tribunal de apelaciones de sanciones en temas de …

TRIBUNAL DE APELACIONES DE SANCIONES EN TEMAS DE ENERGÍA Y MINERÍA

OSINERGMIN

SALA 1

RESOLUCIÓN Nº 102-2020-OS/TASTEM-S1

Lima, 16 de julio del 2020

VISTO: El Expediente N° 201900024927 que contiene el recurso de apelación de fecha 6 de marzo de 2020 interpuesto por Transportadora de Gas del Perú S.A. - TGP (en adelante, TGP), representada por el señor Luis Miguel Velapatiño Ñuflo, contra la Resolución de División de Supervisión de Gas Natural Osinergmin N° 346-2020 del 14 de febrero de 2020, a través de la cual se la sancionó por incumplir diversas normas de seguridad del sub sector de gas natural.

CONSIDERANDO: 1. A través de la Resolución de División de Supervisión de Gas Natural Osinergmin N° 346-2020

del 14 de febrero de 2020, se sancionó a TGP con una multa total de 1 541.64 (un mil quinientos cuarenta y uno con sesenta y cuatro centésimas) UIT, por incumplir el literal c) del artículo 36° del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por Decreto Supremo N° 081-2007-EM (en adelante, el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos), así como los artículos 33°, 66°, 71° y 75° del Anexo I “Normas de Seguridad para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos” del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos (en adelante, el Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos). La primera instancia determinó que TGP incurrió en infracción al no cumplir las siguientes obligaciones:

1 REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – ANEXO 1 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE

DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – DECRETO SUPREMO N° 081-2007-EM “Artículo 33°.- Precauciones para reducir alteraciones en el terreno en donde existe Derecho de Vía

El Operador deberá tomar todas las precauciones y cuidado posibles para reducir al mínimo la alteración del terreno, en donde se está construyendo el Derecho de Vía y posteriormente para mantenerlo estable, incluso en condiciones climáticas adversas.”

2 REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – DECRETO SUPREMO N° 081-2007-EM

“Artículo 36.- Obligaciones del Concesionario (…)

Ítem Incumplimiento Norma vulnerada Sanción

UIT

1 Adoptar precauciones y cuidados posibles para reducir al mínimo la alteración del terreno y mantenerlo estable incluso en condiciones adversas.

Artículo 33° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos1 Numeral 2.1.4.3 de la Escala de Multas GFGN

318.63

2 Garantizar la continuidad y oportunidad del servicio de transporte de gas natural.

Artículo 36° literal c) del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos2

855.63

TRIBUNAL DE APELACIONES DE SANCIONES EN TEMAS DE ENERGÍA Y MINERÍA - TASTEM

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RESOLUCIÓN N° 102-2020-OS/TASTEM-S1

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c) Conservar y mantener el Sistema de Transporte en condiciones adecuadas para su operación eficiente, garantizando la calidad,

continuidad y oportunidad del Servicio según las condiciones que fije el Contrato de Concesión y las normas técnicas pertinentes. El Concesionario deberá diseñar, construir, operar y mantener el Sistema de Transporte.

(…)”

3 REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – ANEXO 1 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – DECRETO SUPREMO N° 081-2007-EM

“Artículo 75.- Acciones para disminuir riesgos Las actividades que permitiría disminuir el riesgo son:

I. Para evitar errores operativos a) Capacitación del Personal; b) Mejoramiento del control del Ducto, y los métodos de monitoreo; c) Modificar las prácticas operativas y de mantenimiento; y, d) Mejorar o modificar las instalaciones y equipos.

II. Acciones de terceros

a) Mejoramiento de los programas de capacitación al público de las zonas aledañas sobre la existencia y peligros del Ducto; b) Control adicional de la vegetación, letreros y señales para mejorar la visibilidad del Derecho de Vía; c) Aumento de la frecuencia de inspecciones del Derecho de Vía; d) Señalización y procedimientos para excavación del Derecho de Vía;

III. Protección adicional

a) La instalación de estructuras o materiales tales como losas de concreto, planchas de acero o cubiertas para proteger el Ducto contra cualquier daño;

b) Aumento de la profundidad de la zanja del Ducto; y c) Aumento del espesor de la pared de la tubería. d) Reducciones temporales o permanentes de la presión operativa establecida; e) Estudios del tipo de revestimiento extremo; f) Mejora del rendimiento de los sistemas de protección catódica; g) Reparación o rehabilitación del revestimiento; h) Mejoramiento del proceso para eliminar la corrosión interna y los métodos de monitoreo; i) Instalación de revestimiento interno de la tubería; j) Programas de “inspección en línea”, mediante el paso de Raspatubos inteligentes; k) Pruebas de presión; y l) Programas de reparación y reemplazo de tuberías.

IV. Mitigación de riesgos por eventos naturales

Las alternativas que pueden usarse para reducir la frecuencia de fallas asociadas con eventos, incluyen: a) La inspección y evaluación de las áreas sujetas a derrumbes debido a la erosión, helada – deshielo, hundimientos como

consecuencia de construcción o socavación, sismos, movimiento de taludes, etc.; b) El aumento de la frecuencia de inspecciones del Derecho de Vía y patrullaje; c) Programas de monitoreo del movimiento de tuberías o del suelo, que puede incluir inspecciones con Raspatubos

inteligentes, estudios técnico e inclinómetros de los taludes; d) La instalación de estructuras o materiales para proteger el Ducto de cargas externas; e) La excavación para aliviar la carga de las tuberías o exceso de material de cobertura; y f) La reubicación del Ducto.

V. Reducción de las consecuencias:

Las alternativas que pueden usarse para reducir las consecuencias asociadas a las fallas, incluyen: a) Métodos mejorados para la detección temprana de fugas de un producto; b) Métodos mejorados para control y corte del compresor de las estaciones de bombeo; c) Métodos mejorados para limitar la cantidad de fuga de un producto, como reducir la separación entre las válvulas de

bloqueo y el uso de válvulas operadas remotamente: d) Métodos mejorados para recuperación y mitigación de fuga de líquidos; e) Mejora de los procedimientos de respuesta a emergencias.”

Numeral 2.7.4 de la Escala de Multas GFGN

3 Implementar programas de monitoreo del movimiento de tuberías o del suelo, que puede incluir estudios técnicos.

Artículo 75° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos3

190.20


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Los incumplimientos imputados se relacionan con el evento ocurrido el 3 de febrero de 2018 a las 13:17 horas, a la altura de la progresiva KP 8+900 del STD-LGN, en el distrito de Echarate, provincia de La Convención, departamento de Cusco, consistente en la rotura del ducto de líquidos de gas natural, operado por TGP, lo que ocasionó la interrupción del servicio de transporte de líquidos de gas natural, afectando a los usuarios de los consorcios titulares de los contratos de licencia de los lotes 88 y 56. Cabe señalar que dichas infracciones se encuentran tipificadas en los numerales 2.1.4.3 y 2.7.4 de la Tipificación y Escala de Multas y Sanciones de la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural, aprobada por Resolución N° 388-2007-OS/CD, modificada por Resolución N° 267-2012-OS/CD6 (en adelante, la Escala de Multas GFGN).

4 REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – ANEXO 1 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE

DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – DECRETO SUPREMO N° 081-2007-EM “Artículo 71.- Implementación de programa de monitoreo para prevenir fallas Cuando las inspecciones y patrullajes indiquen un hundimiento del suelo, movimientos de talud o derrumbes que puedan ocasionar una tensión longitudinal o transversal excesiva o la desviación de la tubería, el Operador deberá implementar un programa de monitoreo y evaluación que incluya criterios de corrección con la finalidad de prevenir las fallas. Para esto se deberá considerar el incremento de la frecuencia de patrullajes del Derecho de Vía, Raspatubos inteligentes, inclinómetros de taludes, piezómetros u otros instrumentos de medición.”

5 REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – ANEXO 1 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS – DECRETO SUPREMO N° 081-2007-EM

“Artículo 66.- Medidas adoptadas en situaciones de riesgo Si el Operador detecta condiciones de riesgo en algunas instalaciones del Ducto, deberá tomar las medidas para mitigar sus efectos

o eliminar el riesgo, implementando las acciones preventivas y correctivas necesarias para evitarlas y operar el Ducto en forma segura.”

6 TIPIFICACIÓN Y ESCALA DE MULTAS Y SANCIONES DE LA GERENCIA DE FISCALIZACIÓN DE GAS NATURAL - RESOLUCIÓN N° 388-

2007-OS/CD

Anexo 2

NO CUMPLIR CON LAS NORMAS RELACIONADAS A ASPECTOS TÉCNICOS Y/O DE SEGURIDAD

Infracción Base Normativa Multa Otras Sanciones

2.1 No cumplir con las normas de diseño, construcción, montaje, operación y/o proceso

2.1.4 En actividades de Transporte

Numeral 2.7.4 de la Escala de Multas GFGN

4

Implementar instrumentos de medición con la finalidad de prevenir fallas.

Artículo 71° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos4 Numeral 2.7.4 de la Escala de Multas GFGN

137.57

5 Adoptar medidas para mitigar o eliminar el riesgo para operar el ducto en forma segura.

Artículo 66° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos5 Numeral 2.7.4 de la Escala de Multas GFGN

39.61

Multa Total UIT 1 541.64


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2. Mediante el escrito de registro N° 201900024927 presentado el 6 de marzo de 2020, TGP

interpuso recurso de apelación contra la Resolución de División de Gas Natural Osinergmin N° 346-2020, solicitando el archivo definitivo del procedimiento sancionador o, en su defecto, la rebaja prudencial de las multas impuestas, en atención a los siguientes argumentos: a) Se encuentra en trámite un proceso judicial en el que impugna la decisión de la primera

instancia de declarar improcedente su solicitud de calificación de fuerza mayor respecto del evento materia de sanción. Señala que en febrero de 2018 solicitó a OSINERGMIN que califique al evento materia de sanción como uno de fuerza mayor, en aplicación del Procedimiento de Calificación de Solicitudes de Fuerza Mayor en las Actividades de Transporte y Distribución de Gas Natural, aprobada por Resolución N° 104-2015-OS/CD, solicitud que fue declarada improcedente mediante la Resolución N° 7-2018-OS-DSGN, debido a que la

2.1.4.3 En Transporte de

Hidrocarburos por Ductos.

Arts. 11°, 12°, 163° y 181° del Reglamento aprobado por D.S. N° 043-2007-EM. Arts. 36° literales b), h), k), m), n) y o) y 63° del Reglamento aprobado por D.S. N° 081-2007-EM. Arts. 5°, 7°, 13°, 14°, 16°, 17°, 18°, 19°, 20°, 21°, 22°, 23°, 24°, 25°, 28°, 30°, 31°, 33°, 34°, 36°, 37°, 38°, 39°, 40°, 41°, 42°, 43°, 44°, 45°, 46°, 47°, 48°, 53°, 54°, 55°, 56°, 57°, 58°, 59°, 62°, 64°, 79°, 90° y Disposición Complementaria del Anexo 1 del Reglamento aprobado por D.S. N° 081-2007-EM. Arts. 43° literales a), d), g) y h), 62° y 83° literales a), c), d), e), f) y g) del Reglamento aprobado por D.S. N° 015-2006-EM. Arts. 1°, 5°, 12° y 14° del Anexo 2 del Reglamento aprobado por D.S. N° 081-2007-EM. Numeral 1 del Anexo 4 del Reglamento aprobado por el D.S. N° 081-2007-EM.

Hasta 6 000 UIT

S.T.A., C.I.

2.7 No cumplir con las normas sobre pruebas, inspección, mantenimiento, reparación,

precomisionamiento y comisionamiento.

