Reglamento Transporte Hidrocarburos por Ductos

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.

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 Nacional Ley Nº 26221__________________________________________________________ 28 Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 0812007-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

Obligación de permitir el acceso abierto _________________________________ 35 Regulación del Acceso _______________________________________________ 35 Título IV: Ductos (Articulo 78º al 93) ______________________________________ 35

Capítulo: índice

Supervisión y Fiscalización ___________________________________________ 34

iv

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

Rol de Cada uno de los Actores _________________________________________ 55 Normativa en el Resto de Latinoamérica ___________________________________ 55 Costos Comparativos __________________________________________________ 56

Capítulo: índice

Recursos Afectados ___________________________________________________ 54

v

Ley Orgánica que norma las Actividades de Hidrocarburos en el Territorio Nacional Ley Nº 26221__________________________________________________________ 58 Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-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 GLP para 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

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

Capítulo: índice

Título VI: De los Precios________________________________________________ 82

vi

2. Seguridad en la comercialización de GLP ________________________________ 86 3. Órgano encargado de hacer cumplir las Normas de Seguridad y Comercialización de GLP _______________________________________________________________ 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 6: Pirámide Documental ........................................................................................48 Figura 7: Esquema para la Documentación de Referencia. .............................................49 Figura 8: Esquema de Programa para Manejo Integral ....................................................54

Capítulo: Índice de Figuras

Figura 5: Seguridad Industrial. .........................................................................................45

vii

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 CECAMiii 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 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

Capítulo: Introducción

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

viii

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 de generación 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 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.

Capítulo: Introducción

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

ix

ASPECTOS GENERALES FASES DE LOS HIDROCARBUROS A efectos de entender la importancia del transporte de hidrocarburos por ductos, resulta importante 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 firme “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 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.

Capítulo: Aspectos generales

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

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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.

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

Capítulo: Aspectos generales

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

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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 mismo titular (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 cuya demanda 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 Estado 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.

Capítulo: Aspectos generales

gas natural), lo que de la mano de una fuerte, independiente y profesional supervisión del

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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 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

Capítulo: Aspectos generales

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

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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.

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

Capítulo: Aspectos generales

Figura 2: Regulación del Gas Natural en Latinoamerica

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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 puentes 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

Capítulo: Aspectos generales

los destinados al uso público, tales como caminos, canales, ríos, torrentes, puertos y

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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 y categorizaciones 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

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.

Capítulo: Aspectos generales

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

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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

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

Capítulo: Aspectos generales

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

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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, con la 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 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, 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 ABIERTO El 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 mercado. 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,

Capítulo: Aspectos generales

para promover la libre competencia y evitar el abuso de posición dominante en el

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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 firmexxii. 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

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.

Capítulo: Aspectos generales

Artículo 7 de la norma.

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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

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.

Capítulo: Aspectos generales

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

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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 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 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 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”

Capítulo: Aspectos generales

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

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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

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 gas natural), así como la distribución de gas natural, todo ello de manera segmentada,

Capítulo: Aspectos generales

compensatorio).

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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 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.

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

Capítulo: Aspectos generales

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

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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.

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

Capítulo: Aspectos generales

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

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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 la Industria 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 (genera competencia 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 tarifa 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

Capítulo: Aspectos generales

mantenimiento, que dividido entre la capacidad o ingreso garantizado total, nos da la

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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 sea positiva, 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

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.

Capítulo: Aspectos generales

contrario se estarían dando señales negativas a nuevos emprendimientos empresariales.

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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 normas pertinentes. 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,

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 de Hidrocarburos por Ductos”, el cual consta de nueve (9) Títulos, ciento cincuenta y seis (156) artículos, ocho (8) Disposiciones Complementarias y cuatro (4) Anexos.

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

TÍTULO I: DISPOSICIONES GENERALES (ARTICULO 1º AL 6º)

Otorgamiento de la concesión

Alcances, definiciones, siglas, Obligación de contar con una Concesión para prestar Servicio de Transporte (La Concesión no otorga al Concesionario una exclusividad geográfica ni territorial).

Plazo Plazo determinado, no será mayor de sesenta (60) años - incluyendo la prórroga - ni menor de veinte (20) años.

Autorización para operar ductos (No se requiere Concesión para el transporte por: a) Ducto Principal, b) Sistema de Recolección e Inyección; y c) Ducto para Uso Propio.). Impedimento para solicitar Concesiones (directa o indirectamente, en sociedad o individualmente, el Presidente o VicePresidentes de la República, Ministros de Estado, Representantes del Poder Legislativo, Representantes de los Gobiernos Regionales, Alcaldes, Funcionarios y empleados del MINEM,

TÍTULO II: CONCESIÓN DE TRANSPORTE (ARTICULO 7º AL 58º)

Prórroga del plazo de la Concesión El plazo de la Concesión podrá ser prorrogado por la DGH a solicitud del Concesionario por plazos adicionales no mayores de diez (10) años, con una anticipación no menor de cuatro (4) años al vencimiento del plazo ordinario o el de su prórroga, deberá cursar a la DGH una solicitud que deberá cumplir con los trámites y otros requisitos legales. La DGH de considerar procedente la solicitud de prórroga, acordará con el Concesionario sus condiciones,

26221

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

Capítulo: Ley Orgánica que norma las Actividades de Hidrocarburos en el Territorio Nacional Ley Nº

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

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Vencido el plazo de cuatro (4) años sin que el Concesionario haya cursado solicitud de prórroga, se entenderá que al vencimiento del Contrato de Concesión cesará su derecho de Concesión. Sin embargo el Concesionario tendrá derecho a participar en la licitación o concurso público que se convoque a fin de otorgar nuevamente la Concesión.

Las oposiciones que se formulen serán sustentadas con documentos fehacientes, adjuntándose una fianza bancaria por un monto equivalente a la garantía presentada por el solicitante y con vigencia por sesenta (60) Días.

Formas de otorgar la Concesión La DGH u otro organismo público designado conforme a ley, determinará el procedimiento a seguir para otorgar la Concesión de prestación del Servicio de Transporte, podrá ser: a) Por licitación o concurso público; y b) Por solicitud de parte. La solicitud de Concesión que cumpla con los requisitos deberá resolverse en un plazo de noventa (90) Días contados a partir de la fecha de su admisión. De no resolverse 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. La DGH declarará inadmisible la solicitud cuando no cumpla con los requisitos especificados y ordenará al solicitante la subsanación de la omisión en un plazo no mayor de diez (10) Días. Si la solicitud es admitida, se notificará al solicitante, incluyendo el modelo de aviso, para que lo publique dentro del plazo de cinco (5) Días siguientes a dicha notificación. La publicación se efectuará por dos (2) Días consecutivos en el Diario Oficial El Peruano y en uno de los diarios de mayor circulación del área de influencia por donde se instalará el Sistema de Transporte o la mayor parte del mismo. Derecho de oposición a la solicitud de Concesión Podrán formularse oposiciones a la solicitud de Concesión ante la DGH,

Evaluación de la solicitud de Concesión De no haberse formulado oposición o ésta haya sido resuelta a favor del solicitante, la DGH procederá a evaluar dentro del plazo establecido, el contenido de los documentos presentados, procediendo a emitir un informe técnicolegal, sobre la procedencia o improcedencia del otorgamiento de la Concesión. Otorgamiento de la Concesión La Resolución Suprema de otorgamiento de la Concesión aprobará el respectivo Contrato de Concesión y designará al funcionario que debe intervenir en la celebración del mismo a nombre del Estado. La referida Resolución deberá ser notificada al solicitante dentro de los cinco (5) Días siguientes a su expedición y entrará en vigor si el solicitante cumple con aceptarla por escrito dentro de los diez (10) Días siguientes a su notificación. Tratándose de Concesiones otorgadas por licitación o concurso público, la referida Resolución Suprema deberá ser aceptada dentro del plazo previsto en las bases para que se lleve a cabo el cierre de la licitación o concurso público. Publicación de la resolución de otorgamiento de la Concesión El MINEM hará publicar la Resolución de otorgamiento de la Concesión por una sola vez en el Diario Oficial El Peruano, en un plazo de cinco (5) Días contados a partir de su aceptación. Suscripción Concesión

del

Contrato

de

EM

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

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

gestionando la respectiva Resolución Suprema.

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El Concesionario gestionará la inscripción de la Concesión en el Registro de Concesiones para la Explotación de los Servicios Públicos.

Obligaciones del Concesionario Obligaciones del Concesionario a) Ejecutar el proyecto y la construcción de obras de acuerdo al calendario de ejecución contenido en el Contrato. b) Prestar el Servicio de Transporte de acuerdo a los términos y condiciones previstos. c) Conservar y mantener el Sistema de Transporte en condiciones adecuadas para su operación eficiente, garantizando la calidad, continuidad y oportunidad del Servicio según el Contrato de Concesión y las normas técnicas pertinentes. El Concesionario deberá diseñar, construir, operar y mantener el Sistema de Transporte. d) Publicar a su costo en el Diario Oficial El Peruano, las resoluciones mediante las cuales sea sancionado.

h) Cumplir con las normas de seguridad y demás normas técnicas aplicables. i) Facilitar las inspecciones técnicas y ambientales a sus instalaciones que dispongan los organismos normativos, reguladores y fiscalizadores. j) Contribuir al sostenimiento de los organismos normativos, reguladores y fiscalizadores con el aporte fijado en la Ley Nº 27116. k) Cumplir con las normas conservación del ambiente y Patrimonio Cultural de la Nación.

de del

l) Llenar el Sistema de Transporte a su costo y responsabilidad, para el caso de Transporte de Gas Natural. m) Asumir las pérdidas de Hidrocarburos por mermas por encima del uno por ciento (1 %) del volumen transportado. n) Asumir el costo de los Hidrocarburos utilizados como combustible en el Sistema de Transporte. o) Instalar, mantener, operar a su cargo en, o cerca de cada Punto de Entrega, estaciones de medición adecuadamente equipadas. p) Efectuar las muestras, ensayos, pruebas y análisis necesarios para el proceso de supervisión y fiscalización del OSINERGMIN.

e) Desarrollar sus actividades respetando las normas de libre competencia y antimonopolio vigentes o que se dicten en el futuro.

Obligación del Concesionario de presentar información a la DGH El Concesionario está obligado a presentar a la DGH, en forma mensual la siguiente información:

f) Aplicar las Tarifas que se fijen de acuerdo al Reglamento.

a) Volumen y tipo de Hidrocarburos transportados y almacenados.

g) Presentar la información relacionada con aspectos técnicos, ambientales, económicos, operativos, logísticos,

b) Características de los Hidrocarburos transportados.

EM

El Concesionario sufragará los gastos que demande la respectiva Escritura Pública y está obligado a proporcionar al MINEM un testimonio de la misma. En la escritura se insertará el texto de la Resolución Suprema correspondiente.

organizacionales y de seguridad que sean pertinentes a los organismos normativos, reguladores y fiscalizadores en la forma, medios y plazos que éstos establezcan.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

Publicada la Resolución Suprema que aprueba el Contrato de Concesión y autoriza su suscripción, se firmará el Contrato de Concesión, el cual deberá elevarse a Escritura Pública en un plazo máximo de sesenta (60) Días desde la publicación.

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e) Otra información que la DGH considere pertinente recabar respecto al Servicio o al Sistema de Transporte. Asimismo, está obligado a presentar los acuerdos de servidumbre que celebre para la ocupación de predios de propiedad privada. Obligación del Concesionario de presentar información al OSINERGMIN El Concesionario debe presentar dentro de los treinta (30) días calendario del cierre de cada trimestre a OSINERGMIN, la siguiente información:

Así mismo, deberá mantener vigente una póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, que cubra daños a terceros en sus bienes y personas derivados de la ejecución de las obras y de la prestación del Servicio de Transporte, así como una póliza que cubra el valor del Sistema de Transporte.

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

Cesión de derechos del Contrato de Concesión El Concesionario podrá ceder total o parcialmente su participación en el Contrato de Concesión, previa opinión favorable de la DGH y mediante Resolución Suprema que lo autorice.

c) Flujo de fondos;

Terminación de la Concesión

a) Balance General;

d) Otras que OSINERGMIN considere convenientes. Igualmente, dentro de los primeros veinte (20) días calendario del mes de abril de cada año, deberá entregar a OSINERGMIN, los estados financieros del ejercicio anterior, debidamente auditados. La DGH y OSINERGMIN establecerán los plazos, formatos y los medios tecnológicos mediante los cuales el Concesionario deberá remitir dicha información. Sustitución de responsabilidades El Concesionario al recibir del Estado la Concesión, releva y se obliga a relevar al Estado de cualquier responsabilidad que pudiera originarse del ejercicio del derecho de Concesión que se le ha otorgado.

Causales de terminación Concesión La Concesión termina por:

de

la

a) Vencimiento del plazo del Contrato de Concesión. b) Declaración de caducidad. c) Aceptación de la renuncia a la Concesión. d) Otras causas que especifique el Contrato de Concesión. A la terminación de la Concesión, los Bienes de la Concesión serán transferidos o devueltos al Estado, según sea el caso, que el Concesionario haya construido o aportado los bienes que integran los Bienes de la Concesión, o que los ha recibido del Estado al momento del otorgamiento de la Concesión, respectivamente. El Estado convocará a subasta pública para transferir la Concesión. De la suma obtenida en la subasta y hasta donde

EM

d) Capacidad de Transporte, Capacidad Contratada y Capacidad Disponible.

Riesgos y responsabilidad del Concesionario por el Servicio de Transporte El Concesionario asume los riesgos y responsabilidades emergentes del Transporte conforme a las disposiciones sobre responsabilidad extracontractual que contiene el Código Civil.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

c) Circunstancias que afectan o podrían afectar al Servicio de Transporte.

