MERCAD0 INTERNO DE LOS HIDROCARBUROS

EL MERCADEO INTERNO DE LOS HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOS:


MATERIAL PARA EL TALLER MARTES 25-07-06

HOLA MUCHACHOS LA FORMA QUE ENCONTRE DE ENVIARLES LAS RESOLUCIONES FUE CREANDO UN CORREO, QUE VA A SER DE USO DE TODOS USTEDES, POR FAVOR RESPETEN LA CLAVE PARA QUE TODOS PUEDAN ACCESAR SIN NINGUN PROBLEMA, EL CORREO ES

mercadointerno@yahoo.es

Y LA CLAVE ES : venezuela

En esta primera entrega les estoy enviando las resoluciones 290 y 704, les agreguè la 241 para que la tengan. en las proximas horas les harè llegar el resto del material
cualquier duda me envian un correo a mi correo teremor@yahoo.co.uk

Igualmente en este material de la pagina que sigue a continuaciòn està la politica de precios de los hidrocrburos, los màrgenes de comercializaciòn de los combustibles, las resoluciones de precios de las gasolinas, diesel, fuel oil y GLP qu tambien van para el taller.
Queda pendiente la infraestructura de distribucion para completar el material.






INTRODUCCIÓN:
CONCEPTO:

El mercadeo interno de los hidrocarburos y sus derivados comprende el conjunto de actividades que son realizadas por PDVSA y por terceros, para satisfacer oportuna y adecuadamente la demanda interna de los hidrocarburos y sus derivados que el país requiere para su desarrollo y desenvolvimiento.
La misión del mercado interno es satisfacer la demanda nacional de productos derivados de hidrocarburos de manera eficiente, segura y oportuna, con el mínimo impacto al ambiente y bajo plenas condiciones de seguridad.

El mercado interno comprende las siguientes actividades:
Mercadología: comprende el analisis del mercado y sus elementos
Suministro: Comprende la procura, almacenamiento y manejo de los productos.
Transporte: Comprende el movimiento de los productos derivados de hidrocacburos desde las fuentes de producción hasta los centros de distribución
Distribución: Comprende las actividades necesarias para llevar los productos desde los centros de distribución hasta los consumidores finales
Servicios Comerciales, asistencia técnica y beneficios adicionales al cliente
Gerencia:Optimización del uso de los recursos

El mercado está representado por los vendedores (ofertante) y consumidores (demandante) individuales que requieren y están dispuestos a comprar un producto o un servicio en una determinada área geográfica.

Los productos derivados de hidrocarburos pueden ser:
energéticos: las gasolinas de motor, las gasolinas de aviación,el gas natural, el diesel/gasóleo, el fuel-oil, kerosene, turbocombustible, brea-coque.
No energéticos: solventes, aceites básicos, acites lubricantes y grasas lubricantes, asfaltos, parafinas, azufre, negro de humo, liga para frenos.

El petroleo crudo pasa por las refinerias para obtener los productos derivados de hidrocarburos: (gas, gasolinas, kerososene, aceites, diesel, fuel oil, asfaltos, parafinas)


ANTECEDENTES:
Antes del desarrollo de la industria petrolera nacional, el mercadeo interno de los hidrocarburos y sus derivados se realizó en el país sin disponer de una producción propia de petróleo; comenzó con la importación de Kerosene como combustible para lamparas y también ciertos tipos de aceites y grasas para usos industriales básicos.

Paralelamente, en aquella época, la empresa venezolana Petrolia del Táchira, establecida en 1878, con una mínima capacidad de producción de crudos, abastecía de kerosene a la región andina, mediante la utilización de una pequeña refinería de 2,4 m3/día (15 b/d) de capacidad, alimentada por los pocos pozos abiertos en su pequeña concesión de 100 hectáreas, ubicada en la Alquitrana, Estado Táchira.

Al descubrirse el Campo Mene Grande en 1914 en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo y su petróleo abre para Venezuela los mercados energéticos mundiales. Surgió de allí una gestión que, con recursos financieros, tecnológicos y gerenciales provistos por empresas petroleras extranjeras foráneas, llegó a extenderse por todas las cuencas sedimentarias del país. En 1917, inicia sus operaciones la refinería de San Lorenzo en el país comenzando la escalada petrolera que convertiría a Venezuela en un importante productor y exportador de petróleo, y al correr el tiempo también en un importante refinador y exportador de productos refinados, al igual que un importante suplidor para el mercado interno de kerosene, iniciándose así a una mayor escala la actividad del mercadeo interno de los derivados de hidrocarburos en el país.

Para las décadas de los años 1920 y 1930 empezaron a establecerse los garajes, que ofrecían a los automovilistas sus servicios de expendio de gasolina, aceites, grasas, cauchos,etc. Generalmente se despachaba un solo tipo de gasolina.

Terminada la 1era Guerra Mundial (1818), las actividades petroleras resurgieron en el mundo y comienzan a llegar a Venezuela empresas de todas partes, especialmente de los Estados Unidos. Algunas de estas empresas transnacionales se quedaron en el país.

La industria refinera en Venezuela, establecida por las concesionarias, al comienzo fue para proveer el mercado interno y para sus propias actividades, pero la Ley de Hidrocarburos de 1943 creó la obligación legal para las compañías de refinar en el país. Esto da lugar a las refinerías que nacen como consecuencia del cumplimiento de esta obligación legal.

Después de la 2da Guerra Mundial (1945) se acentuó la competencia británica/holandesa/estadounidense por el control de las reservas y actividades petroleras en el mundo. Venezuela no escapó a esta situación y empresas como la Shell, Creole, Mene Grande y Socony controlaron las actividades petroleras en el país. Se construyeron instalaciones y se aplicaron eficientes sistemas de administración que contribuyeron al desarrollo de la gran industria petrolera nacional.

Antes de 1957, el suministro de hidrocarburos al mercado interno lo realizaban básicamente dos filiales de empresas transnacionales: La Creole Petroleum Corporation y la Compañía Shell de Venezuela. En el período 1957-1964 se incorporó al mercado interno la Compañía Mobil de Venezuela (1957), también filial de una transnacional, y la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) se constituyó en 1960 como empresa propiedad del Estado venezolano. La actividad de expendio era realizada por pequeños y medianos empresarios privados (expendedores, transportistas,etc) mediante contratos de comodato, suministro y de transporte.

En 1964 se promulgó el Decreto Nº 187 para fortalecer la participación de la CVP en el mercado interno, estableciéndose que debía alcanzar el 33% de participación en el mercado nacional. Venezuela continuó su política hacia la nacionalización de su industria petrolera y promulgó en 1971 la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural y, en 1973, mediante la Ley que Reserva al Estado la explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos y asignó a la CVP la misión de abastecer el 100% del mercado interno.

En 1975, el Ejecutivo Nacional decidió suspender la medida del abastecimiento del 100% del mercado interno por parte de la CVP, cuando ésta ya había logrado el 70% del volumen y se inicia la fase de nacionalización de la industria petrolera con la promulgación de la Ley que Reserva al Estado la industria y el Comercio de los Hidrocarburos, también conocida como Ley de Nacionalización de la Industria Petrolera, terminándose así el régimen concesionario de hidrocarburos que había regido a la industria petrolera del país.

EL MERCADEO INTERNO PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN:

En el contexto de los años 70 del pasado siglo XX se producen una serie de hechos geopolíticos de gran trascendencia internacional como por ejemplo, la crisis energética y el fortalecimiento de la OPEP en la defensa del negocio petrolero frente al cartel de las compañías. Ello viene a favorecer una nueva orientación en la política petrolera nacional, expresada en la reforma del Impuesto Sobre la Renta a los fines de aumentar el impuesto sobre los ingresos netos petroleros, la fijación estatal de los precios de exportación del petróleo venezolano, la Ley de Reversión Petrolera (1971), la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural (1971) y la Ley del Mercado Interno de los Hidrocarburos (1973).

Con la promulgación el 30 de julio de 1971 de la Ley de Bienes Afectos a Reversión en las Concesiones de Hidrocarburos, el Estado venezolano se propuso desarrollar las disposiciones constitucionales y las de la entonces vigente Ley de Hidrocarburos de 1943 para que se cumpliera eficientemente la finalidad de que, vencidas las concesiones en 1983, fueran transferidos al Estado los bienes, instalaciones y equipos incorporados a todas las fases de la industria, sin indemnización alguna.


De esta manera, el Ejecutivo Nacional, reunido el 22 de marzo de 1974 en Consejo de Ministros, dictó el Decreto N° 10 cuyo artículo 1 establecía la creación de una Comisión Ad honorem que tendría por objeto garantizar que el Estado asumiera el control de la industria petrolera.

Para la fecha, y antes que Venezuela, ya habían nacionalizado su petróleo países como México (1938), Indonesia (1965), Argelia (1971), Irak y Libia (1973). Arabia Saudita lo haría en 1979.

El 16 de mayo de 1974 fue instalada la Comisión Presidencial de Reversión Petrolera que debía analizar la posibilidad de rescate inmediato de la industria. Es importante señalar que dicha Comisión estaba integrada por todos los sectores de nuestra sociedad, desde los partidos políticos hasta las universidades.

Con la Ley que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos, elaborada por la Comisión Presidencial de la Reversión Petrolera y presentada al Presidente de la República, en acto solemne, el 23 de diciembre de 1974, surgió la esperanza de abrir caminos en la búsqueda de una nacionalización que realmente fuera para el pueblo venezolano, que creara y afianzara la autonomía de decisión.


El Ejecutivo Nacional incluyó en el artículo 5°, el siguiente contenido:

“En casos especiales y cuando así convenga al interés público, el Ejecutivo Nacional o los referidos entes podrán, en el ejercicio de cualquiera de las señaladas actividades, celebrar convenios de asociación con entes privados, con una participación tal que garantice el control por parte del Estado y con una duración determinada. Para la celebración de tales convenios se requerirá la previa autorización de las Cámaras en sesión conjunta, dentro de las condiciones que fijen, una vez que hayan sido debidamente informadas por el Ejecutivo Nacional de todas las circunstancias pertinentes.”

Además, el Estado venezolano pasó a indemnizar a las concesionarias por más de cuatro mil trescientos millones de bolívares (Bs. 4.300.000.000), cantidad que superaba los beneficios que ellas pudieran haber alcanzado de continuar operando hasta 1983, fecha prevista para la reversión en las respectivas leyes anteriores.
Un día después de la promulgación de la Ley de Nacionalización es creada Petróleos de Venezuela, S.A. por decreto del Ejecutivo Nacional el 30 de agosto de 1975. Es importante señalar que desde su inició se organizó bajo una estructura casi idéntica a la preexistente.

