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DECRETO SUPREMO No 29018 del 31 Enero 2007

RESUMEN:

Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos

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DECRETO SUPREMO No. 29018
De fecha 31 de enero de 2007

REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS

CONSIDERANDO:

Que la Ley No. 3058 de 17 de mayo de 2005 Ley de Hidrocarburos, establece las normas generales y principios que regulan las actividades hidrocarburiferas de acuerdo a la Constitución Política del Estado. Asimismo dispone que el aprovechamiento de los hidrocarburos deberá promover el desarrollo integral sustentable y equitativo del país, garantizando el abastecimiento de hidrocarburos al mercado Interno, incentivando la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad y promoviendo la exportación de excedentes en condiciones que favorezca a los intereses del Estado.

Que la política hidrocarburifera, en lo sustentable, impulsará el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos velando por su bienestar y preservando sus culturas; así también, en lo equitativo, buscará el mayor beneficio para el país incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo de las diferentes actividades del sector.

Que de acuerdo con el Inciso d) del Artículo 10 de la Ley No. 3058, los servicios de transporte de hidrocarburos, en su calidad de servicio público, se rigen por el principio de continuidad, establecido por el Artículo 14 de la misma Ley.

Que el Artículo 17 de la Ley No. 3058, establece que la ejecución de las actividades de la cadena de los hidrocarburos, entre ellas la de transporte, corresponde al Estado boliviano, pudiendo ejercerla mediante entidades autarquicas o a través de concesiones y contratos por tiempo limitado con sociedades mixtas o personas privadas conforme a Ley.

Que de conformidad con el Artículo 11 de la ley No. 3058, es objetivo general de la política hidrocarburifera, utilizar los hidrocarburos como un factor de desarrollo nacional e integral en actividades económicas y servicios públicos y privados.

Que de acuerdo al Inciso d) del Artículo 25 de la Ley No. 3058, la Superintendencia de Hidrocarburos, en su calidad de Ente Regulador, tiene entre sus atribuciones específicas otorgar concesiones, licencias y autorizaciones para actividades sujetas a regulación.

Que el Decreto Supremo No. 28701 de 1 de mayo de 2006, dispone la Nacionalización de los recursos naturales del país, la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos, así como el control y la dirección de la cadena hidrocarburifera a cargo del Estado en todo el país.

Que es prioridad del Gobierno Nacional, contar con una norma que precautele y garantice los servicios públicos, entre ellos el de transporte de hidrocarburos, dentro del marco de la Ley No. 3058 y de los objetivos del Decreto Supremo No. 28701, a costos racionales y en función de los intereses del Estado.

Que en reunión del Consejo Nacional de Política Económica y Social – CONAPES, del 29 de enero de 2007, se determinó aprobar el presente Decreto Supremo, a solicitud del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

EN CONSEJO DE MINISTROS

DECRETA:

REGLAMENTO DE TRANSPORTE
DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS

CAPITULO I
DISPOSICIONES GENERALES

ARTICULO 1. (OBJETO).-

El presente Decreto Supremo tiene por objeto reglamentar la actividad de transporte de hidrocarburos por ductos, que tiene por finalidad trasladar hidrocarburos de un punto geográfico a otro por medio de ductos e instalaciones complementarias, dentro del marco de la Ley No. 3058 del 17 de mayo de 2005 Ley de Hidrocarburos. Se excluye de esta actividad la Distribución de Gas por Redes y la Líneas de Recolección.

ARTICULO 2.  (AMBITO DE APLICACIÓN).-

I.    El presente Reglamento se aplicará en todo el territorio nacional.

II.    Quedan sujetos a las disposiciones del presente Reglamento los Cargadores, Concesionarios en Ductos y en Redes de Distribución de Gas Natural , excepto las actividades de distribución de gas natural por redes, Concesionarios y/o Licenciatarios de Refinerías, industrializadores de hidrocarburos y actuales distribuidores y consumidores directos.

ARTICULO 3. (SERVICIO PUBLICO).-

De acuerdo a lo establecido en el Artículo 14 de la ley No. 3058, el transporte de hidrocarburos es un servicio público, sujeto, entre otros, a los principios de continuidad y regularidad, para satisfacer las necesidades energéticas de la población, de la industria y el cumplimiento de los contratos de exportación.

ARTICULO 4. (CONCESIÓN Y LICENCIA).-

La actividad de transporte de hidrocarburos por ductos se ejercerá mediante concesión, licencia de construcción y licencia de operación, otorgadas por el Ente Regulador.

ARTICULO 5. (PRINCIPIOS).-

I.    La actividad de transporte por ductos se regirá por los principios de eficiencia, transparencia, calidad, continuidad, neutralidad, competencia y adaptabilidad, previstos por la Ley No. 3058.

II.    En cumplimiento del principio de publicidad, establecido en la Ley No. 2341 de 23 de abril de 2002 Ley de Procedimiento Administrativo, todos los actos y resoluciones emitidas por el Ente Regulador, además de su publicación en órganos de prensa escrita en la forma exigida en el presente Reglamento, deberán publicarse en el “sitio web” del Ente Regulador, en forma actualizada.

ARTÍCULO 6. (DEFINICIONES Y DENOMINACIONES).-

Para la aplicación del presente Reglamento, además de las definiciones contenidas en el Artículo 138 de la Ley No. 3058, se establecen las siguientes definiciones y denominaciones, mismas que serán entendidas en singular y plural:

–    Activos.- Para fines regulatorios, son los tangibles e intangibles requeridos por el concesionario, incluyendo todas las ampliaciones, mejoras, reemplazos, renovaciones y sustituciones hechas durante el período que dure la Concesión, en la medida en que sean necesarios para prestar el servicio concedido. Los activos deben poseer la característica de ser útiles y utilizables.

–    Ampliación.- Para fines regulatorios, se entenderá por ampliación al incremento en la capacidad del ducto principal mediante la instalación de potencia adicional (compresión o bombeo, según corresponda) y/o a la construcción de líneas paralelas (loops) por parte del Concesionario.

–    Auditorias Regulatorias.- Son aquellas actividades realizadas por el Ente Regulador, por si misma o a través de terceros, con la finalidad de evaluar la gestión de la concesión. Dichas auditorias deberán abarcar aspectos técnicos, económicos y financieros del Concesionario bajo los criterios de razonabilidad y prudencia. Estas auditorias no contemplarán dictamen sobre las, actividades no reguladas, el pago de los impuestos y los estados financieros ya auditados.

–    Beneficio al Mercado Interno – BMI.- Es aquella parte de la tarifa de exportación del transporte de gas natural destinada a cubrir parte de los costos de transporte de gas natural del sistema de ductos del Mercado Interno. El BMI será calculado por el Ente Regulador en cada revisión tarifaría.

–    Capacidad Disponible.- Es aquella parte de la capacidad del ducto que no está comprometida para abastecer la capacidad contratada en firme, sumada a aquella parte de la capacidad contratada del ducto que, pese a estar contratada en firme, no es utilizada y por lo tanto está disponible para contratos interrumpibles.

–    Capacidad Marginal.- Capacidad máxima disponible en el gasoducto Gas Trans Bolivia – GTB de 0.653 millones de metros cúbicos por día, misma que fue otorgada a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB en base a lo establecido en el Artículo 3.6 de los contratos de transporte del GSA (Gas Supply Agreement).

–    Capital de Trabajo.- Para fines regulatorios, son los recursos asignados para cubrir los costos de operación por un período de tres (3) meses, los costos de inventario de materiales y suministros por un período de seis (6) meses. Se incluirá el costo inicial del contenido indispensable de hidrocarburos para la operación (Carga en Línea o Line Pack), si corresponde.

–    Cargador.- Es el que contrata el servicio de transporte y debe estar registrado en el Ente Regulador.

–    Carga en Línea (Line Pack).- Volumen de Hidrocarburos necesarios en ductos para operar el sistema de transporte. En el caso de líquidos, además incluye el volumen de hidrocarburos de la carga muerta en los tanques de almacenamiento operativo de los ductos de transporte correspondientes.

–    Cargador Mercado Interno – CAMI.- Es el Concesionario que contrata el servicio de transporte por Gasoducto destinado al Mercado Interno, que no sea parte de su Concesión, a fin de viabilizar la aplicación de la tarifa Mercado Interno y de ejercer como cobrador. El contrato CAMI deberá respetar las condiciones del contrato de transporte suscrito entre el Cargador y el Concesionario y liberará al CAMI de las responsabilidades de operación de los Gasoductos, a excepción de los Gasoductos que fueran de su Concesión. El CAMI pagará a todo Concesionario la Tarifa Base correspondiente, aprobada por el Ente Regulador. El CAMI no percibirá remuneración de ningún tipo por su actividad como tal. Para el efecto, el CAMI es Transredes S.A – Transporte de Hidrocarburos.

–    Cargo Interno – CI.- Es la diferencia mayor a cero, entre la Tarifa Mercado Interno y la suma de los siguientes conceptos: la Tarifa Base de una Concesión y sobrecargo cuenta diferida. Es parte de la tarifa de transporte de gas natural que contribuye a la aplicación de la Tarifa Mercado Interno y es base imponible para el Impuesto al Valor Agregado – IVA.

–    Cargo por Capacidad.- Es aquella parte de la Tarifa Binomial, aprobada por el Ente Regulador, que se basa en los volúmenes contratados en firme, asociados con la capacidad reservada por el Cargador.

–    Cárgo Variable.- Es aquella parte de la Tarifa Binomial aprobada por el Ente Regulador que se basa en los volúmenes efectivamente transportados de un contrato en firme.

–    Concesión.- Es el acto administrativo mediante el cual el Ente Regulador, a nombre del Estado boliviano, otorga a una persona natural o jurídica, nacional o extranjera, pública o privada, la facultad para construir y operar ductos y la obligación de prestar el servicio público de transporte de hidrocarburos.

–    Concesionario.- Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, pública o privada, a quien se le otorga una Concesión para el transporte de hidrocarburos por ductos, y para fines de implementación del presente Decreto Supremo, al Operador del Oleoducto de Exportación, desde la estación de bombeo de Campero hasta la Terminal de Anca Chile, se procederá en el marco de lo dispuesto en el Artículo 19 de la Ley No. 3058.

–    Consumidor Directo.- Es el que compra hidrocarburos líquidos y/o gas natural para su consumo propio, fuera de un área geográfica de Concesión de distribución de gas natural por Redes. Se incluye en esta definición a las empresas generadoras termoeléctricas y de industrialización de hidrocarburos que se encuentran dentro de un área geográfica de Concesión de Distribución de gas natural por Redes.

–    Contrato.- Es el contrato de servicio de transporte, suscrito entre un Concesionario y un Cargador para realizar el transporte de hidrocarburos por ductos. Forman parte indivisible del contrato los Términos y Condiciones Generales del Servicio – TCGS.

–    Costo del Capital.- Para fines regulatorios, es el promedio ponderado de: i) el costo de la deuda del Concesionario, y ii) el retorno al patrimonio. Ambos criterios de acuerdo al presente Reglamento.

–    Costos Operativos Base.- Son los costos de operación aprobados por el Ente Regulador en el modelo tarifario utilizado para el cálculo de la tarifa vigente.

–    Costos Operativos Increméntales.- Son los costos de operación aprobados por el Ente Regulador asociados a Inversiones Increméntales que no fueron contemplados en el modelo tanifario utilizado para el cálculo de la tarifa vigente.

–    Criterio Económico – CE.- Son los fundamentos que permiten al Ente Regulador no incluir cargos adicionales a la TBMI para el cálculo del BMI.

–    Decreto de Nacionalización.- Es el Decreto Supremo No. 28701 de 1 de mayo de 2006, de Nacionalización de los Hidrocarburos.

–    Días Hábiles Administrativos.- Para los fines procedimentales del presente Reglamento, son Días Hábiles Administrativos, los días lunes, martes, miércoles, jueves y viernes, excepto los declarados feriados por disposiciones legales.

–    Días Calendario.- Son todos los días del año sin excepción alguna.

–    Dólar.- Es la moneda de curso legal emitida en los Estados Unidos de Norte América.

–    Ducto.- Son las tuberías e Instalaciones Complementarias, destinadas al transporte de hidrocarburos desde el Punto de Recepción hasta el Punto de Entrega. Se incluye dentro de esta definición a las estaciones de compresión que cuentan con Concesión otorgada por el Ente Regulador.

–    Ductos Dedicados.- Son las tuberías e instalaciones para el traslado de hidrocarburos para ser utilizados exclusivamente como materia prima en la actividad de industrialización, excluyendo a la refinación, Estos ductos serán. objeto de otorgación de Licencia de Construcción y Operación por el Ente Regulador.

Estas instalaciones destinadas a la Industrialización de hidrocarburos no contemplan tarifa, ni están sujetas a libre acceso, ni pagan tasa de regulación. Asimismo, las empresas que industrialicen hidrocarburos no podrán participar directa ni indirectamente en cogeneración termoeléctrica con fines comerciales, salvo conformidad expresa del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y del Ministerio de Obras Publicas, Servicios y Vivienda, quienes determinarán los criterios que regirán para establecer esta excepción, mismos que no deberán distorsionar la operación del sector eléctrico.

Para efectos del presente Reglamento, el ducto dedicado es aquel que parte del Punto de Fiscalización y termina en el Puente de Regulación y Medición al ingreso de la Planta de Industrialización.

–     Ductos Menores.- Son las tuberías, con una longitud máxima de treinta (30) kilómetros que trasladan Hidrocarburos:

a)    desde la salida de una planta de extracción de licuables o planta de desgasolinado, o si en algún caso el gas natural está adecuado para ser transportado, desde el sistema de separación de fluidos hasta una planta termoeléctrica, una planta de compresión con Concesión propia u otros consumidores.
b)    desde una planta de almacenaje comercial hasta otra planta de almacenaje comercial u otros consumidores

–    Ente Regulador.- Es la Ente Regulador de Hidrocarburos creado mediante la Ley No. 1600.

-    Extensión.- Es la prolongación del ducto de una Concesión existente.

-    Factor de Eficiencia Gas Natural y Líquidos - FEGL.- Es el promedio de los últimos cuatro (4) años de la tasa de inflación anual de los Estados Unidos de Norte América, adoptada por el Ente Regulador, que será aplicado a los costos de operación de transporte de gas natural o líquidos, de acuerdo a la siguiente fórmula:

Ci= Ci -1 X(1-FEGL).

Donde:

Ci     =    Costo operativo para el periodo i
Ci -1    =     Costo operativo para el periodo i-1
FEGL    =     Factor de Eficiencia

Dicho factor podrá ser modificado mediante Resolución Ministerial emitida por el Ministerio a requerimiento fundamentado del Ente Regulador.

-    Gasoducto,- Para fines del presente Reglamento, es el ducto o sistema de ductos que cuenta con Concesión o Licencia, utilizado para el transporte de Gas natural.

-    Gas Trans Boliviano - GTB.- Concesionario del Gasoducto de exportación al Brasil entre la planta de compresión de Gas de Río Grande y la frontera boliviana - brasileña.

-    Grandes Consumidores Industriales.- Para fines del presente Reglamento son aquellas personas naturales o jurídicas que consuman volúmenes de gas natural superiores a un millón de metros cúbicos día (1 MMm3/d).

-    GSA (Gas Supply Agreement).- Es el contrato de compraventa de gas natural suscrito entre YPFB y Petrobras.