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b) Se deje de operar el Sistema de Transporte, por causas imputables al Concesionario, por ochocientos setenta y seis (876) horas acumuladas durante un (1) año calendario y afectando como mínimo al veinticinco por ciento (25%) del volumen transportado promedio del año anterior. c) No cumpla con sus obligaciones de dar Servicio en los plazos prescritos y de acuerdo a las normas de seguridad y los estándares de calidad establecidos. d) Luego de habérsele aplicado las sanciones correspondientes, no cumpla con sus obligaciones de dar Servicio en los plazos prescritos y de acuerdo a las normas de seguridad y los estándares de calidad establecidos. e) No cumpla con la Puesta en Operación Comercial del Sistema de Transporte dentro del plazo acordado. Se exceptúan incumplimientos derivados de caso fortuito o fuerza mayor. f) Incumplimiento de obligaciones que han sido expresamente señaladas en el Contrato de Concesión como causal de caducidad. g) Se produce la insolvencia, disolución o liquidación del Concesionario. h) Se produce la cesión o transferencia parcial o total del Contrato de Concesión, por cualquier título, sin la previa aprobación de la DGH.

La tramitación de la caducidad de la Concesión, seguirá el siguiente procedimiento: a) La DGH formará un expediente en el cual se documentará la causa que amerita la caducidad, debiendo incluirse un informe de OSINERGMIN; b) El Concesionario, una vez recibida la notificación del inciso precedente, podrá efectuar los descargos y presentar las pruebas que considere convenientes a su derecho, dentro del plazo de quince (15); c) Evaluadas las pruebas por la DGH, la declaratoria de caducidad, de ser procedente, se resolverá por Resolución Suprema en un plazo máximo de cuarenticinco (45) Días y, d) En la Resolución Suprema que declara la caducidad, deberá designarse las respectivas personas naturales o jurídicas que se encarguen de llevar a cabo la intervención y la subasta pública. La Resolución Suprema que declara la caducidad será notificada notarialmente al Concesionario o su representante legal, en el domicilio señalado en el expediente dentro de las cuarentiocho (48) horas de expedida, debiendo en el mismo término publicarla por un (1) día en el Diario Oficial El Peruano. Renuncia a la Concesión El Concesionario puede renunciar a su Concesión comunicando este hecho al MINEM con una anticipación no menor de un (1) año. La DGH evaluará la renuncia y de considerarla procedente, tramitará la expedición de la respectiva Resolución Suprema en que se acepte la renuncia, se determine la fecha en que ésta se haga efectiva y se designe al interventor.

EM

Caducidad de la Concesión a) El Concesionario no realice los estudios y/o no ejecute las obras e instalaciones en los plazos establecidos en el calendario de ejecución de las mismas, incluyendo los plazos intermedios, salvo caso fortuito o fuerza mayor.

i) Se produce la imposición de multas durante un año calendario al Concesionario, por un monto total que supere el diez (10%) de sus ingresos anuales del año anterior.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

dicha suma alcance, el Estado pagará al Concesionario hasta un máximo equivalente al valor contable de los Bienes de la Concesión que ha aportado durante la vigencia de la Concesión y que ha transferido al Estado a la terminación de la Concesión.

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TÍTULO III: SERVICIO DE TRANSPORTE (ARTICULO 59º AL 77º)

Prestación Transporte

del

Servicio

de

Información mínima del Contrato de Transporte Previo al inicio de la prestación del Servicio de Transporte, Concesionario y Solicitante deberán suscribir un Contrato de Transporte. El Contrato de Transporte contendrá, entre otras, la siguiente información: a) Nombre o Concesionario.

razón

social

del

b) Nombre o razón social del Usuario. c) Periodo por el que se contrata el Servicio de Transporte. d) Capacidad Contratada expresada en Metro Cúbico Estándar para el Gas Natural y Metro Cúbico corregido a 15.5° C para Hidrocarburos Líquidos. e) Punto de Recepción.

Entrega

f) Tarifa aplicable.

y

Punto

de

h) Obligaciones de entrega. i) Presiones de recepción y entrega. j) Criterios y sistemas de medición. k) Especificaciones de la calidad de los Hidrocarburos a transportarse. l) Procedimiento para la transferencia de Capacidad Contratada, de ser el caso. m) Criterios para la determinación y asignación de pérdidas y mermas. n) Responsabilidades, confiabilidad del Sistema de Transporte e interrupciones. o) Causales de suspensión del Servicio y procedimiento para restablecerlo. p) Otras condiciones relevantes previstas en el Reglamento y en el Contrato de Concesión. Dentro de los quince (15) Días siguientes a la celebración del Contrato de Transporte, el Concesionario está obligado a remitir un (1) ejemplar de dicho contrato al OSINERGMIN y una copia a la DGH. Programa de contingencias El Concesionario mantendrá vigente en todo momento un programa de contingencias operativas que incluirá los criterios para la asignación de Capacidad de Transporte, en los casos en que ésta no sea suficiente para atender a todos los Usuarios. Dicho plan será sometido a la aprobación de OSINERGMIN.

Áreas para Instalaciones y Obras en Vías Públicas Derecho para utilizar vías públicas El Concesionario podrá abrir los pavimentos, calzadas y aceras de las vías públicas necesarias para instalar el Ducto, previa comunicación escrita detallando los trabajos a realizarse a la Municipalidad Distrital respectiva, quedando obligado a efectuar la

EM

Otras causas de terminación de la Concesión Verificada la causa de manera indubitable e inimpugnable bajo el procedimiento previsto en el Contrato de Concesión, la DGH tramitará la expedición de la respectiva Resolución Suprema en que se determine la existencia de la causal de terminación, la fecha en que ésta se haga efectiva y se designe al interventor.

g) Condiciones de facturación.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

Vencimiento del Contrato de Concesión Mediante Resolución Suprema se nombrará un Comité Interventor de las Operaciones del Concesionario que iniciará sus actividades a partir del primer día del último año del Contrato de Concesión. Vencido el plazo, se procederá a la subasta pública de la Concesión.

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Obligación de reparar bienes afectados por trabajos relacionados con el Ducto El Operador está obligado a efectuar las reparaciones de los bienes públicos y privados afectados por los trabajos realizados durante la construcción, operación, mantenimiento y Abandono del Ducto.

Supervisión y Fiscalización Facultad de fiscalización del OSINERGMIN a) El cumplimiento de las disposiciones señaladas en la Ley, el presente Reglamento y los Contratos de Concesión. b) El cumplimiento de las normas de seguridad sobre diseño, construcción, operación, mantenimiento y Abandono del Ducto. c) Los demás aspectos que se relacionen con la operación del Ducto y la prestación del Servicio de Transporte. d) El cumplimiento de las normas del medio ambiente. e) El Sistema de Integridad de Ductos y el cronograma de su ejecución. Funciones del OSINERGMIN a) Velar por el cumplimiento de la normatividad que regule la calidad y eficiencia del Servicio.

c) Fiscalizar que las actividades del Subsector de Hidrocarburos se desarrollen de acuerdo a los dispositivos legales y normas técnicas vigentes. d) Fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones técnicas y legales relacionadas con la protección y conservación del ambiente en las actividades desarrolladas. e) Proponer a la DGH la expedición o modificación de normas vinculadas a especificaciones técnicas sobre el diseño y la construcción de las obras, operación, mantenimiento y abandono del Ducto. f) Supervisar la aplicación de las Tarifas de Transporte. g) Establecer la escala detallada de multas por infracciones al presente Reglamento, normas técnicas y directivas pertinentes, así como los procedimientos para su aplicación. h) Imponer las multas por incumplimiento de las obligaciones establecidas en el Reglamento, normas técnicas y directivas pertinentes. i) Ordenar la suspensión de la operación del Ducto o la suspensión de ejecución de obras, cuando exista peligro inminente para las personas, bienes o el ambiente. La reanudación del Servicio o ejecución de obras será dispuesta por OSINERGMIN cuando, de acuerdo a su evaluación técnica, cese la situación de peligro. j) Informar a la DGH, cuando se produzcan hechos que ameritan la terminación del Contrato de Concesión. k) Emitir los informes técnicos previstos en el presente Reglamento.

EM

Gastos por remoción, traslado y reposición del Ducto Los gastos derivados de la remoción, traslado y reposición del Ducto que sea necesario ejecutar como consecuencia de la ejecución de obras de ornato, pavimentación y, en general, por razones de cualquier orden, serán sufragados por los interesados o quienes lo originen. Estos trabajos serán ejecutados por el Concesionario.

b) Fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por los Concesionarios en los Contratos de Concesión y otras establecidas por la ley.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

reparación dentro del plazo otorgado por dicha municipalidad.

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El Concesionario está obligado a permitir el acceso no discriminatorio de Solicitantes, siempre que sea técnicamente viable. En los casos de otorgamiento de Concesión por licitación o concurso público, las bases y el Contrato de Concesión, sólo para fines de promoción de la inversión privada, podrán establecer limitaciones por un plazo determinado a la obligación de acceso abierto que tiene el Concesionario y al derecho de acceso abierto que tiene el Usuario o Solicitante, de tal manera que el acceso a la Capacidad Disponible del Sistema de Transporte estará referida únicamente al Transporte de Hidrocarburos producidos por uno (1) o más Productores determinados en las bases y el Contrato de Concesión. Atención de solicitud de Servicio de Transporte El Concesionario deberá responder a toda solicitud de Servicio dentro de los treinta (30) Días contados desde su recepción. La eventual respuesta negativa deberá estar debidamente fundada en razones técnicas o económicas.

Regulación del Acceso Disposiciones mínimas para normar las Condiciones de Acceso al Sistema de Trasporte La DGH normará las Condiciones de Acceso al Sistema de Transporte. Las normas incluirán como mínimo: a) Condiciones del servicio relativas a los Servicios que proporcionará el Concesionario en función de las necesidades de los Usuarios; b) Condiciones comerciales detallando los derechos del Usuario a negociarlos para acceder al Servicio;

d) Condiciones de Extensión/Ampliación del Sistema de Transporte.

TÍTULO IV: DUCTOS (ARTICULO 78º AL 93)

Ducto Principal El Contratista que requiera construir un Ducto Principal, deberá presentar a la DGH una solicitud de autorización de instalación del Ducto Principal acompañada de los requisitos previstos La solicitud de autorización que cumpla con los requisitos pertinentes, deberá resolverse mediante Resolución expedida por la DGH, en un plazo máximo de setenta (70) Días contados a partir de la fecha de su presentación. De no resolverse en este plazo se dará por aprobada.

Ducto para Uso Propio La solicitud de autorización para instalar un Ducto para Uso Propio, de cumplirse con los requisitos señalados, deberá resolverse mediante Resolución expedida por la DGH, en un plazo máximo de setenta (70) Días contados a partir de la fecha de su presentación. De no resolverse en dicho plazo se dará por aprobada.

Extensiones, Ramales

Ampliaciones

y

Se seguirán las mismas normas y procedimientos requeridos para la construcción del Ducto original.

Sistema de Inyección

Recolección

e

La construcción del Sistema de Recolección e Inyección no requiere autorización de la DGH. OSINERGMIN podrá fiscalizar cualquier fase del proyecto, inclusive después de instaladas las tuberías.

EM

Obligación de permitir el acceso abierto

c) Condiciones de prioridad de atención a las solicitudes de acceso.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

Acceso Abierto

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Derechos reales sobre predios de propiedad privada o estatal El Concesionario tiene derecho a gestionar permisos, derechos de uso y servidumbre sobre predios de propiedad privada o estatal, así como la correspondiente expropiación de predios de propiedad privada o la adjudicación directa de predios cuya titularidad es del Estado.

Facultad para constituir servidumbres Es atribución del MINEM constituir con carácter forzoso servidumbres, así como modificar las establecidas, de acuerdo al procedimiento administrativo que establece el presente Reglamento.

Asimismo, está facultado a usar a título gratuito el suelo, subsuelo y aires de caminos públicos, calles, plazas y demás bienes de dominio público, así como establecer vías de paso en el cruce de ríos, puentes, vías férreas, líneas eléctricas y de comunicaciones. El Derecho de Vía para el Ducto para transporte de Hidrocarburos Líquidos o Gas Natural debe ser de 12.5 metros a cada lado del eje de la tubería. Una vez determinada la Localización de Área, OSINERGMIN comunicará a la DGH y a los Gobiernos Locales la clasificación respectiva de todos los tramos del Ducto que correspondan, con el objeto que realicen las acciones necesarias para salvaguardar la calificación de las mismas, e impedir que se realicen acciones que las desvirtúen. Derechos que confiere la servidumbre El derecho de servidumbre confiere al Concesionario el derecho de tender Ductos a través de propiedades de terceros, y el de ocupar los terrenos de los mismos que se requieran para construir las estaciones de bombeo, compresión o reguladoras y otras instalaciones que sean necesarias para la habilitación, operación y mantenimiento de estas obras, sobre o bajo la superficie del suelo. Clases de servidumbres a) De ocupación de bienes públicos o privados indispensables para la instalación del Ducto. b) De paso para

En la Resolución Suprema mediante la cual se constituya o modifique el derecho de servidumbre, se señalarán las medidas que deberán adoptarse para evitar los peligros e inconvenientes de las instalaciones que ella comprenda. Indemnización y compensación La constitución del derecho de servidumbre al amparo de la Ley y del presente Reglamento, obliga al Concesionario a indemnizar el perjuicio que ella cause y a pagar una compensación por el uso del bien gravado. Esta indemnización y compensación será fijada por acuerdo de partes; en caso contrario, la fijará el MINEM. Ejercicio del derecho del propietario del predio afectado con la servidumbre La constitución del derecho de servidumbre no impide al propietario del predio sirviente cercarlo o edificar en él, siempre que ello no se efectúe sobre las tuberías, ni sobre las áreas sobre las que se ha concedido servidumbre de ocupación. Servidumbre de ocupación temporal Con el objeto de utilizarlo para almacenes, depósitos de materiales, colocación de tuberías o cualquier otro servicio que sea necesario para la construcción de las obras. La servidumbre de ocupación temporal otorga el derecho al propietario del predio sirviente a percibir la indemnización y la compensación que establece el Reglamento, durante el tiempo necesario para la ejecución de las obras.