Amén de la empresa pública nacional CVP fundada en 1960, cada concesionaria privada fue convertida en una filial, con sus respectivos contratos de asistencia técnica y comercialización. Así la Creole pasó a llamarse Lagoven; la Shell, Maraven; la Mobil, Llanoven y otras diez filiales, todas ellas con nombres terminados en “ven”. Esta irracional estructura fue defendida argumentando que la nacionalización debería producir la menor alteración en la actividad operativa diaria.
Así, la actividad petrolera en el país quedó bajo la responsabilidad de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), como casa matriz, y sus 14 filiales. En 1977 se produjo la primera reorganización, reduciendo las filiales operativas de 14 a 7 al absorber las más grandes a las pequeñas. Más tarde ese mismo año se redujeron las filiales a cinco (5). En 1978, a cuatro (4) y en 1986, a tres (3): Lagoven, Maraven y Corpoven. En julio de 1997 se aprobó una nueva reestructuración que eliminó esas filiales y creó tres grandes empresas funcionales de negocios que integraran la corporación: PDVSA Petróleo y Gas; PDVSA Exploración y Producción; PDVSA Manufactura y Mercadeo y PDVSA Servicios, responsables de ejecutar la actividad operativa. Éstas entran en acción desde el 1° de enero de 1998.





A comienzos de 1976 cuatro empresas nacionales satisfacen el consumo interno CVP (68%), Maraven (19%), Lagoven (11%) y Llanoven (2%). Como resultado del proceso de racionalización de la industria petrolera se integran Llanoven y CVP y conforman la empresa Corpoven y en ese mismo año se incorporó al suministro del mercado interno Meneven, logrando una participación del 5%.

A partir del 1ero de junio de 1986 se efectúa la fusión de Corpoven y Meneven para formar una nueva empresa que conserva el nombre de Corpoven, quedando la actividad del mercado interno bajo la responsabilidad de las tres filiales de PDVSA: Corpoven, Maraven y Lagoven. La filial Corpoven adquiere dimensiones importantes en esta área, ampliando su infraestructura para atender el consumo interno, consolidándose también de manera integral en las actividades de producción, procesamiento, transmisión y distribución del gas natural.

Con la publicación en septiembre de 1999, de la Ley Orgánica de Apertura del Mercado Interno de la Gasolina y otros Combustibles Derivados de los Hidrocarburos Para Uso en Vehículos Automotores, se regula el proceso de apertura del mercado interno de la gasolina y otros combustibles derivados para uso en vehículos automotores y se crean las condiciones para una adecuada participación de la empresa privada en el mismo. Con esta Ley se permite se permite la ejecución de estas actividades por empresas distintas a PDVSA, tales como la Shell, Mobil, Texaco, BP, Trebol Gas, etc.

Paralelamente a estas actividades, la industria petrolera en 1998 realiza una reestructuración fusionando las actividades que hasta el presente venían desarrollando de manera independiente bajo la coordinación de PDVSA las filiales Corpoven, Lagoven y Maraven . Hoy en día estas actividades son realizadas por PDVSA a través de las distintas organizaciones que se crearon.

Para suplir al mercado interno se creó la marca PDV la cual cuenta con una amplia red de estaciones de servicio y suple de todos los productos derivados de hidrocarburos que el mercado interno requiere.

FUENTES DE PRODUCCIÓN:

La producción de los derivados de hidrocarburos se realiza en las refinerías. Venezuela posee a través de PDVSA uno de los planteles refinadores más grandes del mundo con una capacidad instalada de 3,5 millones de barriles diarios, incluyendo las seis refinerías que tienen instaladas en Venezuela, siendo éstas, Cardón- Amuay (integradas), El Palito, Puerto la Cruz, San Roque y Bajo Grande, la refinería Isla y las refinerías en las que participa en el exterior.
El volumen promedio de procesamiento de crudos en el sistema PDVSA es de 2 millones 191 mil barriles diarios, de los cuales 1 millón 275 mil barriles diarios corresponden al sistema refinador Venezuela-Isla, 639 mil barriles diarios a las refinerías ubicadas en los estados Unidos y 277 mil barriles diarios en Europa. (ver cuadro Capacidad de refinación por procesos).
PDVSA ha culminado importantes proyectos en refinación, diseñados con el fin de garantizar la competitividad futura de la corporación en los mercados finales, especialmente en lo referente a las exigencias ambientales en calidad de productos y, al mismo tiempo, aumentar la flexibilidad del sistema de refinación para manejar un volumen mayor de crudos pesados y disminuir la producción de residuales.

Centro de Refinación Paraguaná

El proyecto de integración entre las refinerías de Amuay y Cardón, ambas ubicadas en la Peninsula de Paraguaná, estado Falcón, fue completado y entró en operación. Esta sinergia ha permitido la optimización de los paquetes de productos elaborados por ambas refinerías. Este nuevo centro refinador integrado, unido a las redes instaladas anteriormente, generará ganancias en el orden de 80 millones de dólares anuales, por concepto de manufactura de productos de mayor valor comercial. Tiene una capacidad de refinación de 940.000 barriles diarios de crudo, lo que equivale al 75% del total de la capacidad de refinación en el país y al 50% del circuito internacional de PDVSA.

En este centro refinador se producen: Combustibles de Aviación, gasolinas de motor con plomo y sin plomo, destilados, kerosene, diesel, bases y lubricantes, GLP, coque, azufre.

Para la entrega de los productos por vía maritima cuenta con muelles con capacidad para cargar/descargar tanqueros de gran calado (hasta 62.000 TM de peso muerto). Para el envío de los productos por vía terrestre se cuenta con un terminal llenadero para el despacho de GLP, gasolinas, kerosene y gasóleo destinados al mercado interno, al igual que un llenadero de asfalto.

La refinería de Amuay posee instalaciones para la elaboración y suministro de asfalto par el mercado local y de exportación

Refinería El Palito:
Está ubicada en la región central del país, zona de Punta de Chávez, cercana a la población de El Palito, Estado Carabobo. Por su estratégica ubicación es el centro principal de producción de combustibles requeridos para satisfacer la demanda de los estados centrales y del occidente del país. Tiene una capacidad de refinación de 130.000 barriles diarios de crudo. En esta refinería se producen: GLP, gasolinas de motor con plomo y sin plomo, combustibles de aviación, naftas, kerosene, diesel, azufre, residuales, solventes.
Para el suministro de productos por barcos, tanto para el mercado local como para el de exportación El Palito cuenta con dos muelles, para cargar/descargar dos tanqueros simultáneamente, con capacidad de hasta 50.000 TM de peso muerto.
Para el suministro de productos para el mercado interno se dispone de varios llenaderos de camiones, además del poliducto El Palito-Yagua, de una longitud de 47 Km y 40,6 cm de diámetro, para el envío de gasolina media y alta, kerosene y diesel a la Planta de Distribución de Yagua, en el Estado Carabobo.

Refinerías de Puerto La Cruz y San Roque :.
La refinería de Puerto la Cruz está ubicada en Puerto la Cruz y San Roque a 40 Km de Anaco, en las cercanías de la población de Santa Ana.
La refinería de Puerto la Cruz posee una capacidad de refinación de 199 miles de barriles diarios y suple al mercado interno con GLP, gasolinas, kerosene, diesel y residual.
La refinería de San Roque tiene una capacidad de refinación de crudo de 5,4 miles de barriles diarios y es la única refinería del país que suple de parafina para el consumo en el mercado nacional, constituido en un 95% por la industria de velas.
Para el suministro de productos por tanqueros, la refinería de Puerto la Cruz cuenta con cuatro muelles con seis puestos de atraque. La capacidad de los tanqueros varía entre 45000 y110.000 TM de peso muerto. La entrega de gasolinas, diesel, kerosene y residual para el mercado interno, see realiza a través de dos llenaderos de camiones localizados en las áreas de Guaraguao y El Chaure.
La refinería de San Roque cuenta con un llenadero de camiones para la entrega de parafina líquida y de instalaciones para almacenaje y entrega de parafina sólida a los camiones.

Refinería de Bajo Grande:

Está ubicada en la Costa Occidental del Lago de Maracaibo y tiene una capacidad de refinación de crudo de 12 mil barriles diarios. Suministra asfaltos para el mercado interno.

LOS DERIVADOS DE HIDROCARBUROS Y SUS USOS:


LOS DERIVADOS DE HIDROCARBUROS. USOS (VER PAGINA WEB DE PDVSA CATALOGO DE PRODUCTOS)

Los productos requeridos por el mercado interno de hidrocarburos y derivados agrupan una amplia gama. La línea de productos que la Industria ofrece internamente cubre satisfactoriamente las necesidades de los diferentes consumidores: industriales (lo utilizan como materia prima en procesos de transformación), industriales, comerciales y domésticos.
Entre los principales productos ofrecidos se encuentran:
Energéticos: Gas licuado de petróleo, Gasolinas, Turbocombustibles, Kerosene, Diesel/Gasóleo, Combustible Pesado (Fuel Oil), Brea-Coque, Gas natural.
No Energéticos: Solventes, Aceites y Grasas, Parafinas, Asfaltos, Liga para Frenos, Base para Negro Humo, Azufre.

Gas Natural: El gas natural es producido asociado al petróleo o también como gas libre no asociado. Consiste principalmente de metano (CH4), y en menores proporción de etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), pentano (C5H12) y pequeñas cantidades de impurezas: azufre, dióxido de carbono y nitrógeno.
Su uso como combustible abarca los sectores comercial, industrial , eléctrico y doméstico. Tienen amplia aplicación en los sectores químicos y petroquímicos para producir olefinas, alcoholes, bencenos y otros aromáticos, negro de humo, gasolina, GLP, hidrógeno, etc.
El gas natural debe cumplir con ciertas especificaciones de calidad para ser utilizado como combustible o para alimentar los procesos químicos y petroquímicos.

Gas Licuado de Petróleo (GLP): Propano, Butano o mezclas de estos hidrocarburos gaseosos a temperatura ambiente y mantenidos en estado líquido mediante presión o descenso de temperatura; El GLP se produce en las unidades de destilación del crudo y de conversión de refinería y en las plantas de procesamiento del gas natural. Tiene amplio y variado uso en los sectores industriales, comerciales y de transporte y como insumo para procesos de refinación y petroquímica. También se usa como combustible en motores de combustión interna, en procesos industriales, calefacción, aire acondicionado, lavanderías, cocinas,etc. En las industrias petroquímicas y de refinación se utiliza como materia prima para la producción de hidrógeno por reformación, para la manufactura de olefinas y también se utiliza como gas propelente en los aerosoles.