-    Imposibilidad Sobrevenida.- Es la acción del hombre o de las fuerzas de la naturaleza que no haya podido prevenirse, o que prevista no haya podido ser evitada, quedando comprendidas también las roturas y/o fallas graves e intempestivas de instalaciones y equipos pertenecientes al cargador o al concesionario, fallas en las instalaciones de los productores, trabajos de emergencia necesarios para garantizar la seguridad pública que tengan directa incidencia en el cumplimiento de las obligaciones derivadas de un contrato de servicio de transporte y que no se hayan producido debido a negligencia del cargador o concesionario. La ausencia de negligencia deberá ser probada por el cargador o concesionario ante el Ente Regulador. Se incluye en esta definición, a la acción de un tercero a la que razonablemente no se puede resistir, incluyendo en este caso huelgas, conmoción civil u otros de carácter general que tengan directa incidencia en el cumplimiento de las obligaciones derivadas de un Contrato cuya realización no fuere atribuible al concesionario o cargador.

-    Instalaciones Complementarias.- Son aquellas que están constituidas por extensiones, ampliaciones y otras instalaciones adheridas al suelo, incluidos el almacenamiento operativo no comercial, estaciones de bombeo y compresión, equipos de carga y descarga destinados para la actividad de transporte por ductos, infraestructura de captación de señal, envío y entrega de información operativa, medios de comunicación, vehículos, computadoras, edificaciones y cualquier otro bien mueble e inmueble, equipos de oficina y enseres que se utilicen para coadyuvar en el transporte de hidrocarburos por ductos. Se exceptúan cargaderos de cisternas destinados a una actividad comercial a través de otros medios de transporte.

-    Inversiones Increméntales.- Son las inversiones de capital aprobadas por el Ente Regulador, como tales, que no habiendo sido contempladas en el modelo tarifario utilizado pata el cálculo de la tarifa vigente son requeridas por el Sistema Troncal de transporte.

-    Ley.- Es la Ley de Hidrocarburos en vigencia.

-    Ley No. 1600. Es la Ley del Sistema de Regulación Sectorial No. 1600 de 28 de octubre de 1994.

–    Libre Acceso.- Es el derecho que tiene toda persona natural o jurídica, nacional o extranjera, publica o privada, de acceder a la Capacidad Disponible del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos así como a las ampliaciones futuras de capacidad, de una manera no discriminatoria, transparente y objetiva, de acuerdo a las disposiciones de la Ley No. 1600./a>, el presente Reglamento, Resoluciones Ministeriales o Resoluciones Administrativas emitidas por el Ente Regulador.

Se presume que siempre existe disponibilidad de capacidad mientras el Concesionario no demuestre lo contrario ante el Ente Regulador.

–    Licenciatario del Transporte de Hidrocarburos (Licenciatario).- Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, pública o privada, a quien el Ente Regulador le otorga una licencia para la construcción y operación de Líneas Laterales, Líneas Ramales, Ductos Dedicados y Líneas de Acometida Especial.

–    Licencia de Operación: Es la autorización que otorga el Ente Regulador para la operación de Concesiones, Líneas Laterales, Líneas Ramales, Ductos Dedicados y Líneas de Acometida Especial.

–    Línea de Acometida de Gas Natural.- Es la tubería utilizada para trasladar gas natural desde un ducto de transporte hasta un usuario determinado, ubicado dentro del área geográfica de una Concesión de Distribución de Gas natural por Redes. Se aplican a esta definición las líneas a partir de una Conexión Lateral (Hot Tap) destinadas al consumo doméstico, generación de energía eléctrica que no suministre energía al Sistema Interconectado Nacional – SIN y pequeña industria, en aplicación del Artículo 91 de la Ley. Se exceptúan de esta definición las tuberías que se interconectan con plantas termoeléctricas conectadas al SIN, cuyo tratamiento es de Línea Ramal.

Las Líneas de Acometida de Gas natural, corresponden a la actividad de Distribución de Gas natural por Redes y se someterán a la reglamentación correspondiente.

–    Línea de Acometida Especial.- Son las tuberías que deriven de las Líneas Laterales o de las Líneas Ramales.

–    Líneas Laterales.- Son las tuberías destinadas al transporte de Hidrocarburos, con una longitud de hasta cincuenta (50) kilómetros, cuyo diámetro, normalmente no deberá exceder al diámetro del ducto con el qué se interconecta y que se extienden desde la salida de una planta de extracción de licuables o planta de desgasolinado o, si el hidrocarburo está adecuado para ser transportado, desde el sistema de separación de fluidos hasta el Sistema Troncal de Transporte.

–    Líneas Ramales.- Son las tuberías destinadas al transporte de hidrocarburos con una longitud de hasta cincuenta (50) kilómetros, cuyo diámetro, cuyo diámetro, normalmente no deberá exceder al diámetro del ducto con el que se interconecta y que se extienden desde un Ducto del Sistema Troncal de Transporte hasta una planta termoeléctrica, una planta de almacenaje, plantas de proceso u otros Consumidores Directos, no previstos en la definición de Línea de Acometida de Gas.

–    Líneas de Recolección.- Son las tuberías mediante las cuales el Operador recolecta y traslada la producción de los pozos hasta la entrada del sistema de adecuación. Para la construcción y operación de estas líneas no se necesita de una Concesión ni Licencia de Operación otorgada por el Ente Regulador.

–    Manual de Cuentas y Reporte Periódico de información.- Es la estructura, codificación, detalle y descripción dc las cuentas aprobadas por el Ente Regulador y formato para fines de presentación de los presupuestos.

–    Mejora.- Es aquel proyecto contemplado normalmente en la categoría de continuidad de servicio, establecido en el manual de cuentas y reporte periódico de información aprobado por el Ente Regulador, cuyo objetivo es el de mejorar las condiciones del servicio de transporte en cuanto a optimizar la operación, infraestructura, seguridad, medio ambiente y garantizar la continuidad operativa.

–    Mercado Externo.- Es aquel que considera todos los volúmenes de hidrocarburos transportados por ductos y comercializados para su consumo fuera del territorio nacional.

–    Mercado Interno.- Es aquel que considera todos los volúmenes de hidrocarburos transportados por ductos y comercializados para su consumo dentro del territorio nacional.

–    Ministerio.- Es el Ministerio de Hidrocarburos y Energía de la República de Bolivia.

–    Normas de Libre Acceso.- Son las normas establecidas por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa, mismas que deberán ser adecuadas por dicha institución conforme a las previsiones del presente Reglamento.

–    Oleoducto.- Para fines del presente Reglamento, es el ducto o sistema de ductos que cuenta con Concesión o licencia, utilizado para el transporte de petróleo crudo, condensado, gasolina natural, crudo reconstituido y gas licuado de petróleo – GLP.

–    Operador.- Es el Titular de uno o varios contratos que produce hidrocarburos, conforme a Ley.

–    Poliducto.- Para fines del presente Reglamento, es el ducto o sistema de ductos que cuenta con Concesión, utilizado para el transporte de productos refinados de petróleo y GLP.

–    Punto de Entrega.- Es el punto de interconexión entre el ducto de transporte y las instalaciones de recepción de hidrocarburos utilizadas por el Cargador.

–    Punto de Recepción.- Es el punto de interconexión entre las instalaciones de entrega de hidrocarburos utilizadas por el Cargador y el dueto de transporte.

–    Requirente.- Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, pública o privada que solicita formalmente al Concesionario un servicio de transporte de hidrocarburos por ductos y que cumple los requisitos establecidos en los TCGS y las Normas de Libre Acceso vigentes.

–    Servicio Firme.- Es el que presta el Concesionario al Cargador, mediante el cual este último obtiene el derecho prioritario de un flujo diario de hidrocarburos sin interrupción hasta el volumen contratado, sujeto al contrato denominado Contrato en Firme.

–    Servicio Interrumpible.- Es el que presta el Concesionario al Cargador, con la condición de que el servicio pueda ser interrumpido sujeto al contrato denominado Contrato Interrumpible.

–    Sistema de Transporte.- Es el sistema troncal de transporte más las líneas laterales, líneas ramales, ductos dedicados y líneas de acometida especial. No incluye líneas de recolección.

–    Sistema Troncal de Transporte.- Es el ducto o sistema de ductos que cuentan con una Concesión otorgada por el Ente Regulador.

–    Sobrecargo Mercado Interno – SMI.- Es la diferencia mayor a cero entre la Tarifa Base de una nueva concesión y la TBMI de acuerdo a lo establecido en el Artículo 94 de la Ley No. 3058. La tarifa aplicable de esta nueva Concesión será la suma de la TMI y el SMI.

En aplicación del Criterio Económico, se establece que el SMI no será compensado por el BMI.

–    Sobrecargo Cuenta Diferida – SCD.- Es aquella parte de la tarifa de transporte de gas natural, destinada a pagar la cuenta diferida de la Unidad de Transporte para el sistema de transporte interno y externo de gas natural hasta la cancelación total.

El SCD constituirá base imponible para el Impuesto al Valor Agregado; será calculado de acuerdo con el presente Reglamento y aprobado por el Ente Regulador, debiendo regir hasta que la cuenta diferida sea completamente cancelada.

–    Solicitante.- Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, pública o privada que realiza un trámite ante el Ente Regulador.

–    Tarifa.- Es el cargo máximo aprobado por el Ente Regulador por concepto de los servicios de transporte.

–    Tarifa Base – TB.- Es la tarifa de transporte, basada en la metodología tarifaría de flujo de caja y/o requerimiento de ingresos, aplicada al transporte de hidrocarburos tanto en el Mercado Interno como en el Mercado externo, misma que deberá ser aprobada por el Ente Regulador. Esta tarifa permitirá al Concesionario, bajo una administración racional y prudente, percibir los ingresos suficientes para cubrir sus inversiones, gastos operativos. Costos financieros, impuestos, con excepción del Impuesto a las Transacciones Financieras y obtener una tasa de retorno adecuada y razonable sobre su patrimonio neto.

–    Tarifa Base Mercado Interno – TBMI.- Es la Tarifa Base calculada para el transporte de gas natural en el Mercado Interno que incluye las tarifas base de todos los concesionarios que transportan gas natural con destino al Mercado Interno. El cálculo de la TBMI no incluirá el SMI ni las tarifas incrementales del Mercado Interno. Esta tarifa incluye el Impuesto al Valor Agregado – IVA.

–    Tarifa Binomial.- Es la que considera para su determinación el cargo por capacidad más el cargo variable.

–    Tarifa Compartida.- Es la que considera los costos necesarios para ampliar y mantener la capacidad de transporte y que serán compartidos a través de las tarifas por todos los Cargadores.

–    Tarifa Estampilla.- Es la metodología que el Ente Regulador aplica al transporte de hidrocarburos por ductos mediante la cual se fija una única tarifa para una Concesión, sin discriminar distancia entre origen y destino.

–    Tarifa Incremental.- Es la que considera los costos necesarios para ampliar la capacidad de transporte de Cargadores específicos y que serán cargados a través de tarifas a los beneficiados con dicha ampliación. Se fija por distancias.

Para efectos de este Reglamento, la ampliación de la capacidad de transporte solicitada por cargadores específicos incluye todos los costos necesarios para ejecutar y operar dicha ampliación. Asimismo, esta tarifa podrá ser aplicada a fin de viabilizar los proyectos de industrialización, conforme lo establece el Inciso b) del Artículo 102 de la Ley.

–    Tarifa Mercado Interno – TMI.- Es la Tarifa Estampilla máxima de transporte de gas natural para el Mercado Interno, que incluye el SCD y el Impuesto al Valor Agregado correspondiente.

A la fecha de publicación del presente Reglamento, el valor de la TMI es de $us 0.41.-    por millar de pies cúbicos (41/100 DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MPC).

Cuando aplique el pago de SMI o tarifa incremental para el transporte de gas natural en el Mercado Interno, será adicionada a la TMI.

–    Tarifa Uniforme.- Es la que considera para su determinación el Cargo por Capacidad y el Cargo Variable, de manera conjunta.

–    Términos y Condiciones Generales del Servicio de Transporte de Hidrocarburos por Duetos – TCGS.- Es el documento que forma parte del Contrato de Servicio de Transporte por Ductos, como anexo que contendrá aspectos técnicos, operativos, económicos y legales dc este servicio, acordados entre cargadores y concesionarios y aprobado por el Ente Regulador.

–    Unidad de Transporte.- Es Transredes S.A.

ARTÍCULO 7. (FINANCIAMIENTO).-

I.    A efectos del financiamiento para la contratación de los servicios prestados al Ente Regulador por terceros por concepto de inspección, informes técnicos periciales y otros en la evaluación control y supervisión de la construcción, el Concesionario dentro de los veinte (20) días hábiles Administrativos siguientes a la fecha de emisión de la Resolución Administrativa que otorga la Concesión, deberá depositar en una cuenta bancaria específica para el Proyecto, habilitada por el Ente Regulador, el equivalente al cero punto uno por ciento (0.1%) del valor total del proyecto. El Ente Regulador contratará el servicio con terceros, cumpliendo las Normas Básicas del Sistema de Administración de Bienes y Servicios y efectuará el pago de los mismos con los recursos económicos antes mencionados.

II.    Dichos recursos en ningún caso podrán ser destinados a otro fin, debiendo el Ente Regulador devolver al solicitante los recursos remanentes o, en su caso, exigir al Solicitante los recursos necesarios para cumplir los pagos por dichos servicios.

ARTÍCULO 8. (PRIORIDAD EN LA UTILIZACIÓN DEL DUCTO).-

I.    El Concesionario destinará el uso de la capacidad del ducto, en el orden de prioridad que a continuación se indica:

a)    Contratos en Firme.
b)    Contratos Interrumpibles.

II.    El Concesionario destinará el uso de la capacidad del ducto entre Contratos Interrumpibles, en el orden de prioridad que a continuación se indica:

a)    Mercado Interno de Consumo.
b)    Mercado Interno de Industrialización.
e)    Mercado de exportación.

III.    A objeto de atender la demanda de los Contratos en Firme, el Concesionario deberá realizar las correspondientes ampliaciones y/o extensiones.

IV.     La prioridad para el uso de la capacidad del ducto, establecida en los Parágrafos I y II del presente Artículo, deberá cumplir lo dispuesto en el parágrafo tercero del Artículo 91 de la Ley.

V.    Independientemente de los tipos de contratos de servicio de transporte, en situaciones de emergencia, el Concesionario destinará el uso de la capacidad del ducto en atención a la siguiente prioridad;

a)    Mercado Interno para usos residenciales y del pequeño comercio y de cualquier escuela, hospital o establecimiento similar donde la reprogramación o la reducción pondría en peligro vidas, o podría causa un daño sustancial a la propiedad, o riesgo a la seguridad debido a la no entrega de Gas natural.
b)    Otros con destino al Mercado Interno.
e)    Gas natural para exportación.

CAPÍTULO II
FUNCIONES DEL ENTE REGULADOR

ARTÍCULO 9. (FUNCIONES).- Sin perjuicio de sus atribuciones, el Ente Regulador deberá:

a)    Vigilar el cumplimiento de las obligaciones y derechos de los Concesionarios y licenciatarios.
b)    Proteger los derechos de los consumidores, Cargadores, Concesionarios, y licenciatarios, en el marco de la Ley No. 1600 y la normatividad vigente.
e)    Asegurar el Libre Acceso no discriminado a los ductos, sujeto a las disposiciones de la ley, salvo excepción específica establecida por norma legal.
d)    Asegurar la aplicación del principio de no exclusividad en una Concesión.
e)    Promover la eficiencia y la continuidad del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos.
f)    Publicar los actos administrativos relacionados a las actividades de transporte, cuando corresponda.
g)    Aprobar cambios en el control efectivo de la Concesión.
h)    Determinar los aspectos de calidad, técnicos, económicos y operativos en la definición de las condiciones para la aplicación del principio de Libre Acceso.
i)    Realizar todos los actos necesarios para el cumplimiento de sus funciones de acuerdo a la normatividad vigente.
j)    Realizar auditorias regulatorias a los Concesionarios.
k)    Realizar inspecciones a las instalaciones de los Concesionarios y licenciatarios.