EM

construir vías de acceso; y, c) De tránsito para custodia, conservación y reparación del Ducto.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

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

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El acuerdo entre las partes deberá constar en documento extendido ante Notario Público o Juez de Paz, y deberá ser puesto en conocimiento de la DGH e inscrito en los Registros Públicos. Si el Concesionario procede con la construcción u operación de sus instalaciones sin haber obtenido el derecho de servidumbre, OSINERGMIN deberá disponer la paralización de las labores de construcción u operación. Requisitos para solicitar la constitución de servidumbres Cuando no haya acuerdo de las partes, el Concesionario solicitará a la DGH la constitución de una o más servidumbres. La solicitud deberá incluir lo siguiente: a) Descripción de la naturaleza y tipo de la 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. El Concesionario deberá adjuntar la declaración jurada correspondiente; e) Descripción de zona, clasificación de la Localización de Área, en caso de Ductos para Gas Natural, y uso actual de los terrenos y aires a afectar; f) Memoria descriptiva y planos en coordenadas UTM de los predios sobre los cuales se solicita la constitución del derecho de servidumbre, a los que se adjuntará copia de los planos donde se

g) Páginas completas de la publicación efectuada en el Diario Oficial El Peruano y otro diario de mayor circulación del lugar donde se encuentre ubicado el predio y la constancia de publicación en la Municipalidad y el Juzgado de Paz respectivo. Plazo para resolver la solicitud de servidumbre En un plazo máximo de cinco (5) Días útiles luego de vencido el plazo para que el propietario del predio absuelva el traslado sin haberlo hecho, la DGH preparará el informe correspondiente y el proyecto de Resolución Suprema que decidirá la constitución de servidumbre, así como el pago por concepto de indemnización y compensación que corresponda, y elevará dentro del mismo plazo los actuados para su expedición. La Resolución Suprema será expedida dentro de los diez (10) días calendarios siguientes, y será refrendada por los Ministros de Energía y Minas y de Agricultura. Causales de extinción de las servidumbres El MINEM, a pedido de parte o de oficio, declarará la extinción de las servidumbres establecidas cuando: a) Sin autorización previa, el Concesionario destine la servidumbre a fin distinto para el cual se solicitó; b) Se dé término a la finalidad para la cual se constituyó la servidumbre. c) No se cumpla con el pago de la compensación o indemnización.

TÍTULO VI: TARIFAS PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL (ARTICULO 113º AL 148º ) Principios Generales

Objetivos de la Tarifa Básica

EM

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

ubica el área afectada de cada uno de los predios sirvientes con cuyos propietarios del predio, no exista acuerdo sobre el monto de la indemnización;

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

Servidumbre convencional La servidumbre sobre predios de propiedad de particulares se constituye por acuerdo entre el Concesionario y el propietario del predio y, a falta de acuerdo, mediante el procedimiento establecido.

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

y

d) No distorsionar las decisiones de inversión en los Sistemas de Transporte o en actividades relacionadas. e) Lograr la eficiencia en el nivel y estructura de la Tarifa Básica; y f) Suministrar un incentivo al Concesionario para la reducción de costos y el desarrollo del mercado de Servicios Básicos y de otros Servicios. Factores para el reajuste de las Tarifas Básicas Las fórmulas de actualización serán determinadas con el propósito de lograr que las Tarifas Básicas mantengan su valor real; las Tarifas Básicas no podrán ser reajustadas hasta el inicio del próximo Periodo de Regulación. Los factores a considerar para el reajuste de las Tarifas Básicas podrán ser: a) Índice de precios al por mayor, b) Promedio General de sueldos y salarios, c) Tipo de cambio, d) Derechos arancelarios, e) Precios Internacionales de Materiales y otros rubros según corresponda.

Ingreso Total y Tarifas Definición y cálculo del Ingreso Total El Ingreso Total representa el ingreso generado por las ventas previstas en todos los Servicios Básicos durante un

Determinación de la Tarifa Básica La Tarifa Básica por un Servicio Básico se determinará como el cociente entre la parte del Ingreso Total aplicable a ese servicio y el valor presente utilizando la Tasa de Actualización de la correspondiente demanda prevista para ese servicio dentro del Período de Regulación. El Período de Regulación será determinado por OSINERGMIN para cada caso.

Costos de Mantenimiento

Operación

y

Definición de los Costos de Operación y Mantenimiento Los Costos de Operación y Mantenimiento son los costos eficientes de explotación necesarios para la prestación de los Servicios Básicos y que no forman parte del Capital de Inversión. La depreciación no forma parte de los Costos de Operación y Mantenimiento.

Uso de los Incentivos

Mecanismos

de

Incorporación de Mecanismos de Incentivos en una Tarifa Básica OSINERGMIN podrá incorporar en una Tarifa Básica Mecanismos de Incentivos. Para este fin establecerá y reglamentará los Mecanismos de Incentivos que considere apropiados. Objetivos de los Mecanismos de Incentivos Un Mecanismo de Incentivos debería ser diseñado con el fin de obtener los objetivos siguientes: a) Proporcionar al Concesionario un incentivo para incrementar el volumen de ventas de todos los Servicios, evitando proporcionar un incentivo artificial para

EM

b) Reproducir los resultados que se darían en un mercado competitivo;

Periodo de Regulación y se deberá calcular de acuerdo con la metodología del costo del Servicio. El Ingreso Total es igual al valor presente del costo proyectado de suministrar todos los Servicios Básicos durante el Periodo de Regulación.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

a) Generar un flujo de ingresos que cubra los costos eficientes involucrados en la prestación del Servicio Básico, considerando el periodo de vida esperado del Sistema de Transporte usado en la prestación de ese Servicio, y la Tasa de Actualización prevista en el presente Reglamento;

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c) Proporcionar al Concesionario un incentivo para desarrollar nuevos Servicios en respuesta a la demanda del mercado; d) Proporcionar al Concesionario un incentivo para asumir únicamente Inversiones en Nuevas Instalaciones y Costos de Operación y Mantenimiento que sean prudenciales; y, e) Asegurar que los Usuarios y Solicitantes ganen por el incremento de eficiencia, innovación y volumen de ventas, aunque no necesariamente en el Periodo de Regulación en el cual ocurran tal incremento de eficiencia, innovación o volumen de ventas.

Disposiciones Diversas Potestades del OSINERGMIN OSINERGMIN determinará sus propias políticas y procedimientos para lograr que la Tarifa cumpla con los requerimientos de este Reglamento. Dichas políticas y procedimientos tomarán en cuenta las Condiciones de Acceso. Información necesaria para establecer las Tarifas Básicas de los Servicios Básicos Antes del inicio de un Periodo de Regulación, los Concesionarios deberán presentar a OSINERGMIN la información sustentatoria técnico-económica y su propuesta para el establecimiento de las Tarifas Básicas correspondientes a los Servicios Básicos que prestan.

Precios Máximos de las Tarifas Básicas Las Tarifas Básicas que apruebe OSINERGMIN constituyen precios

TITULO VII: TARIFA PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (ARTICULO 194º AL 150º)

Determinación Básica

de

la

Tarifa

La Tarifa Básica para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos por Ductos, será determinada por acuerdo de partes según los mismos principios establecidos para el Transporte de Gas Natural, en lo que le sea pertinente. Dicha Tarifa cubrirá la amortización del capital de inversión y el costo de operación y mantenimiento eficientes. Si el sistema de transporte de hidrocarburos líquidos incluye facilidades de almacenamiento y/o despacho, las tarifas para el uso de dichas facilidades se determinarán de acuerdo a los mismos principios y criterios considerados para las tarifas de transporte; se considerarán, según el caso, tarifas diferenciadas para el almacenaje y para el despacho de los hidrocarburos líquidos. a) En caso que el Concesionario y el Usuario acuerden el establecimiento de una Tarifa Básica, este acuerdo deberá ser comunicado a OSINERGMIN con la información sustentatoria del caso; b) Si OSINERGMIN considera que la Tarifa Básica acordada por las partes no es contraria a la normatividad estipulada en este Reglamento, OSINERGMIN procederá a la aprobación de la Tarifa Básica acordada por las partes y emitirá una Resolución comunicando su decisión con la información de sustento requerida; c) Si OSINERGMIN considera que la Tarifa Básica acordada por las partes es contraria a la normatividad estipulada en este Reglamento, OSINERGMIN procederá a solicitar a las partes el levantamiento en conjunto de las

EM

b) Proporcionar al Concesionario un incentivo para minimizar el costo total atribuible para proporcionar estos Servicios, consistente con el suministro seguro y fiable de tales Servicios;

máximos a percibir por los Concesionarios como retribución por los Servicios Básicos prestados.

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

favorecer la venta de un Servicio sobre otro;

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por

d) Si las partes levantan las observaciones emitidas y ponen en consideración de OSINERGMIN este nuevo acuerdo, ésta evaluará si la Tarifa Básica está de acuerdo a lo estipulado en este Reglamento. e) De encontrar OSINERGMIN que las observaciones no han sido adecuadamente subsanadas, podrá a su criterio solicitar un nuevo y último levantamiento de observaciones, o establecer la Tarifa Básica de acuerdo a lo señalado en el Reglamento.

TÍTULO VIII: SOLUCIÓN DE CONFLICTOS (ARTICULO 151º AL 153º)

Procedimiento Administrativo Sometimiento de discrepancia al OSINERGMIN A falta de acuerdo entre el Solicitante o Usuario y el Concesionario sobre aspectos vinculados a las condiciones del Servicio de Transporte o sobre aspectos tarifarios, el Solicitante o Usuario puede someter la cuestión a OSINERGMIN quien, escuchando también a la otra parte en audiencia a celebrarse dentro de los diez (10) Días siguientes, resolverá el conflicto dentro de los diez (10) Días siguientes a la fecha de la audiencia. En los casos en que el desacuerdo versara sobre aspectos tarifarios y no tarifarios, el aspecto no tarifario deberá ser resuelto con anterioridad a aquel referido a la tarifa. Los procedimientos a seguir por el Solicitante o Usuario para la solución de los desacuerdos, son los previstos en las normas legales vigentes para cada una de las instituciones nombradas.

Procedimiento Arbitral Medios de Solución de Controversias El Usuario o Solicitante y el Concesionario podrán acordar someter

sus desacuerdos a arbitraje u otros medios de solución de controversias, en cuyo caso no será de aplicación lo dispuesto en los procedimientos administrativos.

TITULO IX: PROTECCIÓN AMBIENTAL (ARTICULO 154º AL 156º) Normas aplicables en materia de Transporte de Hidrocarburos La protección del ambiente en materia de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, se rige por la Ley N° 28611, Ley General del Ambiente, el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos y, sus normas modificatorias, complementarias, conexas y demás disposiciones que resulten pertinentes. El Operador podrá aplicar, además de dichas normas y disposiciones nacionales, otras más exigentes aceptadas por la industria de Hidrocarburos para circunstancias similares. El Operador deberá evitar en lo posible se vean afectadas las comunidades nativas y campesinas, para ello se incluirán en los Estudios de Impacto Ambiental respectivos, las medidas necesarias para prevenir, minimizar o eliminar los impactos negativos sociales, culturales, económicos y de salud. Compensación o Indemnización por daños ambientales y sociales Los daños ambientales y sociales ocasionados por accidentes en los Ductos o sus instalaciones asociadas serán objeto de compensaciones o indemnizaciones por parte del Concesionario u Operador, según sea el caso. La restauración de los daños producidos y sus efectos debe ser efectuada por el Concesionario u Operador, según sea el caso, en forma directa e inmediata. El Ministerio de Salud debe realizar un monitoreo continuo de la fuentes de agua que hayan sido afectadas hasta que se

EM

emitidas

Capítulo: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Decreto Supremo Nº 081-2007-

observaciones OSINERGMIN.

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declare que estas se encuentran libres de contaminación. Potestad de la Defensoría del Pueblo La Defensoría del Pueblo, de considerarlo pertinente, proporcionará a la DGH los

criterios de asistencia que a su juicio sean necesarios para el apoyo que requieran las poblaciones, organizaciones comunitarias y personas que hayan sido afectadas.

CONCLUSIONES A

continuación

identificaremos

las

distintas

características

del

transporte

de

hidrocarburos por ductos regulado por su actual reglamento aprobado por decreto

a) Se requiere concesión para prestar el servicio de Transporte. b) La Concesión otorga al Concesionario el derecho y la obligación de transportar hidrocarburos a través de un Sistema de Transporte. c) La Concesión no otorga exclusividad geográfica ni territorial.

Capítulo: Conclusiones

Supremo N° 081-2007- EM:

41

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.

• Vencimiento del plazo del Contrato. • Declaración de caducidad. • Aceptación de la renuncia del concesionario. • Otras causas que especifique el contrato de concesión.

Capítulo: Conclusiones

n) La concesión termina por:

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o) Para prestar el servicio de transporte, el concesionario deberá suscribir un contrato de servicio con el Solicitante o Usuario. p) Sólo podrán adquirir servicio de transporte los Usuarios considerados Consumidores Independientes, aquellos que adquieran gas por un volumen mayor a 30 mil metros cúbicos por día. En lo que respecta al Titulo referente al Cálculo de Tarifas para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos, podemos destacar la inclusión prácticamente absoluta del OSINERGMIN como ente fiscalizador y fijador de las tarifas. Por otra parte, se incluyen los conceptos de Tarifa Básica, como el monto asignado y concebido a la recuperación del capital de inversión inicial por parte de los concesionarios e inversionistas. Es importante la adhesión de los movimientos en los mercados internacionales, para la fijación de la tarifas, es decir que podrán estar sujetas a los cambios que se originen a nivel supranacional Otro aporte importante es la inclusión de los incentivos, orientado a asegurar la prestación de un buen servicio por parte del concesionario. La solución de conflictos, que en primer orden estará a cargo, en su etapa administrativa, por el OSINERGMIN, y posteriormente, es flexible de solucionar las controversias con la

Capítulo: Conclusiones

intervención arbitral.