2.7.4 En Ductos de Transporte.

Art. 47° del Reglamento aprobado por D.S. N° 015-2006-EM. Arts. 82° numerales 82.2, 82.3 y 82.5 y 84° del Reglamento aprobado por D.S. N° 043-2007-EM. Art. 36° literal c) del Reglamento aprobado por D.S. N° 081-2007-EM. Arts. 27°, 30°, 32°, 39° literal f), 42°, 48°, 49°, 50°, 51°, 52°, 56°, 57°, 59° literal b), 60°, 64°, 65°, 66°, 70°, 71°, 72°, 75°, 76°, 77°, 79° y 90° del Anexo 1 del Reglamento aprobado por D.S. N° 081-2007-EM. Arts. 17°, 18°, 20°, 21° y 22° del Anexo 2 del Reglamento aprobado por D.S. N° 081-2007-EM.

Hasta 3 200 UIT

S.T.A.


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comunicación de la ocurrencia del evento se produjo con treinta (30) minutos de retraso respecto del plazo fijado en el citado procedimiento. En el marco de dicho procedimiento administrativo cuestionó, vía recurso de apelación, la posición asumida por OSINERGMIN; sin embargo, mediante la Resolución N° 8-2018-OS-DSGN se declaró infundado el recurso de apelación, agotándose la vía administrativa. Ante ello inició un proceso contencioso administrativo a fin de que se declare la nulidad de la resolución antes referida y, consecuentemente, se ordene a OSINERGMIN que evalúe su solicitud a fin de determinar si el evento materia de sanción califica o no como uno de fuerza mayor. En opinión de TGP, las consecuencias de este proceso judicial impactan directamente en el presente procedimiento sancionador, toda vez que sólo con el análisis previo de la solicitud de fuerza mayor, OSINERGMIN contaría con los elementos para la determinación o no de responsabilidad; sin embargo, esto no ha sido tomado en cuenta por la primera instancia, como tampoco las limitaciones legales e incluso constitucionales impuestas a las entidades para avocarse a causas pendientes, contraviniendo lo dispuesto en el numeral 2 del artículo 139 de la Constitución Política del Perú7 y el artículo 4 del Texto Único Ordenado de la Ley Orgánica del Poder Judicial, aprobado por Decreto Supremo N° 017-93-JUS8. Considera que, en el caso bajo análisis, se requiere tener certeza respecto de la existencia o no de una fuerza mayor, para determinar si existen los presupuestos para considerar que TGP ha incurrido en incumplimientos que le son imputables. Por tanto, al iniciar un procedimiento sancionador y determinar responsabilidad administrativa, la primera instancia está anticipándose y entrometiéndose en la decisión judicial que podría revertir la situación de las cosas y disponer un análisis de la solicitud de fuerza mayor. No se encuentra de acuerdo con el criterio adoptado por la primera instancia, según el cual la calificación de fuerza mayor que viene siendo objeto de revisión por el Poder Judicial es un tema fuera de la controversia suscitada en el PAS, por lo que la validez o invalidez de la Resolución N° 07-2018-OS-DSGN, que declara improcedente la calificación de fuerza mayor, no es admisible ni pertinente para efectos del presente procedimiento. Al respecto, reitera que sólo contando con un pronunciamiento de

7 CONSTITUCIÓN POLÍTICA DEL PERÚ “Artículo 139.- Son principios y derechos de la función jurisdiccional: (…) 2. La independencia en el ejercicio de la función jurisdiccional.

Ninguna autoridad puede avocarse a causas pendientes ante el órgano jurisdiccional ni interferir en el ejercicio de sus funciones. Tampoco puede dejar sin efecto resoluciones que han pasado en autoridad de cosa juzgada, ni cortar procedimientos en trámite, ni modificar sentencias ni retardar su ejecución. Estas disposiciones no afectan el derecho de gracia ni la facultad de investigación del Congreso, cuyo ejercicio no debe, sin embargo, interferir en el procedimiento jurisdiccional ni surte efecto jurisdiccional alguno. (…)”

8 TEXTO ÚNICO ORDENADO DE LA LEY ORGÁNICA DEL PODER JUDICIAL – DECRETO SUPREMO N° 017-93-JUS Artículo 4.- Toda persona y autoridad está obligada a acatar y dar cumplimiento a las decisiones judiciales o de índole administrativa, emanadas de autoridad judicial competente, en sus propios términos, sin poder calificar su contenido o sus fundamentos, restringir sus efectos o interpretar sus alcances, bajo la responsabilidad civil, penal o administrativa que la ley señala. Ninguna autoridad, cualquiera sea su rango o denominación, fuera de la organización jerárquica del Poder Judicial, puede avocarse al conocimiento de causas pendientes ante el órgano jurisdiccional. No se puede dejar sin efecto resoluciones judiciales con autoridad de cosa juzgada, ni modificar su contenido, ni retardar su ejecución, ni cortar procedimientos en trámite, bajo la responsabilidad política, administrativa, civil y penal que la ley determine en cada caso. Esta disposición no afecta el derecho de gracia”.


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fondo respecto de la calificación de fuerza mayor es posible determinar si existe o no responsabilidad que pueda serle imputada. Evidentemente, si se concluye que sí existió fuerza mayor, no corresponde sancionarla. Adicionalmente, en su opinión, la primera instancia limita la aplicación de la regla del no avocamiento a causas judiciales en trámite al supuesto regulado en el artículo 74° del Texto Único Ordenado de la Ley del Procedimiento Administrativo General, aprobado por Decreto Supremo N° 004-2019-JUS (en adelante, el TUO de la LPAG), el cual no resulta aplicable al presente caso por no estar en el supuesto de una controversia entre dos particulares. Por lo anterior, solicita que el TASTEM declare la nulidad de la Resolución de Sanción y archive el presente procedimiento administrativo sancionador o, en todo caso, limite la potestad sancionadora de la primera instancia hasta la emisión de una resolución final en sede judicial.

b) Existe una causal eximente de responsabilidad dada por la fuerza mayor, toda vez que se produjo un hecho externo que fue súbito e imperceptible y sin precedente alguno en el área de la concesión de TGP. Agrega que, según la primera instancia, los problemas relacionados al terreno son raramente imprevisibles, pero pueden permanecer sin ser identificados debido a una investigación insuficiente en el derecho de vía o a una valoración inadecuada de los resultados de las investigaciones que se realicen, concluyendo que no habría realizado los estudios técnicos correspondientes, pues debió prever que la roca donde se asentaba el ducto de líquidos de gas natural se iba a fracturar a veinte (20) metros de profundidad. Sin embargo, sostiene que sí realizó los estudios pertinentes para reducir el riesgo de eventos que pudiesen afectar el servicio de transporte, teniendo en consideración que todos los movimientos de tierras que se presentaron en la concesión fueron superficiales. Indica que los estudios de movimientos de suelo, así como de todas las amenazas a la integridad del Sistema de Transporte se ejecutan en función del riesgo que representan para los ductos, para lo cual cuenta con una Matriz de Riesgos Geotécnicos. A partir de los riesgos identificados, programó y ejecutó distintas acciones y obras. Por ello, en su opinión, no resulta razonable desde el punto de vista ingenieril desarrollar estudios y análisis de mecanismos de daño no identificados o de baja probabilidad de ocurrencia, siendo que la norma tampoco podría exigirlo. Considera que las acciones se adoptan en función de la criticidad identificada, no obstante, no evidenció hechos que ameritaran que la zona calificara con un nivel de criticidad significativo. Precisa que, en el presente caso, se le pretende exigir de manera retroactiva la ejecución de estudios que, con la información existente hasta antes del 3 de febrero de 2018, no eran necesarios por no haber existido hasta dicho momento deslizamientos de la magnitud ocurrida y a tal nivel de profundidad. Precisa que, de acuerdo con el razonamiento de la primera instancia, TGP debería realizar estudios con una profundidad sin límite para alertar posibles roturas futuras, lo cual, en su opinión, no es razonable.


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Coincide con la posición de la primera instancia, en el sentido que el sellado de grietas no garantiza la estabilidad del terreno, no obstante, afirma que dicha acción constituye una medida temporal mientras se diseñan las obras necesarias para garantizar la estabilidad del terreno, que en el caso de zonas lluviosas, tales obras se ejecutan una vez culminada la época de lluvias, por seguridad de las instalaciones y seguridad del personal encargado, por lo que temporalmente se ejecuta el sellado de las grietas. Agrega que los eventos de los años 2015, 2017 y 2018 no ocurren en la misma zona geológica y que las grietas detectadas en dichos años no tienen relación alguna con las grietas detectadas en enero de 2018, por lo que, en su opinión, la primera instancia cae en error al vincularlos con el evento del 3 de febrero de 2018, el cual fue un movimiento de masa regional independiente a los acontecidos en oportunidades anteriores. Conoce sobre las posibilidades de movimientos de masa en distintas zonas de su concesión, como en el KP 8+900, por lo que está preparada para afrontar movimientos de masa similares a los acontecidos hasta antes del 3 de febrero de 2018. No obstante, el movimiento de masa ocurrido ese día fue un evento extraordinario, pues (i) fue súbito con lo cual por más que se hubieran instalado sensores no hubiera sido posible ejecutar alguna acción de mantenimiento y control que contuviera el evento; (ii) la dimensión del mismo no era previsible; y, (iii) fue un evento gestado a veinte metros de profundidad en la roca. Sostiene que dispone de un programa de monitoreo y evaluación geotécnica que incluye las siguientes actividades: (i) Monitoreo Topográfico; (ii) Actividades de Vigilancia Integral Del Derecho de Vía (DdV); (iii) Seguimiento de Eventos Mediante Fibra óptica de Comunicaciones; (iv) Monitoreo Mediante Imágenes LiDAR; (v) Recorridos Aéreos; (vi) Pasaje de Raspatubos Inteligente (ILI) (ILI del tipo Inercial); (vii) Análisis de Riesgo Geotécnico (Matriz de Riesgos); (viii) Obras de estabilización plasmadas en el Plan Master de Geotécnica. Con ello, según refiere, se demuestra que ha actuado conforme a las mejores prácticas de la industria efectuando el mantenimiento del ducto y del Derecho de Vía, produciéndose una ruptura del nexo causal. Asimismo, señala que no existe una "concausa" que determine su responsabilidad, ya sea por omisión de sus obligaciones o por negligencia de la empresa. Señala que el evento materia de sanción corresponde a uno de fuerza mayor debido a las siguientes características que esquematizó de la siguiente manera:


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Considera que la primera instancia le impone un estándar de operación excesivo, desproporcionado y carente de racionalidad técnica que vulnera el Principio de Razonabilidad, pues el evento materia de sanción es el primero en su historia con características tan peculiares como la profundidad de más de 20 metros de gestación en la roca. Por tanto, al no existir antecedentes similares en la historia del ducto, no podría tener control total de absolutamente todos los procesos que pudieran estar gestándose en el interior de la tierra a profundidades tan relevantes. Lo contrario implica la imposición de un estándar técnico de imposible cumplimiento. Sostiene que la posición de la primera instancia conlleva a que TGP pueda ser responsable ad infinitum por cualquier movimiento de masas que pudiera generarse en lo sucesivo a 20, 30, 40 metros de profundidad pues, bajo ese criterio, siempre sería posible prever la ocurrencia de movimientos internos de masa a la luz de movimientos superficiales, estudios de sismicidad, entre otros. Con ello se desnaturaliza el sentido de la fuerza mayor como institución jurídica bajo la alegación de una pretendida diligencia que no acaba siendo más que una exigencia imposible de cumplir, incluso bajo las mejores prácticas de la industria. Indica también que de acuerdo con el informe denominado "Análisis y Clasificación de 14 eventos de TGP" nueve (9) eventos clasifican como “causas naturales” por deslizamientos de suelos y lodos y deslizamientos de roca. Al respecto, precisa que la tasa de 9 fallas debidas a causas naturales es la más baja, considerando la geografía que atraviesa la zona, y ello es gracias a las actividades de mantenimiento que realiza y a los mecanismos de control, prevención y mitigación, acordes con las mejores prácticas de la industria que permiten la prevención de impactos desfavorables. Agrega que en el Informe Técnico denominado "Benchmark eventos ocurridos en sistema operado por TGP respecto de otros ductos en Latinoamérica y el mundo" se observa que los eventos provocados por causas naturales resultan inferiores en comparación con otros sistemas de transporte de ductos de la región. Ello implica que, cuando se compara su sistema con sistemas ubicados geográficamente en condiciones similares, la frecuencia de eventos es marcadamente inferior. Precisa además que el Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento ocurrido en el KP 8+900 del Gaseoducto de Camisea enfatiza la distinción entre el evento materia de sanción y el incidente ocurrido en el año 2004, concluyendo que no es posible determinar una conexión entre los eventos del 2004 y del 3 de febrero de 2018, pese a su proximidad geográfica debido a las diferencias notables entre uno y otro. Por lo anterior, señala que no existe una "concausa" que le sea atribuible ya sea por omisión de sus deberes de cuidado o por una presunta negligencia.

c) Se ha vulnerado el Principio de Non bis in idem, al haberse impuesto diversas sanciones por un solo incumplimiento. Precisa que todos los incumplimientos imputados están relacionados a una sola obligación general, la misma que está prevista en el literal c) del artículo 36 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, referida a mantener y conservar el sistema de transporte de hidrocarburos en condiciones adecuadas para una correcta operación.


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Señala que en el numeral 2.107 del Informe Final de Instrucción del presente procedimiento sancionador, el órgano instructor ha considerado a la obligación contenida en el literal c) del artículo 36° del Reglamento de Transporte como un deber general que engloba las demás precisiones normativas por las cuales se le imputa responsabilidad; sin embargo, el órgano sancionador plantea una división de imputaciones cuando tan solo se refiere a una presunta conducta infractora. Sobre este argumento, indica que la Resolución de Sanción no se ha pronunciado, por lo que solicita al TASTEM evaluar la coherencia en la actuación de la primera instancia. Precisa, en cuanto a la identidad del sujeto, que las cinco (5) infracciones han sido imputadas a TGP. Respecto de los hechos, señala que el hecho que originó las supuestas cinco (5) infracciones fue un hecho único, esto es incumplir la obligación de conservación y mantenimiento a fin de garantizar la continuidad y operatividad del servicio de transporte de hidrocarburos. Así, cada una de las infracciones imputadas se sustentan en un solo hecho, tal como se detalla en la Tabla insertada en su recurso de apelación, a fojas 1063 a 1065 del expediente. Del mismo modo, respecto de la identidad de fundamento, señala que los artículos infringidos tienen un solo interés jurídico protegido, como es el mantener la operación del sistema garantizando la continuidad, calidad y eficiencia del servicio de transporte. En consecuencia, se la ha sancionado cinco (5) veces por un solo incumplimiento, por lo que se ha vulnerado el Principio de Non bis in idem debiendo corregirse dicha situación declarándose nula la resolución apelada.

d) En cuanto al incumplimiento del artículo 33° del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, afirma que dicho artículo pertenece al título "Construcción" de las Normas de Seguridad del referido Reglamento. Por ello, considera que en la etapa que se encuentra (operación y mantenimiento) no corresponde que sean aplicables las normas que rigen la actividad durante el diseño y/o construcción. Ello, más aún, si estas 2 etapas ya fueron supervisadas y aprobadas por el regulador. Agrega que se le está trasladando una exigencia exorbitante en relación a las obligaciones de preservación de la operación del ducto, pues no puede ser responsable por la gestación de procesos sísmicos más allá del DdV y, de resultar exigible, ello impactaría necesariamente en la tarifa que corresponde a TGP pues la garantía de operatividad de las instalaciones conllevaría a la asunción de riesgos más allá de lo delimitado legal y contractualmente, lo cual ameritaría, en todo caso, un ajuste en la respectiva retribución, así como también adecuaciones tanto contractuales como normativas, a fin de permitir la restricción en los derechos de propiedad de terceros. Reitera que la primera instancia no ha valorado adecuadamente las características inherentes al evento, de lo contrario, no concluiría que TGP podría prever su ocurrencia ni que debería ser responsable por extensiones más allá del derecho de vía e, incluso, no sugeriría que el ducto estaba mal emplazado. Señala que desde hace más de diez (10) años dispone de un programa de monitoreo y evaluación abarcando todas las técnicas mencionadas y otras. Este programa cumple con las mejores prácticas de la industria y, en caso de detectar riesgos activa su programa de monitoreo y evaluación. En el presente caso, si bien días antes se detectó


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una grieta por la zona, TGP adoptó las acciones que suele adoptar como parte de su programa (sellado de grietas) y activó su programa de monitoreo y evaluación que evalúa las mejores opciones de ingeniería para garantizar la estabilidad del suelo, el cual concluye con las obras descritas en los planes Master de Geotecnia, por lo que no puede afirmarse que no sigue las buenas prácticas. Indica también que los estudios que se efectuaron en su oportunidad no se realizaron considerando una profundidad mayor de veinte (20) metros porque ello no resultaba razonable ni previsible sobre la base de la información disponible hasta el 3 de febrero de 2018, siendo que en el fondo se les está sancionando sobre la base de información obtenida de manera ex post. Agrega que, en su opinión, la instalación de inclinómetros en la zona donde ocurrió el evento no hubiera sido útil para prevenirlo, toda vez que este fue tan súbito y de tal magnitud que no había manera de responder en tiempo y forma, porque el tiempo transcurrido entre la detección y la falla hubiera sido casi instantáneo. Tampoco hubieran servido los instrumentos de medición porque estos no se colocan a 20 metros de profundidad, que es donde se gestó el evento. Solicita a este Tribunal tener presente la reducción de tasa de fallas del ducto, así como la comparación benchmarking respecto a otros ductos, a fin de que se evidencie que TGP sí cumple con las buenas prácticas de la industria, así como con la adopción de distintas medidas que prevé el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, lo cual evidencia que estamos ante un Evento de Fuerza Mayor, pues a pesar de todas las acciones adoptadas por TGP, el evento no pudo ser evitado por ser este extraordinario, súbito, imprevisible e irresistible.

e) En cuanto al incumplimiento del literal c) del artículo 36° del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, precisa que la aplicación del principio de continuidad del servicio público no supone el traslado de todos los riesgos al concesionario, pues la continuidad no debe entenderse como "infalibilidad", de lo contrario, el estándar de operación de servicios públicos sería excesivo, impactando en los precios que los usuarios tendrían que soportar, encareciendo excesivamente las tarifas y con ello distorsionando una asignación eficiente de recursos. Agrega que la tipificación efectuada por la primera instancia, en su opinión, es incorrecta, pues en el supuesto negado que TGP fuera responsable por algo, en todo caso, debería ser responsable únicamente por la notificación de fuerza mayor fuera de plazo (en coherencia con lo señalado en la Resolución N° 7-2018-OS-DSGN), pero no por la afectación de las condiciones del servicio de transporte. Precisa también que el literal c) del artículo 36° del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos constituye una norma de carácter general por lo que para cumplir con su obligación debe cumplir con las normas técnicas pertinentes. En ese sentido, la norma cuyo incumplimiento se le imputa debe leerse de manera conjunta con otras normas que identifiquen de manera clara cuál es la obligación específica que debe cumplir. En atención a dicha observación, considera que debe efectuar las acciones reguladas en los artículos del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, cuyo


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incumplimiento se le imputa de manera independiente, contraviniendo el Principio de Non bis in idem.

f) Con relación al incumplimiento del artículo 75° del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, señala que las alternativas de acción contenidas en dicho artículo constituyen un listado no taxativo por las cuales puede optar el concesionario. Precisa que la instalación de mecanismos de medición, realización de estudios o incremento de patrullajes, no son exigencias irrestrictas que OSINERGMIN pueda requerirle. Agrega que serán las circunstancias de cada caso las que determinen, con base en las prácticas de la industria y la experiencia de la empresa, cuál es la medida que corresponde ser implementada. En el presente caso realizó patrullaje en campo, sobrevuelos, aplicación de agropol, entre otros; es decir, aplicó más de una medida para la mitigación de posibles riesgos. Señala que no existe obligación de implementar una acción en específico, sino que la obligación consiste en adoptar alguna acción de las alternativas contenidas en el numeral IV del artículo 75° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte. Al respecto, sostiene que no sólo ha utilizado raspatubos, sino una serie de medidas conjuntas para monitorear el estado de su sistema de transporte frente a riesgos naturales. Entre dichas medidas que adoptó se encuentran las siguientes: (i) Monitoreo Topográfico; (ii) Actividades de Vigilancia Integral del Derecho de Vía (DdV); (iii) Instrumentación Mediante Inclinómetros; (iv) Instrumentación Mediante Piezómetros, (v) Seguimiento de Eventos Mediante Fibra óptica de Comunicaciones; (vi) Monitoreo Mediante Imágenes LiDAR; (vii) Monitoreo Remoto de los datos de Inclinómetros, Piezómetros y Strain Gauges; (viii) Recorridos Aéreos; (ix) Extracción de muestras del DdV; (x) Ensayos de Laboratorio, Instrumentación Mediante Strain Gauges, Pasaje de Raspatubos Inteligente (ILI) (ILI del tipo Inercial); (xi) Análisis de Riesgo Geotécnico (Matriz de Riesgos); y, (xii) Obras de estabilización plasmadas en el Plan Master de Geotécnica. Sostiene además que, no adoptar una medida en específico no constituye un incumplimiento al artículo 75° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte; sostener lo contrario implicaría una contravención al principio de tipicidad, debido a que no cabe la interpretación extensiva sino una interpretación restrictiva, teniendo en cuenta además que la conducta imputada en realidad no constituye un incumplimiento a la norma sustantiva antes mencionada, por lo que corresponde archivar el Procedimiento Administrativo Sancionador iniciado contra TGP respecto a la imputación que se ampara en el artículo 75° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos.

g) Respecto al incumplimiento del artículo 71° del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos sostiene que la aplicación de dicho artículo es condicional: primero deben verificarse hundimientos, movimientos de taludes o derrumbes en las inspecciones y patrullajes y luego implementarse el programa de monitoreo y evaluación con la finalidad de prevenir fallas; no obstante, en el presente caso no detectó ninguna de tales incidencias en sus inspecciones previas que pudieran ocasionar una tensión longitudinal o transversal excesiva o la desviación de la tubería. Agregó que todo lo que ahora se sabe del evento es el resultado del análisis ex post efectuado, pero no se pudo determinar con anterioridad debido a su carácter imperceptible y su repentina ocurrencia.