Gasolinas: Gasolinas de motor: Fracciones de petróleo, altamente inflamables, libres de agua, sedimentos y materiales sólidos en suspensión, especificamente logradas mediante procesos de refinación, para ser utilizadas como combustibles en motores de combustión interna. Las gasolinas se clasifican básicamente de acuerdo a su número de octanos. En la práctica es común agregar mejoradores de número de octanos, como el tetraetilo de plomo, para la manufactura de las gasolinas de motor en el mercado interno. De acuerdo a sus características actualmente en el mercado se ofrecen dos tipos básicos: alta y media de 95 y 83 octanos (RON), respectivamente y mezclas intermedias de 87 y 91 octanos Próximamente estará disponible para el mercado interno la gasolina sin plomo.
Debido al alto costo de este derivado de hidrocarburos, se está en vías de implantar a escala mundial medidas de conservación, como también la búsqueda de sustitutos para este producto. Así en nuestro país ya está siendo sustituido por el GNV (Gas Natural para Vehículos), el GLP y en otros países por alcoholes. Esto ha requerido la implantación de cambios en el diseño de los sistemas de carburación y manejo del combustible, y en algunos casos del motor. Asimismo se están utilizando mezclas de gasolina/alcohol etílico; gasolina/metanol y otras.

Gasolinas de Aviación: Mezcla de hidrocarburos derivados del petróleo, gasolina natural o mezcla de hidrocarburos sintéticos o aromáticos, libres de agua, sedimentos y otros materiales sólidos en suspensión, y que mediante procesos de refinación deben cumplir con las especificaciones señaladas por los fabricantes de los aviones de motores de combustión interna, encendidos por chispa. En Venezuela se ofrece la gasolina de aviación 100/130.

Kerosene: Es un destilado incoloro, menos volátil que la gasolina. Este producto fue inicialmente utilizado como aceite de iluminación, uso considerado como la primera aplicación importante del Kerosene. El Kerosene tiene dos usos principales: Para uso doméstico y como combustible de aviación, conocido como turbocombustible para aviones que funcionan con turbinas, tanto de hélice como a reacción, y se caracteriza por su alto valor calorífico y alta estabilidad térmica (resistencia a la oxidación y a la polimerización del producto para las condiciones de operación y se mide en función de la cantidad de depósitos formados en el sistema de combustible).
También se utiliza como agente limpiador, en la cura del tabaco, secamiento de granos y pasto para forraje y como materia prima en muchos procesos industriales.

Diesel/Gasoleo: Se logran a través de una mezcla de destilados medios obtenidos en diferentes procesos de refinación (destilación atmosférica, desintegración catalítica, hidrocraqueo, etc,). Se utilizan como combustibles en los motores de combustión interna a ignición por compresión que operen a alta velocidad, en el transporte terrestre (tractores, camiones), marítimo y ferroviario. Asimismo, son ampliamente utilizados como combustible de turbinas de gas, en las plantas de generación eléctrica y en el sector industrial (quemadores industriales y calderas). En cuanto a su uso en los sectores industriales y eléctricos, estos productos deben cumplir estrictamente con las especificaciones de contenido de azufre impuestas por las regulaciones ambientales.
El gasóleo industrial se recomienda como combustible de calderas, quemadores industriales y turbinas de gas, por su baja viscosidad, alto poder calorífico y bajo contenido de cenizas.

Residuales: Son derivados del petróleo, preparados mediante mezclas de fracciones pesadas (principalmente de la destilación y de los procesos de conversión) con diluentes (destilados livianos) hasta cumplir los requerimientos de calidad (viscosidad, metales, azufre, etc.) exigidos para su uso como combustibles.
Los residuales son ampliamente utilizados como combustibles para los diferentes procesos y plantas industriales, para la generación d electricidad, la calefacción y como combustibles para barcos. Debido a su uso como combustible, sete producto compite en forma directa con otros productos y fuentes alternas de energía como el carbón, energía nuclear, energía hidroeléctrica, solar, geotérmica y otras.

Solventes: Productos obtenidos directamente por destilación del petróleo o por procesos químicos a partir de los hidrocarburos, que por sus características pueden ser utilizados principalmente como vehículos de dilución en la fabricación de pinturas, barnices, tintes, productos de limpieza, etc.

Aceites y Grasas:
Aceites Básicos: Fracciones obtenidas de la destilación de ciertos tipos de petróleo crudos que, sometidas a una purificación mediante extracción con solventes y otros procesos posteriores, son luego utilizados específicamente como materia prima para la producción de grasas y aceites lubricantes.

Aceites Lubricantes terminados: Son aceites básicos a los cuales se les han añadido aditivos con el fin de darles las características requeridas por los equipos en los cuales se utilizan. Se clasifican en seis grandes grupos definidos: Aceites para motores a gasolina y diesel; Aceites para transmisiones automotrices; Aceites para motores estacionarios y de ferrocarriles (gas y diesel) aceites para motores marinos y equipos auxiliares; aceites industriales, y otros aceites no contemplados entre los usos mencionados. Están clasificados en 83 subgrupos o “familias” a los cuales pertenecen unos 240 productos diferentes con características, especificaciones técnicas y usos determinados.

Aceites de procesos: Aceites básicos puros o que han sido sometidos a procesos de filtración adicionales o se le han agregado aditivos para adecuarlos a requerimientos específicos de diferentes procesos industriales. Entre éstos se encuentran los aceites de procesos, utilizados como plastificantes en la industria del caucho, entre otras; los aceites blancos de utilización en la industria farmacéutica, de alimentos y textiles; y los aceites para transformadores o dieléctricos.

Grasas lubricantes terminadas: Lubricantes semisólidos o sólidos obtenidos mediante la dispersión de un agente espesante en un aceite mineral básico y al cual se le agregan otros componentes para impartirles características especiales. Son usados como lubricantes para automóviles, procesos industriales y domésticos.

Parafinas: Mezcla de hidrocarburos sólidos y semisólidos de estructura cristalina a temperatura ambiente, obtenidos mediante procesos de extracción por solvente, exudación y filtración, a partir de crudos parafínicos para obtener productos de alta calidad. Es ampliamente usada en la industria de velas, fósforos, productos de limpieza, aglomerados de madera, cauchos, textiles, empaques de alimentos y en procesos donde se requieran parafinas derivadas del petróleo. Está disponible en dos presentaciones: sólida y microcristalina.

Asfaltos: Materiales aglomerantes sólidos o semisólidos que se licuan gradualmente por calentamiento y representan el residuo final de la destilación del petróleo. Los derivados del asfalto más comúnmente utilizados en el mercado interno son:
Asfalto de Penetración, llamado también cemento asfáltico, es el material por excelencia para la pavimentación, en virtud de sus propiedades y características. Es un material altamente cementante, termoplástico, repelente del agua y es resistente al ataque de la mayoría de los ácidos, álcalis y sales. Preparación de mezclas asfálticas para pavimentación, industria impermeabilizante y pinturas asfálticas, revestimiento de diques y canales y materia prima para las emulsiones asfálticas.
Asfalto RC-250: Se suministra en estado líquido como materia prima para la elaboración de otros productos destinados a la industria de la construcción, también para la elaboración de riego de imprimación (sellado para la construcción de carreteras) riego de adherencia, preparación de mezclas asfálticas para pavimentción y estabilización de suelos para bases y subbases.

Azufre: Se obtiene como material de desechos en los procesos de refinación y tratamiento de los crudos y del as natural. Se usa en la elaboración de diversos productos químicos orgánicos e inorgánicos, en la industria del caucho, para la preparación de ácido sulfúrico, fertilizantes, etc.

Coque: Se obtiene como un subproducto de los procesos de conversión del crudo que se realizan en las refinerías y se utiliza en la industria siderúrgica como: Agente formador de escoria espumosa en los procesos de aceleración de hornos eléctricos; aditivo combustible sólido en la producción de aglomerados de mineral de hierro (pellas); en la producción de coque metalúrgico; agente reductor sólido del mineral de hierro; como fuente de vanadio y níquel para producir carburos; como desmoldeante de fundiciones; para producir arrabio y escoria con alto contenido de vanadio. En la industria del cemento se utiliza como combustible sólido para producir clinker.

Cambio de Patrón de Refinación:

Cuando se nacionalizó la industria petrolera, en materia de refinación, las plantas existentes escasamente satisfacían las crecientes demandas del mercado interno y las nuevas exigencias del mercado de exportación. La capacidad de refinación para el año 1976 era de 1380 MBDC y sólo dos refinerías, las de Cardón y Amuy (MPRA), tenían unidades de conversión. La demanda de gasolinas de motor en el MI mostraba un crecimiento acelerado interanual de 9,6%. Según el esquema de refinación existente y la demanda creciente de productos se previó un deficit para mediados de 1982.
Esta situación conllevó al cambio de patrón de refinación, el cual de no haberse producido, para el año 1982 hubiésemos tenido que importar gasolina para garantizar la demanda creciente del mercado interno de combustibles.

Con el cambio de Patrón de Refinación en Venezuela se adaptaron las refinerías para procesar una dieta de crudos más pesados. Con este plan nuestras refinerías transformaron radicalmente su rendimiento, aumentando la producción de gasolinas y destilados de un 35% a un 57% y reduciendo la producción de residuales de un 60% a un 36%. La capacidad de procesamiento de crudos pesados se elevó en unos 150.000 barriles diarios. En conclusión el cambio de patrón de refinación persiguió los siguientes objetivos:
· El procesamiento de mayor volumen de crudos pesados.
· La obtención de más cantidad de gasolinas para cubrir la demanda interna creciente.
· Obtener productos de mayor valor y más fácil colocación en los mercados internacionales.
· Reducir costos de operación y cumplir con las exigencias ambientales de los productos en el mercado de los E.E.U.U.

Este plan interno de PDVSA , denominado Cambio de Patrón de Refinación, se inició en 1979 y la primera parte concluyó en marzo de 1996. Fue implantado mediante cuatro grandes proyectos en las tres refinerías más importantes del país: Amuay (MPRA,1982), Cardón y el Palíto (ELPAEX,1982). Con la culminación de estos proyectos en 1982, se obtuvo un aumento apreciable en la producción de gasolinas de motor, a partir de una dieta de crudos mas pesados y se cubrió holgadamente la demanda interna de este combustible y se mejoró el paquete de productos par exportación. Otro aspecto que contemplaba el plan era la racionalización y la reducción de los costos operativos, los cuales conllevaron al cierre de siete de las refinerías más viejas, pequeñas, aisladas y menos complejas y a la incorporación de la refinería de Curazao a nuestro sistema de refinación

Paralelamente a este plan se iniciaron otros destinados a la producción, a partir del gas natural, de matanol, aditivos oxigenados para gasolinas reformuladas (MTBE-TAME), así como de volúmenes adicionales de líquidos del gas natural, insumos indispensables para la producción de alquilatos, que a su vez son aditivos de alto octanaje para las gasolinas.