CAPÍTULO III
CONCESIÓN PARA LA CONSTRUCCIÓN Y OPERACIÓN DE DUCTOS

SECCIÓN 1
ASPECTOS GENERALES

ARTÍCULO 10. (CONDICIONES GENERALES).-

La actividad del transporte de hidrocarburos por ductos a solicitud de parte o mediante licitación pública, estará sujeta alas siguientes condiciones generales:

a)    Ninguna Concesión tendrá carácter de exclusividad; en consecuencia, el Ente Regulador podrá otorgar otras concesiones para la misma ruta, previo análisis legal, así como un análisis regulatorio de la incidencia económica y técnica del proyecto al sistema en general y considerando el interés público, de acuerdo a las disposiciones establecidas en el presente Reglamento.
b)    Las concesiones nuevas serán otorgadas por un plazo máximo de treinta (30) años, computable a partir del quinto día hábil administrativo de emitida la resolución mediante la cual se otorga la Concesión.
e)    Las ampliaciones de capacidad, extensiones, líneas laterales y líneas ramales, correspondientes a concesiones existentes, no requerirán de la tramitación de una nueva Concesión, debiendo cumplir con los requisitos establecidos en los Artículos 27 y 28 del presente Reglamento.
d)    Los ductos propuestos como nuevos proyectos, no relacionados con los ductos existentes, requerirán de la tramitación de una nueva Concesión, cumpliendo los requisitos establecidos en el presente Reglamento.
e)    Los costos presentados en una Concesión para aprobación del Ente Regulador, deberán incluir todos los aspectos o variables que afecten a los mismos durante la construcción y puesta en servicio de cada proyecto. Cualquier variación en relación a estos costos deberá ser comunicada al Ente Regulador durante el proceso de análisis del proyecto para considerar su aprobación y antes de la segunda fase del trámite de la Concesión.
f)    El Ente Regulador se reserva el derecho de señalar no procedentes las variaciones del proyecto, en caso que afecten directa o indirectamente al interés público o de terceras personas o si el caso amerita, denegar la solicitud de la Concesión.
g)    Las variaciones observadas en la etapa de construcción en cuanto a la ruta del ducto o ubicación de instalaciones en relación a las mismas, aprobadas por el Ente Regulador, deberán ser comunicadas y justificadas para su aprobación.
h)    Luego de concluido cada proyecto, el Concesionario deberá presentar un resumen de las variaciones económicas que pudieron verificarse. El Ente Regulador, previa auditoria externa específica, podrá aprobar una variación de hasta el cinco por ciento (5%) por encima del costo aprobado en la Concesión. En Caso de verificarse, a través de una Auditoria Regulatoria, una ejecución menor al monto aprobado inicialmente, el monto efectivamente ejecutado será considerado como inversión base y se procederá a la revisión de la Tarifa conforme al presente Reglamento.

SECCIÓN II
PRIMERA FASE DEL TRÁMITE DE UNA CONCESIÓN

ARTICULO 11. (SOLICITUD).-

I.     Para cubrir los gastos del trámite administrativo de una Concesión, el solicitante deberá presentar un certificado de depósito no reembolsable por el valor de $us 10.000.- (DIEZ MIL 00/100 DÓLARES AMERICANOS), en una cuenta bancaria habilitada por el Ente Regulador.

II.    Para la solicitud de una Concesión, el solicitante deberá presentar su solicitud de Concesión en forma escrita debidamente firmada por su representante legal, adjuntando la siguiente documentación:

–     Aspectos Legales: Identificación del solicitante

Si se tratase de empresa unipersonal:
a)    Fotocopia legalizada de la cédula de identidad.
b)    Certificado vigente sobre Procesos con el Estado, expedido por la Contraloría General de la República.
c)    Fotocopia simple del Número de Identificación Tributaria – NIT.
d)    Certificado de inscripción en el Registro de Comercio en FUNDEMPRESA.
e)    Certificado de registro en el Ente Regulador.

Si se tratase de otro tipo de empresas:
a)    Copia Legalizada del Testimonio de Constitución registrado en el Registro de Comercio en FUNDEMPRESA.
b)    Certificado de Registro en el Ente Regulador.
e)    Copia legalizada del Poder del Representante Legal.
d)    Certificado vigente sobre Procesos con el Estado, expedido por la Contraloría General de la República.
e)    Fotocopia simple del Número de Identificación Tributaria- NIT.
f)    Certificado de inscripción en el Registro de Comercio en FUNDEMPRESA.

–     Aspectos Administrativos:

a)    Trazado propuesto, identificación y especificaciones de las propiedades a ser afectadas.
b)    Documentación que acredite la capacidad administrativa, técnica y financiera del Solicitante para ejecutar el proyecto.
c)    Informe expedido por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía que acredite que el proyecto es consistente con los planes y política de Hidrocarburos a nivel nacional, de conformidad a lo establecido en el Artículo 9 de la Ley.
d)    Declaración jurada sobre el avance de negociaciones de contratos de servidumbres sobre las propiedades a ser afectadas en el trazado del mismo para la Concesión tramitada, en el marco de las disposiciones vigentes.

–     Aspectos Técnicos:

Descripción del proyecto:
a)    Memoria descriptiva, ubicación geográfica y ruta propuesta.
b)    Capacidad establecida del ducto para el transporte de hidrocarburos.
c)    Instalaciones principales y complementarias.
d)    Período de tiempo propuesto para la Concesión.
e)    Los pre – contratos o compromisos o cartas de intenciones suscritos con los potenciales Cargadores,. para acreditar las bases de la demanda potencial nueva.

III.    La documentación presentada en la solicitud debe ser para uso del Ente Regulador, la misma que podrá determinar, en consulta con el Solicitante, qué parte de la misma estará disponible para terceros que demuestren interés legítimo o derecho subjetivo en el proyecto.

IV.    El Ente Regulador con carácter general podrá exigir mediante Resolución Administrativa el cumplimiento de requisitos y procedimientos no previstos en el presente Reglamento.

ARTÍCULO 12. (ADMISIÓN).-

I.     El Ente Regulador deberá responder:

a)    Dentro de los diez (10) Días Hábiles Administrativos siguientes de recibida la solicitud de Concesión, notificando: i) Si la misma cumple con los requisitos del articulo precedente y los requisitos establecidos en la Resolución Administrativa a que se refiere el Artículo precedente, o; ii) Las deficiencias de su solicitud.

b)    De no obtener el Solicitante respuesta en dicho plazo, se presume la conformidad por parte del Ente Regulador, debiendo éste evaluar el proyecto según el Artículo 13 del presente Reglamento.

II.    Cuando existan deficiencias en la solicitud presentada, el solicitante deberá rectificarlas dentro de los siguientes quince (15) días hábiles administrativos, prorrogables a solicitud de parte por igual plazo.

III.    Admitida la solicitud conforme señala el parágrafo precedente del presente artículo o una vez subsanadas las deficiencias, el Ente Regulador procederá a evaluar el proyecto de acuerdo a lo establecido en el Artículo 13 del presente Reglamento.

IV.    En caso que persistan las deficiencias en la documentación y éstas no hayan sido subsanadas, el Ente Regulador ordenará el archivo de obrados.

ARTÍCULO 13. (EVALUACIÓN).-

I.     El Ente Regulador deberá evaluar el proyecto dentro de los cuarenta (40) días hábiles administrativos siguientes de comunicada al solicitante la conformidad establecida en el artículo precedente de acuerdo a las normas legales aplicables.

II.    Sí en la evaluación del proyecto el Ente Regulador requiere más tiempo del previsto inicialmente el término de la evaluación podrá ser extendido hasta veinticinco (25) días hábiles administrativos adicionales.

III.    Una vez evaluado el proyecto, si el Ente Regulador considera que existen defectos o errores en uno o varios aspectos del proyecto, notificará al solicitante para que éste, dentro de los veinticinco (25) días hábiles administrativos siguientes, rectifique o enmiende los aspectos observados. El solicitante podrá pedir la prórroga por igual plazo.

IV.    Una vez recibido el proyecto corregido, el Ente Regulador tendrá veinte (20) días hábiles administrativos para su evaluación y aprobación si corresponde. De no obtener respuesta el solicitante en dicho plazo presume la conformidad por parte del Ente Regulador, correspondiéndole dictar la resolución de aprobación dentro de los cinco (5) días hábiles administrativos siguientes.

V.    Concluido el término de los veinte (20) días hábiles administrativos, el Ente Regulador, dentro de los cinco (5) días hábiles administrativos siguientes dictará la resolución que rechaza o aprueba el proyecto y en su caso autorizará se prosiga con la segunda fase.

SECCIÓN III
SEGUNDA FASE DEL TRÁMITE DE UNA CONCESIÓN

ARTICULO 14. (REQUISITOS FINALES).-

Dentro del término de los noventa (90) días hábiles administrativos, prorrogables a partir de la resolución indicada en el artículo precedente, el solicitante deberá presentar como requisito final:

a)    Licencia ambiental emitida por autoridad competente, que deberá incluir los resultados de la consulta realizada en aplicación del Artículo 115 de la Ley.
b)    Declaraciones juradas del cumplimiento de normas técnicas y de seguridad vigentes.
e)    Manual de seguridad e higiene de la construcción.
d)    Un pre – contrato con el CAMI, en caso de que la Concesión esté dirigida al transporte de gas natural en el Mercado Interno y no sea parte de alguna Concesión de la Unidad de Transporte.

ARTÍCULO 15. (EVALUACIÓN FINAL).-

Dentro del término de los veinte (20) días hábiles administrativos de recibida la documentación, el Ente Regulador evaluará si el proyecto cumple con lo determinado en el artículo precedente. Si considera que incumple, notificará al solicitante para que dentro de los veinticinco (25) días hábiles administrativos siguientes rectifique o complemente los aspectos observados. Dicho término podrá ser prorrogable por igual plazo.

ARTÍCULO 16.  (RESOLUCIÓN ADMINISTRATIVA DE APROBACIÓN).-

I. Si el Ente Regulador considera que la documentación presentada cumple con la normatividad vigente, dictará Resolución Administrativa de aprobación dentro de los siguientes cinco (5) días hábiles administrativos, ordenando la publicación del extracto de la solicitud, misma que refleje las características principales del proyecto (lo que corresponda: solicitante, nombre del proyecto, ubicación, plano del ducto, inversión, tarifa, diámetro, longitud, otros relevantes) en, por lo menos un periódico de circulación nacional, por una sola vez, corriendo los gastos de publicación por cuenta del solicitante, A dicho efecto el expediente se pondrá a la vista a los que acrediten interés legítimo.

II. Caso contrario, el Ente Regulador hará saber al Solicitante que su documentación se encuentra observada, otorgándole un plazo de diez (10) días hábiles administrativos, prorrogables, para que la subsane.

SECCIÓN IV
OPOSICIÓN

ARTICULO 17. (PRESENTACIÓN Y REQUISITOS).-

Las personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas que consideren afectados sus derechos por el proyecto, podrán formular oposición, dentro del término de los quince (15) días hábiles administrativos, a partir de la publicación referida en el artículo precedente, de acuerdo al siguiente procedimiento:

a)    Solicitud dirigida al Ente Regulador que consigne el hombre, domicilio y generales del oponente, y si fuera persona colectiva, acreditando su personería conforme a ley e indicando los fundamentos de su oposición, acompañando pruebas.
b)    La oposición u oposiciones se presentarán al Ente Regulador y se correrán en traslado al Solicitante dentro de los cinco (5) días hábiles administrativos de recibidas, quien en el término de diez (10) días hábiles administrativos de su notificación, deberá responder.

c)    Si el solicitante no respondiera dentro el término o aceptare la oposición planteada en el plazo antes señalado, el Ente Regulador, de acuerdo a las pruebas presentadas, dictará resolución dentro de los siguientes quince (15) días hábiles administrativos, declarando procedente la oposición y dispondrá que el solicitante modifique su solicitud o en su defecto arribe a un acuerdo transaccional con la parte o partes opositoras. En caso que se deba modificar la solicitud, una vez presentada la misma, el Ente Regulador determinará la conveniencia de realizar la publicación de las modificaciones.

d)    Si el solicitante contestase negando en todo o en parte el trámite de oposición, el Ente Regulador abrirá, dentro de los siguientes diez (10) días hábiles administrativos, el término de prueba de veinte (20) días hábiles administrativos, prorrogable por otro período igual de ser necesario. Dentro de este período, las partes presentarán o propondrán las pruebas que consideren pertinentes. Los costos de inspecciones, informes periciales y otros conceptos correrán por cuenta de quien realice el petitorio o a prorrata en caso de que fuese ordenado por el Ente Regulador.

e)    Vencido el término de prueba, el Ente Regulador, de oficio y sin más trámite, dictará resolución dentro del término de diez (10) días hábiles administrativos declarando procedente o improcedente la oposición.

ARTICULO 18. (GARANTÍA).-

I.     La parte que se considere afectada con la resolución referida en el Inciso e) del Artículo precedente, podrá interponer los recursos establecidos en los Artículos 22 y 23 de la Ley No. 1600. previa presentación de una boleta bancaria por el cero punto cinco por ciento (0.5%) del valor del proyecto en dólares, por el término de noventa (90) días calendado, renovables mientras duren los recursos legales, emitida por un banco constituido en el país, exigible, irrevocable y ejecutable a su sola presentación, a favor del Ente Regulador.

II.    En caso que la parte que se considere afectada fuere una organización indígena o campesina debidamente acreditada de su existencia con anterioridad a la fecha de inicio del trámite de concesión, cuya actividad fuere competencia de un Ministerio, el Ministerio correspondiente, previa evaluación y cuando corresponda, emitirá criterio de pertinencia de dicha impugnación dentro de los siguientes veinte (20) días hábiles administrativos, computables a partir de la fecha de su solicitud. El documento emitido, será presentado por la organización de carácter colectivo en sustitución de la boleta de garantía antes mencionada.

III.    El importe ejecutado estará destinado a la expansión de Redes de Distribución de Gas Natural en áreas sociales necesitadas y deberán ser depositados a una cuenta conforme el Artículo 112 de la Ley No. 3058.

ARTICULO 19. (RESOLUCIÓN DE CONCESIÓN).-

Concluidos los trámites de los recursos a los que hace mención el Artículo precedente, el Ente Regulador de acuerdo a las resultas del trámite de oposición dictará la Resolución Administrativa de concesión dentro de los siguientes diez (10) días hábiles administrativos.

ARTICULO 20. (GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO DE CONCESIÓN).-

I.     Una vez otorgada la Concesión administrativa, dentro del término de veinte (20) días hábiles administrativos, el Concesionario deberá presentar al Ente Regulador, una “Boleta Bancaria de Garantía de Cumplimiento de las Obligaciones del Concesionario” a favor del Ente Regulador, en dólares norteamericanos por un monto equivalente al cero punto cinco por ciento (0.5%) del presupuesto total del proyecto, emitida por un banco legalmente constituido en el país, exigible, irrevocable y ejecutable a su sola presentación. Esta boleta deberá tener una validez hasta la puesta en marcha del proyecto en todas sus fases y será prorrogable a solicitud de parte. Los importes ejecutados estarán destinados a la expansión de redes de gas natural en áreas económicamente deprimidas y deberán ser depositados por el Ente Regulador en el Fondo de Redes para YPFB,

II.    Si transcurrido el término de veinte (20) días hábiles administrativos el concesionario no presentase la indicada boleta de garantía, el Ente Regulador revocará la resolución de concesión.