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Agrega que la primera instancia, en un caso anterior seguido contra otro administrado, emitió la Resolución N° 276-2019 en la cual reconoce expresamente que la obligación contenida en el artículo 71° del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos es condicional y que no se puede imputar responsabilidad respecto del incumplimiento de tal artículo sobre la base de evaluaciones ex post del terreno, no obstante, en el presente caso adopta una postura contraria. Precisa que los eventos acontecidos con anterioridad no tienen relación con el acontecido el 3 de febrero de 2018 y que, si bien sí era previsible un movimiento en masa, adoptó las acciones para prevenirlo; sin embargo, el movimiento en masa acontecido el 3 de febrero de 2018 fue infinitamente superior a lo que pudo prever.

h) Respecto del incumplimiento del artículo 66° del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, señala que realizó las medidas correspondientes a la evaluación de criticidad de la zona en relación con los anteriores eventos, aplicando las mejores prácticas de la industria, siendo que su diligencia se ve reflejada a las distintas labores que fueron ejecutadas antes, durante y después a la ocurrencia del evento materia de sanción. Reitera que no detectó condiciones de riesgo en los días previos al evento (condición), por lo que no se encontraba en la obligación de desplegar acciones preventivas o correctivas (consecuencia). Agrega también que no existe conexidad entre los eventos previos (años previos) y el evento materia de sanción, por lo que no es posible sostener que tales eventos previos ameritaban la calificación de una especial condición de riesgo con arreglo al artículo 66° antes citado. En ese sentido, alega que debe archivarse la imputación por el incumplimiento del artículo 66 del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos.

i) Con relación a la graduación de la sanción, señala que la primera instancia vulnera el principio de razonabilidad, pues no ha considerado elementos de atenuación para determinar cada una de las multas, a pesar que TGP sí ha adoptado diversas medidas en cumplimiento del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos. Agrega que, en el Informe de Determinación de la Multa, en el cálculo de costos referidos a las imputaciones 1, 3, 4 y 5 se mencionan las actividades que TGP habría evitado ejecutar; sin embargo, no se especifica por qué cada una de dichas acciones son las idóneas. Del mismo modo, en el cálculo para la imputación 2 no se indica cuál sería la actividad omitida por TGP, solo se señala "se simula un escenario de cumplimiento", sin precisar en qué consiste.

j) Solicita se le conceda el uso de la palabra a fin de exponer sus argumentos. 3. A través del Memorándum N° DSGN-95-2020 recibido el 10 de marzo de 2020, la División de

Supervisión de Gas Natural remitió al TASTEM el expediente materia de análisis.

4. Con fecha 13 de julio de 2020 se realizó el informe oral mencionado en el literal j) del numeral 2), solicitado por TGP a través de su recurso de apelación. Ello, conforme consta en el Acta de Informe Oral de fecha 13 de julio de 2020, obrante en el expediente.


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5. Mediante escrito de registro N° 202000083828, de fecha 14 de julio de 2020, TGP remitió a este Tribunal Administrativo la presentación (diapositivas) y el video (a través de un vínculo web en OneDrive) utilizados durante el informe oral.

6. Con relación al recurso de apelación interpuesto por TGP y luego de la revisión y evaluación

de los actuados, este Tribunal ha llegado a las conclusiones que se exponen en los numerales siguientes.

7. En cuanto a lo alegado en los literales a) y b) del numeral 2) debe tenerse presente que el artículo 62° del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos establece la posibilidad que tiene el concesionario de variar transitoriamente las condiciones del servicio de transporte de gas natural por ductos ante una situación de emergencia, precisándose en dicho artículo que OSINERGMIN será quien determinará si la variación transitoria del servicio de transporte de gas natural por Ductos constituye un caso de fuerza mayor9.

En ese sentido, el “Procedimiento de Calificación de Fuerza Mayor en las Actividades de Transporte y Distribución de Gas Natural”, aprobado por Resolución N° 104-2015-OS/CD (en adelante, el Procedimiento de Fuerza Mayor), actualmente vigente, tiene por objetivo regular el procedimiento de evaluación de solicitudes de calificación de fuerza mayor presentadas por los concesionarios del servicio de transporte de gas natural y/o líquidos de gas natural por red de ductos ante la variación transitoria de las condiciones del servicio, tal como se establece en el artículo 1 del mencionado Procedimiento de Fuerza Mayor10. Asimismo, el artículo 4° del Procedimiento de Fuerza Mayor11 dispone que la autoridad competente para calificar las solicitudes de fuerza mayor en primera instancia, es la División de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural (actual Jefe de Transporte por Ductos de Gas Natural) y, en segunda y última instancia la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (actual Gerente de Supervisión de Gas Natural)12

9 REGLAMENTO DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS, aprobado por Decreto Supremo N° 081-2007-EM

“Artículo 62°. - El Concesionario podrá variar transitoriamente las condiciones del Servicio ante una situación de emergencia, con la obligación de dar aviso de ello al Usuario y al Osinergmin, dentro de las veinticuatro (24) horas de producida la alteración. Corresponde únicamente al Osinergmin comprobar y calificar si los hechos aludidos por el Concesionario durante la operación del Sistema de Transporte por Ductos constituyen casos de fuerza mayor, relacionados a la obligación de continuidad del servicio. (…)”

10 PROCEDIMIENTO DE CALIFICACIÓN DE SOLICITUDES DE FUERZA MAYOR EN LAS ACTIVIDADES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

DE GAS NATURAL – RESOLUCIÓN N° 104-2015-OS/CD “Artículo 1.- Objetivo El objetivo de la presente norma es regular el procedimiento para la evaluación por parte de Osinergmin de las solicitudes de calificación de fuerza mayor presentadas por los concesionarios del servicio de transporte de gas natural y/o líquidos de gas natural por ductos y de distribución de gas natural por red de ductos, ante la variación transitoria de las condiciones del servicio.”

11 “Artículo 4.- Órganos Competentes La División de Producción, Procesamiento y Transporte de Gas Natural, y la División de Distribución y Comercialización de Gas Natural de Osinergmin, serán los órganos competentes para evaluar y resolver en primera instancia las solicitudes de calificación de fuerza mayor presentadas por los concesionarios, siendo la Gerencia de Fiscalización de Gas Natural de Osinergmin la segunda y última instancia.”

12 Tal como se establece en el Texto Único Ordenado de Procedimientos Administrativos de Osinergmin, aprobado por Resolución

N° 095-2017-OS/CD, el cual se encuentra disponible en el portal web de Osinergmin, en el siguiente enlace:

http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/PlantillaMarcoLegalBusqueda/TUPA-Osinergmin.pdf

http://www.osinergmin.gob.pe/seccion/centro_documental/PlantillaMarcoLegalBusqueda/TUPA-Osinergmin.pdf


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Es oportuno precisar que, de acuerdo con el artículo 257°, numeral 1, literal a) del TUO de la LPAG, la fuerza mayor debidamente comprobada constituye una condición eximente de la responsabilidad por infracciones13. De lo anterior se desprende que el Procedimiento de Fuerza Mayor constituye el procedimiento especial que el marco normativo citado previamente ha previsto para que los administrados puedan recurrir ante la autoridad administrativa competente a solicitar que un determinado evento sea calificado como de fuerza mayor a fin de ser eximidos de responsabilidad por las infracciones que le son imputadas, así como de las subsecuentes sanciones; caso contrario, de no acudir a dicho procedimiento específico o cuando, habiendo recurrido a este, la autoridad competente haya denegado su petición (sea por el fondo o la forma), subsistirá la responsabilidad de los administrados por las infracciones imputadas. En el presente caso, TGP señala que solicitó a Osinergmin la calificación del evento materia de sanción como uno de fuerza mayor, pero que mediante la Resolución N° 7-2018-OS-DSGN la División de Supervisión de Gas Natural declaró improcedente su solicitud, y que su recurso de apelación contra dicho pronunciamiento fue declarado infundado en segunda instancia administrativa, mediante la Resolución N° 8-2018-OS-DSGN. Agrega que planteó una demanda contenciosa administrativa contra Osinergmin a fin de que se declare la nulidad de las precitadas resoluciones, por lo que solicita a este Tribunal que disponga el archivo del presente procedimiento o, en su defecto, se limite la potestad sancionadora de la primera instancia hasta la emisión de la resolución final en sede judicial, pese a que en su escrito no proporcionó el número de expediente judicial bajo el cual se estaría tramitando tal proceso. Sobre el particular, es necesario señalar que, de acuerdo con el artículo 24° del Texto Único Ordenado de la Ley que Regula el Proceso Contencioso Administrativo, aprobado por Decreto Supremo N° 011-2019-JUS, la admisión de la demanda no impide la vigencia ni la ejecución del acto administrativo, salvo que el Juez mediante una medida cautelar o la ley, dispongan lo contrario14; es decir, la sola interposición de la demanda no invalida los pronunciamientos denegatorios emitidos por la autoridad competente en la tramitación del Procedimiento de Fuerza Mayor. Por otro lado, aun cuando TGP no informó en su recurso de apelación el número del expediente judicial bajo el cual se viene tramitando el proceso contencioso administrativo que ella misma refiere, cabe señalar que obra en el presente expediente administrativo el escrito de registro N° 201900024927 de fecha 11 de abril de 2019, al cual TGP adjuntó la impresión de la presentación que utilizó durante un informe oral realizado ante la primera instancia, en la cual, al referirse al citado proceso judicial, consignó el siguiente número de expediente: 09150-2018-0-1801-JR-CA-25.

13 TEXTO ÚNICO ORDENADO DE LA LEY DEL PROCEDIMIENTO ADMINISTRATIVO GENERAL – DECRETO SUPREMO 004-2019-JUS

“Artículo 257.- Eximentes y atenuantes de responsabilidad por infracciones 1.- Constituyen condiciones eximentes de la responsabilidad por infracciones las siguientes: a) El caso fortuito o la fuerza mayor debidamente comprobada. (…)”

14 TEXTO ÚNICO ORDENADO DE LA LEY QUE REGULA EL PROCESO CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO - DECRETO SUPREMO N° 011-

2019-JUS “Artículo 24.- Efecto de la Admisión de la demanda La admisión de la demanda no impide la vigencia ni la ejecución del acto administrativo, salvo que el Juez mediante una medida cautelar o la ley, dispongan lo contrario”.


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Con dicha información se procedió a realizar la consulta respectiva en el aplicativo “Consulta de Expedientes Judiciales” de la página web del Poder Judicial (https://cej.pj.gob.pe/cej/forms/busquedaform.html) verificándose que, mediante la Resolución N° Nueve del 21 de agosto de 2019, el Octavo Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de la Corte Superior de Justicia de Lima declaró infundada la demanda interpuesta por TGP contra OSINERGMIN, encontrándose el proceso en etapa de apelación. Asimismo, en dicha consulta se verificó también que TGP solicitó al Poder Judicial una Medida Cautelar de Innovar dentro del proceso contra OSINERGMIN, señalando como pretensión que se disponga: i) La suspensión de los efectos de la Resolución N° 08-2018-OS-DSGN a través de la cual se denegó admitir, alegar y probar su solicitud de calificación de Fuerza Mayor; y ii) se ordene a OSINERGMIN a que se abstenga de disponer, emitir o ejecutar todo o cualquier acto y/o actuación y/o manifestación de voluntad y/o iniciar cualquier procedimiento administrativo contra TGP que tenga como premisa y/o sustento todas o algunas de las situaciones de hecho y/o derecho que provocaron, se analizaron o fueron objeto o debieron ser objeto de la solicitud de fuerza mayor presentada y/o de la Resolución N° 08-2018-OS-DSGN. Al respecto, mediante la Resolución N° Cuatro de fecha 2 de setiembre de 2019, la Cuarta Sala Especializada en lo Contencioso Administrativo de la Corte Superior de Justicia de Lima confirmó la Resolución N° Uno de fecha 29 de marzo de 2019, emitida por el Octavo Juzgado Especializado en lo Contencioso Administrativo de la Corte Superior de Justicia de Lima, que resolvió rechazar la medida cautelar solicitada en los seguidos por TGP contra OSINERGMIN. En consecuencia, considerando que la sola interposición de la demanda que refiere TGP no invalida los pronunciamientos denegatorios emitidos por la autoridad competente en la tramitación del Procedimiento de Fuerza Mayor, que dicha demanda ha sido declarada infundada por el Poder Judicial en primera instancia y que a la fecha OSINERGMIN no ha sido notificado con ninguna medida cautelar a favor de TGP, pues la que solicitó fue rechazada por el Poder Judicial, se concluye que no existe impedimento alguno para que OSINERGMIN ejerza su función fiscalizadora y sancionadora conferida por el artículo 3, numeral 3.1, literal d) de la Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos15. A ello se debe agregar que, de acuerdo con el artículo 74° del TUO de la LPAG solo por ley o mediante mandato judicial expreso, en un caso concreto, puede ser exigible a una autoridad no ejercer alguna atribución administrativa de su competencia siendo que la demora o negligencia en el ejercicio de la competencia o su no ejercicio cuando ello corresponda, constituye falta disciplinaria imputable a la autoridad respectiva16.