LEYES QUE RIGEN LA COMERCIALIZACION DE LOS HIDROCARBUROS A NIVEL NACIONAL

LEY QUE RESERVA AL ESTADO LA EXPLOTACION DEL MERCADO INTERNO DE LOS PRODUCTOS DERIVADOS DE HIDROCARBUROS:

Publicada en la Gaceta Oficial Nº 1591 Extraordinario del 21 de junio de 1973.

En esta Ley en su Artículo 1 se reserva al Estado como servicio de interés público y por razones de conveniencia nacional la explotación del mercado interno de los siguientes productos derivados de hidrocarburos: combustibles, gases de petróleo licuado (GLP), aceites, lubricantes, grasas, solventes, ligas para sistemas de frenos, fluidos para sistemas hidráulicos, petrolatos, parafinas y asfaltos.

El servicio de interés público reservado al Estado comprende las actividades de: Importación, transportación, suministro, almacenamiento, distribución y expendios de los derivados de hidrocarburos señalados, en el territorio nacional. El ejercicio de estas actividades fue asignado a las empresas operadoras filiales de PDVSA, las cuales podrán ejercerlas directamente o mediante convenios que celebren con personas naturales o jurídicas domiciliadas en el país.

Se declaran también como artículos de primera necesidad los productos señalados en el Artículo 1, en consecuencia el Ejecutivo Nacional regulará y fijará los precios de esos productos al por mayor y al detal, así como también los fletes para su transporte mediante resolución del MEM.

Establece en su Artículo 7 que las personas naturales o jurídicas que deseen ejercer las actividades de almacenamiento, transporte, distribución y expendio de los productos derivados de hidrocarburos señalados en el artículo 1, en el mercado interno, deberán obtener previamente del MEM el respectivo permiso y celebrar con PDVSA y sus Filiales (CVP) los convenios a que se refiere el Artículo 3.

La construcción, modificación, ampliación, destrucción o desmantelamiento de establecimientos, instalaciones o equipos destinados a la explotación del mercado interno, deberán ser previamente aprobados por el MEM.
Cualquier infracción de esta Ley se sancionará con multa de un mil bolívares a doscientos mil bolívares que impondrá el MEM según la gravedad de la infracción. Además de lo anterior la enajenación o cualquier otro acto de disposición con violación a las normas de esta Ley, dará lugar al comiso de dichos productos.

LEY ORGÁNICA DE APERTURA DEL MERCADO INTERNO DE LA GASOLINA Y OTROS COMBUSTIBLES DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS PARA USO EN VEHICULOS AUTOMORES.

Esta Ley fue publicada en la Gaceta Oficial Nº36537 del 11 de septiembre de 1998 y en ella se declara que el Mercado Interno queda abierto a la libre competencia en los términos expresados en esta Ley y en las leyes espaciales de la materia. Tiene por objeto:

· Regular el proceso de apertura del mercado interno de la gasolina y otros combustibles derivados de los hidrocarburos para uso en vehículos automotores.
· Crear las condiciones para una adecuada participación de la empresa privada en dicho proceso de apertura.
El Mercado Interno se inicia a partir del suministro de dichos productos en las plantas de llenado, y el precio de dichos productos en las plantas será fijado por el Ejecutivo Nacional. Comprende las siguientes actividades: El Transporte, Almacenamiento, la Distribución y el Expendio de la gasolina y otros combustibles derivados de hidrocarburos para uso en vehículos automotores en el territorio nacional, incluida su importación.

Los precios de estos combustibles que se expendan en el mercado interno, serán fijados por el Ejecutivo Nacional mediante Decretos.

Permite la verticalidad de las empresas, lo cual significa que una persona natural o jurídica puede ejercer una o más actividad, siempre y cuando exista la separación jurídica y contable entre ellas. Cuando alguien realiza la actividad de expendio y no tenga signo distinto de carácter comercial, o no tenga un acuerdo con un distribuidor para comercializar combustibles, tiene derecho a poder comprar y el acceso necesario para ello, ante cualquier distribuidor, siempre y cuando cumpla con las previsiones de esta Ley.

Estas actividades están sujetas al control e inspección del Ejecutivo Nacional y para iniciarlas deberán haber cumplido con las formalidades y requisitos y haber recibido las autorizaciones pautadas por el ordenamiento jurídico en todo lo relativo a las exigencias técnicas de seguridad de las operaciones y labores, protección del ambiente y garantía de suministro continuo (Contrato de suministro y cumplimiento de las normas técnicas, COVENIN, etc).

La construcción, modificación, ampliación, demolición o desmantelamiento de establecimientos, instalaciones o equipos destinados a la explotación del mercado interno de la gasolina y otros combustibles derivados de los hidrocarburos para uso en vehículos automotores, deberán ser autorizadas previamente por el MEM, mediante el permiso correspondiente. Se requerirán igualmente los permisos municipales, ambientales y cualesquiera otros que sean procedentes.

Las infracciones a la Ley serán sancionadas, de acuerdo a la gravedad de la transgresión, con multa entre mil unidades tributarias (1000 U.T.) y cien mil U.T. La reincidencia se considerará agravante y será sancionada con suspensión temporal o definitiva del infractor en el ejercicio de la actividad, en atención a la naturaleza, número y frecuencia de las violaciones cometidas.

ALCANCE DE AMBAS LEYES:

· La ley de Mercado Interno (LMI)continúa vigente en aquellos aspectos que no están señalados en la Ley de apertura del Mercado Interno y en aquellos en los cuales ambas leyes no colidan.
· La LMI continúa regulando todo lo relacionado con los derivados de hidrocarburos siempre y cuando estos no sean utilizados como combustibles para uso en vehículos automotores.
· El proceso de apertura del mercado interno únicamente aplica a las gasolinas y otros combustibles derivados de hidrocarburos que son utilizados como combustibles automotores. Esto permite que las actividades de transporte, almacenamiento, distribución, el expendio y la importación de dichos productos sean ejercidas por personas distintas a PDVSA, tales como Shell, Texaco, BP, mobil, Trebol Gas, que ya están operando redes de estaciones de servicio en el país, y siempre y cuando soliciten los respectivos permisos al MEM.
· Con la Ley de apertura del mercado interno se permite que una misma empresa ejerza una o más actividad, siempre y cuando tengan separación jurídica y manejen en contabilidades separadas.
· El Ejecutivo Nacional continua fijando los precios de los combustibles al por mayor y al detal, (a lo largo de toda la cadena).
· Las sanciones a la Ley de apertura se aplican sobre la base de las unidades tributarias.
· Los aceites lubricantes, las ligas para sistemas de frenos, las grasas y los solventes pueden ser elaborados por empresas distintas a PDVSA

POLITICA DE PRECIOS DE LOS HIDROCARBUROS:
Los parametros de evaluaciòn que debe considerar una polìtica de fijaciòn de precios de los derivados de hidrocarburos para el mercadeo interno son los siguientes:
-El valor energètico del producto
-El valor de exportacion del producto
-Abundancia relativa de los productos
-Impacto socio-economico

LOs elementos que son determinantes en la estructura de precios son los siguientes:-Gastos de los productos (materia prima+manufactura
-Gastos de mercadeo (instalaciones, servicios y operaciones)
-Costos de direcciòn y administraciòn general
-Generaciòn de recursos para inversiones
-Remuneraciòn de los canales de distribuciòn
-Rentabilidad de la gestiòn del mercadeo interno
-Cargas fiscales

Los resultados economicos de la gestiòn dependen del ingreso por las ventas de los derivados y èstos son determinados por el nivel de precios que fija el estado a travès de sus resoluciones de precios.
Esquema racional que debe tener una politica de precios de los hidrocarburos:OBJETIVO:

-Hacer rentable la funciòn del mercado interno para garantizar los recursos financieros que permitan satisfacer la demanda y garantizar los servicios requeridos por el consumidor
-Concientizar al consumidor por el valor de la energìa, a fin de reducir:
-El consumo irracional e innecesario
-Racionalizar el patròn de consumo
-Apoyar adecuadamente el desarrollo economico del paìs
-Contribuir al ingreso fiscal del país

La política de precios debe permitir lo siguiente:· Remunerar apropiadamente al Estado por el valor de los hidrocarburos.
· Promover la preservación del ambiente.
· Incentivar el consumo adecuado de combustibles por segmentos del parque automotor.
· Incentivar el desarrollo de la red de expendios de combustibles automotores a nivel nacional.
· Atraer capitales privados.
· Atenuar el impacto en los sectores de menores recursos.

EVOLUCION DE LOS MARGENES DE COMERCIALIZACION Y LA POLITICA DE PRECIOS
PRECIO DE VENTAL AL
PUBLICO DE LOS COMBUSTIBLES = COSTO DE MANUFACTURA + IMPUESTO AL CONSUMO+ MARGEN COMERCIALIZACION

MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN = MARGEN TRANSPORTISTA + MARGEN DISTRIBUIDOR + MARGEN MINORISTA

GASOLINAS DE MOTOR

SITUACION AL 09-1999:

MARGEN DE COMERCIALIZACION ACTUAL = 17,6 BS/LTS
MARGEN DE COMERCIALIZACION= 17.6 BS/LTS = MARGEN DEL TRANSPORTISTA PONDERADO (2.91 BS/LTS) + MARGEN DEL MAYORISTA PONDERADO (2.50 BS/LTS) + MARGEN MINORISTA PONDERADO (12.19 BS/LTS).
IMPUESTO AL CONSUMO = 35 BS/LTS
COSTO DE MANUFACTURA PDVSA = 33.2 BS/LTS (GCP 87 OCT) Y 37.9 BS/LTS (GCP 95 OCT).

PVP GCP 87 OCT = 60 BS7LTS
COSTO DE LA GCP 87 OCT = 33.2 + 35 + 17.6 = 85.80 BS/LTS
DIFERENCIA (Subsidio) = 25.80 BS/LTS. Esta diferencia significa que PDVSA solo recibe 7.4 BS/lts de los 33.2 BS/Lts que le corresponden por el costo de manufactura.

Al comparar el costo de producción de la GCP 87 OCT de 33.2 BS/Lts y lo que realmente le ingresa 7.4 Bs/Lts, con el VAE de 51.2 BS/Lts., nos da un Costo de Oportunidad de 43.8 BS/Lts.

PVP GCP 95 OCT = 80 BS/LTS
COSTO DE LA GCP 95 OCT = 37.9 + 35 + 17.6 = 90.50 BS/LTS
DIFERENCIA( subsidio) = 10.50 BS/Lts. Esta diferencia significa que a PDVSA solo le ingresan 27.4 BS/Lts de los 37.9 BS/Lts que le corresponden por el costo de manufactura.

Al comparar el costo de producción de la GCP 95 OCT de 37.9 BS/Lts y lo que realmente le ingresa 27.4 Bs/Lts, con el VAE de 56 BS/Lts., nos da un Costo de Oportunidad de 28.6 BS/Lts.