SECCIÓN V
COMPROMISOS, OBLIGACIONES Y PROHIBICIONES
DEL CONCESIONARIO

ARTICULO 21. (FISCALIZACIÓN DE LÁ CONSTRÚCCÍÓN).-

I.     La construcción de los ductos será fiscalizada por el Ente Regulador a través de personal propio o a través de auditorias técnicas externas, en base a un cronograma de trabajo actualizado y aprobado por el Ente Regulador y de conformidad al Artículo 7 del presente Reglamento.

II.    Una vez concluida la construcción del ducto, el Ente Regulador otorgará la Licencia de Operación, previo cumplimiento de los requisitos establecidos en la reglamentación correspondiente.

ARTICULO 22. (LIBRE ACCESO).-

I. El Concesionario deberá atender los requerimientos de transporte en cuanto al acceso a su capacidad de acuerdo a lo establecido en las Normas de Libre Acceso.

II. Cuando la solicitud de acceso a la capacidad disponible sea rechazada por el concesionario, el solicitante podrá requerir la actuación del Ente Regulador, quién deberá resolver el diferendo conforme al procedimiento de controversias entre operadores establecido en el Reglamento de la Ley de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial – SIRESE.

III.  Se considera como práctica abusiva, además de aquellas definidas en el Artículo 17 de la Ley No. 1600. la negativa, sin fundamento adecuado a criterio del Ente Regulador, al acceso de terceros a ductos con capacidad disponible.

ARTICULO 23. (PENALIDADES).-

I.     El Ente Regulador impondrá a los concesionarios de transpone de hidrocarburos por ductos, las penalidades que correspondan, de acuerdo a la escala de sanciones establecida en el presente Reglamento, hasta que se apruebe la reglamentación sobre disposiciones antimonopólicas y de defensa de la competencia, por infracción a lo dispuesto en el Articulo precedente.

II.    Las prohibiciones a los concesionarios de transporte por ductos, previstas en el Artículo 95 de la Ley y las excepciones para proyectos específicos dispuestas en los Incisos b) y c) del Articulo 96 de la Ley, se regirán de acuerdo a lo señalado en la reglamentación para disposiciones antimonopólicas y de defensa de la competencia para el sector de hidrocarburos u otra de similar naturaleza.

ARTÍCULO 24. (TRANSFERENCIAS).-

I. La transferencia de intereses de una concesión o licencia se podrá realizar a través de la venta de acciones y/o venta de intereses en operaciones conjuntas.

II. Las transferencias que no cambian el control efectivo de la concesión o licencia se las realizará libremente, debiendo informar de ello al Ente Regulador, sin perjuicio de lo establecido en disposiciones legales vigentes, obvie sus accionistas relevantes, empresas vinculadas y socios o accionistas vinculados que ejerzan control y decisión en la empresa.

III. Las transferencias que cambien el control efectivo de la concesión o licencia requerirán de aprobación del Ente Regulador, previa evaluación de la capacidad técnica, administrativa y financiera del beneficiario de la transferencia, de acuerdo a procedimientos establecidos por el Ente Regulador.

ARTÍCULO 25. (CONEXIONES LATERALES).-

I.     En cumplimiento de lo dispuesto por el Artículo 91 de la Ley, el concesionario deberá habilitar conexiones laterales de proceso (Hot Tap), que permitan la instalación de una tubería para consumo doméstico, generación de energía (para dar energía eléctrica a la población en particular) y pequeña industria establecida en dicha población. Dichas conexiones deberán contar con la autorización del Ente Regulador, previa verificación de existencia de capacidad disponible.

II.    Previa a la habilitación de las conexiones laterales de proceso (Hot Tap), el
solicitante deberá cumplir con los siguientes requisitos:

a)    Demostrar que la población a ser beneficiada cuente con más de 2.000 (DOS MIL) habitantes. Dicha información deberá ser acreditada por el Instituto Nacional de Estadística – IÑE, de acuerdo a los resultados del último Censo Nacional de Población y Vivienda.
b)    Ser concesionario de distribución de gas natural por redes o licenciatario de termoeléctrica.
c)    Que el ducto se encuentre construido y dispuesto para su operación.
d)    Toda esta documentación deberá ir acompañada de una declaración jurada del solicitante ante el Ente Regulador sobre el uso o destino que se le dará al gas natural.

ARTICULO 26. (MEJORAS).-
I.    Los concesionarios podrán a su costo realizar las mejoras y/o sustituciones que consideren necesarias a los ductos que operan, previa consulta con sus respectivos cargadores, debiendo, tanto en el caso de ser incluidos dentro del presupuesto programado, como en el que no, enviar al Ente Regulador los consensos o disensos de las partes, debidamente fundamentados y respaldados documentalmente.

II.    Igualmente, dichas mejoras y/o sustituciones deberán ser presentadas en el presupuesto ejecutado y podrán ser aprobadas por el Ente Regulador, en base a una auditoria regulatoria conforme lo establecido en el presente Reglamento.

III.    A momento de la presentación del presupuesto ejecutado, el concesionario deberá justificar las razones por las cuales un determinado proyecto no fue incluido en el presupuesto programado.

SECCIÓN VI
LÍNEAS LATERALES, LÍNEAS RAMALES, DUCTOS MENORES Y DUCTOS DEDICADOS

ARTÍCULO 27. (CONDICIONES GENERALES).-

I.    El Ente Regulador, previa verificación del cumplimiento de la normativa vigente, aprobará la solicitud mediante Resolución Administrativa dentro de los treinta (30) días hábiles administrativos de su admisión.

II.    De no obtener el pronunciamiento en dicho plazo, se considerará rechazada la solicitud quedando habilitada la vía recursiva correspondiente conforme a las previsiones del Reglamento a La Ley de Procedimiento Administrativo para el SIRESE aprobado por Decreto Supremo No. 27172 de 15 de septiembre de 2003.

III.    La Resolución Administrativa de aprobación para las líneas laterales, líneas ramales, Ducto menor y Ducto dedicado, se publicará dos (2) veces en dos (2) periódicos de circulación nacional con un intervalo de cinco (5) días.

IV.    Las líneas laterales y las líneas ramales así como los Ductos menores y Ductos dedicados, se regirán por lo dispuesto a continuación sin perjuicio de lo establecido en otros Artículos del presente Reglamento:

ARTÍCULO 28. (LÍNEAS LATERALES Y LÍNEAS RAMALES).-

I.     Aspectos Generales.

Podrán ser propietarios de estás líneas los productores, consumidores directos, las empresas de distribución de gas natural por redes y cualquier otra empresa que demuestre al Ente Regulador tener capacidad técnica, económica. y financiera, con el objetivo de preservar la continuidad del servicio y el abastecimiento,

Estas líneas, salvo resolución específica y debidamente fundamentada por parte del Ente Regulador, no estarán sujetas al principio de libre acceso, no contemplarán una tarifa, ni pagarán tasa de regulación, salvo las excepciones abajo indicadas.

Para el trámite de aprobación, el solicitante deberá pagar la suma de $us2.000.. (DOS MIL 00/100 DÓLARES AMERICANOS) y asumir Los gastos de inspección a través de terceros contratados por el Ente Regulador.

Estas líneas estarán sometidas a las regulaciones técnicas y de seguridad contenidas en el presente Reglamento, el reglamento de diseño, construcción, operación, mantenimiento y abandono de ductos en Bolivia y otras normas sectoriales aprobadas.

La construcción de estas líneas será autorizada por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa, previa presentación y cumplimiento de los requisitos establecidos por Resolución Administrativa específica emitida a éste efecto por el Ente Regulador.

La licencia de operación será otorgada por el Ente Regulador, previa presentación y cumplimiento de los requisitos establecidos por el reglamento de diseño, construcción, operación, mantenimiento y abandonó de ductos en Bolivia.

Si un Solicitante desea construir una línea lateral o línea ramal, con una Longitud mayor a cincuenta (50) kilómetros, el Ente Regulador evaluará la pertinencia de la aprobación del proyecto, en función al impacto de esta línea lateral o línea ramal en el sistema de transporte de hidrocarburos por ductos existente.

No está permitida la exportación de hidrocarburos a través de líneas laterales o líneas ramales, conforme a lo establecido en el Artículo 88 de la Ley, excepto para Proyectos de Desarrollo Fronterizo autorizados por Ley expresa.

Las tuberías que deriven de las líneas laterales o de las líneas ramales, se denominarán líneas de acometida especial. El Ente Regulador, dentro de un período razonable y luego de la evaluación correspondiente, determinará si estas líneas de acometida especial seguirán siendo tratadas como tales o si recibirán otro tratamiento regulatorio.

II.    Particularidades de las Líneas Ramajes.

Si un concesionario, desde su sistema troncal de transporte, construye Una línea ramal hasta otros consumidores directos, el Ente Regulador en base al impacto sobre el sistema existente, podrá determinar que los costos de operación y de inversión de esta línea, así como los volúmenes a ser transportados, pasarán a formar parte de la base tarifaría de la concesión original y será sometida a las regulaciones de dicha concesión. Caso contrario, el Ente Regulador, basándose en el criterio económico, determinará la tarifa incremental que el cargador especifico deberá pagar.

Previo cumplimiento de la licitación, se podrá solicitar la construcción de una tubería que se interconecte a una línea ramal destinada al suministro de hidrocarburos para uso industrial, comercial, doméstico, de generación termoeléctrica o almacenamiento comercial. El solicitante deberá pagar todos los costos referidos al tendido de su tubería y de las ampliaciones necesarias de la línea ramal. El Ente Regulador dará la respectiva autorización para la construcción de la tubería considerando al nuevo sistema como una línea de acometida especial, pudiendo establecer que la línea ramal esté sujeta al libre acceso.

III.    Particularidades de las Líneas Laterales.

Cuando los concesionarios soliciten aprobación para la construcción de una línea lateral hasta el sistema troncal de transporte que opere, el Ente Regulador previa evaluación, definirá si los costos de operación y de inversión de esta línea, así corno los volúmenes a ser transportados, formarán parte de la base tarifaría de la concesión original.

Previo consentimiento del licenciatario de esta línea, se podrá solicitar la construcción de una tubería que se interconecte a una línea lateral destinada al suministro de hidrocarburos para uso industrial, comercial, doméstico, de generación termoeléctrica, o almacenamiento comercial. El solicitante deberá pagar todos los costos referidos al tendido de su tubería y en su caso, de las ampliaciones necesarias en la línea lateral.

El Ente Regulador dará la respectiva autorización para la construcción de la tubería, considerando a la nueva tubería como una línea de acometida especial, pudiendo establecer que la línea lateral esté sujeta al libre acceso

IV.    Disposiciones comunes a los proyectos de líneas laterales o ramales realizados por los Concesionarios.

Previa a su presentación para aprobación por parte del Ente Regulador, los concesionarios deberán concensuar los proyectos de líneas laterales o líneas ramales, con los cargadores.

Los proyectos de líneas laterales o líneas ramales que fueron puestos a consideración de los cargadores pero que no fueron consensuados, podrán ser presentados al Ente Regulador conforme a los requisitos establecidos en la Resolución Administrativa especifica precitada, para que ésta, en base a los fundamentos presentados por los concesionarios, así como a la opinión de los cargadores y a un análisis de interés público y de mérito conveniencia y oportunidad, pueda considerar su aprobación.

Los proyectos de líneas laterales o líneas ramales, que no fueron considerados en el presupuesto programado de los concesionarios, deberán igualmente ser puestos a consideración de los cargadores y posteriormente presentados al Ente Regulador para su aprobación correspondiente, previa su construcción, cumpliendo los requisitos establecidos por la Resolución Administrativa específica precitada y adjuntando los consensos o disensos de las partes, debidamente fundamentados y respaldados documentalmente.

ARTÍCULO 29.- (DUCTOS MENORES).
I.    Los ductos menores podrán ser construidos por los operadores u otros consumidores, excepto los licenciatarios o accionistas directos o indirectos de plantas termoeléctricas, para el trámite de aprobación, el solicitante deberá presentar un certificado de depósito no reembolsable por el valor de $us 5.000.-(CINCO MIL 00/100 DÓLARES AMERICANOS), en una cuenta bancaria habilitada por el Ente Regulador. A objeto de cubrir los gastos de inspección a cargo de terceros, se aplicará lo dispuesto en el Artículo 7 del presente Reglamento.

II.    Los Ductos menores estarán sujetos al principio de libre acceso, considerarán una Tarifa y pagarán la tasa de regulación establecida.

III.    Estos ductos estarán sometidos a las regulaciones técnicas y de seguridad, contenidas en el Reglamento de Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de ductos en Bolivia y otras normas sectoriales aprobadas.

IV.    La construcción de los Ductos menores será aprobada por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa de Concesión, previa presentación y evaluación de los documentos, establecidos en la Resolución Administrativa específica emitida por el Ente Regulador.

V.    La Resolución Administrativa de Concesión, se publicará dos (2) veces en dos (2) periódicos de circulación nacional con un intervalo de cinco (5) días.

VI.    En caso de que una solicitud de concesión pueda afectar derechos de terceros, el Ente Regulador, mediante resolución fundada, sujetará el presente trámite al procedimiento de oposición establecido en el presente Reglamento, en lo que fuera aplicable.

VII.    La licencia de operación será otorgada por el Ente Regulador una vez concluida la construcción, previa presentación de los requisitos establecidos por el Reglamento de Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de Ductos en Bolivia.

VIII.    Para efectos de cálculo de regalías y participaciones, los Ductos menores que transporten gas natural para el Mercado Interno tomarán en cuenta la TMI. Los Ductos menores destinados a la exportación, los mismos que fueran autorizados por Ley expresa, tomarán en cuenta la tarifa base de su concesión.

IX.    Los cargadores de los Ductos menores – gasoductos del Mercado Interno pagarán la .TMI.

X.    Los cargadores de los Ductos menores – oleoductos del Mercado Interno pagarán la tarifa base de la concesión.

XI.    Los cargadores de los Ductos menores – gasoductos y oleoductos destinados a la exportación, pagarán su tarifa base y en caso de ser la primera concesión utilizada, para el transporte de gas natural, a la referida tarifa base se le adicionará el BMI y/o el SCD cuando corresponda.

ARTÍCULO 30. (DUCTOS DEDICADOS).-

I.    Podrán construir y operar estos ductos las empresas que industrialicen hidrocarburos para el traslado de los mismos, que serán utilizados como materia prima, excluyendo a las empresas generadoras termoeléctricas para el Mercado Interno.

II.    La construcción de los Ductos dedicados será aprobada por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa, previa presentación del documento ambiental correspondiente extendido por autoridad competente y presentación y evaluación de los requisitos establecidos en la Resolución Administrativa específica emitida por el Ente Regulador.

III. La Resolución Administrativa de construcción se publicará dos (2) veces en dos (2) periódicos de circulación nacional con un intervalo de cinco (5) días calendario.

