforma de transporte, como máximo, la capacidad de cilindros de

GLP que corresponda a la carga del indicado vehículo y de acuerdo a lo especificado enel presente Reglamento.

El transporte de cilindros deberá efectuarse con sus válvulas hacia arriba y colocadas en

forma vertical. Además, en el caso de tener que transportar los cilindros en varios niveles,

se colocarán uno directamente sobre otro, y de acuerdo con la siguiente escala:

a. Camioneta - Hasta 1 nivel.

b. Camionetas tipo baranda - Hasta 2 niveles.

c. Camiones de transporte. Los cilindros se podrán estibar unos sobre otros hasta una

altura máxima de 2 metros.

Las barandas, así como la puerta posterior deberán tener una altura que sea igual a la

altura máxima que alcancen los cilindros del último nivel transportado. Los cilindros no

deben golpearse entre sí durante el transporte.

Los cilindros de 45 kg deberán ser transportados en un solo nivel firmemente

asegurados, en posición vertical con las válvulas completamente cerradas, con tapas o

elementos de protección debidamente normalizados. Estos cilindros deben amarrarse

con dos cuerdas independientes.

Para la distribución de cilindros de GLP de 45 kg a usuarios, el transporte del cilindro

desde el local comercial o vehículo motorizado hasta el lugar de consumo, será a través

de carretillas apropiadas con ruedas cubiertas de caucho u otro material amortiguante.

Por ningún motivo podrá transportar cilindros en vehículos techados o de otro tipo de

carrocería cerrada.

14. TRANSFERENCIA DE GAS LICUADO LÍQUIDO

Las operaciones de transferencia de GLP líquido entre tanques y entre tanques y

cilindros cuando la transferencia requiera realizar conexiones o desconexiones en el

sistema de transferencia, o venteo de gas a la atmósfera. Se incluyen también las

cantidades máximas permisibles con las que pueden ser llenados los tanques o cilindros

y la ubicación y requisitos de la seguridad de las operaciones de transferencia.



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101

Los "puntos de transferencia" se considerarán ubicados en el lugar en que se realicen las

conexiones y desconexiones, o donde el gas se ventee a la atmósfera.

El GLP al estado líquido debe transferirse a tanques o cilindros sólo fuera de edificios o

en el interior de estructuras de un piso, que no tengan subterráneos, las que deben estar especialmente diseñadas para este propósito.

Dentro de tales estructuras no deberá usarse mangueras de transferencia, de un

diámetro interno mayor que 13 mm (1/2 pulgada) para las conexiones de llenado de

tanques o cilindros.

El llenado de tanques desde camiones de transporte se realizará con el camión ubicado a

una distancia mínima de 3 m y máxima de 30 m desde el punto de conexión del tanque a

llenar y posicionado de manera tal que las válvulas de corte, tanto en el tanque como enel camión, sean fácilmente accesibles y en lo posible que ellas sean mutuamente

observables.

Los puntos de transferencia a la parte más próxima de una construcción en la que se

realicen operaciones de transferencia deben cumplir con las distancias de seguridad.

Deben tomarse precauciones para prevenir la descarga incontrolada de GLP ante

eventuales fallas de las mangueras o tuberías con unión giratoria. Se deben aplicar las

disposiciones contempladas en el Artículo 51. Para todos los otros sistemas de GLP se

debe aplicar lo siguiente:

- La conexión o tubería de conexión que recibe el líquido, debe estar equipada con

cualquiera de las siguientes válvulas:

- Una válvula de retención

- Una válvula de cierre de emergencia

- Una válvula de exceso de flujo de la capacidad requerida.

- La conexión o tubería de conexión que extrae el líquido debe estar equipada con una

válvula de cierre de emergencia

- Una válvula de exceso de flujo de la capacidad requerida.

Los cilindros o tanques sólo deberán llenarse después de determinarse que cumplen con

las especificaciones de diseño, fabricación, inspección y seguridad, establecidas en las

Normas Técnicas Peruanas y en los Reglamentos.



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102

Las operaciones de transferencia y venteo de GLP a la atmósfera deberán ser realizadas

por personal entrenado en el adecuado manejo de los sistemas y procedimientos de

operación, de acuerdo a un Manual de Operaciones que establecerá el propietario,

concesionario o usuario, responsable de las instalaciones de GLP. Durante las

operaciones de transferencia el personal encargado deberá permanecer en el lugar en

que ellas se realicen desde el comienzo hasta el término de las operaciones.

Los envases que se diseñen y autoricen para ser usados como "cilindros desechables", o

"no recargables" o de "un solo uso", no deberán ser recargados con GLP.

El GLP al estado líquido o vapor no debe ser venteado a la atmósfera excepto bajo las

siguientes condiciones:

- Venteo para la operación de medidores de nivel de líquido, fijo, rotatorio o de tubodeslizante, siempre que el flujo máximo no exceda de aquel que se produciría a través de

un orificio de 1,4 mm de diámetro.