INGRESOS BRUTOS POR VENTA DE GCP 87 OCT = 94000 BLS/DIA* 365 DIAS/AÑO* 159.9 LTS/BLS* 60 BS/LTS = 329 MMM BS/AÑO.
INGRESO AL PAIS POR IMPUESTO AL CONSUMO DE LA GCP 87 OCT = 94000 BLS/DIA*365 DIAS/AÑO* 159.9 LTS/BLS* 35 BS/LTS= 191 MMMBS/AÑO.

INGRESOS BRUTOS POR VENTA GCP 95 0CT= 106000 BLS/DIA*365 DIAS/AÑO*159.9 LTS/BLS*80 BS/LTS = 495 MMMBS/AÑO
INGRESOS AL PAIS POR IMPUESTO AL CONSUMO DE LA GCP 95 OCT = 106000 BLS/DIA*159.9 LTS/BLS*365 DIAS/AÑO*35 BS/LTS = 217 MMMBS/AÑO
TOTAL INGRESO POR IMPUESTO AL CONSUMO DE LAS GASOLINAS = 191+217 = 408 MMMBS/AÑO

SITUACION AL 01-10-1999.

MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN: 19.6 BS/LTS (INCREMENTO DE 2 BS/LTS efectivo a partir del 01 de octubre de 1999.)
ESTE INCREMENTO DE 2 BS/LTS SE DISTRIBUYÓ DE LA SIGUIENTE FORMA= 0.25 BS/LTS PARA EL TRANSPORTISTA + 1,00 BS/LTS PARA EL MAYORITA + 0.75 BS/LTS PARA EL MINORISTA
IMPUESTO AL CONSUMO = 33 BS/LTS (lo que significa una disminución de 2 BS/Lts.
LOS PRECIOS DE VENTA AL PÚBLICO NO SE MODIFICARON
PGC 87 OCT = 60 BS/LTS
PGC 95 OCT = 80 BS/LTS
INGRESOS POR IMPUESTO AL CONSUMO = 200 MBD* 365 DIAS/AÑO*159.9 LTS/BLS*33 BS/LTS = 385 MMMBS/AÑO.
MARGEN DE COMERCIALIZACION = MARGEN DEL TRANSPORTISTA PONDERADO (3.16 BS/LTS) + MARGEN DEL MAYORISTA (3.50 BS/LTS) + MARGEN DEL MINORISTA ( 12.94 BS/LTS)

SITUACION DEL DIESEL:

PRECIO DE VENTA AL PÚBLICO = 48 BS/LTS
COSTO PDVSA= 31 BS/LTS
IMPUESTO AL CONSUMO = 9.8 BS/LTS
MARGEN DISTRIBUIDOR = 9.4 BS/LTS
COSTO TOTAL DEL DIESEL= 31 +9.8+9.4 = 50.20 BS/LTS
DIFERENCIA(subsidio) = (50.20 – 48) BS/LTS = 2.3 BS/LTS
PERDIDAS DE PDVSA CON UN VOLUMEN DE 75MBD SERIA IGUAL A=
75000BLS/DIA* 365 DIAS/AÑO*159.9 LTS/BLS* 2.3 BS/LTS = 10.1 MMMBS7AÑO.

INGRESO POR VENTAS DE DIESEL = 75000 BLS/DIA* 159.9 LTS/BLS* 365 DIAS/AÑO*48 BS/LTS =210 MMM BS/AÑO.
INGRESOS POR IMPUESTO AL CONSUMO = 75000* 159.9 LTS/AÑO *365 DIAS/AÑO * 9.8 BS/LTS= 43 MMMBS/AÑO.

SITUACION DEL GNV
ESTRUCTURA DE COSTOS: 57 BS/LTS (incentivo por ventas, margen concesionario, electricidad, mantenimiento, volumen afectado, costo gas.
Costo de las conversiones = 16 BS/LTS
Costo de las inversiones( incluye costo del capital) = 73 Bs/Lts
COSTO TOTAL = 130 BS/LTS
PRECIO DE VENTA DEL GNV = 0.59 BS/LTS = 0.65 BS/M3
VOLUMEN = 231 MMLTS/AÑO

SITUACIÓN AL 06-2005 DE LAS GASOLINAS DE MOTOR (AUMENTO DIC 2004)
MARGEN DE COMERCIALIZACIÓN = 31,88 BS/LTS
MARGEN TRANSPORTISTA = 6,24 BS/LTS
MARGEN DISTRIBUIDOR = 5,70 BS/LT
MARGEN EXPENDEDOR = 19,94 BS/LTS

IMPUESTO AL CONSUMO GSP = 23,66 BS/LTS
IMPUESTO AL CONSUMO GCP= 15.56 BS/LTS
INGRESO A PDVSA GSP = 41,46 BS/LTS
INGRESO A PDVSA GCP = 22,56 BS/LTS

SITUACION AL 11-2004
MARGEN DE COMERCIALIZACION = 26,44 BS/LTS
MARGEN TRANSPORTISTA = 4,54 BS/LTS
MARGEN DISTRIBUIDOR = 5,70 BS/LTS
MARGEN EXPENDEDOR = 16,20 BS/LTS

IMPUESTO AL CONSUMO GSP = 29,1 BS/LTS
IMPUESTO AL CONSUMO GCP = 21,0 BS/LTS
INGRESO PDVSA GSP = 41,46 BS/LTS
INGRESO PDVSA GCP = 22,56 BS/LTS

CONSUMO GSP = 72 MBD 30%
CONSUMO GSP = 169 MBD 70%
TOTAL CONSUMO = 240 MBD
PRECIO PROMEDIO = 78 BS/LTS
Nª DE E/S = 1777

PRECIO ACTUAL GSP = 97 BS/LTS
PRECIO ACTUAL GCP = 70 BS/LTS
COSTO DE PROD PUERTA DE PLANTA GSP = 110 BS/LTS
COSTO DE PROD PUERTA DE PLANTA GCP = 102 BS/LTS

Incrementados márgenes de comercialización de combustible
ABN 22/05/2006Caracas, NOTA DE PRENSA
Caracas, 22 May. (ABN).-El Ministerio de Energía y Petróleo (MEP) aprobó el incrementó de los márgenes de comercialización de la gasolina, tanto para el transporte del producto como para las estaciones de servicios, sin afectar el precio final para el consumidor.

La decisión fue notificada por el titular del despacho de petróleo, Rafael Ramírez.

Explicó que el margen de ganancias actual para el transporte de gasolina se ubica en 6,64 bolívares por litro. Al fijarse el incremento en tres bolívares, 45%, el ingreso será de 9,64 bolívares.

Asimismo, señaló que el margen de comercialización o ganancia de las estaciones de servicios aumentará de 19,74 a 25,89 bolívares por litro. Es decir, se produjo un aumento de 6,51 bolívares por litro (31%).

Resaltó que este incremento se basa en un estudio económico que realizó el ministerio en el sector.

Enfatizó que el ajuste del margen de 6,51 bolívares está diferenciado, según la economía o nivel de ventas de cada segmento que conforma el universo total de estaciones de combustible del país.

En este sentido, señaló que 40% de las estaciones de combustible maneja de 0 a 546 mil litros al mes, por lo cual tendrán un margen de ganancias de 10,01 bolívares por litro.

Mientras tanto, el sector denominado clase 2, que representa un estrato que se ubica entre 560.646 a 794.707 litros al mes, tendrán un incremento de seis bolívares por litro.

Asimismo, Ramírez indicó que el otro segmento, que va de 794.707 a 1,08 millones de litros al mes, obtendrá un aumento de 5,06 bolívares por litro.

El último sector, con una economía mayor con respecto a los anteriores, ya que sus ventas superan los 1,08 millones de litros al mes, tendrá un incremento de 3,52 bolívares por litro.

Ramírez aclaró, además, que este incremento no implica una subida en los precios del combustible.

CADENA COMERCIAL DE LOS COMBUSTIBLES AUTOMOTORES

DISTRIBUIDOR: PERSONA NATURAL O JURÍDICA PARA EJERCER LA COMERCIALIZACION Y DISTRIBUCIÓN DE LOS PRODUCTOS REFINADOS HASTA LAS ESTACIONES DE SERVICIO, A PARTIR DE LAS PLANTAS DE DISTRIBUCIÓN, CONFORME A LA NORMATIVA LEGAL VIGENTE (MAYORISTA).
DISTRIBUIDORES MAYORISTAS (APROXIMADAMENTE 9 EMPRESAS)

TRANSPORTISTA: PERSONA NATURAL O JURÍDICA PARA EJERCER LA ACTIVIDAD DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLE AUTOMOTOR, CONFORME A LA NORMATIVA LEGAL VIGENTE.
N° DE EMPRESAS TRANSPORTISTAS: 450 EMPRESAS Y 1500 UNIDADES DE TRANSPORTE

EXPENDEDOR: PERSONA NATRAL O JURÍDICA AUTORIZADA PARA VENDER AL CONSUMIDOR FINAL EN EXPENDIOS DE COMBUSTIBLES, LOS PRODUCTOS REFINADOS CONFORME A LA NORMATIVA LEGAL VIGENTE.
N° D EXPENDIOS.: 1600 E/S


PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLESGASOLINA DE MOTOR
ART.1 SE FIJAN EN TODO EL TERRITORIO NACIONAL LOS PRECIOS MÁXIMOS DE VENTA AL PUBLICO DE LAS GASOLINAS DE MOTOR VENDIDAS EN EXPENDIOS DE COMBUSTIBLES COMO:
FIJADO SU PRECIO EN LA RESOLUCIÓN N° 203 DEL 15-07-1997

TIPO OCTANAJE RON BOLIVARES POR LITRO

POPULAR 87 60
SUPERIOR 91 70
OPTIMA 95 80

ART.2. SE FIJAN LOS PRECIOS MÁXIMOS DE LAS GASOLINAS DE MOTOR VENDIDAS AL POR MAYOR A LOS EXPENDIOS DE COMBUSTIBLES ENTEGADOS EN DICHOS EXPENDIOS EN LA CANTIDAD RESULTANTE DE RESTAR A LOS PRECIOS FIJADOS EN EL ARTICULO ANTERIOR EL MARGEN DE COMERCIALIZACION ACORDADO ENTRE PDVSA Y LOS CONCESIONARIOS EXPENDEDORES

ART.3 . SE FIJAN LOS PRECIOS MÁXIMOS DE LAS GASOLINAS DE MOTOR PARA LOS DISTRIBUIDORES Y REVENDEDORES ENTREGADOS EN LAS PLANTAS DE SUMINISTRO PROPIEDAD DE PDVSA EN LAS CUALES DICHOS PRODUCTOS ESTEN DISPONIBLES PARA EL MERCADO INTERNO EN LA CANTIDAD RESULTANTE DE RESTAR A LOS PRECIOS FIJADOS EN EL ARTICULO ANTERIOR LOS DESCUENTOS EN BOLIVARES POR LITRO ESTABLECIDOS POR LA POLÍTICA COMERCIAL DE PDVSA PARA ESTE CANAL DE COMERCIALIZACION.