IV.    Estos ductos no estarán sujetos al principio de libre acceso, ni considerarán una tarifa de transporte, debiendo cumplir las normas técnicas y de seguridad sectoriales. Para el trámite de aprobación, el Solicitante deberá presentar un certificado de depósito no reembolsable por el valor de $us5.000;- (CINCO MIL 00/100 DÓLARES AMERICANOS), en una cuenta bancaria habilitada por el Ente Regulador. A objeto de cubrir los gastos de inspección a cargo de terceros, se aplicará lo dispuesto en el Artículo 7 del presente Reglamento.

V.    Los Ductos dedicados estarán sometidos a la respectiva regulación técnica y de seguridad, contenidas en el Reglamento de Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de Ductos en Bolivia y otras normas sectoriales aprobadas.

VI.    La licencia para la operación de los Ductos dedicados será otorgada por el Ente Regulador, mediante Resolución Administrativa, una vez concluida la construcción, previa presentación de los requisitos establecidos por el Reglamento para el Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de Ductos en Bolivia y evaluación de los documentos establecidos en la Resolución Administrativa específica emitida por el Ente Regulador.

ARTÍCULO 31. (LÍNEA RAMALES O LATERALES).-

I.    Cuando se trate de una Línea Ramal o extensión, el Ente Regulador velando por el interés público instruirá al concesionario que opera el ducto la presentación del proyecto correspondiente, así como la construcción y operación del ducto.

II.    En el término de treinta (30) días calendario a partir de la instrucción emitida por el Ente Regulador, prorrogables por igual plazo a solicitud del concesionario debidamente fundamentada y aprobada. por el Ente Regulador, éste deberá presentar el proyecto de construcción correspondiente o en su caso un proyecto alternativo. Si la propuesta del concesionario no satisface los requerimientos del Ente Regulador para cubrir la demanda del Mercado Interno procederá a la aplicación de las sanciones legalmente establecidas. Asimismo el Ente Regulador efectuara la licitación pública correspondiente.

CAPÍTULO IV
CADUCIDAD, REVOCATORIA DE UNA CONCESIÓN E INTERVENCIÓN

SECCIÓN 1
CADUCIDAD O REVOCATORIA

ARTÍCULO 32. (CAUSALES).-

El Ente Regulador, previo cumplimiento del procedimiento establecido por el Reglamento de la Ley de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial, podrá declarar caduca o revocada una concesión de acuerdo a las causales indicadas en el Artículo 110 de la Ley. El procedimiento de declaratoria de caducidad o revocatoria se basará en el incumplimiento reiterativo y grave de las obligaciones del concesionario,

ARTÍCULO 33. (EJECUCIÓN).- La Resolución Administrativa que declare caduca o revocada una concesión se ejecutará una vez que se haya agotado la vía administrativa, de conformidad a los Artículos 22 y 23 de la Ley N0 1600.

ARTÍCULO 34. (LICITACIÓN DE CONCESIÓN CADUCADA).-

El Ente Regulador, establecerá mediante Resolución Administrativa los criterios básicos de licitación de una Concesión caducada o revocada.

SECCIÓN II
INTERVENCIÓN PREVENTIVA

ARTÍCULO 35. (CAUSALES Y PROCEDIMIENTO).-

I.     El Ente Regulador mediante procedimiento público y Resolución Administrativa debidamente fundamentada, podrá ordenar, por el plazo máximo de un (1) año, la intervención preventiva de la concesión, en los siguientes casos:

a)    En los casos de caducidad y revocatoria.
b)    A solicitud de autoridad judicial en procesos de quiebra, concursos de acreedores o acciones de otra naturaleza.
c)    Cuando se ponga en riesgo la normal provisión o atención del servicio.

II.    El Ente Regulador designará un interventor en la misma resolución que ordene la intervención, otorgándole las facultades correspondientes. a su responsabilidad y fijándole la retribución que percibirá con cargo al concesionario, estableciendo además el término de la intervención.

III.    La resolución de intervención será debidamente notificada al concesionario y será recurrible conforme a los procedimientos establecidos por la Ley de Procedimiento Administrativo y el Reglamento especifico aplicado al SIRESE, recursos que serán sustanciados en el efecto devolutivo.

IV.    La designación de un interventor en los casos en que la revocatoria o la declaratoria de caducidad de una concesión se tramite por la causal prevista en el inciso i) del Artículo 110 de la Ley, procederá una vez que el Ente Regulador de acuerdo a las normas del Código, de Comercio reciba la notificación del juez competente respecto a la declaratoria de quiebra de la empresa concesionaria.

V.    Aún en caso de que dicha declaratoria se encuentre recurrida, el Ente Regulador, vejando por la continuidad del servicio podrá designar a un interventor.

VI.    La intervención no litera al concesionario del cumplimiento de sus obligaciones, contratos y compromisos contraídos durante la intervención.

ARTÍCULO 36.- (FACULTADES DEL INTERVENTOR).
I.    El interventor preventivo tendrá las siguientes facultades:

a)    Establecer las medidas que el concesionario debe adoptar para garantizar la normal provisión del servicio.
b)    Vigilar la conservación de los activos.
c)    Vigilar el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la respectiva concesión, así como las disposiciones del presente Reglamento.
d)    Controlar los ingresos y egresos.
e)    Dar cuenta al Ente Regulador de toda irregularidad que advierta en la administración.
f)    Informar mensualmente al Ente Regulador sobre todas las actividades desarrolladas así como otra información requerida por el Ente Regulador.

II.    El Ente Regulador, mediante Resolución Administrativa, podrá ampliar o limitar las funciones establecidas en los incisos anteriores.

ARTÍCULO 37. (INFORME DE INTERVENCIÓN).-

Cuando el interventor considere pertinente, la emisión de un informe final o hasta treinta (30) días hábiles administrativos antes del vencimiento del plazo de intervención, deberá presentar al Ente Regulador un informe de conclusiones y recomendaciones, las mismas que deberán indicar los resultados de la intervención y qué medidas deberían tomarse para garantizar la normal provisión del servicio y superar las causales de la intervención.

ARTÍCULO 38. (TERMINACIÓN DE LA INTERVENCIÓN).-

Dentro del plazo de la intervención, en cumplimiento a las disposiciones legales vigentes y en base del Informe de Conclusiones y Recomendaciones, el Ente Regulador, mediante Resolución Administrativa, dará por finalizada la intervención y dispondrá las acciones que correspondan a fin de garantizar la normal provisión del servicio y superar las causales de la intervención.

CAPÍTULO V
TÉRMINO DE LA CONCESIÓN

ARTÍCULO 39. (NOTIFICACIÓN Y CONCLUSIÓN DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO).-

I.    Con una anticipación no menor a doce (12) meses antes de que fenezca la concesión, el concesionario deberá informar sobre el cumplimiento de todas las obligaciones establecidas en las leyes y regulaciones aplicables y de cuáles quedarían pendientes.

II.    Como resultado de ello, en coordinación con el Ente Regulador, se deberán programar las obligaciones pendientes de manera que éstas concluyan máximo tres (3) meses antes de la fecha de finalización de la concesión,

ARTÍCULO 40. (LICITACIÓN PÚBLICA).-

I.    Con anterioridad no menor a doce (12) meses al término de la concesión, el Ente Regulador llevará a cabo el proceso de licitación pública para adjudicar la misma a un nuevo Concesionario.

II.    El Ente Regulador, con carácter previo a la licitación de la concesión, invitará a YPFB para que, por sí o en asociación en la cual YPFB tenga el cincuenta por ciento más 1 (50% + 1) de las acciones o el control y dirección de la misma, con carácter prioritario y de manera directa, se adjudique la concesión, cumpliendo con todos los requisitos, obligaciones y normas establecidas en la Ley y el presente Reglamento, cuando YPFB. no cumpla con los requisitos técnicos, legales y económicos, licitará la concesión en el plazo que fije el Ente Regulador.

III.    El Ente    Regulador mediante Resolución Administrativa, establecerá los criterios generales de los procesos de licitación y criterios puntuales para cada caso en particular.

IV.    El concesionario cesante tiene la obligación de cooperar con él Ente Regulador durante todo el proceso de transferencia de los activos. El concesionario cesante podrá participar en la nueva licitación pública y adjudicarse la prestación del servicio por un nuevo período.

ARTÍCULO 41. (MONTO DE PAGO).-

El monto del pago que reciba el concesionario cesante por los bienes afectados a la concesión, será el valor de libros o el de la licitación, el que fuera menor, deduciendo en ambos casos los gastos incurridos en el proceso de licitación, previo cumplimiento de lo establecido en los Artículos 39 y 40 del presente Reglamento.

ARTÍCULO 42. (CONTINUIDAD DEL SERVICIO AL TÉRMINO DE UNA CONCESIÓN).-

Vencido el plazo de la concesión, sólo en el caso excepcional que la nueva concesión no pudiera ser otorgada para el siguiente periodo, el Ente Regulador, mediante Resolución Administrativa debidamente fundada, podrá instruir al concesionario dar continuidad del servicio por un  no mayor a doce (12) meses contabilizados a partir de la fecha de finalización de la concesión anterior.
Esta Resolución Administrativa deberá ser cumplida por el concesionario en forma inmediata y no será considerado como una ampliación de la concesión.

CAPÍTULO VI
AMPLIACIONES, EXTENSIONES Y PROYECTOS DE INTERÉS NACIONAL

ARTÍCULO 43. (AMPLIACIONES Y EXTENSIONES).-

I.    En cumplimiento al Articulo 93 de la Ley, con el objeto, de incentivar y proteger el consumo de hidrocarburos, tanto de gas natural como de líquidos en el Mercado Interno, el Ente Regulador en base a la demanda real y a las proyecciones de la demanda, instruirá al concesionario que amplíe la capacidad del ducto hasta un nivel que asegure la continuidad del servicio, considerando la tasa de retorno establecida en el presente reglamento. Dicha instrucción deberá incluir los plazos perentorios para su presentación y ejecución bajo alternativa de sanción en caso de incumplimiento.

II.    El análisis de la demanda real y las proyecciones de la demanda, será realizado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a la información del Balance Energético Nacional y los Proyectos de Industrialización de Hidrocarburos, El Ministerio de Hidrocarburos y Energía realizará dicho análisis, anualmente, con una proyección a cinco (5), diez (10) y a veinte (20) años, a objeto que el Ente Regulador proceda en la forma establecida en el Parágrafo 1 del presente Artículo.

III.    Las generadoras termoeléctricas, las empresas distribuidoras de gas natural por redes y otros consumidores no afectados por la distribución de gas natural por redes tales como consumidores directos, deberán suscribir Con, tratos en Firme de por lo menos el ochenta por ciento (80%) de la proyección de su demanda declarada ante el Ministerio. Este porcentaje podrá ser modificado por el Ente Regulador previa solicitud fundada del interesado.

IV.    En caso de que el Ente Regulador determine riesgo en el abastecimiento, ordenará la ampliación o extensión, incluso sin que medien Contratos en Firme. Si se realizara una ampliación e extensión ineficiente en virtud de la información presentada, el Ente Regulador cargará el costo ineficiente a los usuarios responsables de dicha ampliación ineficiente, a través de la Tarifa de Transporte.

ARTÍCULO 44. (PROCEDIMIENTO PARA AMPLIACIONES Y EXTENSIONES).-

I.     Dentro del marco de sus atribuciones y en aplicación de la Ley, del presente Reglamento y de la Resolución Administrativa Específica que aprueba el procedimiento de presentación y evaluación de proyectos, el Ente Regulador, cuando corresponda, mediante Resolución Administrativa aprobará los proyectos de ampliaciones y extensiones dentro de los treinta (30) días hábiles administrativos siguientes de recibida la correspondiente información, tomando en cuenta lo siguiente:

a)    Los proyectos de ampliaciones y extensiones que en el Presupuesto Programado se encuentren consensuados con los cargadores, deberán ser presentados por el concesionario al Ente Regulador a fin de obtener la Autorización de Construcción y la posterior Licencia de Operación, cumpliendo los requisitos establecidos al efecto. Asimismo, el concesionario deberá presentar el documento ambiental correspondiente extendido por la autoridad competente.

b)    Los proyectos de ampliaciones y extensiones que fueron puestos a consideración de los cargadores pero que no fueron consensuados, podrán ser presentados al Ente Regulador conforme a los requisitos establecidos en la Resolución Administrativa especifica precitada, para que ésta en base a los fundamentos presentados por los concesionarios, así como a la opinión de los cargadores y a un análisis de interés público y de mérito, conveniencia y oportunidad, pueda considerar su aprobación.

c)    Los proyectos de ampliaciones y extensiones, que no fueron considerados en el presupuesto programado de los concesionarios, deberán igualmente ser puestos a consideración de los cargadores y posteriormente presentados al Ente Regulador para su aprobación, previa su construcción, cumpliendo los requisitos establecidos por la Resolución Administrativa específica precitada. A tal efecto deberán incluirlos consensos o disensos de las partes, debidamente fundamentados y respaldados documentalmente.

d)    Los proyectos de ampliación y/o extensión que correspondan a ductos operados por licenciatarios deberán ser presentados para la aprobación del Ente Regulador, cumpliendo los requisitos establecidos por la Resolución Administrativa específica precitada.

II.    En caso de que el Ente Regulador realice observaciones al proyecto, el plazo de treinta (30) días precitado se computará a partir del día siguiente a aquel en que el concesionario o licenciatario haya presentado la documentación o información requerida.

III.    La construcción de estos proyectos será autorizada por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa, previa presentación y cumplimiento de los requisitos establecidos por la Resolución Administrativa emitida a este efecto por el Ente Regulador y el presente Capítulo.

IV.    La licencia de operación será otorgada por el Ente Regulador, previa presentación y cumplimiento de los requisitos establecidos por el Reglamento para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de Ductos en Bolivia,

V.    Si el Ente Regulador no se pronuncia dentro del plazo a que se refiere el Parágrafo I del presente Artículo se considerará rechazada la solicitud, quedando habilitada la vía recursiva correspondiente conforme a las previsiones del Reglamento a la Ley de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial – SIRESE, aprobado por Decreto Supremo No. 27172 de 15 de septiembre de 2003.

VI.    La Resolución Administrativa de aprobación para las ampliaciones y extensiones, se publicará una sola vez en un periódico de circulación nacional.

ARTÍCULO 45. (PROYECTOS DE INTERÉS NACIONAL).-

I.    Cuando el Ministerio de Hidrocarburos y Energía determine formal y oficialmente que la construcción de un nuevo ducto constituye interés nacional, comunicará al Ente Regulador, quien a su vez licitará la construcción y operación del mismo.

II.    Cuando el Ministerio de Hidrocarburos y oficialmente que la ampliación y/o extensión nacional, comunicará al Ente Regulador, quién a su vez instruirá la construcción del mismo.

III.    Cuando se trate de una Línea Ramal o Línea Lateral, el Ente Regulador velando por el interés público podrá instruir al concesionario que opera el ducto la presentación del proyecto correspondiente, así como la construcción y operación del ducto.    .

IV.    Para el caso de lo dispuesto en los Parágrafos II y III del presente Artículo, en el término de treinta (30) días calendario a partir de la instrucción emitida por el Ente Regulador, prorrogables por igual plazo a solicitud del concesionario debidamente fundamentada y aprobada por el Ente Regulador, el mismo deberá presentar el proyecto de construcción correspondiente o en su caso un proyecto alternativo. Si la propuesta del concesionario no satisface los requerimientos del Ente Regulador, procederá la modificación de dicha propuesta dentro del plazo de diez (10) días hábiles administrativos a partir de la notificación por parte del Ente Regulador. En caso de incumplimiento del plazo antes citado y los requerimientos del Ente Regulador, se aplicaran las sanciones legalmente establecidas.