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ASPECTOS GENERALES PROTECCIÓN A LAS PERSONAS Y AL MEDIO AMBIENTExxiv Uno de los objetivos de los entes supervisores de la industria de hidrocarburos es generar el marco legal y jurídico a fin de regular, fiscalizar y resolver controversias para que las empresas se desarrollen en un entorno que proteja la inversión y asegure el crecimiento de la industria, alineado con las premisas fundamentales del cuidado de las personas y el medio ambiente. En pos de esta premisa, los organismos que supervisan a las empresas productoras y de transporte y distribución de hidrocarburos por ductos, han generado un cuerpo normativo tendiente a darle al operador las herramientas para gerenciar la operación y mantenimiento de sus instalaciones. Este cuerpo principalmente se centra en aquellas instalaciones donde el riesgo es mayor o pueden afectar a la población o al medio ambiente. El Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por el Decreto Supremo N° 081- 2007-EM (en adelante, el Reglamento) establece los requisitos a cumplir por el operador respecto del diseño, operación, mantenimiento y cuidado del medio ambiente, además incluye en sus Anexos 1 y 2, disposiciones de seguridad y la obligación de implementar un Sistema de Gestión de Integridad (SGI). Los objetivos que se persiguen con la implementación del SGI de Ductos son por una parte, responder a la sociedad que hoy demuestra una gran concientización de los conceptos de seguridad, confiabilidad, calidad y cuidado del medio ambiente y, por otra

Figura 5: Seguridad Industrial.

Capítulo: Aspectos Generales

parte evitar catástrofes, pérdidas humanas y materiales.

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¿QUÉ ES INTEGRIDAD DE ACTIVOS? La Integridad de Activos es una disciplina de la Ingeniería que busca alinearse con las mejores y más modernas prácticas de la industria, para responder ante los requerimientos de seguridad que plantea nuestra sociedad en la actualidad. Hoy en día nuestra sociedad no percibe como un beneficio el obtener un bien o servicio que implique dañar o poner en riesgo a las personas o al medio ambiente. Por ello, más allá de los códigos de diseño o las normas de aplicación para la construcción, operación y mantenimiento de sistemas mecánicos, la ingeniería moderna asume el reto de gestionar la vida útil de los activos enfrentando a las amenazas que atacan los sistemas, generadores de defectos que reducen sustancialmente la vida residual de esos sistemas. Por ende, Integridad de Activos son aquellas medidas que implementa el operador de manera ordenada y sistemática para gerenciar los riesgos, priorizando la seguridad de las personas y del medio ambiente.

¿QUÉ IMPLICA UN SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD? Es el proceso sistemático e integrado que permite identificar las amenazas que actúan sobre el sistema de ductos. Estas amenazas son los daños o peligros que afectan a las tuberías disminuyendo de esta manera su vida útil. En la aplicación del Sistema se debe definir cuál o cuáles de las amenazas que afectan a los ductos aplica a las tuberías o sistemas en estudio. Luego el Sistema debe determinar la magnitud de la acción de esta amenaza al sistema de ductos, esto significa evaluar (cuantificar). De esta manera, el operador dentro de su sistema, puede determinar la probabilidad de falla que tendrán sus ductos respecto de las amenazas que operan sobre el mismo. Y por último, el sistema funcionará como una herramienta para mitigar y monitorear estas amenazas con el objetivo de disminuir la probabilidad de falla asociada a la operación o minimizar las consecuencias en el caso que un error se desarrolle en el

El SGI es un proceso continuo y rastreable en el tiempo, no finaliza con su implementación, sino que es una herramienta que acompañará al operador durante la vida del sistema. Cabe mencionar dos premisas fundamentales en la industria de los Hidrocarburos: a) Los ductos son la forma preferida de transporte de Gas y Petróleo debido a que es la forma más económica y segura de hacerlo.

Capítulo: Aspectos Generales

sistema de ductos.

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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.

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

Capítulo: Aspectos Generales

SIG EN EL REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR

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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

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

Capítulo: Aspectos Generales

marco Normativo que regula las actividades de Integridad.

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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 AFECTAN 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.

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.

Capítulo: Aspectos Generales

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

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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.

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:

Capítulo: Aspectos Generales

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

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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

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.

Capítulo: Aspectos Generales

mitigación.

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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 se realiza 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

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

Capítulo: Aspectos Generales

deberán documentarse y sistematizarse.

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considere oportuno. Esto significa el control y administración de una serie de registros que requieren que el operador desarrolle planes o programas de calidad, procedimientos para las inspecciones, pruebas y monitoreo, procedimientos para todos los procesos de evaluación y análisis relacionados con integridad, planes de control de la documentación y manejo de los cambios.

Estructura del SIG en el Reglamento El Reglamento está conformado por nueve títulos y cuatro anexos. Los requerimientos para la implementación del Programa de Gestión de Integridad (PGI) se encuentran ampliamente detallados en el Anexo 2 del Reglamento, mientras que a lo largo del desarrollo del documento se hace mención, entre otros, a requerimientos de adecuación de diseño y plazos perentorios para su implementación. El Reglamento establece cronogramas de implementación tanto para las adecuaciones de los diferentes sistemas de transporte como para la implementación del PGI.

ELEMENTOS DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD De conformidad con lo establecido en el Reglamento el PGI tiene dos partes fundamentales: • Lineal • Circular Lineal: De preparación para el cumplimiento del SGI. En ésta la empresa desarrolla su sistema, prepara su estructura y el desarrollo de los recursos para cumplir con el mismo, ya sea en la adecuación del Organigrama o en la adquisición de software, equipamiento y tareas especificas para mejorar la Gestión del sistema. Circular: En la parte Circular el sistema ya se encuentra funcionando y es donde el operador afina y define las medidas a implementar en búsqueda de las mejoras a la performance del sistema. Es en esta etapa donde se realizan las tareas más específicas y donde se comienzan a ver los resultados de la implementación. En esta instancia el ente rector verifica la mejora continua del sistema, por medio de la disminución del riesgo o los indicadores de performance.

Capítulo: Aspectos Generales

servicios. Esta etapa se centra en la preparación del sistema y no en la realización de

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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

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

Capítulo: Aspectos Generales

utilizaron estas herramientas.

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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 la ejecución 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.

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

Capítulo: Aspectos Generales

Estos irán surgiendo a medida que se efectúen las acciones por parte de las compañías

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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 Técnico de 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 lo anterior, 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,

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).

Capítulo: Aspectos Generales

mantenimiento e inspección de los ductos que transportan hidrocarburos.

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Si tomamos en consideración, como ejemplo, la remediación de un área sensible en una línea de transporte de petróleo ésta tiene un costo cercano a las 750 UIT, más el costo de la reparación de unos 40 UIT, y el costo operativo de no disponer de este sistema considerando tres días fuera de operación lo cual ronda en 200 UIT. En resumen, una fuga en un sistema que transporta unos 1000 barriles diarios de petróleo crudo ronda las 990 UIT, sin tomar en cuenta las sanciones asociadas al evento, la perdida de imagen corporativa y el aumento de las primas de seguro asociado a estos eventos. Si analizamos los costos asociados a la implementación de un sistema de integridad que se centra en disminuir a un mínimo los eventos no deseados, como fugas, roturas o salidas de servicio no programadas, nos encontramos con la siguiente composición de costos. Implementación de Programas y planes específicos con personal: 75 UIT, desarrollo de inspecciones internas, recorridas del Derecho de Vía: 120 UIT, reparaciones en sitios críticos: 150 UIT, mantenimiento de sistemas de protección contra la corrosión: 100 UIT, desarrollo de Base de Datos y análisis de riesgo para un sistema similar al sometido al análisis: 75 UIT. Vemos que la implementación del sistema que podría prevenir o minimizar las consecuencias de las fallas genera un desembolso del orden del 50% de los costos asociados a una sola falla, lo cual demuestra la

Capítulo: Aspectos Generales

conveniencia en la implementación y seguimiento del sistema.

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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.

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 el Transporte de Hidrocarburos, el mismo que consta de seis (6) títulos, catorce (14) Capítulos y ciento treinta y seis (136) artículos, que forman parte integrante del presente Decreto Supremo.

TÍTULO I: ALCANCES Y DISPOSICIONES GENERALES (ARTICULO 1º AL 5º)

Del Contenido y Alcances Actividades comprendidas y ámbito de aplicación Establece las normas y disposiciones relativas a la seguridad en el transporte de hidrocarburos por medios terrestres, acuáticos y aéreos. Es de aplicación a toda persona natural o jurídica, nacional o extranjera que realice cualquiera de las actividades mencionadas dentro del territorio nacional.

Organismos Competentes La Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas; o a través de Empresas de Auditoría e insectoría debidamente calificadas e inscritas en el Registro de Empresas de Auditoría e insectoría de la DGH, se encarguen de verificar y/o constatar el cumplimiento de las obligaciones establecidas.

TÍTULO II: DUCTOS (ARTICULO 6º AL 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 la reglamentación de seguridad relativos a las instalaciones portuarias de carga y/o descarga de hidrocarburos líquidos como

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técnicos de seguridad generalmente aceptados y usados por la industria internacional de

Capítulo: Ley Orgánica que norma las Actividades de Hidrocarburos en el Territorio Nacional Ley Nº

Que todas las actividades de Hidrocarburos deben realizarse de acuerdo a los principios

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el crudo, los condensados y los productos de petróleo refinado, gas licuado de petróleo, y combustibles para naves, así como los relativos al manejo de buques tanque, barcazas u otras embarcaciones en aguas costeras territoriales, lagos y ríos del Perú.

interna que se utilicen en las instalaciones portuarias deberán estar libres de exceso de grasa, aceite o impurezas, de manera que no constituyan riesgo alguno. Dichas unidades deberán estar provistas, cada una, de un extintor de incendios debidamente certificado.

De las instalaciones portuarias

Material y mantenimiento

Vigilancia El propietario u operador de la instalación portuaria se encargará de dotarla de un número suficiente de vigilantes competentes que aseguren una protección adecuada, impidan el acceso no autorizado, detecten riesgos de incendio y verifiquen la disponibilidad del equipo de protección.

Los materiales y suministros de carácter peligroso, destinados a la operación o al mantenimiento de unidades o instalaciones, no deben almacenarse en ningún espigón o muelle. Podrán almacenarse en lugares de la instalación portuaria destinados para este propósito y sólo en cantidades necesarias para las operaciones regulares.

Soldaduras o trabajos en caliente Está prohibido efectuar soldaduras con soplete oxiacetilénico o similares u otros trabajos en caliente que no sean expresamente autorizados durante las operaciones de manipulación, almacenamiento, estiba, carga, descarga o transporte de cargamentos de hidrocarburos líquidos en las instalaciones portuarias o en las naves atracadas. Camiones y otros vehículos motorizados. Los camiones y demás vehículos motorizados no deberán permanecer o estacionarse en las instalaciones portuarias. Unidades automotrices del muelle Los tractores, apiladores, camiones, montacargas, izadores y otras unidades provistas de motores de combustión

Cableado eléctrico La instalación de cables y componentes eléctricos deberá efectuarse de conformidad con procedimientos compatibles con los requisitos establecidos en los códigos de instalaciones eléctricas. Equipo de extinción de incendios De acuerdo con el riesgo involucrado, deberá contarse con una cantidad suficiente de sistemas extintores de incendios apropiados y en lugares donde sea necesario. En todo momento, deberán mantenerse operativos los extintores, los sistemas y dispositivos de alarma, así como las puertas de seguridad contra incendios. Señalización de la ubicación de las unidades contra incendios. Serán colocadas señales visibles en las ubicaciones de todas las unidades contra incendios, como son los hidrantes, las estaciones de toma de agua y mangueras, los extintores y las caja de alarma contra incendios. Alumbrado La instalación portuaria deberá contar con suficiente iluminación durante la manipulación, el almacenamiento, la estiba, la carga, la descarga o el transporte de hidrocarburos líquidos,

EM

Queda terminantemente prohibido fumar en las instalaciones portuarias, excepto en aquellos lugares donde lo permita el propietario o concesionario. Deberá ponerse en avisos lo suficientemente visibles y ser distribuidos de forma tal que abarquen todas las instalaciones portuarias.

para

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

Prohibición de fumar.

suministros

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De la Inspección de Condiciones de Seguridad. Cada año, una empresa independiente de inspectoría deberá verificar los aspectos relativos a la seguridad. La contratación de dicha empresa estará a cargo y correrá por cuenta del(los) propietario(s) de la instalación portuaria. El(los) propietario(s) de la instalación portuaria podrá(n) realizar inspecciones internas de los aspectos de seguridad y revisiones periódicas cuando lo considere(n) pertinente. La Capitanía del Puerto tendrá la opción de inspeccionar las condiciones de seguridad, ya sea directamente o por intermedio de sus representantes. De los Seguros Los propietarios/operadores de las instalaciones portuarias destinadas al manipuleo de hidrocarburos líquidos estarán obligados a tomar, entre otras de Ley, las coberturas de seguros especificadas a continuación y presentar la documentación sustentatoria correspondiente: - Pérdida de Hidrocarburo Líquido. Siniestros Generales y Responsabilidad. Daños o Pérdidas Materiales.

Carácter de obligatoriedad Toda nave, embarcación y/o barcaza debe cumplir con las disposiciones de seguridad emitidas por la Capitanía de Puerto y otras autoridades competentes así como con las recomendaciones de este Reglamento. Embarque de Hidrocarburos Líquidos Inaceptables. El transportista no podrá transportar por nave un embarque de un hidrocarburo líquido que no esté preparado para el transporte de acuerdo con los procedimientos para llenado en contenedores, para carga mediante tuberías exclusivas y mangueras de carga de hidrocarburos líquidos que cumplan con las normas de calidad. Inspectores. Todo inspector de la Dirección General de Hidrocarburos o su representante se encuentra autorizado para efectuar lo siguiente, en materia de hidrocarburos liquidos: (a) La inspección de naves para determinar su conveniencia para la carga; (b) El examen de la estiba; (c) Las recomendaciones con respecto a los requisitos de almacenamiento de las cargas. Documentos de Embarque. Ningún transportista podrá transportar hidrocarburos líquidos por nave, a menos de que haya recibido un certificado emitido de acuerdo con los términos específicos o formatos del Ministerio de Energía y Minas/Direción General de Hidrocarburos. Inspección de la Carga Naves Tripuladas. El transportista, sus agentes y cualquier otra persona que el transportista o sus agentes hubieran designado para este propósito, dispondrán una inspección de cada bodega o compartimento que contenga hidrocarburos líquidos, la misma que se efectuará después de haber finalizado la

EM

Notificación de Descargas o Fugas de Hidrocarburos Líquidos en Aguas Territoriales del Perú Con el objeto de reforzar la seguridad del puerto y proteger las naves, su cargamento y las instalaciones portuarias, cuando en una nave o instalación portuaria se produzca una descarga de hidrocarburos líquidos hacia aguas navegables peruanas que podría poner en peligro o contaminar el área del puerto, el propietario o capitán de la nave o el propietario u operador de la instalación portuaria, según sea el caso, deberá avisar de inmediato a la Capitanía del Puerto, así como a OSINERGMIN.