LOS DISTRIBUIDORES, REVENDEDORES, P0DRAN EJERCER LAS ACTIVIDADES DE ALMACENAMIENTO, TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y EXPENDIO Y DEBERÁN CELEBRAR EL CONVENIO CORRESPONDIENTE CON UNA DE LAS FILIALES DE PDVSA QUE SUMINISTRE HIDROCARBUROS AL MI Y OBTENIDO EL CORRESPONDIENTE PERMISO DEL MEM.

DIESEL
FIJADO SU PRECIO EN LA RESOLUCIÓN N° 2 DEL 15-07-1997
ART.1 SE FIJA EN TODO EL TERRITORIO NACIONAL EL PRECIO MÁXIMO DE VENTA AL PUBLICO DEL COMBUSTIBLE DIESEL EN 48 BILIVARES POR LITRO VENDIDO EN LOS EXPENDIOS DE COMBUSTIBLES

ART.2. SE FIJA EL PRECIO MÁXIMO DEL COMBUSTIBLE DIESEL VENDIDO AL POR MAYOR A LOS EXPENDIOS DE COMBUSTIBLES Y ENTREGADOS EN DICHOS EXPENDIOS EN LA CANTIDAD RESULTANTE DE RESTAR A LOS PRECIOS FIJADOS EN EL ARTICULO ANTERIOR EL MARGEN DE COMERCIALIZACION ACORDADO ENTRE PDVSA Y LOS CONCESIONARIOS EXPENDEDORES

ART.3 . SE FIJA EL PRECIO MÁXIMO DEL COMBUSTIBLE DIESEL PARA LOS DISTRIBUIDORES Y REVENDEDORES ENTREGADOS EN LAS PLANTAS DE SUMINISTRO PROPIEDAD DE PDVSA EN LAS CUALES DICHOS PRODUCTOS ESTEN DISPONIBLES PARA EL MERCADO INTERNO EN LA CANTIDAD RESULTANTE DE RESTAR A LOS PRECIOS FIJADOS EN EL ARTICULO ANTERIOR LOS DESCUENTOS EN BOLIVARES POR LITRO ESTABLECIDOS POR LA POLÍTICA COMERCIAL DE PDVSA PARA ESTE CANAL DE COMERCIALIZACION.

LOS DISTRIBUIDORES, REVENDEDORES, P0DRAN EJERCER LAS ACTIVIDADES DE ALMACENAMIENTO, TRANSPORTE, DISTRIBUCIÓN Y EXPENDIO Y DEBERÁN CELEBRAR EL CONVENIO CORRESPONDIENTE CON UNA DE LAS FILIALES DE PDVSA QUE SUMINISTRE HIDROCARBUROS AL MI Y OBTENIDO EL CORRESPONDIENTE PERMISO DEL MEM.


COMBUSTIBLE PESADO FUEL OIL
SE FIJA EN LA RESOLUCIÓN N° 356 DEL 03 DE DICIEMBRE DE 1998

ART.1 A PARTIR DEL TRIMESTRE QUE COMIENZA EL 1° DE OCTUBRE DE 1998 EL PRECIO MÁXIMO DE V ENTA AL POR MAYOR DEL COMBUSTIBLE PESADO FUEL OIL SE DETERMINARÁ TRIMESTRALMENTE UTILIZANDO LA FORMULA:
P(t) = [P(t-1) x TC(t) /TC(t-1)] + [F x TC(t) /542]
DONDE
P(t) = PRECIO MAXIMO DE VENTAL AL POR MAYOR DEL FUEL OIL APLICABLE DURANTE EL TRIMESTRE t EN BOLIVARES POR LITRO. (BS/LT)
P(t-1) = PRECIO MAXIMO DE VENTAL AL POR MAYOR DEL FUEL OIL APLICABLE DURANTE EL TRIMESTRE ANTERIOR (t-1) EN BOLIVARES POR LITRO. (BS/LT)
TC(t) = TASA DE CAMBIO REFERENCIAL DE COMPRA DEL BOLIVAR CON RESPECTO AL DÓLAR DE USA, PROMEDIO DEL MES CALENDARIO ANTERIOR AL TRIMESTRE DE APLICACIÓN DE LA FORMULA DE ACUERDO AL BCV.
TC(t-1) = TASA DE CAMBIO REFERENCIAL DE COMPRA DEL BOLIVAR CON RESPECTO AL DÓLAR DE USA, PROMEDIO DEL MES CALENDARIO ANTERIOR AL TRIMESTRE ANTERIOR DE APLICACIÓN DE LA FORMULA DE ACUERDO AL BCV.
F = 1.746906 FACTOR DE INCREMENTO TRIMESTRAL EN EL PRECIO MÁXIMO DE VENTA EN BOLIVARES POR LITRO.
T = TRIMESTRE DE APLICACIÓN DE LA FORMULA A PARTIR DE 1998. LOS CINCO INCREMENTOS ADICIONALE SE APLICARAN EL 1 DE ENERO DE 1999, EL 1 DE ABRIL DE 1999, EL 1 DE JULIO DE 1999, EL 1 DE OCTUBRE DE 1999 Y EL 1 DE ENERO DEL 2000.

A PARTIR DEL TRIMESTRE QUE COMIENZA EL 1 DE ABRIL DEL 2000, EL PRECIOMAXIMO DE VENTAL DEL FUEL OIL SE DETERMINARA TRIMESTRALMENTE UTILIZANDO LA FORMULA SIGUIENTE:
P(t) = [P(t-1) x TC(t) /TC(t-1)]


GLP
SE FIJA EN LA RESOLUCIÓN N° 357 DEL 03 DE DICIEMBRE DE 1998

ART.2. DESDE EL 1 DE FEBRERO DE 1999, EL PRECIO DE VENTA DEL GLP EN ESTADO LIQUIDO UTILIZADO COMO COMBUSTIBLE PARA USO DOMESTICO, ENTREGADO EN LA FUENTES DE SUMINISTRO A LAS PLANTAS DE LLENADO SE DETERMINARA DE ACUERDO CON:
PFSD = PFOB x FPFS
DONDE

PFSD = EL PRECIO DE VENTA DEL GLP EN ESTADO LIQUIDO UTILIZADO COMO COMBUSTIBLE PARA USO DOMESTICO, ENTREGADO EN LA FUENTES DE SUMINISTRO A LAS PLANTAS DE LLENADO EN (BS/MC)
PFOB= PRECIO FOB DE REALIZACIÓN DE PDVSA TAL COMO SE DEFINE EN EL ARTICULO 12 DE ESTA RESOLUCIÓN EN BS/MC
FPFS = FACTOR DE AJUSTE EN FUENTE DE SUMINISTRO PARA EL GLP DE USO DOMESTICO SEGÚN SE INDICA A CONTINUACIÓN
FPFS
DEL 01-02-99 AL 30-04-99 0,22
DEL 01-05-99 AL 31-07-99 0,28
DEL 01-08-99 AL 31-10-99 0,33
DEL 01-11-99 AL 31-01-2000 0,38
DEL 01-02-2000 AL 30-04-2000 0,45
A PARTIR DEL 01-05-2000 0,51

ARTICULO 4.- DESDE EL 1ERO DE FEBRERO DE 1999 EL PRECIO MÁXIMO DE VENTA AL PUBLICO O CONSUMIDOR FINAL DEL GLP PARA USO DOMESTICO SE DETERMINARA DE ACUERDO CON:
VENDIDO A BOMBONAS:
PVPB = PFSD FPVP x PCB /GE
DONDE

PVPB = PRECIO MÁXIMO DE VENTAL AL PUBLICO DE LAS BOMBONAS PARA USO DOMESTICO EN BS/BOMBONA.
PFSD = PRECIO DE VENTA DEL GLP EN ESTADO LIQUIDO PARA USO DOMESTICO ENTREGADO EN LAS FUENTES DE SUMINISTRO A LAS PLANTAS DE LLENADO EN BS/MC.
FPVP = FACTOR DE AJUSTE EN EL PRECIO DE VENTA AL PUBLICO DEL GLP PARA USO DOMESTICO SEGÚN SE INDICA:
FPVP
DEL 01-02-99 AL 30-04-99 10,64
DEL 01-05-99 AL 31-07-99 8,05
DEL 01-08-99 AL 31-10-99 6,76
DEL 01-11-99 AL 31-01-2000 5,94
DEL 01-02-2000 AL 30-04-2000 5,32
A PARTIR DEL 01-05-2000 4,92

PCB = PESO DEL GLP CONTENIDO EN LA BOMBONA EN KG POR BOMBONA
GE = GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GLP EN ESTADO LIQUIDO EN KG POR MC Y SE UTILIZARA GE = 507 KG/MC

VENDIDO A GRANEL
EN ESTADO LIQUIDO : PVPGL = PFSD x FPVP /1000

EN ESTADO GASEOSO
PVPGG = PFSD x FPVP / FCLG
DONDE PVPGG = PRECIO MÁXIMO MÁXIMO DE VENTA AL PUBLICO DEL GLP A GRANEL EN ESTADO GASEOSO PARA USO DOMESTICO EN BS/MC
PVPGL = PRECIO MÁXIMO MÁXIMO DE VENTA AL PUBLICO DEL GLP A GRANEL EN ESTADO LIQUIDO PARA USO DOMESTICO EN BS/LT.
FCLG = FACTOR DE CONVERSIÓN DE MC DE GLP EN ESTADO LIQUIDO (MC LIQUIDO) A (MC) DE GLP EN ESTADO GASEOSO (MC DE GAS) SU VALOR ES DE 271 (MCGAS) / (MCLIQUIDO)

ARTICULO 6. LOS PRECIOS DEL GLP ENTREGADO EN ESTADO LIQUIDO EN LAS FUENTES DE SUMINISTRO A LAS PLANTAS DE LLENADO, DISTRIBUIDORES, Y LOS CONSUMIDORES FINALES QUE DISPONGAN DE LOS MEDIOS APROPIADOS PARA RETIRARLO A SER UTILIZADOS COMO COMBUSTIBLES PARA USO COMERCIAL, INDUSTRIAL , GLP INODORO SERÁ EL PRECIO FOB DE REALIZACIÓN DE PDVSA.