V.    Se autoriza al Ente Regulador otorgar sin necesidad de los procedimientos establecidos en el presente Reglamento, las concesiones extraordinarias para el transporte de hidrocarburos por ductos, determinadas mediante Decreto Supremo. Dicho otorgamiento se sujetará al cumplimiento de los requisitos y planes de adecuación establecidos por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa.

CAPÍTULO VII
CONDICIONES DEL SERVICIO

SECCIÓN I
CONDICIONES GENERALES DEL SERVICIO

ARTÍCULO 46. (LIBRE ACCESO).-

I.     Los concesionarios están obligados a permitir el Libre Acceso indiscriminado de terceros a la capacidad disponible de transporte de sus respectivos ductos.

II.    El servicio de transporte será prestado en base a Contratos en Firme y Contratos Interrumpibles, aprobados por el Ente Regulador.

III.    El derecho al Libre Acceso está sujeto a las disposiciones establecidas en las Normas de Libre Acceso aprobadas por el Ente Regulador.

ARTÍCULO 47. (ACUERDOS TCGS).-

I.    Los concesionarios, en consulta con sus cargadores, deberán acordar los TCGS de transporte de acuerdo con las disposiciones establecidas en el presente Capitulo.

II.    El gasoducto de exportación al Brasil entre la planta de compresión de Gas natural de Río Grande y la frontera boliviano – brasileña, se sujetará al presente Reglamento en lo que fuera aplicable y a los términos del contrato GSA. Los términos del Contrato GSA se aplicarán únicamente hasta el volumen máximo de treinta punto cero ocho millones (30.08) de metros cúbicos por día.

ARTÍCULO 48. (REQUISITOS DE LOS TGCS).-

Los TCGS que regirán el transporte, deberán incluir como mínimo los siguientes aspectos:

a)    Especificaciones de calidad de los hidrocarburos a transportarse.
b)    Criterios y sistemas de medición.
c)    Presiones de recepción y entrega.
d)    Desbalances y resolución de los mismos.
e)    Criterios para la determinación y asignación de pérdidas y mermas.
f)    Posesión, control, seguridad operativa e interrupciones y régimen de penalidades.
g)    Hidrocarburos utilizados como combustible y otros usos de tipo operativo; llenado inicial de línea (Line Pack). Aporte de nuevos Cargadores a la Carga en Línea y redistribución del mismo.
h)    Obligaciones de entrega.
i)    Procedimientos de facturación y pagos.
j)    Información financiera que demuestre solvencia crediticia del Cargador.
k)    Imposibilidad sobrevenida, indemnizaciones, y otros conceptos pertinentes.
1)    Acuerdos de Interconexión.
m)    Penalidades y destino de las mismas.

ARTICULO 49. (APROBACIÓN Y NORMAS APLICABLES).-

I.     El Ente Regulador aprobará los TCGS, modelos de Contrato en Firme e Interrumpible y los contratos de Servicio en Firme, así como cualquier cambio propuesto sobre dichos documentos conforme al procedimiento establecido por las Normas de Libre Acceso, requiriendo que exista consistencia entre los mismos.
II.    Cuando se trate de la ampliación de capacidad de un ducto, los concesionarios deberán sujetarse a lo establecido en las Normas de Libre Acceso y el presente Reglamento.

SECCIÓN II
TRANSFERENCIA DE CAPACIDAD Y CESIÓN DE CONTRATO

ARTÍCULO 50. (TRANSFERENCIA DE CAPACIDAD Y CESIÓN DE CONTRATO).-

I.    Los cargadores podrán transferir directamente sus derechos de capacidad de transporte a favor de terceros, por un periodo determinado, previo consentimiento del concesionario, hecho que, deberá ser comunicado al Ente Regulador.

II.    Los terceros que reciban la transferencia de capacidad señalada en el Artículo precedente, deberán cumplir lo establecido en el contrato, los TCGS y las disposiciones establecidas en este Reglamento.

III.    Ninguna transferencia de capacidad liberará a los cargadores originales de sus responsabilidades ante el concesionario, establecidas conforme al contrato, incluyendo el pago de tarifas.

IV.    Las cesiones de contratos deberán realizarse con el consentimiento del concesionario y la aprobación del Ente Regulador, con sujeción a las Normas de Libre Acceso.

SECCIÓN III
MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN

ARTÍCULO 51. (MANTENIMIENTO).-

I.    Los concesionarios deberán efectuar el mantenimiento de sus instalaciones a fin de asegurar un servicio regular y continuo a los consumidores o usuarios, sujeto a las disposiciones establecidas en el Reglamento de Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de Ductos en Bolivia, el presente Reglamento, y las normas técnicas, de seguridad y medio ambiente.

II.    Los concesionarios deberán presentar al Ente Regulador su respectivo plan de mantenimiento anual de sus estaciones de compresión y/o bombeo, tuberías y otras instalaciones como parte de cada presupuesto programado, mismo que deberá considerar las fechas, tiempo de duración de los trabajos y especificar si el servicio deberá ser interrumpido o restringido.

ARTÍCULO 52. (CARGA EN LINFA Y CONSUMO PROPIO).-

I.    Para llenar la Carga en Línea, los cargadores del ducto deberán proveer el hidrocarburo necesario, de manera proporcional al nivel de utilización de cada uno de ellos, salvo acuerdo expreso entre los cargadores y el concesionario, mismo que deberá ser aprobado por el Ente Regulador.

II.    Los concesionarios sólo podrán comprar hidrocarburos producidos para consumo como combustible, para otros usos propios del mantenimiento y operación de sus ductos y para llenar la Carga en Línea.

ARTÍCULO 53. (INFORMACION).-

I.    La información de los volúmenes y precios relacionados a los Artículos precedentes de la presente Sección será enviada al Ente Regulador dentro del presupuesto ejecutado y en oportunidad del inicio de operaciones de nuevos ductos u otras operaciones consideradas importantes.

II.     Cualquier modificación operativa realizada por el concesionario, que afecte al Sistema de Transporte, deberá ser comunicada oportunamente al Ente Regulador para su aprobación, considerando lo establecido en el Reglamento de Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de Ductos en Bolivia.

SECCIÓN IV
RESTRICCIONES E INTERRUPCIONES DEL SERVICIO

ARTÍCULO 54. (CONTINUIDAD DEL SERVICIO).-

I.    Los concesionarios no podrán interrumpir o restringir el transporte de hidrocarburos, excepto cuando se trate de Imposibilidad Sobrevenida, debidamente justificada.

II.    Los servicios con contrato interrumpible podrán ser interrumpidos sólo si la capacidad de transporte brindada a estos contratos es requerida por contratos para Servicio Firme o de acuerdo a lo establecido en el contrato y en los TCGS.

III.    Cuando el servicio deba ser interrumpido, restringido, o modificado debido a causas de, Imposibilidad Sobrevenida, el Ente Regulador y los cargadores deberán ser comunicados dentro de las 24 horas de ocurrida dicha imposibilidad. El concesionario, dentro del plazo señalado, deberá establecer la extensión y duración de la interrupción o restricción, así como fecha y hora de la Imposibilidad Sobrevenida y los ductos afectados.

IV.    Cuando el servicio tenga que ser interrumpido, restringido o modificado debido a causas de mantenimientos, trabajos por expansiones o modificaciones de las instalaciones, contempladas en el presupuesto programado, el concesionario deberá notificar a los cargadores afectados con un mínimo de dos (2) meses de anticipación.

V.    En el caso de interrupciones o restricciones debidas a mantenimientos, trabajos por expansiones o modificaciones de las instalaciones, que no fueron  programados en el presupuesto, la notificación del concesionario a los cargadores, con copia al Ente Regulador para su aprobación, deberá hacerse con un mínimo de quince (15) días hábiles administrativos de anticipación.

VI.    Para mantenimientos o trabajos debidos a peligro operativo, la notificación del concesionario al Ente Regulador y a los cargadores, deberá ser realizada dentro de las veinticuatro (24) horas de conocida la necesidad de dicho mantenimiento o trabajo.

VII.    En todos los casos de mantenimientos o trabajos programados, el concesionario deberá señalar cuál es el ítem a ser ejecutado dentro del programa adjunto al presupuesto programado y las características principales de los trabajos a realizar.

ARTÍCULO 55. (PLAN DE CONTINGENCIAS).-
Si la interrupción se debe a imposibilidad sobrevenida o a las razones descritas en el Artículo precedente y se prevé que será por más de tres (3) días calendario, el concesionario deberá presentar oportunamente un plan de contingencias, acordado con los cargadores, para minimizar los inconvenientes a los mismos y a los consumidores, describiendo el criterio que será utilizado para la eventual necesidad de asignar la capacidad del ducto entre los cargadores, el mismo que será puesto a consideración del Ente Regulador para efectos de control y seguimiento.

ARTÍCULO 56. (PREVENCIÓN).-

I.    En todos los casos de interrupciones o restricciones, el concesionario deberá coordinar con los cargadores, y los usuarios afectados, de manera tal de minimizar los efectos de dichas interrupciones o restricciones, en estricto respeto de la prioridad señalada en el Artículo 8 del presente Reglamento.

II.    Cuando el concesionario comunique al Ente Regulador sobre cualquier interrupción o restricción en el servicio, deberá especificar el Articulo del presente Reglamento en el cual se ampara.

III.    Cualquier modificación a realizar en los trabajos establecidos que impliquen, una restricción o interrupción, deberá ser comunicada oportunamente al Ente Regulador para su aprobación, previa coordinación con los cargadores afectados.

IV.    En un plazo no mayor a diez (10) días hábiles administrativos de realizados los trabajos, el concesionario deberá enviar al Ente Regulador el informe correspondiente.

ARTICULO 57.- (RECLAMOS). Los cargadores comunicarán sus reclamos ante el Ente Regulador cuando el concesionario incumpla con las obligaciones establecidas en los contratos, de acuerdo al ordenamiento legal administrativo.

CAPÍTULO VIII
PRESUPUESTOS PROGRAMADOS Y EJECUTADOS

ARTÍCULO 58. (PROCEDIMIENTOS).-

I.     Para cada concesión, los concesionarios deberán presentar al Ente Regulador sus presupuestos programados y ejecutados de acuerdo al formato establecido para el efecto por el Ente Regulador.

II.     Presupuestos Programados.

El concesionario presentará información anualizada de su presupuesto de inversiones y operaciones de acuerdo al siguiente procedimiento:

a)    Cada 20 de octubre o el día hábil siguiente a éste, el concesionario presentará al Ente Regulador el presupuesto programado de inversiones de capital (desagregado en inversiones incluidas en la última revisión tarifaría y en nuevas inversiones), los costos de operación base y los costos de operación asociados a las nuevas inversiones de acuerdo al formato establecido por el Ente Regulador para el efecto.
b)    Previa presentación de los presupuestos programados al Ente Regulador, los concesionarios deberán convocar oportunamente a sus cargadores, para analizar de manera detallada, el alcance, la necesidad, razonabilidad y prudencia de los proyectos y costos asociados contemplados en el presupuesto respectivo.
e)    El presupuesto enviado a conocimiento del Ente Regulador deberá incluir los consensos y disensos con sus cargadores, debidamente fundamentados y respaldados documentalmente por cada parte.
d)    Cuando corresponda técnica y/o económicamente, el Ente Regulador deberá realizar observaciones fundamentadas a los presupuestos programados.
e)    A objeto de su aprobación, el Ente Regulador instruirá al concesionario la presentación en detalle de proyectos de continuidad de servicio y de administración y sistemas, que habiendo sido presentados en el Presupuesto Programado, fueren asumidos como prioritarios.

III.     Presupuestos Ejecutados.

a)    Cada primero de marzo o el día hábil siguiente a éste, el concesionario presentará al Ente Regulador el presupuesto ejecutado de la gestión pasada de Inversiones de capital (desagregado en inversiones incluidas en la última revisión tarifaría y en nuevas inversiones), los costos de operación base y los costos de operación asociados a las nuevas inversiones de acuerdo al formato establecido por el Ente Regulador para el efecto.
b)    Dentro del plazo de quince (15) días hábiles administrativos de recibido el presupuesto ejecutado, el Ente Regulador determinará si la información presentada por el concesionario es consistente y suficiente. De no ser así, conmínara su subsanación o complementación dentro del plazo de quince (15)    días hábiles administrativos; no obstante, el Ente Regulador aun vencido el plazo señalado, podrá requerir mayor información a los concesionarios, estableciendo plazos razonables para su presentación. En caso que el Concesionario no cumpla con lo requerido por el Ente Regulador se aplicarán las sanciones establecidas en el presente Reglamento.
c)    Una vez completadas las aclaraciones presentadas por el concesionario, el Ente Regulador se pronunciará en el plazo de treinta (30) días hábiles administrativos sobre la consistencia de la información presentada en el presupuesto ejecutado, la misma que será auditada, para efectos de su aprobación.
d)    Previa presentación de los presupuestos ejecutados el Ente Regulador, los concesionarios deberán convocar oportunamente a sus, cargadores, para analizar de manera detallada las variaciones de los mismos respecto del presupuesto programado, así como la razonabilidad y prudencia de la ejecución de los gastos.
e)    El presupuesto enviado a consideración del Ente Regulador deberá incluir los consensos y disensos con sus cargadores, debidamente fundamentados y respaldados documentalmente por cada parte.
f)    Previa aprobación del presupuesto ejecutado, el Ente Regulador deberá realizar Auditorias Regulatorias externas y podrá realizar Auditorias Regulatorias internas a cada presupuesto ejecutado. Para tal efecto, el Ente Regulador deberá prever la necesidad de contratación de empresas consultoras y consultores individuales para llevar a cabo la realización de Auditorias Regulatorias externas e internas, respectivamente.
g)    El Ente Regulador aprobará a los concesionarios, presupuestos ejecutados racionales y prudentes, pudiendo considerar para tal efecto las recomendaciones de las Auditorias Regulatorias externas realizadas. El Ente Regulador deberá rechazar los gastos y/o montos considerados como no racionales o no prudentes.
La información enviada al Ente Regulador por los concesionarios respecto al estado de avance de los proyectos de inversión de capital u otra relativa a esos proyectos, tendrá carácter informativo. La racionabilidad y prudencia de los montos será determinada una vez realizada la Auditoria Regulatoria a los presupuestos ejecutados, previa aprobación por parte del Ente Regulador.

CAPÍTULO IX
TARIFAS

SECCIÓN 1
PRINCIPIOS TARIFARIOS Y NEGOCIACIÓN

ARTÍCULO 59. (PRINCIPIOS TARWARIOS).-

I.      Sin perjuicio de los principios establecidos en los Artículos 92 y 97 de la Ley, se establecen los siguientes:

a)    El transporte de gas natural para el Mercado Interno tendrá como metodología de Tarifa Estampilla a la TMI, salvo para las concesiones en las cuales se hubiesen aprobado el SMI o las Tarifas Increméntales.

b)    Las tarifas serán equitativas en su concepción económica tanto para el Concesionario como para el cargador. Estas serán aplicadas igualmente a todos los cargadores bajo circunstancias y condiciones similares con respecto a las características del tráfico y ruta.

c)    Los concesionarios deberán demostrar ante el Ente Regulador que las inversiones y costos de operación estimados reflejan condiciones de una administración racional y prudente.

d)    El Ente Regulador podrá determinar, de oficio o a solicitud de parte, la magnitud y la forma cómo las tarifas deberán variar como resultado de distinta localización, duración del contrato, tipo de servicio o cualquier otro distingo razonable que pueda aprobar la misma, salvo los casos indicados en el inciso g) de este Artículo. Para el caso específico de tarifas de distingo razonable, previa a la aprobación de las mismas, el Ministerio deberá manifestar si la solicitud es consistente con los planes y políticas sectoriales.

e)    Los concesionarios no cobrarán tarifas mayores que las máximas aprobadas por el Ente Regulador.

f)    En el cálculo de las tarifas no serán considerados costos diferentes a los especificados en el Inciso b) del Artículo 92 de la Ley, como el pago de las penalidades, costos como resultado de negligencia comprobada y cualquier otro concepto de costo que no esté especificado como tal en el Manual de Cuentas y Reporte Periódico de Información.

g)    En aquellos casos en que se negocie un descuento de la Tarifa con cargadores específicos, el mismo deberá estar basado en la reducción de la tasa de retorno y en ningún caso en la reducción de los costos de operación y/o en la asignación de costos adicionales a otros cargadores.