- Venteo de GLP entre válvulas de corte antes de proceder a desconectar del tanque la

línea de transferencia.

Cuando sea necesario debe emplearse válvulas de Purga adecuadas.

- El GLP podrá ser venteado, para los propósitos señalados en el primer y segundoacápites de este Artículo, dentro de estructuras diseñadas para el llenado de tanques o

cilindros en las condiciones que apruebe la DGH.

El venteo del gas desde tanques o cilindros para purgarlos o con otros fines debe

efectuarse como sigue:

- Los gases deben conducirse mediante tuberías, a puntos fuera del edificio y a una

altura, a lo menos de 1,0 m sobre el punto más alto de cualquier construcción ubicada

dentro de un radio de 7,5 m.

- Debe evacuarse a la atmósfera solamente vapor.

- Si se emplea un múltiple (manifold) para el venteo de más de un tanque o cilindro a la

vez, cada conexión del múltiple de venteo debe estar provista de una válvula de bloqueo.

- El venteo se efectuará de manera que se produzca una rápida dispersión del producto.



C a p



r t e d e G . L . P .

103

Deben considerarse factores tales como distancias a edificios u otros obstáculos,

dirección y velocidad del viento y uso de un ducto de venteo de manera que una mezcla

inflamable no entre en contacto con puntos de ignición.

- Si las condiciones de venteo son tales que no es posible realizarlo en forma segura, el

GLP debe ser quemado, a condición de que su combustión se realice bajo condiciones

controladas y en lugares alejados de combustibles o atmósferas peligrosas.

El procedimiento a seguir para el manejo de GLP en situaciones de emergencia

dependerá de las condiciones existentes, debiendo juzgarse cada caso en particular y

aplicarse, en lo posible, las disposiciones de este Reglamento.

Las fuentes de ignición deben ser cuidadosamente controladas durante las operaciones

de transferencia, mientras se realicen conexiones o desconexiones, o mientras el GLP se

ventee a la atmósfera. Además de lo establecido en este Reglamento respecto a las

instalaciones eléctricas, deben aplicarse las disposiciones siguientes:

- Dentro de una distancia de 4,5 m desde el punto de transferencia, no deberán existir en

funcionamiento motores de combustión interna mientras se estén realizando operaciones

de transferencia, excepto en el caso de motores de camiones de transporte, mientras

tales motores operen bombas de transferencia o compresores, montados en los

vehículos, para el carguío de tanques.

- No se permitirá que dentro de un radio de 4,5 m medido desde el punto de

transferencia, haya llamas abiertas, personas fumando, equipos para corte o soldaduras

de metales, herramientas eléctricas, lámparas portátiles, extensión de lámparas u otros

elementos que puedan producir chispas o temperaturas peligrosas capaces de provocar

la ignición del GLP durante las operaciones de llenado. Antes de iniciar la transferencia

se debe cuidar que materiales que hayan sido calentados estén fríos, a fin de evitar

potenciales fuentes de ignición.

- Para las operaciones de transferencia durante la noche, deberá proveerse un sistema

de iluminación a prueba de explosión. Igualmente cuando se requiera luz artificial para la

operación. Si se usan linternas portátiles, ellas deberán ser a prueba de explosión.

- La persona encargada de la operación de transferencia será responsable de adaptar

todas las medidas de seguridad para evitar que existan fuentes de ignición.

La cantidad máxima de GLP líquido con la que puede llenarse un tanque o cilindro

estacionario o móvil depende de su tamaño, de su ubicación (sobre o bajo tierra), de la



C a p

í t u l o : B i b l i o g r a f í a

105

BIBLIOGRAFÍA

RECURSOS IMPRESOS:

Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado – 2da Edición Pto. La Cruz Venezuela.

Pp. 64-65.

Fernández, V. (2008), “Mejora de la Calidad de Vida en el Perú – Un enfoque cualitativo

del rol del uso del Gas Natural”, Esan - Esade.

Ministerio de Energía y Minas – DGH (2005) “Usos y ventajas del gas natural en el sector

residencial y comercial”, Perú.

RECURSOS VIRTUALES:

Ministerio de Energía y Minas

http://www.minem.gob.pe

PERUPETRO S.A.

http://www.perupetro.com.pe

Energy Information Administration – Official

Energy Statistics from the U.S. Government

http://www.eia.doe.gov/oil_gas/natural_gas/info_glance/natural_gas.html

http://www.eia.doe.gov/oil_gas/petroleum/info_glance/petroleum.html



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í t u l o : R e f e r e n c i a s

107

viii Todos esos segmentos llamados comúnmente Camisea I, siendo Camisea II la fase de

exportación de gas natural licuefactado, a cargo de la empresa Perú LNG.

ix Trillion Cubit Feet o billones de pies cúbicos.

x Fuente: COPRI, CECAM, Libro Blanco Camisea, Volumen N° I, Informe Final, p. 2, Febrero 2001.

xi El cual ha superado los US $ 130.00 por barril en el año 2008.