IR A PAGINA WEB DE PDVSA MARCO LEGAL Y VER LA LEY ORGANICA DE HIDROCARBUROS CAPITULO VIII COMERCIALIZACION Y LA LEY ORGANICA DE HIDROCARBUROS GASEOSOS

REGLAMENTO DE LA LEY ORGANICA DE HIDROCARBUROS GASEOSOSPresidencia de la República
Decreto N° 840 del 31 de mayo de 2000
Hugo Chávez Frías
Presidente de la República

En ejercicio de la atribución que le confiere el numeral 10 del artículo 236 de la Constitución,
en Consejo de Ministros, decreta el siguiente:
Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos
Título I: Disposiciones Generales
Título II: De la Exploración y Explotación
Capítulo I: De las Actividades de Exploración y Explotación
Capítulo II: De los Precios
Título III: Del Transporte y Distribución de Gas
Capítulo I: Del Transportista y del Distribuidor
Capítulo II: De los Permisos de Transporte y Distribución
Capítulo III: De La Calificación Técnica de Operación
Capítulo IV: De los Derechos y Deberes de los Usuarios
Capítulo V: De las Tarifas
Título IV: De los líquidos del gas natural (LGN)
Capítulo I: Del procesamiento
Capítulo II: Del Gas Licuado del Petróleo (GLP)
Título V: De la industrialización
Título VI: Del Ente Nacional del Gas
Título VII: Disposiciones Comunes
Capítulo I: De los Permisos
Capítulo II: De las Obras y Construcciones
Capítulo III: De Las Revocatorias de Permisos
Título VIII: Disposiciones Transitorias y Finales


Título I: Disposiciones generales

Artículo 1. El presente Reglamento tiene por, objeto desarrollar las disposiciones de la Ley relativas. a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos gaseosos no asociados, la recolección, almacenamiento y utilización tanto del gas natural no asociado proveniente de dicha explotación, como del gas que se produce asociado con el petróleo u otros fósiles, el procesamiento, industrialización, transporte, distribución, comercio interior y exterior de dichos gases, así como los hidrocarburos líquidos y los componentes no hidrocarburados contenidos en los hidrocarburos gaseosos y el gas proveniente del proceso de refinación del petróleo.

Artículo 2. A los efectos de la interpretación y aplicación del presente Reglamento, las definiciones que se indican a continuación tendrán el significado siguiente:
Activos Esenciales: Equipos e instalaciones indispensables para la realización de las actividades objeto de este Reglamento, en forma continua y en condiciones de máxima eficiencia, calidad, seguridad, higiene y protección del medio ambiente.

Almacenador: Persona autorizada por el Ministerio de Energía y Minas para realizar la actividad de almacenamiento de gas e hidrocarburos líquidos que se obtienen de éste.

Almacenamiento de Gas: Actividad de recibir, mantener en depósito temporalmente y entregar gas, a través de sistemas de almacenamiento.

Almacenador de GLP: Persona autorizada por el Ministerio de Energía y Minas para realizar la actividad de almacenamiento de GLP.

Almacenamiento de GLP: Actividad de almacenar el GLP recibido desde las fuentes de suministro, y envasarlo en las plantas de llenado, para su entrega a los distribuidores o consumidores.

Area de Desarrollo: Superficie conformada por parcelas sobre las cuales el titular de la licencia realizará un plan de desarrollo.

Area de Evaluación: Superficie conformada por parcelas, donde se estima se extienda un descubrimiento y sobre la cual el titular de la licencia realiza actividades. de delineación y evaluación de ese descubrimiento.

Area Geográfica Determinada: Superficie sobre la cual se realizan las actividades a las cuales se refiere la Licencia de Exploración y Explotación de los Hidrocarburos Gaseosos no Asociados.

Balanceo: Procedimiento para establecer diferencias entre la cantidad de gas indicada en la nominación y la cantidad de gas efectivamente recibida y entregada, en un período de terminado, a fin de efectuar las compensaciones necesarias en los sistemas.

Calificación Técnica de Operación: Es la certificación que otorga el Ministerio de Energía y Minas para operar sistemas de transporte o distribución.

Campo de Producción: Proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos gaseosos no asociados, con características similares y vinculados al mismo rasgo geológico.

Cargos por Capacidad: Porción de la tarifa que corresponde a la capacidad reservada por el usuario para satisfacer su demanda máxima en un período determinado.

Cargos por Uso: Porción de la tarifa por concepto de la cantidad realmente transportada o distribuida.

Centro de despacho o Centro de Producción: Instalaciones ubicadas en localidades geográficas donde se lleva a cabo la actividad de despacho de gas.

Comercialización: Actividad de comprar y vender hidrocarburos gaseosos o comprar y vender servicios de transporte, distribución o almacenamiento de hidrocarburos gaseosos por cuenta propia o de terceros.

Comercializador: Persona debidamente autorizada por el Ministerio de Energía Y Minas, para realizar la actividad de comercialización.

Condensado de Yacimiento: Mezcla de hidrocarburos que a condiciones de presión y temperatura de yacimiento se encuentra en estado gaseoso y que en el proceso de exploración se condensa parcialmente.

Condiciones Estándar: Presión absoluta de 10,332 kilogramos por metro cuadrado (14,7 libras por pulgada cuadrada) y temperatura de 15,5 °C (60 °F) a la cual se miden los fluidos.

Consumidor: Persona que adquiere Hidrocarburos gaseosos para utilizarlo como combustible, materia prima o en procesos industriales.

Consumidor Mayor: Persona que contrata, por un período no menor de un año, el suministro de un volumen de gas con un promedio diario superior al mínimo establecido, mediante resoluciones del Ministerio de Energía y Minas, para cada región de distribución.

Contrato de Servicio Agregado: Acuerdos celebrados entre el Comercializador y los consumidores para el suministro, transporte, distribución o almacenamiento de gas.

Contrato de Servicio de Distribución: Acuerdo celebrado entre el distribuidor y los usuarios para la distribución de gas.

Contrato de Servicio de Transporte: Acuerdos celebrados entre el transportista y los usuarios para el transporte de gas.

Contrato de Suministro: Acuerdos celebrados entre el y el consumidor mayor, distribuidor o comercializador para el suministro de gas.

Declaración de Comercialidad: Notificación escrita del titular de la licencia al Ministerio de Energía y Minas mediante la cual participa que de las evaluaciones por él realizadas, ha determinado conforme a lo previsto en la licencia, que existe un descubrimiento comercial y donde manifiesta su decisión de iniciar el plan de desarrollo de un descubrimiento.

Desarrollo: Actividades dirigidas a crear la capacidad para explotar, tratar y disponer el gas natural.

Descubrimiento: Yacimiento o conjunto de yacimientos contentivos de hidrocarburos gaseosos revelados por la Perforación y prueba de un pozo.

Despachador: Persona autorizada por el Ministerio de Energía y Minas para realizar el despacho de gas.

Despacho: Actividad de planificar, coordinar y supervisar el intercambio de gas entre los productores, procesadores y transportistas. Esta actividad incluye la gestión operacional y comercial para garantizar el óptimo funcionamiento de los sistemas de transporte y el control del sistema de nominación y balanceo.

Distribución: Actividad de recibir, transmitir, entregar y comercializar gas a través de los sistemas de distribución.

Distribución de GLP: Actividad de recibir, transportar, entregar y comercializar el GLP, desde las plantas de llenado de los almacenadores, hasta los consumidores, por medio de unidades de transporte, instalaciones y equipos que cumplan con las normas técnicas aplicables.

Distribuidor: Persona autorizada por el Ministerio de. Energía y Minas para realizar. la actividad de distribución del gas o de los hidrocarburos líquidos que de éste se obtienen.

Distribuidor de GLP: Persona autorizada por el Ministerio de Energía y Minas para realizar la actividad de distribución de GLP.

Entidad de Inspección: Persona acreditada por las autoridades Competentes para realizar servicios de inspección y preparar informes técnicos, relacionados con las actividades a que se refiere este Reglamento.

Exploración: Conjunto de actividades cuyo objeto es descubrir y delinear yacimientos con acumulaciones de gas natural no asociado.

Explotación: Conjunto de actividades que comprende la Producción, recolección, separación, compresión y tratamiento del gas natural no asociado.

Fabricante y Reparador de Recipientes, Componentes y Accesorios: Persona debidamente autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para ejercer las actividades de fabricación y reparación de recipientes, componentes y accesorios para el manejo del GLP.

Factor de Eficiencia: Factor de ajuste que refleje mejoras en la prestación del servicio de transporte o distribución.

Fuente de Suministro: Instalación física debidamente aprobada por el Ministerio de Energía y Minas para recibir el GLP del y suministrarlo al mercado nacional, a los almacenadores, a los distribuidores a los consumidores que dispongan de los medios apropiados para retirarlo.

Gas: Término genérico que se utiliza para referirse al gas natural, al gas de refinería y al gas metano.

Gas Comercial: Gas metano utilizado como combustible en y equipos instalados en establecimientos, donde se comercializan productos, artículos y servicios al público, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución.

Gas Doméstico: Gas metano utilizado como combustible en y equipos de uso doméstico, instalados en viviendas unifamiliares o multifamiliares, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución.

Gas lndustrial: Gas metano utilizado como combustible o materia prima en instalaciones, plantas o fábricas, donde se ejecutan operaciones industriales para obtener un producto o transformar una sustancia o producto, el cual es entregado a través de una acometida conectada a una red de tuberías de una región de distribución o de un sistema de transporte.

Gas de Refinería: Hidrocarburos gaseosos procedentes del proceso de refinación del petróleo.

Gas Húmedo: Gas natural que contiene hidrocarburos más pesados que el metano, en cantidades tales que pueden ser extraídas comercialmente o que deben ser removidas antes de la utilización del metano.

Gas Metano: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que contiene principalmente metano (CH4) y cumple, a su vez, con las especificaciones de las normas técnicas aplicables para su transporte y comercialización, que puede ser obtenido a través del tratamiento, procesamiento o mezcla del gas, de la refinación del petróleo o de la explotación directa de los yacimientos de hidrocarburos naturales o de otros fósiles.

Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos, procedente de yacimientos de hidrocarburos naturales, cuya producción puede estar asociada o no a la del petróleo crudo, condensados u otros fósiles.

Gas Natural Asociado: Gas natural que se encuentra en contacto con el petróleo o disuelto en él en un yacimiento.

Gas Natural no Asociado: Gas natural que se encuentra en forma gaseosa en los yacimientos y no está asociado a cantidades significativas de petróleo o condensado,

Gas Licuado de Petróleo (GLP): Mezcla de hidrocarburos gaseosos, obtenida del procesamiento del gas natural o de la refinación del petróleo, que a condiciones determinadas de presión y temperatura se mantiene en estado líquido, compuesta principalmente de propano, pudiendo contener otros hidrocarburos en menores proporciones.

Hidrocarburos Gaseosos: Hidrocarburos que a condiciones estándar de temperatura y presión se encuentran en estado gaseoso y pueden provenir de los yacimientos o de cualquier proceso de transformación de dichos hidrocarburos.

Industrializador: Persona debidamente autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para ejercer la actividad de industrialización.

Ley: Decreto con Rango y Fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, publicada en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela N° 36.793 de fecha 23 de septiembre de 1999.