Las Naves

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

estando prohibido el uso de lámparas y linternas a kerosene y gasolina.

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estiba y, posteriormente, por lo menos, una vez cada 24 horas.

conmutadores o interruptores de circuito o desconexión de barras colectoras.

Situaciones de Emergencia.

Protección contra Rayos. Deberá proporcionarse un conductor de rayos conectado al mar para instalarse sobre cualquier mástil o estructura similar de una nave (Los mástiles de acero en los barcos de todas las construcciones soldadas cumplen con este requisito).

Las cubiertas, pasillos, escotillas, puertos de carga y tuberías/tubos múltiples sobre o a través de los cuales se transporte o manipule hidrocarburos líquidos deberán encontrarse libres de todo hidrocarburo líquido antes de iniciarse las operaciones de manipuleo de carga. Señales de Prohibición de Fumar. Es prohibido fumar durante la carga, estiba, almacenaje, transporte o descarga de hidrocarburos líquidos. El transportista y el capitán de la nave asumen la responsabilidad conjunta de colocar avisos de "NO FUMAR" en lugares visibles. Requisitos para Barcazas Las barcazas utilizadas para transportar hidrocarburos líquidos deberán haber sido construidas de acero. Equipo Eléctrico y Cableado. El equipo eléctrico y los cables instalados que no necesiten ser activados durante el viaje deberán ser aislados del suministro, de modo que no se active ninguna parte del circuito dentro del compartimento. El método de aislamiento podrá ser mediante retiro de fusibles, apertura de

Por cada 79,500 litros de hidrocarburos líquidos que se transporte a bordo de una nave, en una cisterna portátil o cisterna de carga de un vehículo motorizado, deberá contarse, por lo menos, con un extintor rodante de 56,3 kg. de polvo químico seco con rango de extinción de 320 BC (NTP 350.062. Disposiciones de Seguridad. El personal de buques petroleros deberá estar equipado con suficiente cantidad de aparatos de respiración y de aire autocontenido (mínimo seis) y explosímetros (mínimo dos) que llevarán como equipo de uso personal al realizar inspecciones de seguridad a bordo de buques tanque y al verificar posibles fugas de hidrocarburos líquidos o emisiones de vapores provenientes de los mismos. Por lo menos dos miembros de la tripulación trabajarán como equipo, actuando juntos durante cada inspección en un compartimento donde se encuentre estibado contenedores o hidrocarburos líquidos o en caso de que sea necesario examinar alguna supuesta fuga o emisiones de vapores. Adicionalmente, se deberá instalar detectores de vapor, calor y fuego con indicaciones locales y a distancia con la finalidad de alertar a los buques petroleros que debe tomarse medidas inmediatas de emergencia en caso de peligro. Es necesario que el personal de los buques petroleros se capaciten en primeros auxilios con respecto a procedimientos de resucitación pulmonar y aplicación de oxígeno para ayudar a la respiración normal de aquellos miembros

EM

Preparación de la Nave. Cada bodega o compartimiento en donde se cargue y estibe hidrocarburos líquidos deberá encontrarse libre de desperdicios.

Protección contra Incendios.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

Cuando a bordo de una nave suceda un accidente que involucre hidrocarburos líquidos y se ponga en peligro la seguridad de dicha nave, de sus pasajeros o tripulación, el capitán deberá adoptar los procedimientos que a su criterio ofrezcan seguridad máxima para la nave, para sus pasajeros (si los hubiere) y su tripulación.

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de la tripulación que se vean afectados por vapores.

Requisitos especiales relativos a tanques de carga y tanques portátiles.

TÍTULO III: MEDIO TERRESTRE (ARTICULO 73º AL 122º)

Además de la exigencia de capacitación a que se hace referencia en el artículo anterior de esta sección, toda persona que opere un tanque de carga o un vehículo con tanque portátil con capacidad para 3.785 metros cúbicos o más debe recibir una capacitación que se ciña a los requisitos exigidos en este capítulo y tener licencia profesional para conducir.

Carácter de obligatoriedad Todo vehículo motorizado utilizado en el transporte, así como todo transportista, deberá acatar las disposiciones de seguridad emitidas por la autoridad competente de Tránsito, así como de las recomendaciones del presente Reglamento. No se cargará hidrocarburos líquidos en remolques ni se permitirá su transporte en dichos vehículos. Inspección. Los registros, equipo y contenedores que se encuentren bajo el control de un transportista de camión, en tanto conciernan a la seguridad de transporte en vehículos motorizados, deberán ponerse a disposición del representante del Ministerio de Transporte de la DGH para que los someta a examen e inspección. Capacitación. Ningún transportista podrá movilizar a disponer que se transporte hidrocarburos líquidos a menos que el empleado que se encargue de ello y que conducirá el vehículo motorizado haya recibido la debida capacitación de conformidad con los requisitos y procedimientos establecidos para la operación segura de dicho vehículo.

Documentos de Embarque. Un transportista no podrá movilizar hidrocarburos líquidos si no cuenta con el documento de embarque (guía de remisión) correspondiente, preparado de conformidad con las disposiciones de la DGH, así como de la correspondiente Cartilla de Seguridad (CS) del o de los productos que transporta. Certificación del Expedidor. El transportista puede negarse a movilizar un hidrocarburo líquido si el documento de embarque (guía de remisión) que describe el material, no incluye una certificación del expedidor de que se cumple con los requisitos establecidos en este capítulo. Rótulos El conductor podrá rehusarse a movilizar un vehículo de transporte que contenga hidrocarburos líquidos, si dicho vehículo no lleva el rótulo ni la inscripción que se establecen como requisitos, a menos que sea un caso de emergencia. De la Carga y Descarga. Todo tanque, cilindro u otro contenedor que no se encuentre permanentemente sujeto en un vehículo motorizado, que contenga hidrocarburos líquidos o gases de hidrocarburos, deberá estar asegurado contra todo movimiento dentro del vehículo en el cual son transportados, bajo las condiciones que normalmente corresponden al transporte. Prohibición de hacer fuego

EM

Alcance El presente Título establece los requisitos generales aplicables al transporte de hidrocarburos líquidos y gases de hidrocarburos por transportistas privados, públicos o contratados, que utilicen vehículos motorizados, incluyendo camiones de carga que transporten bultos, contenedores de hidrocarburos y camiones cisterna.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

Por Carretera

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Precauciones Deberá tenerse especial cuidado para evitar aumentos indebidos de temperatura en los contenedores y del producto que llevan durante el transporte. No deberá realizarse manipulaciones peligrosas con el contenedor o su contenido ni éste deberán descargarse en ningún lugar entre el punto de origen y el punto de destino establecido.

- Seguro Obligatorio de Accidentes de Tránsito (SOAT);

Se prohíben las cargas combinadas. Si la configuración de transporte sobre carga y almacenamiento lo prohibiera, no se permitirá que se carguen juntos los hidrocarburos líquidos y los gases de hidrocarburos en un vehículo motorizado de accionamiento individual o en una unidad individual resultado de una combinación de vehículos motorizados. Esta sección no se interpretará como una prohibición al transporte de materiales esenciales para la operación segura en vehículos motorizados. Consideraciones a tomar en cuenta para la carga y descarga. El motor deberá estar apagado, a menos que el motor del vehículo motorizado deba utilizarse para la operación de una bomba. No se deberá cargar ni descargar hidrocarburos líquidos de un vehículo motorizado, cuando el motor se encuentre en funcionamiento. Informe de Accidentes En caso de ocurrencia de Accidente en un vehículo transportador de hidrocarburos, se notificará inmediatamente a la autoridad local respecto a la respuesta de la emergencia, y se enviará un informe al respecto a OSINERGMIN. Disposiciones sobre el Seguro. Cada propietario u operador de un vehículo motorizado dedicado al

- Seguro de Responsabilidad Civil Extracontractual, que brinde cobertura por accidentes ocasionados a consecuencia de las actividades de transporte de hidrocarburos, que cubra lo siguiente: a) Daños personales a terceros, en aquello que exceda la cobertura del SOAT; y b) Daños materiales a terceros. Las características y los montos mínimos del seguro de responsabilidad civil extracontractual, expresados en Unidades Impositivas Tributarias - UIT vigentes a la fecha de contratar o renovar la póliza, serán los establecidos mediante la Resolución Ministerial que para tales efectos emita el Ministerio de Energía y Minas.

Transporte por ferrocarril Alcance. Este Capítulo establece los requisitos para el transporte de hidrocarburos líquidos y gases en vagones de ferrocarril. Inspección de los Vagones Tanque. El transportista deberá inspeccionar cada vagón cisterna rotulado y cargado antes de su aceptación en el punto de origen, para verificar que no exista ninguna filtración y que los frenos manuales y de aire, la caja de grasas y los portadores se encuentren en condición adecuada para servicio. Precauciones de Seguridad Prevención de Incendios.

y

de

Toda inspección a los vagones cisterna donde se presente fuga o escape de hidrocarburos líquidos o vapores la deberá realizar un equipo de inspectores quienes estarán provistos de un

EM

transporte de hidrocarburos debe proporcionar una cobertura de seguro y presentar en forma periódica evidencia sustentatoria de su vigencia sobre lo siguiente:

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

Se prohíbe hacer fuego o fumar en un vehículo motorizado o cerca de él cuando se esté realizando la carga o descarga de hidrocarburos líquidos o gases de hidrocarburos.

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En cualquier circunstancia, el vagón cisterna que presente una fuga o escape de hidrocarburos líquidos o vapor deberá ser retirado desacoplado del ferrocarril de cisternas o de otros vagones con la seguridad que las condiciones lo permitan a un lugar donde produzca el menor daño posible y no se permitirá a ninguna otra persona dentro de un radio de 100 metros y en ningún caso dentro de un radio de 200 metros si se tiene el viento en contra. Documentos de Embarque. Todo hidrocarburo líquido o gas a ser transportado por ferrocarril deberá contar con un documento de embarque. Informe de Emergencias con Hidrocarburos Líquidos o Gases Cuando se produzca alguna Emergencia durante el transporte, en el cual los hidrocarburos líquidos o gases se vean involucrados, se deberá informar inmediatamente a las autoridades locales para la evaluación de la situación, asimismo se deberá enviar un informe a OSINERGMIN. Vapores Inflamables. No podrá ingresarse con una linterna de llama abierta, antorcha u otro material inflamable encendida a un vagón cisterna, remolque, vagón plataforma, o un vagón rotulado que contenga hidrocarburos líquidos o gases o vapores de los mismos, hasta que se hayan abierto todas las puertas respectivas y haya transcurrido el tiempo suficiente para ventilación y escape de los vapores y se haya constatado la inexistencia de gases con el exposímetro.

Ninguna persona podrá transportar un vagón de ferrocarril que transporte hidrocarburos líquidos o gases a menos que se encuentre marcado y rotulado. Disposiciones sobre el Seguro. El propietario/operador de todas las entidades ferroviarias deberá proporcionar una cobertura de seguro así como pruebas sustentatorias de que dicho seguro se encuentra vigente para: Responsabilidad Civil General. - Daño Material. Pérdida/Siniestro de Hidrocarburos.

TÍTULO V: POR MEDIO AÉREO (ARTICULO 123º AL 135º)

Por aeronaves y helicópteros Alcance Este Capítulo estipula los requisitos aplicables a los operadores de aeronaves o helicópteros que transporten hidrocarburos líquidos (ya sea a bordo de éstos, o sujetos, o suspendidos de los mismos). Obligatoriedad Toda aeronave y/o helicóptero utilizado en el transporte de hidrocarburos, debe acatar las disposiciones de seguridad emitidas por la Autoridad Aeronáutica respectiva. Aceptación embarques.

e

inspección

de

Ninguna persona podrá aceptar un hidrocarburo líquido para su transporte a bordo de una aeronave o helicóptero, a menos que los hidrocarburos líquidos: (a) Estén autorizados y se encuentren dentro de los límites de cantidad y peso especificados para el transporte a bordo de una aeronave específica, de acuerdo a las limitaciones para dicha aeronave. (b) Se encuentren debidamente descritos y certificados en un documento de embarque preparado por duplicado, de

EM

El equipo de inspección deberá tener disponible de inmediato extintores contra incendios portátiles y rodantes de capacidad apropiada para el riesgo.

Marca y Rotulado de los Vagones de Ferrocarril.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

explosímetro y equipo de respiración como elementos de su equipo personal y especialmente cuando sea necesario abrir las tapas de los agujeros y cuando se produzcan emisiones de vapor que puedan provocar mezclas explosivas.

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Documentos de Embarque a Bordo de la Aeronave. Todo embarque deberá estar acompañado por una copia de los documentos de embarque para cada hidrocarburo líquido durante el transporte a bordo de la aeronave. Informe de Incidentes Hidrocarburos Líquidos.

con

Todo operador que transporte hidrocarburos líquidos deberá informar por teléfono a la Autoridad Aeronáutica más cercana, a la brevedad posible, después de la ocurrencia de algún incidente durante el curso del transporte (incluyendo la carga, descarga o almacenamiento temporal).