15 LEY MARCO DE LOS ORGANISMOS REGULADORES DE LA INVERSIÓN PRIVADA EN LOS SERVICIOS PÚBLICOS – LEY N° 27332

“Artículo 3.- Funciones 3.1 Dentro de sus respectivos ámbitos de competencia, los Organismos Reguladores ejercen las siguientes funciones: (…) d) Función fiscalizadora y sancionadora: comprende la facultad de imponer sanciones dentro de su ámbito de competencia por el incumplimiento de obligaciones derivadas de normas legales o técnicas, así como las obligaciones contraídas por los concesionarios en los respectivos contratos de concesión. (…)”


“Artículo 74.- Carácter inalienable de la competencia administrativa

https://cej.pj.gob.pe/cej/forms/busquedaform.html


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Por tanto, en virtud de las normas legales vigentes aplicables al caso específico de la declaración de Fuerza Mayor y sus efectos legales para configurar una causal de exoneración de responsabilidad analizadas en los párrafos anteriores, no corresponde a este Tribunal evaluar las alegaciones formuladas y los medios probatorios mencionados en el recurso de apelación, con la finalidad de determinar que el evento ocurrido el 3 de febrero de 2018, se debió a causa de fuerza mayor. Ello, por cuanto, conforme se ha indicado, este Tribunal no es la autoridad competente para evaluar ni calificar la solicitud de declaración de fuerza mayor alegada por TGP al existir un procedimiento específico para ello, en cuya tramitación la autoridad competente ya emitió pronunciamiento declarando improcedente la solicitud de TGP, siendo que la autoridad jurisdiccional en primera instancia declaró infundada la demanda interpuesta contra dicho pronunciamiento desfavorable para TGP, por lo que las obligaciones materia de imputación se mantienen vigentes a la fecha de ocurrencia del evento. Por lo tanto, lo argumentado por TGP respecto de las circunstancias que han sido materia de evaluación en el procedimiento de calificación de fuerza mayor que solicitó no la eximen de responsabilidad respecto de las obligaciones cuyo incumplimiento es materia del presente procedimiento administrativo sancionador. En consecuencia, se desestima lo alegado por TGP en los literales a) y b) del numeral 2).

8. Con relación a lo afirmado en el literal c) del numeral 2), en el sentido que se ha vulnerado el Principio de Non bis in idem debido a que se aplicaron diversas sanciones por el incumplimiento de una norma general, debe tenerse presente que conforme con el numeral 11) del artículo 248° del TUO de la LPAG, el ejercicio de la potestad sancionadora se rige por el Principio de Non bis in idem, según el cual no puede imponerse simultáneamente una pena y una sanción administrativa por el mismo hecho cuando exista identidad de sujeto, hecho y fundamento17. Al respecto, resulta de utilidad citar al autor Juan Carlos Morón Urbina, quien al referirse al Principio de Non bis in ídem, afirma lo siguiente18:

“(…)

74.1 Es nulo todo acto administrativo o contrato que contemple la renuncia a la titularidad, o la abstención del ejercicio de las atribuciones conferidas a algún órgano administrativo. 74.2 Solo por ley o mediante mandato judicial expreso, en un caso concreto, puede ser exigible a una autoridad no ejercer alguna atribución administrativa de su competencia. 74.3 La demora o negligencia en el ejercicio de la competencia o su no ejercicio cuando ello corresponda, constituye falta disciplinaria imputable a la autoridad respectiva. 74.4 Las entidades o sus funcionarios no pueden dejar de cumplir con la tramitación de procedimientos administrativos, conforme a lo normado en la presente Ley. Todo acto en contra es nulo de pleno derecho”.

17 TEXTO ÚNICO ORDENADO DE LA LEY DEL PROCEDIMIENTO ADMINISTRATIVO GENERAL – DECRETO SUPREMO N° 004-2019-JUS

“Artículo 248.- Principios de la potestad sancionadora administrativa La potestad sancionadora de todas las entidades está regida adicionalmente por los siguientes principios especiales: (…) 11. Non bis in idem.- No se podrán imponer sucesiva o simultáneamente una pena y una sanción administrativa por el mismo

hecho en los casos en que se aprecie la identidad del sujeto, hecho y fundamento. Dicha prohibición se extiende también a las sanciones administrativas, salvo la concurrencia del supuesto de continuación de infracciones a que se refiere el inciso 7.”

18 MORON URBINA, Juan Carlos. Comentarios a la Ley del Procedimiento Administrativo General. Texto Único Ordenado de la Ley N° 27444. Tomo II. Gaceta Jurídica. Lima. Mayo 2018. Páginas 456 y 457.


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Para ello, en todos los casos, los presupuestos de operatividad para la exclusión de la segunda pretensión sancionadora son tres:

• La identidad subjetiva o de persona (eadem personae) consistente en que ambas pretensiones punitivas sean ejercidas contra el mismo administrado, independientemente de cómo cada una de ellas valore su grado de participación o forma de culpabilidad imputable. (…)

• La identidad de hecho u objetiva (eadem rea) consiste en que el hecho o conducta incurridas por el administrado deba ser la misma en ambas pretensiones punitivas, sin importar la calificación jurídica que las normas les asignen o el presupuesto de hecho que las normas contengan. (…)

• Finalmente, la identidad causal o de fundamento (eadem causa petendi) consiste en la identidad en ambas incriminaciones, esto es, que exista superposición exacta entre los bienes jurídicos protegidos y los intereses tutelados por las distintas normas sancionadoras, de suerte tal que si los bienes jurídicos que se persigue resultan ser heterogéneos existirá diversidad de fundamento, mientras que, si son iguales, no procederá la doble punición. (…)”

En ese sentido, a fin de establecer la vulneración del Principio Non bis in ídem debe considerarse que las normas cuyo incumplimiento se imputa a la recurrente, no contengan los mismos fundamentos, esto es, no contemplen los mismos bienes jurídicos protegidos ni tutelen los mismos intereses. Con relación a ello, el artículo 33° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, establece la obligación de la concesionaria de adoptar las precauciones y cuidados posibles para reducir al mínimo la alteración del terreno donde se construye el derecho de vía. Del mismo modo, deberá mantener estable dicha área inclusive bajo condiciones climáticas adversas. Por su parte, el literal c) del artículo 36° del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, cuestionado por la recurrente, impone la obligación de garantizar la calidad, continuidad y oportunidad del servicio, así como la de conservar y mantener el sistema de transporte en condiciones adecuadas para su operación eficiente. Del mismo modo, establece la obligación de la recurrente de operar y mantener el referido sistema, entre otras obligaciones. Del mismo modo, el artículo 75° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, establece diversas actividades que deben ser desarrolladas por la concesionaria a fin de disminuir riesgos, dependiendo de la finalidad que se pretenda. Así, la norma distingue actividades destinadas a evitar errores operativos, brindar una protección adicional, mitigar riesgos por eventos naturales, reducir consecuencias asociadas a fallas, así como actividades relacionadas con la actuación de terceros. Igualmente, el artículo 71° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, impone a la concesionaria la obligación de implementar un programa de monitoreo y evaluación cuando detecte el hundimiento del suelo o movimientos de talud o derrumbes, que puedan ocasionar una tensión longitudinal o transversal excesiva en la tubería o una desviación de la misma. De acuerdo con la norma mencionada, el programa de monitoreo y evaluación que implemente la concesionaria debe considerar el incremento de patrullajes


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del derecho de vía, raspatubos inteligentes, inclinómetros de taludes, piezómetros u otros instrumentos de medición. Asimismo, el artículo 66° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos establece la obligación de la concesionaria de adoptar medidas en caso de detectar condiciones de riesgo en las instalaciones del ducto, estableciendo acciones preventivas y correctivas para mitigar el riesgo de tal manera que pueda operar el ducto de forma segura. En tal sentido, según se desprende de los párrafos precedentes, las normas cuyo incumplimiento se imputó a la recurrente, disponen diversas obligaciones relacionadas con la operación y el mantenimiento del ducto, ya sea que se traten de actividades preventivas o de medidas ante situaciones que afecten la integridad del mismo. Igualmente, las obligaciones en cuestión son de orden técnico y de seguridad. Ello, conforme se expresa en el rubro 2 de la Escala de Multas de la GFGN, en cuyo numeral 2.1 se distinguen los incumplimientos a las normas de diseño, construcción, montaje, operación y/o proceso, y en el numeral 2.7, los incumplimientos a las normas sobre pruebas, inspección, mantenimiento, reparación, precomisionamiento y comisionamiento19. Del mismo modo, debe señalarse que los bienes jurídicos e intereses tutelados en virtud de las normas citadas en los párrafos precedentes no son los mismos. Así, se distingue la prestación continua e ininterrumpida del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos, la operación segura del ducto evitando riesgos en su infraestructura, el monitoreo del suelo cuando se identifiquen hundimientos que puedan ocasionar tensiones longitudinales o transversales excesivas o desviaciones de la tubería, la disminución de riesgos mediante acciones de protección adicional, así como la disminución de la alteración del terreno del derecho de vía. Ello, tal como se aprecia en el siguiente cuadro:

Norma imputada Bien jurídico protegido e intereses

tutelados

Artículo 33 del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos.

Estabilidad del derecho de vía incluso en condiciones climáticas adversas.

Literal c) del artículo 36 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos.

Prestación continua y oportuna del servicio de transporte por red de ductos.


Protección adicional del ducto a través de inspecciones en línea.


Prevención de fallas en el ducto ocasionadas por alteraciones del suelo.


Seguridad en la operación del ducto.