II.    Las tarifas para el transporte de hidrocarburos por ducto, deberán ser expresadas en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica.

ARTICULO 60. (NEGOCIACIÓN DE TARIFAS).-

I.     Tanto en la fase preliminar del trámite de una concesión, como durante el período que dure la fase de operación de la misma, el solicitante o el concesionario podrá negociar, dentro del marco de lo establecido en la Ley y el presente Reglamento, con los cargadores potenciales y/o existentes, las clases, los tipos, las metodologías y las estructuras de las tarifas máximas de transporte, así como los TCGS, que serán presentados para aprobación del Ente Regulador conforme a las políticas de transporte definidas por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

II.    Si no existiese acuerdo, las partes podrán recurrir al Ente Regulador planteando sus argumentos, quién deberá tomar una decisión en los siguientes veinticinco (25) días hábiles administrativos prorrogables de acuerdo a cada caso, en base a las disposiciones del presente Reglamento y los términos y condiciones del contrato.

ARTÍCULO 61. (TARIFAS DEL CONTRATO DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL AL BRASIL – GSA).-

Se exceptúan de la aplicación del presente Capítulo al GTB hasta el volumen máximo del contrato GSA de 30.08 millones de metros cúbicos por día y la Capacidad Marginal otorgada a favor de YPFB en el citado gasoducto. El Ente Regulador mediante Resolución Administrativa determinará los criterios para el cálculo y aplicación de las tarifas para volúmenes por encima de los citados anteriormente.

SECCIÓN II
ESTRUCTURAS, CLASES, TIPOS, METODOLOGÍAS DE TARIFAS Y MECANISMOS DE FUNCIONAMIENTO DE LAS TARIFAS, CARGO INTERNO – CI, BENEFICIO MERCADO INTERNO – BMI Y SOBRECARGO CUENTA DIFERIDA – SCD

ARTÍCULO 62. (ESTRUCTURAS DE TARIFAS).-

I. El Ente Regulador autorizará las siguientes estructuras tarifarías para el transporte de hidrocarburos por ductos:

a)    Requerimiento de Ingresos.
b)    Flujo de Caja.

II.    Estas estructuras podrán ser aplicadas a las concesiones existentes y nuevas, dependiendo de las condiciones específicas de cada una de ellas que determinen la aplicación de una u otra estructura tarifaría.

III.    Para los próximos períodos tarifarios, el Ente Regulador, en función al interés nacional y a la evolución y dinámica con que se desempeñe la actividad de transporte de hidrocarburos por ductos, podrá regular a través de “Precios Máximos” (price cap), cuya aplicación estará sujeta a reglamentación específica.

IV.    Las estructuras tarifarías para los ductos de transporte deberán estar especificadas en los contratos de transporte de Servicio Firme y/o Servicio Interrumpible.

ARTÍCULO 63. (CLASES).-

Para el cálculo de las tarifas se podrá considerar las siguientes clases:

a)    Tarifa inicial del Ducto sin ampliaciones, extensiones o ramales.
b)    Tarifa Compartida (Rolled In Tariffl.
e)    Tarifa Incremental (Surcharge Tariff}.

ARTÍCULO 64. (TIPOS).-

Se podrá considerar los siguientes tipos de tarifas:

a)    Para las tarifas por Servicio Firme
o    Tarifa Uniforme
o    Tarifa Binomial

b)    Para las tarifas por Servicio Interrumpible
o    Tarifa Uniforme.

ARTÍCULO 65. (METODOLOGÍAS).-

I. Las tarifas podrán considerar las siguientes metodologías:

a)    Tarifa Estampilla.
b)    Tarifa por distancia o diferenciada.

II.    Para el cálculo del Cargo por Capacidad y del Cargo Variable deberán considerarse los mismos costos y la tasa de retorno utilizados en la determinación de la Tarifa Uniforme.

ARTÍCULO 66. (MECANISMO).-

El mecanismo mediante el cual se aplican las tarifas es el siguiente:

a)    De conformidad a lo establecido en el Artículo 92 de la Ley, los Cargadores de Gas natural con destino al Mercado Externo y los Concesionarios de Mercado Externo beneficiarán las tarifas del Mercado Interno a través de la contribución denominada BMI, en la siguiente proporción: Cargadores noventa y seis punto cuarenta seis por ciento (96.46%); Concesionarios de tres punto cincuenta y cuatro por ciento (3.54%).

b)    Para el cálculo de la Tarifa en el Mercado Interno de la Unidad de Transporte, en el caso de líquidos, sólo se considerará la diferencia positiva que resulte entre la tarifa vigente de transporte para el Mercado Externo a la fecha de publicación del presente Reglamento y la nueva tarifa de transporte calculada para dicho mercado. Los ingresos generados por la diferencia positiva serán considerados dentro del cálculo de la Tarifa en el Mercado Interno.

c)    La diferencia entre la TBMI y la TMI relativa a los volúmenes del Mercado Interno, con excepción de los volúmenes de los proyectos de industrialización, proyectos de generación termoeléctrica con destino a la exportación y Grandes Consumidores Industriales, será financiada por el BMI.

d)    Los volúmenes transportados correspondientes a los proyectos de industrialización, proyecto de generación termoeléctrica con destino a la exportación y Grandes Consumidores Industriales, deberán pagar la Tarifa Base de cada una de las concesiones por las que pase el hidrocarburo hasta llegar a su destino final. En el caso de que se utilice el Sistema de la Unidad de transporte, para aquellos casos en los cuales el destino final del Gas natural se encuentre ubicado aguas abajo de la Estación de Compresión Río Grande, se podrá aplicar la tarifa de transporte de la Concesión del Mercado Externo.

e)    Todas las concesiones cobrarán únicamente su Tarifa Base. En el caso del transporte de gas natural en el Mercado Interno, la Unidad de Transporte percibirá su Tarifa Base, considerando para tal efecto el cobro de la TMI, el BMI y el CI.

f)    Todo Cargador de volúmenes de gas natural para el Mercado Interno, con excepción de aquellos volúmenes destinados a Los proyectos de industrialización, proyectos de generación termoeléctrica con destino a la exportación y Grandes Consumidores Industriales, deberá pagar únicamente la TMI al CAMI. Los cargadores que transponen gas natural para el Mercado Interno para proyectos de industrialización, proyectos de generación termoeléctrica con destino a la exportación y Grandes Consumidores Industriales, deberán pagar las tarifas base correspondiente. El CAMI deberá cancelar á los concesionarios de transporte para el Mercado Interno sus tarifas base correspondiente.

g)    Los cargadores de gas natural o líquidos, excepto lo indicado en el Inciso o precedente deberán pagar las tarifas base de cada una de las concesiones por las que pase el hidrocarburo hasta llegar a su destino final. ,Cuando corresponda, además de la Tarifa Base, deberán pagar el BML y e1 SCD.

h)    Cuando el gas natural o líquido, para llegar a su destino final pase por una o más concesiones en las que se apliquen el SMI y/o Tarifa Incremental, el Cargador deberá pagar además de la TMI o la Tarifa Base, los cargos aplicables.

ARTÍCULO 67. (TARIFA BASE MERCADO INTERNO).-

La TBMI será calculada de acuerdo a lo siguiente:

n
S Tbi · Vi
TBMI = i = 1            + SCD
n
S V1m
m=1

Donde:

TBMI    =    Tarifa Base Mercado Interno
Tbi    =    Tarifa Base de la Concesión i
Vi    =    Los valores actuales de los volúmenes de gas natural a transportarse
por la Concesión i en el Mercado Interno, descontados a la misma tasa
del flujo de caja.
V1m       =    Los valores actuales de los volúmenes de gas natural transportados en territorio nacional para el Mercado Interno por la concesión ni, descontados a la misma tasa del flujo de caja de la Concesión m, siendo ésta la primera Concesión por las que se transportan dichos volúmenes.
SCD     =    Sobrecargo Cuenta Diferida vigente

ÁRTÍCULO 68. (BENEFICIO MERCADO INTERNO).-

I.    Para el calculo del BMI se aplicará la siguiente formula:

(TBMI – TMI )x V1
BMI =         V2

Donde:

BMI    =    Beneficio al Mercado Interno
TBMI    =    Tarifa Base Mercado Interno
TMI    =    Tarifa Mercado Interno
V1    =    Volumen de gas natural a transpórtarse en el MercadoInterno
V2     =    Volúmenes de gas natura! a transportarse en territorio
nacional, para el Mercado de Exportación

II.    Todo Gas natural transportado en territorio nacional para el mercado de exportación y en tránsito pagará el BMI una sola vez a la entrada de la primera concesión, independientemente de las concesiones por las que pase el gas natural hasta llegar a su destino final.

En el caso, que la primera concesión citada anteriormente no pertenezca al  CAMI, el titular de dicha concesión deberá abonar el BMI, dentro de los primeros diez (10) días calendario del mes siguiente, a una cuenta a nombre del CAMI en el sistema financiero nacional misma, que el Ente Regulador comunicará oportunamente.

ARTÍCULO 69. (SOBRECARGO CUENTA DIFERIDA).-

Todos los volúmenes de gas natural transportados en territorio nacional, ya sea con destino al Mercado Interno o la exportación, pagarán el SCD hasta el 17 de mayo del 2021 o hasta que el saldo de la Cuenta Diferida sea igual a cero, aplicando lo previsto en el presente Reglamento, lo que ocurra primero.

Todo gas natural transportado en territorio nacional pagará el SCD una sola vez a la entrada de la primera concesión, independientemente de las concesiones que pase para llegar a su destino final.

En el caso que la primera concesión citada anteriormente no pertenezca al CAMI, el titular de dicha concesión deberá abonar el SCD, dentro los primeros diez (10) días calendario del mes siguiente, a una cuenta a nombre del CAMI en el sistema financiero nacional, mismo que el Ente Regulador. comunicará oportunamente

ARTÍCULO 70. (LÍMITES).-

La tarifa deberá ser determinada de tal manera, que la tasa de retorno sobre el patrimonio no exceda los niveles máximos establecidos conforme al presente Reglamento. Esta tasa de retorno sobre el patrimonio será fijada por el total del período que comprende el flujo de caja o el requerimiento de ingresos.

ARTÍCULO 71. (REVISION).-

I.    Las tarifas serán revisadas por el Ente Regulador conforme a lo previsto en el presente Reglamento.

II.    Para la revisión de las tarifas, el concesionario deberá reproyectar su tarifa para cada período remanente en base a las nuevas estimaciones de costos y volúmenes, considerando la experiencia obtenida en los años anteriores. En el caso de la estructura tarifaría flujo de caja, se deberá incluir el flujo de caja efectivamente obtenido por el concesionario desde el inicio del periodo total del flujo de caja y aprobado por el Ente Regulador.

III.    Las revisiones tarifadas que realice el Ente Regulador deberán considerar como fecha de cierre de gestión el 31 de diciembre del año que corresponda.

IV.    La tarifa será revisada y ajustada de tal manera que se obtenga la misma tasa de retorno establecida de acuerdo a la metodología señalada en el presente Reglamento, a fin de que ésta refleje la misma tendencia del análisis inicial de largo plazo.

V.    Con la finalidad que el concesionario se vea incentivado a mejorar sus operaciones reduciendo costos, cualquier diferencia positiva o negativa en los Costos de Operación Base obtenida antes de la fecha de revisión de las tarifas será de beneficio o correrá a cargo del concesionario, por una parte, y de los cargadores, por la otra, en un cincuenta por ciento (50%) para cada uno, a excepción de los gastos de operación no reconocidos por el Ente Regulador en la aprobación de los presupuestos ejecutados y los Costos de Operación Incrementales asociados a Inversiones Incrementales aprobadas por el Ente Regulador.

ARTÍCULO 72. (TARIFA REQUERIMIENTO DE INGRESOS).-

I. Las tarifas proyectadas deberán basarse en la siguiente fórmula:

Tarija    O+D+ F + I + (R x P x B)
V
Donde:

O    =    Costos de operación, mantenimiento y administración anuales.
D    =    Depreciación anual de los activos fijos.
F    =    Costos financieros dé la deuda.
I    =    Impuestos y tasas.
R    =    Tasa máxima de retomo sobre el patrimonio.
P    =    Porcentaje del patrimonio en relación al capital total,
B    =    Saldo de los activos fijos totales no depreciados.
V    =    Volúmenes anuales transporta4os y/o contratados.

II.    Las variables indicadas corresponderán a los criterios señalados en el Manual de Cuentas y Reporte Periódico de Información.

III.    Las tarifas calculadas bajo la estructura tarifaría de requerimiento de ingreso serán revisadas conformé al procedimiento establecido en el presente Reglamento.

ARTICULO 73. (TARIFAS DE FLUJO DE CASA).-

I. Para la aprobación de las tarifas de flujo de caja, el Solicitante deberá presentar al Ente Regulador el flujo de caja debidamente fundamentado, que incluirá el período de la fase de construcción y el período de operación de veinte (20) años.

II.    Para aquellos proyectos específicos cuyos términos contractuales para el servicio de transporte, de forma justificada, sean inferiores o superiores a 20 años, el Ente Regulador, previo análisis, considerará el flujo de caja para el número de años especificados en dichos proyectos.

III.    El flujo de caja deberá ser calculado tomando en cuenta los siguientes conceptos:

a)    Los ingresos brutos como resultado de las operaciones en base a las tarifas vigentes y propuestas y otros ingresos regulados.
b)    Las inversiones propuestas y/o ejecutadas, aprobadas por el Ente Regulador.
c)    Los costos de operación, mantenimiento y administración propuestos y/o ejecutados, aprobados por el Ente Regulador.
d)    Los costos financieros.
e).    Los impuestos y tasas aplicables:
f)    Valor residual de las instalaciones al final del flujo de caja.
g)    Volúmenes de transporte acordados entre Concesionario y Cargadores mediante Contratos en Firme, Contratos Interrumpibles precontratos, cartas de Intención debidamente fundamentadas, más los pronósticos de la demanda de mercado.

IV.    Al considerarse las inversiones en el cálculo de estas tarifas, no deberá incorporarse la depreciación en el flujo de caja, excepto para el cálculo de impuestos y demás variables que para su cálculo así lo ameriten.

V.    Asimismo, al haberse incluido los costos financieros en el cálculo de estas tarifas, no deberá, para efectos regulatorios, incorporarse los, costos financieros en los gastos de capital de dicho flujo.