De las operaciones de carga externa con helicóptero Personal. El solicitante deberá contar o tener a disposición los servicios de, por lo menos, una persona que cuente con una licencia de piloto de aerolínea comercial o de transporte con una calificación apropiada para el helicóptero estipulado por la Autoridad Aeronáutica. Conocimiento y Habilidad. El solicitante o el piloto, deberá tener Licencia autorizada por la Autoridad Aeronáutica, y la que garantiza que posee conocimiento satisfactorio y habilidad relacionada con las operaciones de carga externa para helicópteros y el número adecuado de horas de vuelo en helicópteros.

Ningún titular de Licencia autorizada por la Autoridad Aeronáutica, podrá permitir que una persona sea transportada durante las operaciones externas de carga para helicópteros, a menos que dicha persona: (a) sea un miembro de la tripulación de vuelo; (b) esté capacitándose como miembro de la tripulación de vuelo; (c) realice una función importante vinculada a las operaciones de carga externa; o (d) sea necesaria para cumplir con la actividad de trabajo directamente asociada con dicha operación. Limitaciones de Operación. Además de las limitaciones de operación que se establecen en el Manual de Vuelo de Helicóptero aprobado y a cualquier otra limitación que la Autoridad Aeronáutica pueda estipular, el operador deberá establecer, por lo menos, las siguientes limitaciones y consignarlas en el Manual de Vuelo para las operaciones de combinación de carga para helicópteros; La combinación de carga para helicóptero deberá ser operada únicamente dentro de las limitaciones establecidas para el peso y centro de gravedad. La combinación de carga para helicóptero no podrá ser operada si el peso de carga externa excede el peso empleado para cumplir con las disposiciones precedentes. La combinación de carga del helicóptero no podrá ser operada a velocidades aéreas superiores a aquellas previamente establecidas. Ninguna persona podrá realizar una operación de carga externa en virtud de este Capítulo si cuenta con un tipo de helicóptero de categoría restringida sobre un área densamente poblada, una vía aérea congestionada o cerca a un aeropuerto ocupado donde se está llevando a cabo operaciones de transporte de pasajeros.

EM

(c) Estén provistos de una etiqueta indicando "SOLO AERONAVE DE CARGA" si el hidrocarburo líquido, según se presenta, no se permite abordo de aeronaves de transporte de pasajeros.

Transporte de Personal.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos Decreto Supremo Nº 26-94-

acuerdo con las limitaciones prescritas para cada aeronave específica. El operador de la aeronave deberá conservar una copia de cada documento de embarque durante noventa (90) días.

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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.

Capítulo: Conclusiones

TÍTULO

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El Reglamento de Seguridad para el transporte de Hidrocarburos en su Titulo II ha sido completamente sustituido por el Anexo Nº 1 del D. S. 081 – 2007 E.M. De la misma forma, dentro del Título IV, ha sido derogado lo referente a transporte vìa carreteras, por el D.S. Nº 021-2008-MTC, que corresponde al Reglamento Nacional de Transporte Terrestre de Materiales y/o Residuos Peligrosos. El presente reglamento considera dentro de su estructura: El Título I contiene los aspectos formales del Reglamento señalando su alcance y las obligaciones de los organismos responsables del cumplimiento del mismo. El Título II contiene las normas generales aplicables al transporte de hidrocarburos por ductos. Se determinan las normas requeridas para la operación segura en el manejo de hidrocarburos líquidos y gaseosos. El Título III contiene las normas generales de seguridad aplicables al transporte de hidrocarburos líquidos por Medio Acuático. Contiene aspectos relacionados con puertos, terminales y naves. El Título IV contiene las normas generales aplicables al transporte de hidrocarburos líquidos por medio terrestre. Se definen las normas y procedimientos de seguridad requeridos en las diferentes operaciones y manipuleo de hidrocarburos por camiones tanque. El Título V contiene las normas generales de seguridad aplicables al transporte de hidrocarburos por medio aéreo. Se definen los procedimientos para el manipuleo de hidrocarburos con helicóptero. En todos los términos, se hace énfasis en el manejo, control y manipulación de los hidrocarburos, teniendo en cuenta y de manera importante su carácter combustible. Es así que el control de fuego, chispas, descargas, emisiones gaseosas, aumentos d e temperatura, etc. Son los riesgos que este reglamento ha diseñado para preveer y mitigar instalaciones o el entorno natural.

Así mismo, con respecto a la implementación del SGI:

Capítulo: Conclusiones

en caso de suscitarse algún accidente que podrían perjudicar la vida, los equipos, las

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• Son beneficios de la implementación del SGI, desarrollar un Plan de Inspección a largo plazo, en función de los resultados recibidos. • La implementación del plan permite un nivel seguro de operación del sistema de ductos, mitigando las diferentes amenazas detectadas. Este plan debe permitir, en función de los recursos disponibles, mantener un nivel de riesgo dentro de lo considerado por la industria como aceptable, disminución de costos operativos y de mantenimiento de los ductos, asociado a la disminución o eliminación de las contingencias por pérdidas de producto o Salidas de Servicio No Programadas. • Disminución de costos en la remediación de suelos debido a la contaminación. • Gestión de los recursos de manera previsible, lo que implica un ahorro en términos financieros. • Mejora de la imagen corporativa por una Gestión en Beneficio de la seguridad pública y

Capítulo: Conclusiones

el medio ambiente.

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REGLAMENTO DE ESTABLECIMIENTOS DE VENTA DE GLP PARA USO AUTOMOTOR – GASOCENTROS TÍTULO I: DISPOSICIONES GENERALES El presente Reglamento se aplicará, a nivel nacional, a las personas naturales y jurídicas, nacionales y extranjeras, que realicen actividades de venta de gas licuado de petróleo para uso automotor. Específicamente, este Reglamento comprende: a. Los requisitos para instalar y operar Establecimientos de Venta de GLP para Uso

b. Las condiciones de seguridad a que deben someterse los Establecimientos de venta de GLP para Uso Automotor. c. El régimen de precios para la venta de GLP para uso automotor. d. Las disposiciones sobre calidad y procedimientos de control. e. Las relaciones de las personas naturales y jurídicas que participen en las actividades de venta de GLP para uso automotor, con el Estado, las Municipalidades y los particulares. Para los fines del presente Reglamento se consideran ciertas definiciones y siglas siguientes: A. DEFINICIONES a. Auditoría Técnica: Trabajo realizado por terceros de conformidad con lo dispuesto por el Reglamento de Auditorías para las Actividades Energéticas y sus normas modificatorias y complementarias; el cual debe ser preparado de acuerdo con los lineamientos que establezca el Ministerio de Energía y Minas. b. Camión - Tanque para Gas Licuado de Petróleo, en adelante Camión-Tanque: Medio de transporte compuesto por un recipiente de acero con características especiales para contener gas licuado de petróleo y construido de acuerdo a las normas técnicas vigentes incluyendo a la unidad móvil que, portándolo firmemente asegurado, conforman un conjunto seguro, especial para transporte y trasiego del gas licuado de petróleo a granel.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

Automotor.

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c. Dispensador: Conjunto de elementos que, generalmente, está conformado por un medidor volumétrico, computador, manguera y pistola, que tiene como objetivo medir y transferir el GLP desde el tanque de almacenamiento al tanque del vehículo. d. Empresa de Auditoría: Aquella que debidamente calificada, autorizada e inscrita en el Registro de Empresas de Auditoría de la Dirección General de Hidrocarburos, verifica y/o constata, por delegación debidamente autorizada, el cumplimiento de las disposiciones establecidas, entre otras, en el presente Reglamento, respecto a la facultad concedente que compete a la DGH. e. Empresa Envasadora: Aquella persona natural o jurídica que, debidamente autorizada Licuado de Petróleo. f. Empresa para Estudio de Riesgo: Persona jurídica integrada por profesionales colegiados expertos en la materia. Los profesionales que reúnan dichas condiciones, también podrán elaborar estudios de riesgo.(*) 1 g. Establecimiento de Venta al Público de Gas Licuado de Petróleo para Uso Automotor, en adelante Gasocentro: Instalación en un bien inmueble para la venta de GLP exclusivamente para uso automotor a través de Dispensadores, el mismo que deberá contar con la autorización de la DGH; y que, además, pueden prestar otros servicios, en instalaciones adecuadas y aprobadas por la DGH, tales como: B. SIGLAS DGH: Dirección General de Hidrocarburos. DREM: Dirección Regional de Energía y Minas. GLP: Gas Licuado de Petróleo. INDECOPI: Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección a la Propiedad Intelectual. MEM: Ministerio de Energía y Minas OSINERG: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía. RNC: Reglamento Nacional de Construcción.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

e inscrita en la DGH, se dedica a la operación de una o más Plantas Envasadoras de Gas

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UIT: Unidad Impositiva Tributaria.

TÍTULO II: DE LOS ORGANISMOS COMPETENTES La aplicación del presente Reglamento corresponde al Ministerio de Energía y Minas, a través de la DGH y de OSINERG en cuanto a la fiscalización de las actividades; sin perjuicio de las atribuciones que le correspondan a INDECOPI8 (fiscalizar) pero que podrá efectuarse directamente o a través de Empresas de Auditoría, de conformidad con el Reglamento de Empresas de Auditoría, para las Actividades Energéticas. Reglamento para ejercicio de la facultad concedente por la DGH, podrá efectuarse directamente o a través de Empresas de Auditoría,

III:

DE

LOS

REQUISITOS

PARA

INSTALAR

Y

OPERAR

ESTABLECIMIENTOS DE VENTA DE GLP PARA USO AUTOMOTOR GASOCENTROS Toda persona natural o jurídica, nacional o extranjera, o consorcio, debidamente constituidos en el país, que cumpla con las disposiciones legales vigentes y las contenidas en el presente Reglamento, podrá comercializar GLP para uso automotor. Para autorizar la instalación de un Gasocentro, el interesado debe presentar una solicitud a la DGH o la DREM, acompañada del informe favorable de una Empresa de Auditoría, con los datos, requisitos, información y/o documentos siguientes: a. Certificado de Compatibilidad de Uso y Certificado de Alineamiento. Para lo cual, el interesado deberá presentar a la Municipalidad Provincial de la jurisdicción donde está localizado el terreno b. Nombre, nacionalidad y domicilio real del interesado. c. Copia del estatuto social; si se trata de persona jurídica; o, copia de la Libreta Electoral si se trata de persona natural. d. Copias simples de las Resoluciones Directorales que aprobaron sus EIA y Estudio de Riesgos, correspondientes. e. Copia certificada del título de propiedad del terreno o de la minuta de compraventa del terreno legalizada o del contrato de arrendamiento del terreno legalizado o del contrato de cesión de uso del terreno legalizado, según sea el caso. f. Memoria descriptiva del proyecto, incluyendo los sistemas y equipos de seguridad.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

TÍTULO

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g. Especificaciones técnicas de materiales y de construcción. h. Cronograma de ejecución del proyecto. i. Metrados referenciales. j. Relación de profesionales responsables del proyecto. k. Planos l. Plan de Contingencia, para la etapa de instalación. m. Fotos del terreno y áreas circundantes.

requisitos, información y/o documentos señalados en el Artículo 7, la DGH en Lima y Callao, y las DREM en el resto del país, luego de efectuada la evaluación correspondiente, emitirán la Resolución Directoral de Autorización de Instalación del Gasocentro, en un plazo no mayor de veinte (20) días útiles siguientes de presentada la solicitud, Para solicitar la Licencia de Construcción, el interesado deberá presentar, a la Municipalidad Distrital de la jurisdicción respectiva, el Certificado de Compatibilidad de Uso y el Certificado de Alineamiento, otorgados por la Municipalidad Provincial, y la Resolución Directoral de Autorización de Instalación, emitida por la DGH o DREM, según corresponda, más los planos de distribución general y los de detalle de las obras civiles. Con la Licencia Municipal de Construcción y la Resolución Directoral de Autorización de Instalación expedida por la DGH o por la DREM respectiva, el interesado procederá a ejecutar el proyecto de acuerdo al RNC y a lo que dispone el presente Reglamento Si dentro de noventa (90) días calendario de recibida la Resolución Directoral de Autorización de Instalación, el interesado no hubiere iniciado las obras correspondientes, dicha Autorización quedará sin efecto. El indicado plazo podrá ser prorrogado por la DGH o la DREM, según corresponda, hasta un máximo de noventa (90) días calendario adicionales, previa justificación debidamente documentada. Una vez concluida la etapa de instalación, el interesado presentará a la DGH o DREM, según sea el caso, una solicitud para la autorización de uso y funcionamiento del Gasocentro, acompañando lo siguiente: a. Los planos definitivos de la obra debidamente aprobados por la DGH.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

Con el informe favorable de la Empresa de Auditoría, acompañado de los datos,

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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 normas de seguridad; d. El Certificado de Conformidad de Obras Civiles, emitido por el Municipio correspondiente. e. Fotos de detalle de las instalaciones.

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 modifiquen 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

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

Una vez obtenida la Licencia Municipal de Funcionamiento, el interesado presentará una

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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 una adecuada 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 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 del centro 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 en función 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;

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

borde de la carretera al límite más cercano de la propiedad donde se proyecta ubicar el

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En caso se desee techar las zonas adyacentes a los Dispensadores o grupos de Dispensadores donde se detienen los vehículos para su servicio, la altura mínima será de cuatro metros y noventa centímetros (4.90 m.). El techo deberá ser de material resistente al fuego y todas las instalaciones eléctricas deberán ser a prueba de explosión incluyendo la luminaria utilizada. En lo no previsto en este Reglamento, para otorgar las autorizaciones de construcción e instalación se regirá por el RNC vigente. CAPITULO II: TANQUES DE ALMACENAMIENTO Los Gasocentros deben tener tanques de almacenamiento de GLP diseñados, por INDECOPI . Los Gasocentros únicamente operarán con tanques de almacenamiento que hayan sido fabricados de acuerdo a especificaciones que señalan las normas mencionadas en el artículo anterior; lo cual será acreditado mediante certificados otorgados por organismos de certificación acreditados ante INDECOPI. Entre otros datos, el Certificado indicará lo siguiente: a. Nombre del fabricante. b. Tipo de acero utilizado. c. Porcentaje de radiografiado del cien por ciento (100%) de la soldadura. d. Presión de prueba hidrostática. e. Capacidad total del tanque. f. Fecha de fabricación. g. Presión de diseño. h. Presión de operación. i. Normas de diseño y fabricación. Los tanques de almacenamiento, instalados en los Gasocentros, deben contar con la certificación del fabricante y, como mínimo, con los siguientes accesorios: a. Medidor de nivel con indicador local.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

fabricados y probados, de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica Peruana emitida

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b. Termómetro ubicado en el nivel mínimo del líquido. c. Manómetro calibrado con conexión a la fase de vapor, con un rango de cero (0) a trescientas (300) libras por pulgada cuadrada (psi) como mínimo. d. Válvula check en las conexiones de entrada de GLP al tanque, válvulas de exceso de flujo en todas las conexiones de salida de GLP, incluyendo la conexión del manómetro, si ésta supera un orificio interno Nº 54, excepto en las conexiones que corresponden a válvulas de seguridad (Válvulas Nivel Líquido). e. Línea a tierra para descarga de corriente estática.