Por lo tanto, no se podría sostener que cada una de las actividades y medidas exigidas por las normas cuyo incumplimiento se imputa a la recurrente constituyen el mismo supuesto de hecho contemplado en el literal c) del artículo 36 del Reglamento de Transporte de

19 Ver nota 6.


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Hidrocarburos, como se alega en el recurso de apelación. Del mismo modo, tampoco se podría sostener que las normas en cuestión tienen el mismo fundamento, toda vez que la naturaleza de las mismas es de orden técnico y de seguridad, por lo que su cumplimiento requiere la adopción de diversas acciones y disposición de medidas diferentes atendiendo a una situación en particular. En efecto, cada una de las normas citadas en los párrafos precedentes contemplan diversas obligaciones, distintas de aquella referida a conservar y mantener el sistema de transporte de hidrocarburos por ductos en condiciones adecuadas para su operación eficiente, garantizando la continuidad del servicio. En el presente caso, tal como se indica en el Informe de Inicio de Procedimiento Administrativo Sancionador N° 37-2019-OS-DSGN de fecha 14 de febrero de 2019 que obra en el expediente, el 3 de febrero de 2018 se produjo la interrupción el servicio de transporte de hidrocarburos por ductos que brinda la recurrente debido a la rotura del STD-LGN a la altura de la progresiva KP 8+900. En dicho Informe de Inicio de Procedimiento Administrativo Sancionador se invoca el “Informe de Evaluación Geológico – Geotécnica del Tramo KP 08+800 a KP 09+080” (presentado por la TGP) a fin de describir la causa del incidente desde el punto de vista geológico: la falla del derecho de vía se debe a un fenómeno de inestabilidad de ladera de carácter regional generando un proceso de remoción en masa con afectación del ducto de NGL, así como el desplazamiento local del ducto de NG. Igualmente, de acuerdo con la evaluación efectuada en el Informe de Inicio de Procedimiento Administrativo Sancionador N° 37-2019-OS-DSGN elaborado por la División de Supervisión de Gas Natural de Osinergmin, antes de que se produjera el evento materia del presente caso, la recurrente tenía conocimiento de la ocurrencia reiterada de problemas relacionados a movimientos de masa en la zona del KP 8+900 desde el 2008 hasta el 2018. Ello, según se consigna en el mencionado informe:

“(…) 3. ANÁLISIS (…) 3.5.2 Teniendo en cuenta la información reportada por TgP y

analizada en los numerales 3.3.2 y 3.3.3, se evidencia que existían condiciones de riesgo relacionadas a problemas de movimiento de masa y que TgP tenía conocimiento de las mismas. Así, se ha verificado que estos problemas fueron detectados por TgP durante los años 2008, 2015, 2016 e incluso un mes antes de la rotura del ducto de LGN donde se encontraron grietas y escarpe sobre el DDV. (…)” (Sic)

En ese sentido, según se determinó en el Informe de Inicio de Procedimiento Administrativo Sancionador N° 37-2019-OS-DSGN, TGP no acreditó haber adoptado las medidas destinadas a mitigar los efectos o reducir los riesgos originados por el desplazamiento del suelo, implementando acciones preventivas o correctivas que garanticen la operación segura del ducto, conforme se establece en el artículo 66 del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos. Asimismo, se determinó que TGP no acreditó que haya adoptado medidas de precaución para reducir al mínimo la alteración del terreno donde se encuentra instalado


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el ducto, manteniéndolo estable aún en condiciones climáticas adversas, tal como lo contempla el artículo 33 del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos. Igualmente, se determinó que TGP, teniendo conocimiento de la presencia de condiciones geológicas – geotécnicas favorables para la ocurrencia de movimiento de masa en la zona del KP 8+900, no implementó un programa de monitoreo para prevenir fallas en el sistema de transporte, el cual contempla diversas acciones como el incremento del patrullaje del derecho de vía, la utilización de inclinómetros de taludes, piezómetros u otros instrumentos de medición, tal como se señala en el artículo 71 del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos. Asimismo, se determinó que TGP no implementó medidas de protección adicional ni acciones para mitigar riesgos por eventos naturales, como programas de monitoreo del movimiento de tuberías o del suelo que incluya estudios técnicos, entre otras acciones expresamente contempladas en el artículo 75 del Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos. Como se advierte de los párrafos precedentes, es materia del presente procedimiento el incumplimiento de diversas obligaciones expresamente establecidas en el Anexo I del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, por lo que no se trata del mismo supuesto de hecho como sostiene la recurrente o de una norma de carácter general. En consecuencia, se desestima lo alegado por la recurrente en el literal c) del numeral 2), al no haberse vulnerado el Principio de Non bis in idem.

9. En cuanto a lo afirmado en los literales d), e) f), g) y h) del numeral 2), en el sentido que se le está trasladando una exigencia exorbitante en relación a las obligaciones de preservación de la operación del ducto, pues no puede ser responsable por la gestación de procesos sísmicos más allá del derecho de vía y a 20 metros de profundidad, debe señalarse que conforme se desprende de la evaluación efectuada en el documento “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas”, que corresponde al Informe Técnico N° COG-001-MTGEIT-027-0-18 de fecha 22 de febrero de 2018, presentado por la recurrente, la falla que provocó la ruptura del ducto se debió a un deslizamiento de material ocasionado por la activación y movilización de fracturas de bloques de arenisca sobre el derecho de vía en el KP 9+080. En efecto, en el citado informe se consigna lo siguiente:

“3.2 Definición de causa principal La causa que originó el proceso de deslizamiento del material y la posterior rotura del ducto de NGL se dio a partir de un desprendimiento por activación y movilización de fracturas de bloques de arenisca sobre el DdV en el Kp 9+080, perteneciente a un afloramiento de arenisca de la Formación (Fm) Chambira de rumbo general N 80° E con un buzamiento de 21 ° hacia N-NO; en una zona de falla o fracturas de rumbo E-0 (Figura 3-2) asociadas al sistema de fallas regional de igual rumbo (…) Asimismo, los efectos de este evento, superaron ampliamente el ámbito geográfico del DdV y por ende el diseño de seguridad de las obras de estabilización geotécnica implementadas por TGP en dicho sector.”


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De la información antes señalada se puede determinar que el factor principal que contribuyó a la ocurrencia de la falla en el ducto está constituido por las fuerzas externas propias de la zona donde se encuentra ubicado el derecho de vía, así como el ducto. Ello, se corrobora con lo señalado en el “Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento Ocurrido en el Kp 8+900 del Gasoducto de Camisea” de fecha 17 de mayo de 2019, presentado por la recurrente, en el que se indica que el tramo KP 8+900 a KP 9+080 se ubica en el buzamiento de la roca Formación Chambira y coincide con la inclinación de la ladera de la margen izquierda de la quebrada Kimariato, formación que posee niveles con presencia de microfracturas y diaclasas, condición típica de estas rocas sedimentarias. En dicho documento se consigna la Imagen 5.2, así como la descripción de las características geológicas que se señalan a continuación:

“(…) Los estratos muestran una orientación constante a lo largo de todo el tramo comprendido KP 8+600 hasta el KP 9+600. Vale la pena resaltar que el buzamiento de la roca Formación Chambira en el tramo KP 8+900 a KP 9+080 del STD, coincide con la inclinación de la ladera de la margen izquierda de la quebrada Kimariato. (Ver la Figura 5.2). En cuanto a las condiciones geotécnicas de los materiales, se ha comprobado en perforaciones exploratorias que la Formación Chambira posee niveles con presencia de microfracturas y diaclasas, condición típica de estas rocas sedimentarias. Presenta reservones acuíferos de tipo "colgados" de pequeñas dimensiones con probable conexión hidráulica entre ellos, lo cual evidencia las condiciones de alta permeabilidad de esta unidad geológica. Por el intenso diaclasamiento (…) y fracturación que presentan los afloramientos, los paquetes de areniscas se muestran con un alto


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grado de desagregación (…) y falta de compacidad del mismo, como asimismo un alto grado de saturación (…)”. (resaltado nuestro)

A la situación inestable del terreno ocasionada por su propia configuración geológica, se suma el riesgo originado por la humedad -ambas circunstancias conocidas previamente por TGP o que se asume debe conocer por su condición de operador experto estándar asumido por ley y por concesión otorgada como se explicará más adelante-. En efecto, en el documento “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas”, mencionado en párrafos precedentes, se indica que la Formación Chambira, donde se encuentra asentado el STD de TGP, presenta características de condición acuífera. En dicho documento se señala lo siguiente:

“(…) Cabe recordar que la Formación Chambira presenta características de condición acuífera, formando reservorios acuíferos de tipo "colgados" de pequeñas dimensiones y que no se descarta una conexión hidráulica entre ellos, lo cual evidencia las condiciones de permeabilidad de esta unidad geológica (…)”.

La condición de permeabilidad antes señalada facilita la concentración de aguas infiltradas en épocas de lluvias, ocasionando la saturación de los materiales y el desprendimiento de bloques, generando el deslizamiento y la remoción de suelos. Ello, conforme se indica en el documento “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas”, en el que se consigna lo siguiente:

“(…) Dicha estructura fue movilizada posiblemente por el ingreso y circulación de agua debido a las intensas lluvias que se registraron en la actual temporada de lluvias en el sector Selva, desde octubre de 2017 a la fecha (…) que produjeron la saturación de los materiales y el desprendimiento de bloques, generando el deslizamiento y la remoción de suelos que afectaron el DdV, especialmente la tapada y parte del miembro superior de la formación Chambira (compuesta por lodolitas que se observaron saturadas en inspección de campo).

Esta situación se vio agravada por la estructura tectónica subhorizontal o de levante coincidente con el buzamiento de los estratos hacia el Norte que actuó como superficie de despegue de los bloques y movilizó los materiales con rumbo Norte dando lugar a una remoción en masa que produjo el evento de rotura.

Del mismo modo, es pertinente señalar que en el documento “Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento Ocurrido en el Kp 8+900 del Gasoducto de Camisea”, se hace referencia al hallazgo de una grieta en el KP 9+080 el 9 de enero de 2018, conforme se aprecia en la siguiente figura:


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Asimismo, el referido informe realiza las siguientes precisiones con relación a dicho hallazgo:

“(…) El 09 de enero del 2018, personal de COGA realizó una inspección en la zona del Kp 9+080, definiendo las actividades para la atención inmediata. En dicha inspección, se confirmó el punto donde la fibra óptica estaba tensionada y se identificó un escarpe de 17m de longitud y 0.3m de altura (ver Figura 4-6 y Figura 4-7). Se considera por nuestra parte que TGP obró correctamente en la aplicación de los procedimientos para casos usuales de deslizamientos a lo largo del DdV. En el Anexo 5 del "Informe Técnico sobre las causas del evento en el KP 8+900 y acciones realizadas", TGP incluyó el Informe 01-OTGE IT OB 15 O, "Obras Geotécnicas de Mantenimiento KP 6+000 al KP 12+000", de fecha 13-04-15, en el cual se presentó una buena recopilación de la progresiva de un alto número de casos, el análisis (observación y medida correctiva), la descripción y el registro fotográfico, en la Tabla 1-1. "Mantenimiento Geotécnico en el DDV" y en la Tabla 1-2 "Puntos de Mantenimiento Geotécnico. El examen detallado de los casos presentados en estas tablas, en algunos de ellos con grietas y escarpes de dimensiones notorias, permite establecer que prácticamente todos los casos fueron superficiales o de profundidad moderada y se presentaron en suelos, no en rocas. Es comprensible que la experiencia en el mantenimiento llevara a estimar por TGP que las grietas y demás hallazgos previos a la fecha del deslizamiento, correspondían a la


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forma usual de los deslizamientos tratados previamente en el DdV”.