xii Cabe precisar que si bien el contrato de licencia para la explotación de gas natural del Lote 88

contiene ciertas fórmulas de ajuste relacionadas a una canasta de precios, dicho ajuste finalmente

no tiene una línea directamente influenciada por el alza y la caída del precio internacional del

petróleo, permitiendo un interesante grado de independencia del mismo.

xiii

Desde que el gas natural de Camisea es tomado en cuenta por la CTE (Comisión de TarifasEléctricas, luego llamada Comisión de Tarifas de Energía) y luego por OSINERG (hoy

OSINERGMIN) para la fijación de los precios de la energía eléctrica, lo cual ocurre desde mayo

del año 2000, se ha permitido que los usuarios de energía eléctrica tengan un ahorro neto de US $

3,400 millones, a diciembre del año 2006, estimándose un ahorro de US $ 31,200 millones por lo

que resta de la vida del proyecto (2007 a 2033), según estimados de diversos estudios

económicos. Dado que el costo del combustible que una planta termoeléctrica necesita para

generar un Kw adicional de electricidad tiene una incidencia directa en el costo final de la energía

eléctrica, la utilización de gas natural en dicha actividad en reemplazo de combustibles líquidos

significativamente más caros, con precios directamente determinados por el precio del petróleo, ha

permitido obtener el ahorro indicado que no hubiese existido sin Camisea I.

xiv En el mundo, ya existe una planta de LNG en la península de Kenai, Alaska.

xv Fuente: Paul Crane Associates, The Fundamentals of the Energy Industry, curso organizado por

The Petroleum Economist en Surrey, Reino Unido, del 14 al 17 de abril de 2000

xvi Ariño Ortiz, Gaspar, Principios de Derecho Público Económico, ARA Editores E.I.R.L., Perú,

Octubre, 2004, p. 137.

xvii Ariño Ortiz, Gaspar, Principios de Derecho Público Económico, ARA Editores E.I.R.L., Perú,

Octubre, 2004, p. 150.

xviii Artículo 66: Los recursos naturales, renovables y no renovables, son patrimonio de la Nación.

El Estado es soberano en su aprovechamiento. Por ley orgánica

se fijan las condiciones de su utilización y de su otorgamiento a particulares. La concesión otorga

a su titular un derecho real, sujeto a dicha norma legal. Artículo

73: Los bienes de dominio público son inalienables e imprescriptibles. Los bienes de uso públicopueden ser concedidos a particulares conforme a ley, para su aprovechamiento económico.



xix Ariño Ortiz, Gaspar, Principios de Derecho Público Económico, ARA Editores E.I.R.L., Perú,

Octubre, 2004, p. 564.

xx Ariño Ortiz, Gaspar, Principios de Derecho Público Económico, ARA Editores E.I.R.L., Perú,

Octubre, 2004, p. 634.

xxi Hoy reemplazado por el reglamento aprobado por el Decreto Supremo N° 081-2007-EM

xxii El Servicio Firme está reglamentado por el Artículo 4 de las Normas del Servicio de Transporte

de Gas Natural por Ductos, las “Normas del Servicio”, aprobadas por Decreto Supremo N° 018 -

2004-EM. El Artículo 4 estipula: “Servicio Firme (SF). El Servicio Firme debe ser prestado por el

Concesionario según las siguientes condiciones: (i) El Concesionario y el Usuario hayan celebrado

un Contrato de Transporte; (ii) El Servicio Firme no estará sujeto a interrupción o reducción, salvo

aquellas estipuladas en estas Normas y las de Despacho; (iii) La prestación del Servicio Firme seencuentra sujeta a la reserva de una Capacidad Reservada Diaria; (iv)

Por el Servicio Firme el Usuario pagará al Concesionario el Cargo por Reserva de Capacidad; (v)

El pago del Servicio Firme contratado es independiente de su uso efectivo; (vi) El plazo del

Contrato de Transporte de Servicio Firme deberá ser por períodos anuales completos; (vii) En

caso de interrupción o reducción del Servicio Firme, por causa no contemplada en las Normas, el

Concesionario podrá ser objeto de sanción de acuerdo a lo previsto en las Normas de Despacho.”

xxiii El Servicio Interrumpible está reglamentado por el Artículo 5 de las Normas del Servicio, el cual

estipula: “El Servicio Interrumpible será prestado por el Concesionario según las siguientes

condiciones: (i) Que exista un Contrato de Transporte entre el Concesionario y el Usuario, por una

capacidad de transporte. (ii) El Servicio Interrumpible se encuentra sujeto a interrupción o

reducción a opción del Concesionario_quien no podrá negarse a prestarlo, salvo por razones

técnicas, en tanto exista capacidad disponible en su sistema. (iii) Por el Servicio Interrumpible el

Usuario debe pagar al Concesionario un cargo por el volumen de Gas Natural efectivamente

transportado (Cargo por Uso). (iv) El plazo del Contrato de Transporte de Servicio lnterrumpible

reglamento transporte hidrocarburos por ductos

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