(soldada) y deberá contar con doble válvula, separadas como mínimo 0.30 m, y la segunda válvula contará con un tapón roscado en el extremo libre. Si la instalación del tanque de almacenamiento será enterrado o monticulado, se debe contar con la certificación de que éste ha sido construido para tal condición. Cada tanque de almacenamiento de GLP debe contar con un Libro de Registro de Inspecciones, autorizado por la DGH o la DREM, Cada tanque de almacenamiento de los Gasocentros no podrá tener una capacidad menor al equivalente de cinco metros cúbicos (5 m3) de capacidad de agua y la máxima capacidad total instalada en un Gasocentro no podrá superar al equivalente de cuarenta metros cúbicos (40 m3) de capacidad de agua. Los propietarios u operadores de los Gasocentros deberán contratar a un profesional o una empresa especializada en mantenimiento de instalaciones de GLP, inscrita en el Registro de la DGH, para el mantenimiento, la revisión total, pruebas de presión hidrostática y medición de espesor, de acuerdo a lo que establecen las normas técnicas vigentes, de todos los tanques y accesorios, El Estudio de Riesgos definirá si el ambiente, donde esten ubicados los tanques instalados a nivel del piso, deben estar separados del área de despacho y de las demás instalaciones del establecimiento por una parad deflectora de material noble y resistente al fuego. Los tanques enterrados o monticulados deben ser diseñados y construidos de acuerdo con las Normas ASME, especificas para tal fin y estar provistos de protección catódica y protección anticorrosiva; y deben estar cubiertos por material no corrosivo, tal como

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

f. Toda línea de purga no será menor A 1.905 cm. (3/4 de pulgada) en tubo de Cédula 80

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arena de río o polvillo de cantera, con un espesor de treinta centímetros (0.30 m.) como mínimo. Está prohibido el tránsito vehicular sobre el área de tanques enterrados; para lo cual, el área respectiva debe estar señalizada y protegida con barreras físicas. Las válvulas de seguridad de los tanques para el uso de GLP, deben ser aprobadas y certificadas por el fabricante, y deben estar entubadas y protegidas del ingreso de elementos extraños. El sistema de descarga debe ser vertical, entubado y a una altura mínima de dos metros

Estas válvulas deben ser inspeccionadas, revisadas y calibradas de acuerdo con las recomendaciones del fabricante, lo cual debe constar en el Libro de Registro de Inspecciones. CAPITULO III: NORMAS DE SEGURIDAD EN LAS OPERACIONES Las empaquetaduras de las conexiones deben ser de material resistente al fuego y al GLP, en su fase líquida y de vapor, y deben garantizar hermeticidad. Todas las tuberías, accesorios y válvulas deben ser probadas luego de su montaje. En las pruebas hidrostáticas se aplicarán presiones que no sean inferiores a una y media veces (1.5) la presión de trabajo o la presión de vapor más alta esperada, la que sea mayor. Estas pruebas deben ser auditadas por una Empresa de Auditoría. La descarga de GLP desde los Camiones Tanque a los tanques de almacenamiento se efectuará por medio de bombas de GLP fijas e incorporadas en el mismo camión tanque y mangueras con conexiones de ajuste hermético, que sean autorizadas o certificadas por el fabricante para usar GLP, a conectarse en el punto de llenado, señalado en el Artículo 47. El Camión Tanque que abastece GLP a los Gasocentros deberá estacionarse dentro de las instalaciones del Gasocentro, debidamente calzado con tacos, a una distancia no menor de tres metros (3.00 m.) ni mayor de treinta metros (30.00 m.) del punto de llenado y orientado hacia la zona de salida del establecimiento, estando terminantemente prohibido estacionarse en la vía pública. Toda operación de descarga del Camión Tanque a loa tanques de almacenamiento del Gasocentro, debe cumplir con lo siguiente:

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

(2.00 m.) del nivel del piso o del punto superior del tanque, la que sea más elevada.

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a. La conexión debe ser tal, que la manguera esté libre de dobleces tanto cuando está en uso como cuando no se emplea. b. Las tomas, durante el tiempo que no estén en uso, deben protegerse con tapón o capuchón adecuado. c. Debe evitarse que las mangueras de descarga se maltraten por rozamiento o fricción contra el piso u otra superficie, debilitando dichos puntos de contacto. d. Cuando el punto de transferencia esté ubicado en una zona que implique riesgo durante la recepción, se deberá suspender la atención.

permita la descarga de electricidad estática. f. No está permitido el uso de tuberías rígidas con codos giratorios. g. Cuando el Camión Tanque esté descargando GLP en el Gasocentro, no se permitirá el ingreso de vehículos. Se deben colocar tranqueras o avisos adecuadamente identificados para su fácil viabilidad a cualquier hora del día o de la noche. CAPITULO IV: INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y OTRAS El diseño de las instalaciones eléctricas y la selección de los equipos y materiales que se empleen dentro de las zonas de tanques de almacenamiento y, en general, en toda área o

zona

donde

puedan

existir

vapores

inflamables,

deberá

cumplir

con

las

especificaciones de la Clase I División 1 ó 2 Grupo D del Código Nacional de Electricidad Las líneas de conducción de energía eléctrica deberán ser entubadas herméticamente, de preferencia empotradas o enterradas, resistentes a la corrosión y a prueba Deben instalarse no menos de dos (2) interruptores generales de corte de energía eléctrica para que, en casos de emergencia, actúen sobre las unidades de suministro de GLP distantes de ellas y fácilmente ubicables. Uno deberá ubicarse dentro del perimetro de seguridad y el otro más alejado de éste. Adicionalmente, deberá accionar el sistema de agua contra incendio. Las instalaciones eléctricas deben revisarse por lo menos una vez al año, a fin de comprobar el estado de sus conductores y su aislamiento; cuyos resultados deben reportarse en el Libro de Inspecciones del Gasocentro.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

e. El Camión Tanque debe estar permanentemente conectado a una línea a tierra, que le

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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

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 y densidad. 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:

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

en forma fija.

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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

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.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

materiales inflamables o explosivos u otros catalogados como materiales peligrosos.

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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 un mínimo 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

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 04693-EM y modificado por Decreto Supremo N° 09-95-EM, así como sus normas modificatorias y complementarias.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

y/o incendios. Esta sistema será diseñado de acuerdo a la norma NFPA 72.

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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. 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.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

Los límites de tolerancia permitidos en la diferencia de medidas con el Dispensador no

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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 presente Reglamento, 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.

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.(*)

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

Sanción que será impuesta por la DGH.

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i. La venta de GLP para fin distinto al uso automotor o la recarga de cilindros portátiles, será sancionado con cierre de la instalación y multa equivalente de cinco (5) a diez (10) UIT. Sanciones que serán impuestas por OSINERG.(*) Quienes en forma reiterativa cometan infracción contra lo dispuesto por el presente Reglamento, serán pasibles de multa equivalente al doble de la que le fuese aplicada en la primera oportunidad y se irá incrementando sucesivamente. La reincidencia, además de contemplar una sanción pecuniaria (multa) ameritará el cierre de las instalaciones, según el detalle siguiente:

b. En la segunda oportunidad, cierre de sus instalaciones por el término de seis (6) meses. c. En la tercera oportunidad, cierre definitivo de sus instalaciones. Las sanciones en general, incluyendo los cierres de los Gasocentros, serán ejecutados por la DGH, OSINERG o INDECOPI, según corresponda. En el caso de la DGH las DREM se encargarán de dar cumplimiento a lo dispuesto por la DGH.

Capítulo: Reglamento de Establecimientos de venta de GLP para uso automotor – Gasocentros

a. En la primera oportunidad, cierre de sus instalaciones por el término de un (1) mes.

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REGLAMENTO DE SEGURIDAD PARA INSTALACIONES Y TRANSPORTE DE G. L. P. 1. EL GAS LICUADO DE PETRÓLEO Es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano. El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas natural, aunque una parte se obtiene durante el refinado de petróleo, sobre todo como subproducto de la destilación fraccionada catalítica (FCC, por sus siglas en inglés Fluid Catalytic Cracking). 1.1. GLP EN REFINERÍAS Se inicia cuando el petróleo crudo procedente de los pozos petroleros llega a una gas húmedo, naftas o gasolinas, queroseno, gasóleos atmosféricos o diésel y gasóleos de vacío. Estos últimos (gasóleos) de vacío son la materia prima para la producción de gasolinas en los procesos de craqueo catalítico. El proceso se inicia cuando estos se llevan a una planta FCC y, mediante un reactor primario a base de un catalizador a alta temperatura, se obtiene el GLP, gasolinas y otros productos más pesados. Esa mezcla luego se separa en trenes de destilación. 1.2. GLP DE GAS NATURAL El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr temperaturas

menores

de

-40

ºC

necesarias

para

recuperar

el

propano.

Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP. El GLP se caracteriza por tener un poder calorífico alto y una densidad mayor que la del aire. 1.3. USOS

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

refinación primaria, donde se obtienen diferentes destilados, entre los cuales se tienen

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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

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 GLP La 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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

La seguridad efectiva se obtendrá a través de un cuidadoso diseño, construcción,

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Las Plantas Envasadoras con el objeto de prevenir accidentes, deberán tener obligatoriamente equipos de emergencia que les permitan atender, en el menor tiempo posible y en cualquier momento, las emergencias de los usuarios. Dichos equipos deberán estar dotados de materiales y herramientas necesarias para el control de fugas líquidas o gaseosas (cuerpos de cilindros, válvulas, líneas etc.) para los diferentes envases utilizados en la comercialización del GLP. Las Plantas Envasadoras en ningún caso podrán ubicarse a una distancia menor a 50 m de estaciones o subestaciones eléctricas y a menos de 100 m. de locales públicos como escuelas, hospitales, cines, iglesias, centros comerciales u otros donde se realicen concentraciones de público ya sea que existan o estén previstos en planes urbanos. En el caso de Plantas Envasadoras ya construidas, cuando por la conformación o localización de la planta se manifieste un riesgo en determinada dirección, se deberá recurrir a medios efectivos para encausar la ventilación hacia zonas no peligrosas, evitando la acumulación de GLP.

o más, deberán contar con dos puertas, una de ingreso y otra de salida con un ancho no menor a cuatro metros. Las demás Plantas Envasadoras deberán contar por lo menos con una puerta de ingreso o salida de un ancho no menor a 4m. En todos los casos se deberá contar con una puerta independiente para uso del personal. Las zonas de circulación interna de las Plantas Envasadoras tendrán una amplitud suficiente para asegurar el fácil desplazamiento de vehículos y personas. Todas las zonas de estacionamiento de circulación, protección y almacenamiento de las Plantas Envasadoras, deben despejarse y mantenerse libres de pastos, plantas, desechos y cualquier otra materia fácilmente combustible. La vegetación de ornato que exista fuera de las zonas aludidas y las de llenado, deberán mantenerse siempre verdes. Los lugares destinados a estacionamiento de vehículos, así como las zonas de circulación de las mismas deberán estar debidamente señalizados, despejadas, mantenerse libres de basura, materiales fácilmente combustibles y de cualquier otro objeto que constituya estorbo para la circulación y/o estacionamiento.

5. LOS TANQUES ESTACIONARIOS PARA EL ALMACENAMIENTO DE GLP Recipiente utilizado en la prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo, con capacidad superior a 46 kilogramos (kg) de GLP, para almacenamiento de este combustible en las instalaciones del usuario final, que puede ser de Tipo 1 o Tipo 2 y

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

Las Plantas Envasadoras cuya capacidad de almacenamiento de GLP sea de 40,000 kg

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que cumple con lo previsto en el Reglamento Técnico vigente expedido por el Ministerio de Minas y Energía. Los tanques estacionarios de las Plantas Envasadoras deberán colocarse dentro de una zona de protección, delimitada por medios de seguridad como cercos, barreras, o topes, cuyo diseño y materiales deberán proteger a los tanques, accesorios, maquinarias y tuberías contra daños mecánicos que pudiera causar algún vehículo. - Estos medios deberán permitir amplia ventilación natural y acceso fácil a los controles. - No se debe construir cercos alrededor de tanques no refrigerados. Los tanques estacionarios para el almacenamiento de GLP, se instalarán apoyados sobre dos bases de concreto armado o mampostería. Los soportes y fundaciones deberán diseñarse considerando todos los esfuerzos que puedan existir, tales como efectos sísmicos, térmicos, vibraciones, etc. Se procurará que

La altura a la que deberán instalarse los tanques estacionarios no será menor de 1 m desde el nivel del suelo al nivel inferior del recipiente, excepto cuando se trate de equipos ensamblados de fábrica. Tratándose de aumento de capacidad se podrá reducir la altura mencionada en el o los tanques nuevos, para que ésta no sea menor de un metro si el diámetro de ellos es mayor que el de los anteriores, a fin de que todos queden a un mismo nivel. Cuando los tanques estacionarios para el almacenamiento de GLP se instalen soterrados o bajo el nivel del suelo, se tendrá en cuenta las siguientes condiciones: - Impedir la flotación, anclando el tanque convenientemente. - El tanque estacionario en su diseño y fabricación deberá cumplir con las especificaciones del Código ASME Sección VIII para recipientes a presión no sometidos a la acción del fuego. - Su instalación se efectuará conforme a lo estipulado en la norma 58 de la NFPA.