En este punto es preciso considerar la imagen contenida en la Figura 3-1 del “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas”, donde se observa una vista panorámica de la zona del evento y la ubicación del KP 9+080 en la corona del deslizamiento:

Considerando la información antes evaluada, contenida en los documentos “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas” e “Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento Ocurrido en el Kp 8+900 del Gasoducto de Camisea”, presentados por la recurrente, se puede concluir que el hallazgo del escarpe en el derecho de vía en la progresiva KP 9+080, no resulta aislada a los fenómenos de naturaleza geológica que ocurrían en el tramo en el que se produjo la rotura del ducto, por lo que no podría afirmarse que tal hallazgo no constituía una situación de riesgo ni hacía prever la gestación de un movimiento de masa a nivel de roca, como se sostiene en el recurso de apelación. Por el contrario, dadas las condiciones del terreno, así como la ocurrencia de fenómenos climatológicos en la zona, como es el caso de las lluvias, que contribuyen a la predominancia de humedad en el suelo, resulta razonable la existencia de riesgos naturales que puedan afectar la integridad del ducto, sobre todo para una empresa con la experiencia y conocimientos de ingeniería y ductos de gas como TGP. Ello, más aún cuando en el documento “Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento Ocurrido en


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el Kp 8+900 del Gasoducto de Camisea” se ha reconocido que los factores que desencadenaron el evento, tienen de fondo conocimientos básicos y aplicados de Mecánica de Suelos y de Hidrogeología, es decir, pudieron ser determinados con la realización de estudios técnicos adecuados para un área con características conocidas de inestabilidad permanente que se incrementa en temporada lluvias, situación que una empresa como TGP no puede desconocer y menos ignorar. En efecto, en el citado documento se consigna lo siguiente:

“8.1.2. Generalidades sobre el movimiento de falla del terreno y los factores contribuyentes al mismo

(…) Los procesos de inestabilidad de taludes en roca ocurren a lo largo de discontinuidades de los macizos rocosos (planos de estratificación, diaclasas y fracturas), como una primera posibilidad. (…) Se podría considerar otro factor que consiste en el ablandamiento de las lodolitas por el ingreso de agua en las diaclasas; con el aumento de la humedad en el contacto de la lodolita con la arenisca, se produjo el ablandamiento de la lodolita facilitando la formación de una superficie de falla a lo largo del contacto. (…) Un tercer factor que pudo contribuir a la ocurrencia del deslizamiento, es la existencia de presiones artesianas en los estratos de arenisca que subyacen al estrato de lodolita sobre el cual ocurrió el deslizamiento (ver el perfil estratigráfico de la perforación SP-02 (2018), que se muestra en el Anexo 5). (…) En conclusión, puede notarse que los 3 factores recién descritos, los cuales tienen de fondo conocimientos básicos y aplicados de Mecánica de Suelos y de Hidrogeología, están esencialmente relacionados con la presencia y acción del agua infiltrada en volumen apreciable debido a las lluvias extraordinarias y fuertes de los días antecedentes al de la rotura del tubo (…). Al alcanzarse y superarse valores importantes de infiltración, al mismo tiempo se alcanzaron o superaron los umbrales de los tres factores, y se produjo el deslizamiento en forma súbita e impredecible”. (resaltado nuestro)

Cabe señalar que la filtración de las aguas de lluvia no fue un fenómeno súbito o repentino, pues en el “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas”, se reconoce que el movimiento de masa se produjo por el ingreso y la circulación de agua debido a las lluvias registradas desde octubre de 2017 a la fecha en que ocurrió el evento. En efecto, en dicho informe se consigna lo siguiente:

“(…) Dicha estructura fue movilizada posiblemente por el ingreso y circulación de agua debido a las intensas lluvias que se


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registraron en la actual temporada de lluvias en el sector Selva, desde octubre de 2017 a la fecha (…)”

Del mismo modo, resulta útil mencionar que las características geográficas y geológicas descritas en los párrafos precedentes, guardan relación con aquellas contempladas en el Anexo 1 del Contrato Boot de Concesión de Transporte de líquidos de Gas Natural por Ductos de Camisea a la Costa, suscrito por la recurrente en el año 2000, cuyo numeral 2, referido a las características de la ruta del ducto, señala que la primera zona por donde atraviesa dicha infraestructura, esto es la selva virgen, constituye un bosque húmedo ubicado en el Bajo Urubamba, el cual se caracteriza por tener una topografía accidentada y con precipitaciones pluviales frecuentes20. Por tanto, no puede ahora pretender sostener que no conocía de estas dos circunstancias como escenario del cumplimiento de sus obligaciones contractuales y legales. Igualmente, resulta de utilidad considerar la información relacionada con la susceptibilidad de movimiento de masa en el territorio nacional del Instituto Geológico Minero y Metalúrgico – Ingemmet del Ministerio de Energía y Minas21. De acuerdo con ello, se aprecia que la zona por donde atraviesa el ducto, en los departamentos de Cusco, Ayacucho y Huancavelica, presenta categoría de susceptibilidad muy alta, alta y media. Cabe señalar, conforme con la citada información del Ingemmet, que las categorías de susceptibilidad antes indicadas se refieren a la existencia de laderas con fallas, erosión intensa, masas de roca meteorizadas o fracturadas, laderas con pendientes de 20° a 45°, en los que existen altas probabilidades o han ocurrido movimientos de masa, siendo que, en el caso de la categoría media, los movimientos de masa pueden ser detonados por lluvias intensas o sismos.

20 CONTRATO BOOT DE CONCESIÓN DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS DE GAS NATURAL POR DUCTOS DE CAMISEA A LA COSTA –

ANEXO 1 CARACTERISTICAS TECNICAS Y CONDICIONES PARA EL DISEÑO, CONSTRUCCION Y OPERACION DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS “2.0. Características de la Ruta del Ducto

El ducto cruzará por tres zonas bien definidas del territorio peruano: una parte de selva virgen en donde se encuentran los pozos de gas; luego la sierra en donde hay que vencer la cordillera de los Andes y finalmente la costa hasta llegar a orillas del Océano Pacífico. La primera sección del ducto atravesará por zonas de bosque húmedo tropical del Bajo Urubamba que se caracteriza por tener una topografía muy accidentada y con precipitaciones pluviales frecuentes. La gran cantidad de pendientes que se encuentran en estos terrenos, hará necesaria la aplicación de técnicas de construcción apropiadas. Asimismo, por la falta de accesos terrestres y las limitaciones de navegabilidad de los ríos a pocos meses del año, será necesario disponer de apoyo aéreo, especialmente del uso de helicópteros. Otros de los objetivos del proyecto son proteger la diversidad biológica de la zona del Bajo Urubamba, minimizar los impactos al ambiente de una zona ambientalmente sensible como ésa, así como los impactos sociales a las comunidades nativas que se pudieran encontrar en las cercanías. La siguiente sección del ducto cruza por valles interandinos y la cordillera de los Andes en donde se alcanzan alturas cercanas a los 4,500 m.s.n.m. En el área por donde atravesará el ducto, a excepción de los valles interandinos, casi no se encuentra vegetación. A lo largo de esta ruta es posible encontrar algunas comunidades indígenas y pequeños poblados, pero de manera general puede decirse que es una zona deshabitada. Las condiciones de construcción de esta sección del ducto son consideradas de moderadas a difíciles. No se encuentran pendientes tan pronunciadas como en la anterior sección. La última sección del ducto desciende rápidamente desde los Andes hasta la costa cruzando regiones desérticas y con pocas elevaciones. En esta zona no se prevé mayores dificultades en la etapa de construcción. Existen buenas carreteras y se cuenta con facilidades logísticas (puertos, aeropuertos, ciudades, etc.).”

Dicho documento se encuentra disponible en el portal web de Osinergmin en el siguiente enlace: http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/potenciales_inversionistas/alcance_labores_contratos_boot.html

21 Dicha información se desprende del mapa de susceptibilidad por movimientos de masa en el Perú, el cual se encuentra disponible en el portal web del Ingemmet en el siguiente enlace:

http://www.ingemmet.gob.pe/documents/73138/174996/Mapa_Movimientos_Masa.pdf

http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/potenciales_inversionistas/alcance_labores_contratos_boot.html

http://www.ingemmet.gob.pe/documents/73138/174996/Mapa_Movimientos_Masa.pdf


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A continuación, en la Figura 1 se muestra un mapa de los departamentos en los que se aprecia las zonas por donde atraviesa el ducto. Asimismo, en la Figura 2 se muestra parte del Mapa de Susceptibilidad por Movimientos en Masa del Perú del Ingemmet de la misma zona contemplada en la Figura 1:

Figura 1


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Figura 2

De las consideraciones expuestas, este Tribunal advierte que no resultaba desconocida ni inesperada la problemática del clima ni el riesgo de movimiento de tierras en la zona por donde atraviesa el ducto de líquidos de gas natural y de gas natural, y que como se puede inferir, podría incidir en el estado de conservación del ducto, así como en el cumplimiento de la obligación de la concesionaria de brindar el servicio de manera continua. En efecto, la evaluación efectuada desvirtúa lo alegado por la recurrente en el sentido que solo se pudieron conocer las causas del deslizamiento después de su ocurrencia y que el hallazgo de escarpes en el derecho de vía del KP9+080 no eran indicativos de la gestación del evento a 20 metros de profundidad. El marco legal cuyo incumplimiento se imputa a la recurrente, es decir el literal c) del artículo 36 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, y los artículos 33, 66, 71 y 75 del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, cuyo contenido ha sido citado en el numeral anterior, contempla diversas actividades y medidas de prevención o, en su defecto, de corrección, que la recurrente -en su calidad de concesionaria- está obligada a adoptar para evitar o revertir las consecuencias derivadas de los fenómenos geológicos y climatológicos que afecten la operatividad del ducto. Con relación al incumplimiento del artículo 33 del Anexo 1 del Reglamento de Transporte debe señalarse que lo afirmado por la recurrente respecto a que realizó actividades de mantenimiento que se encontraban dentro de sus posibilidades y que la tasa de fallas del ducto fue reducida, no desvirtúan la imputación en este extremo debido a que, y como se señala en el citado artículo, el operador del ducto debe implementar oportunamente las acciones necesarias para mantener estable la zona del derecho de vía, por lo que, de acuerdo con la información proporcionada por la concesionaria, no hay evidencias que ésta haya realizado oportunamente dichas acciones concretas para afrontar el riesgo existente en la zona.


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En cuanto al incumplimiento del literal c) del artículo 36 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, respecto a que la continuidad del servicio no debe ser entendida como infalibilidad del servicio, corresponde precisar que la obligación impuesta por el citado literal, referida a garantizar, entre otros, la continuidad del servicio, no podría interpretarse de ninguna manera como una obligación de garantizar la infalibilidad en la prestación del servicio, pues, tal como fue precisado en el numeral 7), el propio Reglamento de Transporte de Hidrocarburos establece la posibilidad que tiene el concesionario de variar transitoriamente las condiciones del servicio de transporte de gas natural por ductos ante una situación de emergencia, recayendo en OSINERGMIN la potestad de determinar si la variación transitoria del servicio de transporte de gas natural por ductos constituye un caso de fuerza mayor 22. Cabe reiterar que la calificación de fuerza mayor se realiza a pedido de parte conforme al Procedimiento de Fuerza Mayor. Por tanto, dado que la solicitud de calificación de fuerza mayor presentada por TGP fue declarada improcedente por la autoridad administrativa competente, pronunciamiento confirmado por la primera instancia del Poder Judicial23, se concluye que no existe causa justificante para que TGP pueda variar transitoriamente las condiciones del servicio de transporte de gas natural por ductos, subsistiendo por tanto su obligación de garantizar la continuidad del servicio. Ahora bien, en relación al incumplimiento del artículo 75° del anexo 1 del Reglamento de Transporte, debe señalarse que lo afirmado por la recurrente respecto a que aplicó más de una medida para la mitigación de posibles riesgos no resulta suficiente para desvirtuar la imputación en su contra, pues, tal como se señaló en el presente numeral, la concesionaria tenía conocimiento de la problemática del clima y del riesgo de movimiento de tierras en la zona por donde atraviesa el ducto de líquidos de gas natural y de gas natural, por lo que a fin de mitigar los riesgos por eventos naturales debía implementar programas de monitoreo del movimiento de tuberías o del suelo, que puede incluir inspecciones con Raspatubos inteligentes, estudios técnicos e inclinómetros de los taludes. En este punto es necesario precisar que un adecuado estudio técnico le hubiera permitido prever la ocurrencia del evento, tanto más si en el documento “Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento Ocurrido en el Kp 8+900 del Gasoducto de Camisea”, presentado por la propia recurrente, se ha reconocido que los factores que desencadenaron el evento, tienen de fondo conocimientos básicos y aplicados de Mecánica de Suelos y de Hidrogeología. Asimismo, en el presente caso se le está imputando a la concesionaria la responsabilidad de no haber actuado diligentemente, pues si bien el citado artículo 75° establece un listado no taxativo por las cuales puede optar, es necesario precisar que se debe optar por aquella que resulta más idónea, no pudiendo ser causa justificante el hecho que los anteriores eventos que afectaron el sistema de ductos hayan sido superficiales, sin tomar en cuenta las condiciones y característica propias de la zona donde ocurrió el evento. El deber de diligencia obliga a adoptar las medidas más idóneas y eficaces a fin de mitigar los riesgos por eventos naturales que, en el presente caso, correspondía a la ejecución de estudios técnicos de mecánica de suelos e hidrogeología, tomando en consideración que el ducto se asienta sobre la Formación Chambira.