SECCIÓN III
DEPRECIACIÓN E IMPUESTO SOBRE LAS UTILIDADES DE LAS EMPRESAS

ARTÍCULO 74. (MÉTODO DE DEPRECIACIÓN).-

I.    Las tasas de depreciación serán determinadas conforme a una metodología de depreciación sobre una base lineal, debiendo considerarse un período de treinta y cinco (35) años para ductos, estaciones de compresión y estaciones de bombeo, que se construyan a partir de la vigencia del presente Reglamento.

II.    Para el resto de los activos, se utilizarán las tasas de depreciación establecidas en el marco normativo tributario vigente. La tasa de depreciación de un Activo será la misma durante toda su vida útil.

III.    Se considerará un período de vida útil menor o mayor en los casos en los cuales el Solicitante pueda demostrar. al Ente Regulador una vida útil física y/o económica menor o mayor para el ducto o estación en consideración. En estos casos la tasa de depreciación anual deberá ser aprobada por el Ente Regulador.

ARTÍCULO 75. (APLICACIÓN DE LA TASA DE DEPRECIACIÓN).-

I.    Para el cálculo de las tarifas bajo la estructura de requerimiento de ingresos se utilizarán las tasas de depreciación mencionadas en la presente Sección.

II.    Para el cálculo de las tarifas bajo la estructura de flujo de caja, las tasas de depreciación mencionadas en el presente Sección Serán utilizadas para la estimación del valor del Impuesto a las Utilidades de las Empresas, los intereses financieros, el repago de la deuda y otros que correspondan.

ARTÍCULO 76. (IMPUESTO SOBRE LAS UTILIDADES DE LAS EMPRESAS).-

El cálculo del Impuesto a las Utilidades de las Empresas será determinado de acuerdo al marco normativo tributario vigente. Para el cálculo de tarifas, se reconocerá el Impuesto a las Utilidades de las Empresas efectivamente pagado correspondiente a la actividad regulada.

SECCIÓN IV
TASA DE RETORNO, TASA DE INTERES Y RELACIÓN DEUDA PATRIMONIO

ARTÍCULO 77. (TASA DE RETORNO).-

I.    De conformidad al principio establecido en el Inciso b) del Artículo 92 de la Ley, la tasa interna de retomo sobre el patrimonio después de impuestos, para las concesiones y sus ampliaciones, será aprobada por el Ente Regulador y determinada utilizando los siguientes criterios:

a)    Se calculará el retorno de los bonos de largo plazo de diez (10) años de la región, para el cual se utilizará el promedio de los últimos cuatro (4) años, concepto que representa una tasa libre de riesgo.

b)    El tres por ciento (3%) que representa el riesgo de la actividad de transporte de hidrocarburos.

c)    Una tasa de riesgo país de largo plazo que no podrá ser mayor a seis por ciento (6%).

II.    La tasa de retorno calculada bajo la metodología descrita en el presente artículo, incluye la inflación.

ARTÍCULO 78. (TASA DE INTERÉS).-

Para fines del cálculo tarifado, la tasa de interés reconocida al Concesionario con respecto a su deuda no deberá exceder la tasa de interés de los instrumentos de deuda de similar naturaleza y plazo a los existentes en los mercados comerciales internacionales para la actividad de transpone de hidrocarburos por ductos, considerando que la inversión se realiza en Bolivia, debiendo la misma ser aprobada por el Ente Regulador.

ARTÍCULO 79. (RELACIÓN DEUDA – PATRIMONIO).-

Para fines tarifarios, la relación deuda – patrimonio será aprobada por el Ente Regulador para concesiones nuevas, concesiones existentes y sus ampliaciones y el porcentaje máximo de patrimonio sobre el total de activos netos no deberá ser mayor a los que establecen a continuación:

a)  Para la actividad de transporte de gas natural en el Mercado interno: treinta por ciento (30%).

b)  Para la actividad de transporte de otros hidrocarburos: cuarenta por ciento (40%).

SECCIÓN V
REVISIONES TARIFARIAS

ARTÍCULO 80. (REQUISITOS).-

I.    Para cada revisión tarifaría, el Ente Regulador tornará en consideración y utilizará:

a)    Los presupuestos ejecutados aprobados por el Ente Regulador de acuerdo a lo establecido en el Inciso g) del Parágrafo III del Artículo 59 del presente Reglamento.

b)    Los costos de transporte de hidrocarburos referenciales aprobados por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través de Resolución Ministerial.

II.    El procedimiento para la revisión tarifaría será establecido por el Ente Regulador mediante Resolución Administrativa, misma que incluirá el proceso de Audiencia Pública.

ARTÍCULO 81. (PLAZOS).-

I.    Los TCGS y las tarifas de transporte calculadas bajo la estructura tarifaría de Flujo de Caja, serán objeto de revisión por el Ente Regulador, cada cuatro (4) años de ser aprobados, al igual que los esfuerzos que ha efectuado y efectuará el concesionario para mejorar su eficiencia operativa de año a año.

II.     Para la revisión de los TCGS y tarifas de transporte calculadas bajo la estructura tarifaría de Requerimiento de Ingresos, el plazo será propuesto al Ente Regulador por el concesionario previo consenso con sus cargadores, para su aprobación. Dicha propuesta deberá ser presentada al momento de entregar su ‘propuesta tarifaría. En Caso de no existir acuerdo previo, el Ente Regulador definirá la frecuencia de revisiones tarifarías bajo esta estructura.

III.    Excepcionalmente, los TCGS podrán ser revisados anualmente a partir del año de su aprobación, previo acuerdo entre concesionario y cargadores y conformidad de su procedencia por parte del Ente Regulador.

IV.    En ambas estructuras tarifadas, la revisión tarifaría será realizada durante los ciento ochenta (180) días calendario posteriores a la finalización de los períodos indicados en el Parágrafo I del presente Artículo.

V.    Para proceder a la revisión tarifada, toda la información de las gestiones concluidas debe contar con la Auditoria Regulatoria correspondiente.

VI.    Las tarifas de transporte aprobadas mediante Resolución Administrativa regirán a partir del día siguiente hábil a la fecha de la última publicación de dicha Resolución

CAPÍTULO X
PUBLICACIONES Y MANUAL DE CUENTAS

ARTÍCULO 82. (PUBLICACIÓN DE JARIFAS).-

Una vez aprobadas, éstas serán publicadas por el Ente Regulador en un Periódico de circulación nacional durante tres (3) días calendarios consecutivos.

ARTÍCULO 83. (MANUAL DE CUENTAS CONTABLES Y COSTOS COMUNES).-

I.    El Ente Regulador establecerá criterios uniformes para la elaboración del Manual de Cuentas y Reporte Periódico de información de acuerdo con prácticas internacionalmente aceptadas. El Manual de Cuentas y Reporte Periódico de Información deberá ser de uso obligatorio por parte de todos los concesionarios para efectos de reportes de información al Ente Regulador. Este Manual deberá ser de conocimiento del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y aprobado por el Ente Regulador, mediante Resolución Administrativa.

II.    Los costos reportados por los concesionarios en base al Manual de Cuentas y Reporte Periódico de Información serán aprobados por el Ente Regulador bajo principios de razonabilidad y prudencia.

III.     Cuando el concesionario tenga más de una concesión y/o realice alguna actividad no regulada, los costos comunes serán apropiados, a cada Concesión y actividad no regulada, mediante una metodología de asignación de costos aprobada por el Ente Regulador.

CAPÍTULO XI
FISCALIZACIÓN Y REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN

ARTÍCULO 84. (FISCALIZACIÓN).-

I.    El Ente Regulador, en cualquier momento, podrá fiscalizar las operaciones del concesionario por sí mismo o mediante Auditorias Regulatorias. Asimismo, el Ente Regulador podrá requerir Auditorias Regulatorias anuales sobre los estados financieros y presupuestos del concesionario.

II.    Estas auditorias no contemplarán dictamen sobre las actividades no reguladas, el pago de los impuestos y los estados financieros ya auditados.

III.    Cuando las auditorias sean realizadas por terceros, el proceso de contratación deberá sujetarse a las disposiciones y procedimientos contenidos en las Normas Básicas del Sistema de Administración de Bienes y Servicios.

ARTÍCULO 85. (REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN).-

Los concesionarios deberán proporcionar al Ente Regulador información respecto a:
a)    Las bases utilizadas en el cálculo de tarifas, tasa de retorno, costos de los servicios y metodologías de asignación, tanto para el año base como para el período proyectado.
b)    Volúmenes de hidrocarburos efectivamente transportados, contratados y de facturados de acuerdo a contratos.
c)    Su contabilidad y estados financieros, que entre otra información incluya costos directos, costos indirectos, depreciación acumulada.
d)    Contratos ejecutados por el concesionario con respecto a la provisión de cada tipo de servicio.
e)    Circunstancias que afectan o podrían afectar al servicio que se provee.
f)     Capacidad física instalada, utilizada y disponible de los ductos y su ubicación.
g)    Cualquier otro tipo de información que sea considerada necesaria por el Ente Regulador, de acuerdo a sus responsabilidades conferidas por la normativa vigente.

CAPÍTULO XII
SANCIONES

ARTÍCULO 86.- (CLASES DE SANCIONES).
I.    El Ente Regulador impondrá sanciones en ejercicio de sus atribuciones en base disposiciones del presente Reglamento como se dispone a continuación:

–    Leves.- Por incumplimiento a lo dispuesto por los Artículos 21, 49, 58, 83 y 85 del presente Reglamento, se aplicará una multa de 40.000 UFV’s.

–    Graves.- Por incumplimiento a lo dispuesto en la Sección Sexta del Capítulo III, en el Capítulo V (excepto el artículo 42) y en el Capítulo VI del presente Reglamento se aplicará una multa de 800.000 UFV’s.

–    Gravísimas.- Por incumplimiento a lo dispuesto por los Artículos 22, 24, 42, 51 y 54 del presente Reglamento y del Párrafo Tercero del Artículo 91 de la Ley, se aplicará una multa de 4.000.000 UFV’s.

Por incumplimiento de las disposiciones de la Ley No. 1600. de las resoluciones del Ente Regulador y de las normas sectoriales aplicables al transporte de hidrocarburos por ductos y otras disposiciones del presente Reglamento que no están contempladas en los incisos anteriores, se aplicarán las sanciones por parte del Ente Regulador de acuerdo a la gravedad de la falta, en base a la gradualidad anterior.

II.    En caso de infringirse simultáneamente varias disposiciones contempladas en los incisos precedentes, las sanciones serán acumulativas.

III.    El Ente Regulador una vez determinada la infracción, opcionalmente y de manera excluyente podrá aplicar las sanciones establecidas por Reglamentos específicos del sector de hidrocarburos.

IV.    En caso de incurrir en reincidencia, la sanción se incrementará en el monto señalado en el Parágrafo I del presente Articulo, respecto de la última sanción impuesta y así sucesivamente.

V.    Cuando el concesionario sea sancionado diez (10) o más veces con sanciones leves o tres (3) veces con sanciones graves o gravísimas, el Ente Regulador, independientemente de ejecutar las sanciones, deberá iniciar el procedimiento de caducidad y revocatoria de la concesión:

ARTICULO 87. (IMPOSICIÓN Y PAGO).-

I.    Para la imposición de una o más de las sanciones señaladas en el Artículo precedente, el Ente Regulador deberá dictar la respectiva Resolución Administrativa, la misma que deberá ser notificada al Concesionario quién deberá pagar la correspondiente sanción dentro de los siguientes quince (15) días calendario.

II.    Los ingresos provenientes del pago de sanciones tendrán como destino lo establecido en el Articulo 112 de la Ley

DISPOSICIONES ADICIONALES

DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA.-

Los montos por CI y BMI, que reciba el CAMI deberán ser incorporados como ingresos regulados al momento de su percepción e informados anualmente al Ente Regulador al momento de la presentación de sus presupuestos ejecutados. Asimismo, los demás concesionarios sujetos a la aplicación del CI y BMI deberán informar anualmente al Ente Regulador al momento de la presentación de sus presupuestos ejecutados, los montos y volúmenes considerados para tal efecto.

DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA.-

Los concesionarios de transporte que hubieran cumplido con los cuatro (4) años de operación desde la última revisión tarifaría hasta el 31 de diciembre de 2005 deberán presentar sus propuestas tarifarías adecuadas al presente Reglamento conforme a los criterios que fije el Ente Regulador. Para efectos de la revisión tarifaría, el Ente Regulador deberá contar con las Auditorias Regulatorias a los presupuestos ejecutados hasta el 31 de diciembre de 2005

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

DISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA.-

Los actuales operadores y las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, publicas o privadas que se encuentran tramitando una concesión de transporte de hidrocarburos por ductos, se adecuarán a las normas del presente Reglamento dentro del plazo de seis (6) meses prorrogable por un plazo máximo igual a éste, a petición fundada de parte y autorización del Ente Regulador, mediante Resolución Administrativa debidamente fundada.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEGUNDA.-

Los presupuestos programados para la gestión 2007 de los concesionarios de transporte de hidrocarburos por ductos deberán ser presentados al Ente Regulador en un plazo máximo de veinte (20) días calendario a partir de la publicación en Gaceta Oficial del presente Decreto Supremo.

DISPOSICIÓN TRANSITORIA TERCERA.-

Dentro del plazo que corre entre la fecha de publicación del presente Decreto Supremo y la fecha de inicio de vigencia del Beneficio Mercado Interno – BMI, resultante de la revisión tarifada, se aplicará el Transporte en Mercado Interno – TEMI, que corresponde a la parte de la Tarifa de transporte de gas natural destinada a cubrir parte de los costos de transporte de gas natural del sistema de ductos del Mercado Interno. El TEMI es igual a $us 0.0311 (0311/100 DÓLARES AMERICANOS) por millar de pies cúbicos, de los cuales:

–    $us 0.03 (03/100 DÓLARES AMERICANOS) por millar de pies cúbicos serán pagados por los Cargadores para el mercado de exportación y,
–    $uso. 0011 (0011/100 DÓLARES AMERICANOS) por millar de pies cúbicos serán pagados por los Transportadores de Mercado Externo, con excepción del Concesionario Gas Trans Boliviano.

Todo gas natural transportado en territorio nacional para el mercado de exportación y en tránsito, pagará el TEMI una sola vez a la entrada de la primera concesión, independientemente de las concesiones por las que pase el gas natural hasta llegar a su destino final. En caso de que la primera concesión citada en forma precedente no pertenezca a la Unidad de Transporte, el Titular de dicha Concesión deberá abonar el monto correspondiente, dentro de los primeros diez (10) días calendado del mes siguiente, a una cuenta de la Unidad de Transporte en el sistema financiero nacional.

Se abrogan y derogan todas las disposiciones contrarias al presente Decreto Supremo.

El Señor Ministro de Estado, en el despacho de Hidrocarburos y Energía, queda encargado de la ejecución y cumplimiento del presente Decreto Supremo.

Es dado en el Palacio de Gobierno de la ciudad de La Paz, a los treinta y un días del mes de enero del año dos mil siete.

FDO. EVO MORALES AYMA, David Choquehuanca Céspedes, Juan Ramón Quintana Taborga, Alfredo Octavio Rada Vélez, Walker San Miguel Rodríguez, Celima Torrico Rojas, Gabriel Loza Tellería, Luis Alberto Arce Catacora, Abel Mamani Marca, Celinda Sosa Lunda, Jerges Mercado Suárez, Susana Rivero Guzmán, Carlos Villegas Quiroga, José Guillermo Dalence Salinas, Walter Juvenal Delgadillo Terceros, Victor Cáceres Rodríguez, Nila Heredia Miranda.

o

 

 

 




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