6. VÁLVULA DE SEGURIDAD Las Válvula son las que permite liberar la presión interior del gas o vapor cuando sobrepasa los límites específicos, hasta que descienda de nuevo a su nivel de seguridad.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

la distancia entre el fondo del tanque y la base sea la mínima posible.

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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 las recomendaciones 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 los colectores de admisión. Si el manómetro del tanque estacionario está colocado en la parte superior de éste, 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 zona superior 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 MOTORES Deberán 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

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

deberá contar con un dial de diámetro no menor a 0.15 m., para así permitir su fácil

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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 1Grupo D del Código Nacional de Electricidad. Los equipos y materiales anti-explosivos utilizados en este tipo de instalaciones, deberán tener 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 y espacio para el mantenimiento adecuado. Se protegerán los equipos mediante una zona de seguridad circundada por medio 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 el uso 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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

efectivos tales como topes de concreto, guardas o postes que eviten el acercamiento de

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En el caso de tuberías subterráneas que pasen bajo caminos o calles la profundidad se determinará considerando el efecto que pueden tener en ellas las cargas originadas por el tráfico. Se prohíbe la instalación de tuberías en vías subterráneas. Se deberá tomar precauciones especiales para la instalación de tuberías que estén próximas a vías subterráneas. Las empaquetaduras de las tuberías roscadas o soldadas deberán ser de material resistente al fuego y al GLP, en su fase líquida y que garantice hermeticidad. Deben tener un punto de fusión sobre los 800º C y ser de metal u otro material adecuado confinado en metal. Deberá proveerse una válvula de paso en la tubería de líquido para cada sección de cañería que contenga una capacidad de 1,000 kg cuando la cañería esté dentro de un radio de 90 m de los tanques de almacenamiento o cualquier otra estructura importante

Las válvulas de paso podrán ser de tipo macho, tapón autolubricado, de 1/4 de vuelta, globo, esférico o similar con bridas roscadas y con accionamiento a palanca o volante. En todos los casos las válvulas bridadas serán serie 300 Lbs.ANSI o normas técnicas vigentes. Para válvulas roscadas la presión de trabajo será de 2000 Lbs. A temperatura ambiente. Toda tubería, accesorios y válvulas deberán ser probadas luego de su montaje y en las pruebas se aplicarán presiones que no sean inferiores a 1.5 veces a las de operación normal, libre de fugas. Se instalará una válvula de seguridad o de alivio con capacidad de descarga adecuada en los tramos de tubería en que pueda quedar atrapado el GLP en su fase líquida, entre dos válvulas de cierre. La presión de apertura no debe ser menor de 28.12 Kg/CM2 (400 psig) de acuerdo a la norma NFPA 58. Para ello se tendrá en cuenta lo dispuesto en el Artículo 24. El dispositivo aliviador de presión descargará a la atmósfera. Se deberá disponer que la descarga se efectúe en un lugar apropiado y en forma segura.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

sobre la superficie.

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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 materiales incombustibles 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 la apropiada para facilitar las operaciones que se lleven a cabo. Sobre las plataformas de envasado podrán instalarse los sistemas de trasiego o 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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

evacuación de gas, limpieza, pintura y sustitución de válvulas de los recipientes portátiles,

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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.

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, almacenamiento en 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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

b. Las tomas durante el tiempo que no estén en uso deberán protegerse con tapón o

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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 de almacenamiento.

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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

- Apague el motor de su vehículo, el radio y otros equipos eléctricos, en la zona de carga

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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 CILINDROS Los 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.

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

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

La capacidad máxima de almacenamiento de cilindros de GLP, excepto en Plantas de

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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 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 recipientes de 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 la antorcha, 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

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

mantener correctamente los elementos y herramientas de seguridad, personal y de

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seguridad en el uso de GLP las que deberán indicar las características del GLP, materiales contra incendio y precauciones para evitar un siniestro. En caso de no contarse con medios especiales de apilamiento de cilindros, tales como parihuelas u otros sistemas aprobados por el presente Reglamento, el almacenamiento de los cilindros llenos se hará solamente en posición vertical y apoyados en sus bases y hasta en dos niveles. En los lugares de almacenamiento con capacidad de 10.000 kg de GLP o más se harán grupos no superiores a 5.000 kg dejando pasillos de un metro o más de ancho. La densidad media total de los almacenamientos considerando exclusivamente las áreas de almacenamiento y pasillos, será como máximo de 200 kg GLP/m2. Las vías de acceso (calzadas, corredores, escaleras, puertas, etc.) al almacenamiento, sean principales o de escape, deberán mantenerse despejadas y libres de obstrucciones.

como de los medios de apoyo que puedan acudir en caso de siniestros. El equipo de protección debe ser revisado mensualmente por la persona responsable del almacenamiento. Se debe dotar al personal de elementos y herramientas adecuados y suficientes para las funciones o trabajo que realiza, a fin de evitar o reducir los riesgos de incendios, accidentes personales u otros siniestros. No podrán instalarse en el interior de los Locales de Venta o Recintos, motores u otros elementos eléctricos que puedan producir chispas o temperaturas peligrosas. Para Locales de Venta cerrados, la instalación eléctrica debe ser del tipo antiexplosivo en todo el local. Para Locales de Venta abiertos, la instalación eléctrica será del tipo antiexplosivo en todo el local y en todo el volumen, dentro de una altura de 2 m con respecto al nivel del área del terreno del almacenamiento. Todo Local de Venta deberá contar con el número y tipo de extintores que determine la Norma Técnica Peruana 350.043. Como mínimo deberán contar con un extintor, de capacidad nominal de 9 kilogramos (20 libras), de polvo químico seco tipo ABC a base de monosfosfato de amonio al 75% de pureza, con una certificación de extinción 10A: 60 BC, Norma Técnica Peruana 350.062.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

El equipo de protección personal dependerá de los riesgos propios del almacenamiento,

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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 de enfriamiento 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 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 resistencia al 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

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

contraincendios. El sistema de rociadores debe de ser diseñado para que actúe

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concreto reforzado), deben ser provistas de ventanas de explosión o paneles en las paredes o techos, que tengan un área de 0.1 m2 por cada 1.4 m3 de volumen encerrado, como mínimo. 3. Pisos no absorbentes en la zona de almacenamiento. 4. Contar con espacio abierto para ventilación sin techo o con ventana de un mínimo de 12 m2. 5. Las paredes y techos interiores comunes al edificio y al Local de Venta deben ser construidos con una capacidad de resistencia al fuego de 1 hora como mínimo, de acuerdo al NFPA 251. 6. Los colectores de desagüe no deben tener caja de registro ni otra conexión que tenga salida a la zona de almacenamiento de GLP. No se podrá almacenar cilindros de GLP en locales donde se expendan combustibles pintura, casas habitación, etc. salvo que se ubiquen en un local independiente. El almacenamiento de cilindros de 10 kg llenos, se hará hasta dos niveles. Igualmente se prohíbe el almacenamiento de cilindros en sótanos así como a partir del segundo piso en casas- habitación. Las distancias mínimas de seguridad desde Locales de Venta a otros lugares se indican en el cuadro siguiente:

13. TRANSPORTE DE GAS LICUADO A GRANEL Y EN CILINDROS Los camiones-tanque, tanques sobre rieles y cualquier otro medio que transporte GLP, deberán contar con autorización expedida por la DGH y estar registrados de acuerdo al Reglamento para la Comercialización de Gas Licuado de Petróleo, aprobado por Decreto Supremo Nº01-94-EM. Los camiones-tanque, camiones tipo baranda, camionetas y tanques sobre rieles que transporten GLP contarán con extintores de polvo químico, de las características indicadas, y de acuerdo a la escala siguiente: a. Camiones-tanque y tanques sobre rieles: Mínimo 2 extintores de 13.6 kg (30 lbs) de capacidad por cada unidad de transporte. b. Camiones tipo baranda: Mínimo 1 extintor de 13.6 kg (30 lbs).

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

líquidos y sólidos u otras substancias peligrosas, tales como ferreterías, almacenes de

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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 en el 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.

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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

Las barandas, así como la puerta posterior deberán tener una altura que sea igual a la

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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 en el camión, sean fácilmente accesibles y en lo posible que ellas sean mutuamente observables.

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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

Los puntos de transferencia a la parte más próxima de una construcción en la que se

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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 tubo deslizante, siempre que el flujo máximo no exceda de aquel que se produciría a través de un orificio de 1,4 mm de diámetro.

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 segundo acápites 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.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

- Venteo de GLP entre válvulas de corte antes de proceder a desconectar del tanque la

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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

- 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

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

instalaciones eléctricas, deben aplicarse las disposiciones siguientes:

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densidad del GLP que se está manejando y de su temperatura; dichos factores permitirán determinar el porcentaje máximo del volumen del tanque o cilindro que puede ser llenado con GLP, de acuerdo a lo establecido en la norma NFPA-58.

15. INFRACCIONES Y SANCIONES El incumplimiento de las disposiciones reglamentarias sobre las normas de seguridad en construcciones, instalaciones y funcionamiento de las Plantas de Abastecimientos, Plantas Envasadoras, Locales de Ventas, Redes de Distribución, Medios de Transporte y Establecimientos de GLP a Granel de Consumidores Directos, así como impedir o estorbar la realización de funciones del personal facultado para controlar dichas disposiciones será sancionado con multa de una (1) a treinta (30) UIT. Toda reincidencia a las infracciones del presente Reglamento será sancionada al doble del valor que le corresponde. Serán considerados reincidentes quienes dentro del lapso de un año computado a partir de la última sanción, cometieran la misma infracción.j

días útiles en las cuentas abiertas en el Banco de la Nación a nombre del Ministerio de Energía y Minas. Las sanciones en general, incluyendo los cierres de las Plantas de Abastecimientos, Plantas de envasado, Locales de Venta y Establecimientos de GLP a Granel de Consumidores Directos, y la cancelación del Registro de un Medio de Transporte y de una Red de Distribución, serán ejecutadas por la Dirección General de Hidrocarburos, las Direcciones Regionales de Energía y Minas, se encargarán de dar cumplimiento a lo dispuesto por la Dirección General de Hidrocarburos.

Capítulo: Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transporte de G. L. P.

El pago por la multas por infracciones se efectuará en un plazo no mayor de quince (15)

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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

Capítulo: Bibliografía

http://www.eia.doe.gov/oil_gas/petroleum/info_glance/petroleum.html

105

REFERENCIAS i

Artículo 72° de la LOH: “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. “ ii

Derogados posteriormente por los Decretos Supremos N° 021-96-EM y 022-96-EM,

respectivamente, los cuales aprobaron nuevos Reglamentos de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y de Cálculo de Tarifas de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, respectivamente, los que a su vez fueron derogados por el Decreto Supremo N° 041-99-EM, el cual finalmente quedó reemplazado en su integridad por el actual Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos aprobado por decreto Supremo N° 081-2007-EM, el cual incluye disposiciones sobre cálculos de tarifas de transporte de gas natural así como de hidrocarburos líquidos, además de normas nuevas sobre sistema de integridad de ductos y procedimientos para control de emergencias. iii

Comité Especial Proyecto Camisea designado por Resolución Suprema N° 060-99-PE, cuyas

funciones se desarrollaron bajo el ámbito de la competencia de la Comisión de Promoción de la Inversión Privada (COPRI). iv

El primer desarrollo importante del Proyecto Camisea, a cargo del Consorcio Shell – Mobil,

concluyó con la resolución del Contrato de Licencia producida el 16 de julio de 1998. Dicho contrato no sólo incluía la etapa de producción de gas natural y líquidos de gas natural, sino también el transporte de ambos hidrocarburos, por ductos de Camisea a la costa del sur chico. v

Incluye las instalaciones que permiten la extracción del gas natural en los respectivos

yacimientos, la planta de separación de los líquidos de gas natural en la localidad de Malvinas, provincia de La Convención, Cuzco y la planta de fraccionamiento de los líquidos de gas natural en Playa Lobería, Pisco. vi

Comprende la instalación de 730 km. de tubería de 32”, 24” y 18” para el transporte de gas

respectivas instalaciones de superfi cie, tales como 4 estaciones de bombeo de líquidos de gas natural, 2 estaciones reductoras de presión de líquidos de gas natural, válvulas de bloqueo instaladas cada 20 o 30 km., así como válvulas de lanzamiento y recepción de instrumentos de inspección interna o raspatubos. vii

Incluye una red troncal en alta presión desde Lurín hasta Ventanilla, diversos ramales de

tuberías, así como una red de distribución en baja presión, entre otras instalaciones principales.

Capítulo: Referencias

natural, 560 km. de tubería de 14” y 10” para el transporte de líquidos de gas natural, y sus

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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 Tarifas

Eléctricas, 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,

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 público pueden ser concedidos a particulares conforme a ley, para su aprovechamiento económico.

Capítulo: Referencias

Octubre, 2004, p. 150.

107

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° 0182004-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 se encuentra 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 deberá ser como mínimo por un período anual. (vii) En caso de incumplimiento del Servicio Interrumpible, por causa no contemplada en las Normas, el Concesionario podrá ser objeto de sanción de acuerdo a lo previsto en las Normas de Despacho.” Este artículo se realizó gracias a la colaboración de: Carlos Manfredi: Ingeniero Mecánico,

Profesor Universitario, autor de numerosas Publicaciones y presentaciones en congresos nacionales e internacionales relacionadas a corrosión e integridad de ductos. Fundador de GIE, lidera proyectos de Análisis de Riesgo y Control de la Corrosión de ductos. Gerardo Soula: Ingeniero Mecánico con Posgrado en Especialización en Gas (UBA); Lidera proyectos de Integridad de Ductos, Planes de Integridad, Asuntos Regulatorios, Análisis de Inspección Interna en GIE desde el año 2003.

Capítulo: Referencias

xxiv

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