22 Ver nota 9. 23 Ver el análisis desarrollado en el numeral 7).


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Respecto al incumplimiento referido a los artículos 66° y 71° del Anexo 1 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos que cuestiona la recurrente, estos están referidos a la implementación de un programa de monitoreo y evaluación con la finalidad de prevenir fallas, que considere el incremento de los patrullajes en el derecho de vía, el uso de raspatubos inteligentes e instrumentos de medición, como inclinómetros de taludes o piezómetros. Al respecto, conforme se ha indicado en los considerandos precedentes, las características geológicas de la zona donde se encuentra instalado el ducto, en particular la zona donde ocurrió el evento, evidencian la existencia de fallas geológicas que provocan un movimiento traslacional del suelo, situación que se agrava con la presencia de lluvias, afectando la integridad del derecho de vía, así como del ducto. Ello, ha quedado corroborado con los documentos “Informe Técnico sobre las Causas del Evento en el KP 8+900 y Acciones Realizadas” e “Informe Ejecutivo sobre la Evaluación Geotécnica del Deslizamiento Ocurrido en el Kp 8+900 del Gasoducto de Camisea”, presentados por la recurrente, según el cual la falla que provocó la ruptura de la tubería se relaciona con fuerzas externas producto del proceso geotécnico presente en la zona. En tal sentido, correspondía a la recurrente realizar de manera permanente el monitoreo de la zona. Por otro lado, respecto a lo señalado por TGP respecto a una supuesta tipificación incorrecta, pues en su opinión debería ser responsable únicamente por la notificación de fuerza mayor fuera de plazo, es necesario precisar que las imputaciones que son objeto del presente procedimiento sancionador están referidas a incumplimientos de obligaciones relacionadas con la operación y el mantenimiento del ducto, ya sea que se traten de actividades preventivas o de medidas ante situaciones que afecten la integridad del mismo, siendo obligaciones de orden técnico y de seguridad; en tanto que la notificación o comunicación de fuerza mayor a Osinergmin, corresponde a una obligación distinta (entregar o proporcionar información) cuyo incumplimiento incluso es posterior a la ocurrencia del evento materia de sanción. Por lo tanto, atendiendo a las consideraciones expuestas en el presente numeral, se desestiman las alegaciones formuladas por la recurrente en los literales d), e), f) g) y h) del numeral 2), al haberse evidenciado que no adoptó las medidas de prevención necesarias para reducir y mitigar situaciones de riesgo en la operación y mantenimiento del ducto de transporte de líquidos de gas natural, en particular, en el derecho de vía y en el tramo que corresponde a la progresiva KP 8+900, de tal manera que se cumpla con garantizar continuidad y oportunidad en la prestación del servicio de transporte de gas natural.

10. Con relación a lo señalado en el literal i) del numeral 2), respecto a que en el cálculo de costos se mencionan las actividades que se habrían evitado sin especificar la razón por la cual dichas acciones son las idóneas, a excepción el cálculo para la imputación 2, donde no se indica cuál sería la actividad omitida, corresponde señalar que conforme se observa del Informe de Determinación de Sanción N° 34-2019-OS-DSGN, que forma parte integrante de la resolución materia de apelación, se han considerado escenarios hipotéticos de cumplimiento para cada una de las imputaciones, tomando en consideración las acciones mínimas necesarias para cumplir con los requerimientos de la normativa aplicable conforme a los fundamentos de hecho que sustentan la imputación de cargos, detallándose el sustento técnico de los costos tomados en cuenta, así como de las fuentes de información empleadas. En ese sentido, los costos de operación considerados para el cálculo de la multa están relacionados exclusivamente con el incumplimiento en que incurrió la recurrente. Con


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relación a la imputación 2, los trabajos omitidos se encuentran detallados en el Anexo II del referido informe, por lo que se concluye que tales criterios y escenarios sí fueron justificados por la primera instancia. Por otro lado, con relación a lo señalado por la recurrente en el sentido que la primera instancia no ha considerado elementos de atenuación para determinar cada una de las multas vulnerando el principio de razonabilidad, cabe señalar que dicho principio, contenido en el artículo 248° del TUO de la LPAG, establece que las sanciones a ser aplicadas deben ser proporcionales al incumplimiento calificado como infracción, observándose los criterios que ahí se señalan a efectos de su graduación, entre las cuales se encuentran las circunstancias de la comisión de la infracción24. Asimismo, el artículo 257°, numeral 2, del TUO de la LPAG25 establece que el reconocimiento de la responsabilidad por parte del administrado, así como otros que se establezcan por norma especial, constituyen condiciones atenuantes de responsabilidad. En concordancia con lo anterior, el artículo 25°, numeral 25.1, literal g) del Reglamento de Supervisión, Fiscalización y Sanción de las Actividades Energéticas y Mineras a cargo de Osinergmin, aprobado por Resolución N° 040-2017-OS/CD reconoce, como un criterio de graduación de las multas, a las circunstancias de la comisión de la infracción, donde se incluyen como factores atenuantes el reconocimiento de responsabilidad y la subsanación voluntaria de la infracción con posterioridad al inicio del procedimiento administrativo sancionador26.


“Artículo 248.- Principios de la potestad sancionadora administrativa La potestad sancionadora de todas las entidades está regida adicionalmente por los siguientes principios especiales: (…) 3. Razonabilidad.- Las autoridades deben prever que la comisión de la conducta sancionable no resulte más ventajosa para el infractor que cumplir las normas infringidas o asumir la sanción. Sin embargo, las sanciones a ser aplicadas deben ser proporcionales al incumplimiento calificado como infracción, observando los siguientes criterios que se señalan a efectos de su graduación: a) El beneficio ilícito resultante por la comisión de la infracción; b) La probabilidad de detección de la infracción; c) La gravedad del daño al interés público y/o bien jurídico protegido; d) EI perjuicio económico causado; e) La reincidencia, por la comisión de la misma infracción dentro del plazo de un (1) año desde que quedó firme la resolución que sancionó la primera infracción. f) Las circunstancias de la comisión de la infracción; y g) La existencia o no de intencionalidad en la conducta del infractor”.

25 TEXTO ÚNICO ORDENADO DE LA LEY DEL PROCEDIMIENTO ADMINISTRATIVO GENERAL – DECRETO SUPREMO 004-2019-JUS “Artículo 257.- Eximentes y atenuantes de responsabilidad por infracciones (…) 2.- Constituyen condiciones atenuantes de la responsabilidad por infracciones las siguientes: a) Si iniciado un procedimiento administrativo sancionador el infractor reconoce su responsabilidad de forma expresa y por escrito. En los casos en que la sanción aplicable sea una multa esta se reduce hasta un monto no menor de la mitad de su importe. b) Otros que se establezcan por norma especial”.

26 REGLAMENTO DE SUPERVISIÓN, FISCALIZACIÓN Y SANCIÓN DE LAS ACTIVIDADES ENERGÉTICAS Y MINERAS A CARGO DE

OSINERGMIN - RESOLUCIÓN N° 040-2017-OS/CD Artículo 25.- Graduación de multas 25.1 En los casos en que la multa prevista por el Consejo Directivo como sanción tenga rangos o topes de aplicación, se utilizan, según sea el caso, los siguientes criterios de graduación: (…) g) Circunstancias de la comisión de la infracción. Para efectos del cálculo de la multa se consideran los siguientes factores atenuantes:


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En el presente caso, la recurrente no ha precisado de forma clara y detallada cuáles serían los factores atenuantes aplicables a su caso, limitándose a señalar de manera genérica que sí habría adoptado diversas medidas en cumplimiento del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, lo cual incluso no califica como factor atenuante por no corresponder a acciones de subsanación.

Por tanto, este Tribunal considera que corresponde desestimar lo alegado por la concesionaria en el literal i) del numeral 2).

De conformidad con los numerales 16.1 y 16.3 del artículo 16 del Reglamento de los Órganos Resolutivos de Osinergmin, aprobado por Resolución Nº 044-2018-OS/CD.

SE RESUELVE:

Artículo 1°.- Declarar INFUNDADO el recurso de apelación interpuesto por Transportadora de Gas del Perú S.A. – TGP contra la Resolución de División de Supervisión de Gas Natural Osinergmin N° 346-2020 de fecha 14 de febrero de 2020 y CONFIRMAR dicha resolución en todos sus extremos.

Artículo 2°.- Declarar agotada la vía administrativa.

Con la intervención de los señores vocales: Luis Alberto Vicente Ganoza de Zavala, Ricardo Mario Alberto Maguiña Pardo y Santiago Bamse Eduardo Jaime Antúnez de Mayolo Morelli.

«image:osifirma»

PRESIDENTE

g.1) El reconocimiento del Agente Supervisado, de forma expresa y por escrito, de su responsabilidad, efectuado hasta antes de la emisión de la resolución de sanción generará que la multa se reduzca hasta un monto no menor de la mitad de su importe, teniendo en cuenta lo siguiente:

g.1.1) -50%, si el reconocimiento de responsabilidad se presenta hasta la fecha de presentación de descargos al inicio del procedimiento administrativo sancionador. g.1.2) -30%, si el reconocimiento de responsabilidad se presenta luego de la fecha de presentación de descargos al inicio del procedimiento administrativo sancionador, y hasta la fecha de presentación de descargos al Informe Final de Instrucción. g.1.3) -10%, si el reconocimiento de responsabilidad se presenta luego de la fecha de presentación de descargos al Informe Final de Instrucción, y hasta antes de la emisión de la resolución de sanción. El reconocimiento de responsabilidad por parte del Agente Supervisado debe efectuarse de forma precisa, concisa, clara, expresa e incondicional, y no debe contener expresiones ambiguas, poco claras o contradicciones al reconocimiento mismo; caso contrario, no se entenderá como un reconocimiento. El reconocimiento de responsabilidad respecto a una infracción, por la que además se presenten descargos, se entenderá como un no reconocimiento, procediendo la autoridad a evaluar los descargos.

g.2) La subsanación voluntaria de la infracción con posterioridad al inicio del procedimiento administrativo sancionador. g.3) Para los supuestos indicados en el numeral 15.3 del artículo 15, constituye un factor atenuante la realización de acciones correctivas, debidamente acreditadas por parte del Agente Supervisado, para cumplir con la obligación infringida hasta la presentación de los descargos al inicio del procedimiento administrativo sancionador. En estos casos, el factor atenuante será de -5%. (…)”

tribunal de apelaciones de sanciones en temas de …

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