Licencia: Autorización que otorga el Ministerio de Energía y Minas al interesado, para ejercer las actividades de exploración y explotación de gas natural no asociado, a su riesgo en un área geográfica determinada, que comprenderá también las demás actividades inherentes al proyecto al cual dicho gas sea destinado.

Líquidos del Gas Natural (LGN): Porciones líquidas obtenidas del gas natural en instalaciones de campo o plantas de procesamiento, incluidos etano, propano, butano, pentano, gasolina natural y condensados de planta.

Nominación: Solicitud que debe realizar el consumidor, el usuario, el distribuidor o el comercializador para que un volumen de gas le sea suministrado, transportado, distribuido o almacenado en un período determinado, según lo acordado en los correspondientes contratos.

Normas Técnicas Aplicables (NTA): Conjunto de normas técnicas que, regulan las actividades relacionadas con el gas, dentro de las cuales se contemplan las Normas Venezolanas COVENIN, las contenidas en las resoluciones, circulares e instructivos emanados del Ministerio de Energía y Minas y otros entes oficiales. En ausencia de NTA, la norma técnica internacional correspondiente se aplicará cuando el Ministerio de Energía y Minas la adopte.

Operación de Sistemas de Transporte: Conjunto de actividades necesarias para realizar el transporte de gas en forma segura, continua y contable, según las condiciones establecidas en las normas técnicas aplicables y los contratos de. transporte. Comprende el monitoreo, balanceo y mantenimiento del sistema de transporte, así como la atención de eventualidades y relaciones con terceros.

Operador de Sistemas de Transporte: Persona que por su demostrada capacidad técnica y administrativa, ha sido calificado por el Ministerio de Energía y Minas para operar un sistema de transporte.

Parcela: Unidad mínima de superficie que conforman las áreas geográficas determinadas.

Permiso: Autorización administrativa que otorga a una persona el Ministerio de Energía y Minas, para ejercer actividades con hidrocarburos gaseosos, distintas a las de exploración y explotación.

Plan de Desarrollo: Documento que describe y define proyectos y programas que tienen como objeto alcanzar un nivel determinado de capacidad de producción, el cual debe ser aprobado por el Ministerio de Energía y Minas.

Plan de Evaluación: Documento que describe y define proyectos y programas con la finalidad de delinear un descubrimiento y determinar su comercialidad.

Planta de Llenado: Instalación debidamente aprobada por el Ministerio de Energía y Minas para el almacenamiento, envasado y venta del GLP en bombonas y a granel, a los distribuidores o los consumidores, de acuerdo con lo establecido en las normas técnicas aplicables.

Procesador: Persona autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para realizar la actividad de procesamiento de gas.

Procesamiento: Actividad cuyo objeto principal consiste en separar y fraccionar los componentes hidrocarburos del gas, a través de cualquier proceso físico, químico o físico-químico.

Producción: Conjunto de actividades necesarias para extraer gas natural contenido en yacimientos, y separarlo del petróleo crudo o condensados cuando sea asociado.

Programa Adicional Exploratorio: Actividades de exploración que el titular de la licencia se compromete a realizar, dentro del lapso de exploración señalado en la Ley, después de haber cumplido el plazo del Programa Mínimo Exploratorio.

Programa Mínimo de Desarrollo: Actividades de desarrollo que el titular de la licencia acepta como obligación al momento de otorgamiento de la licencia.

Programa Mínimo Exploratorio: Actividades de exploración que el titular de la licencia al momento de su otorgamiento se compromete a realizar dentro del lapso de exploración señalado en la licencia conforme a la Ley.

Punto de Entrega: Lugar donde el gas es entregado según se acuerde en los contratos de suministro o de servicio.

Punto de Recepción: lugar donde el gas es recibido según se acuerde en los contratos de suministros de servicio.

Recolección: Conjunto de actividades cuyo objeto es transmitir gas para reunirlos en un punto determinado.

Recolector: Persona debidamente autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para realizar la actividad de recolección.

Región de Distribución: Area geográfica del territorio nacional determinada por el Ministerio de Energía y Minas, para propiciar el desarrollo de un proyecto de distribución de gas.

Región del Productor: Comprende tanto el área donde el gas es producido como aquellas áreas donde ese gas es transportado o distribuido.

Región del Transportista: Comprende tanto el área donde el gas es transportado como aquellas áreas donde ese gas es producido o distribuido.

Región del Distribuidor: Comprende tanto el área donde el gas es distribuido como aquellas áreas donde ese gas es producido o transportado.

Reservas Probadas: Volúmenes de hidrocarburos gaseosos que con razonable certeza, se estima existen en los yacimientos y pueden ser producidos, con las condiciones tecnológicas y económicas existentes.

Separación: Conjunto de actividades cuyo objeto consiste en separar las fases de los fluidos producidos de los yacimientos.

Sistemas de Almacenamiento de Gas: Conjunto de equipos e instalaciones necesarias para el almacenamiento del gas, distinto a los sistemas de transporte.

Sistemas de Distribución: Conjunto de ramales, redes de tuberías industriales y urbanas e instalaciones necesarias para la distribución de gas.

Sistemas de Transporte: Conjunto de gasoductos, plantas compresoras e instalaciones necesarias para la transmisión de gas.

Tarifas: Montos que determina la autoridad competente en contraprestación por el gas recibido y por los servicios contemplados en la Ley.

Transporte: Conjunto de actividades necesarias para recibir, transmitir y entregar gas e hidrocarburos líquidos que se obtienen de éste, a través de sistemas de transporte.

Transportista: Persona autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para realizar la actividad de transporte de gas natural o sus componentes.

Transportista de GLP: Persona debidamente autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para ejercer la actividad de transporte de GLP, mediante el uso de vehículos automotores u otros medios.

Tratamiento: Actividad de remover principalmente los componentes no hidrocarburos del gas natural, tales como dióxido de carbono (Co2), sulfuro de hidrógeno (H2S), agua (H2O), componentes sólidos y otros, a través de cualquier proceso físico, químico o físico-químico.

Usuario: Persona que utiliza los servicios a que se refiere este Reglamento.

Yacimiento: Unidad geológica-hidráulica formada por rocas porosas y permeables que acumulan y contienen hidrocarburos.
Artículo 3. Quienes realicen las actividades contempladas en la Ley deberán propiciar la mayor participación posible de la gerencia y personal nacional, de bienes y servicios prestados por personas nacionales, entre otros, servicios técnicos, de ingeniería y de consultaría, así como el adiestramiento del personal nacional en las especialidades en que se considere necesario y lograr una eficaz transferencia de tecnología, con la finalidad de incentivar la creación o expansión de empresas nacionales.

Artículo 4. A los efectos de la interpretación y aplicación del Artículo 9° de la Ley, se considera que un productor, transportista o distribuidor, controla la actividad de producción, transporte o distribución ejercida por otra persona, cuando tuviere capacidad. de decidir positiva o negativamente sobre la manera de realizar la actividad o de disponer de la misma, ya sea por tener participación mayoritaria en el capital de la referida persona o que mediante cláusula estatutaria u otra forma contractual se les confiera la capacidad aludida.

Igualmente, se considera que un productor, transportista, o distribuidor controla la actividad de producción, transporte o distribución ejercida por otra persona cuando ésta les otorgue por cualquier título, un ingreso superior al cincuenta por ciento (50%) de los beneficios generados por la actividad realizada por esa misma persona.

Artículo 5. Hasta tanto la separación de las actividades de producción, transporte o distribución de gas no se efectúe, el Ministerio de Energía y Minas podrá exigir a las empresas que realicen de manera integrada sus actividades, la separación de la contabilidad de cada una de ellas, como unidades de negocios claramente diferenciadas, de manera que permita facilitar la imputación de activos, pasivos, ingresos, costos y gastos de cada una.

Artículo 6. A los efectos de permitir excepcionalmente la integración vertical el productor, transportista o distribuidor de gas deberá demostrar, a satisfacción del Ministerio de Energía y Minas, que el proyecto solamente es viable mediante el ejercicio en una misma región de dos (2) o más de las actividades mencionadas en el artículo anterior. A esos fines, deberá presentar los estudios, evaluaciones e informaciones que le sean requeridas, conforme con lo establecido en la normativa que mediante resolución dicte el Ministerio de Energía y Minas.

El productor, transportista o distribuidor de gas que se beneficia de la excepción a que se refiere el presente artículo, deberá distinguir cada actividad en forma separada, sin condicionar la prestación de una de ellas con respecto de la otra y deberá desagregar en la factura correspondiente, la tarifa de cada uno de los servicios prestados.

Artículo 7. Los titulares de licencias o permisos Interesados en cederlas o traspasarlas deberán dirigir la solicitud al Ministerio de Energía y Minas, con indicación de la información, referente al posible cesionario que permita su evaluación técnica, administrativa y financiera, de acuerdo con los requisitos establecidos en el presente Reglamento.

Una vez otorgada la correspondiente autorización y efectuada la cesión o traspaso, el cesionario está en la obligación de cumplir con cada uno de los términos y condiciones en que la licencia o Permiso original fue otorgado de conformidad con la Ley y con el presente Reglamento.

Las cesiones o traspasos que se realicen en contravención a lo dispuesto en este artículo, no surtirán efecto alguno frente a la República.

Artículo 8. Las personas que realicen las actividades a que se refiere este Reglamento, no podrán disponer por título alguno de los activos esenciales así como tampoco arrendarlos, darlos en comodato, o afectarlos a otros destinos distintos a los establecidos en las licencias y permisos correspondientes, ni usar bienes de terceros considerados activos esenciales, sin la autorización previa del Ministerio de Energía y Minas.

Cuando la sustitución de cualquier equipo que conforma los activos esenciales no altere las condiciones bajo las cuales se otorgaron las licencias o permisos, no se requerirá autorización para la sustitución. Esta sustitución será notificada por escrito al Ministerio de Energía y Minas, dentro de los quince días continuos siguientes a la fecha de sustitución.

Artículo 9. Los titulares de licencias y permisos deberán presentar al Ministerio de Energía y Minas, la información que éste les requiera de conformidad con las resoluciones dictadas por dicho Ministerio.

Artículo 10. Las personas que realicen las actividades señaladas en la Ley, deberán informar de inmediato y por escrito, al Ministerio de Energía y Minas, de todo accidente que se relacione con dichas actividades que pudiere. afectar la seguridad de sus instalaciones, así como la de personas, bienes o el ambiente.

Artículo 11. Los prestadores de servicios a los cuales se refiere este Reglamento, así como las autoridades competentes, deberán proporcionar a los usuarios y consumidores información precisa, completa y oportuna relacionada con la prestación de los servicios, de manera que permita a éstos la defensa de sus derechos.

Artículo 12. EL Ministerio de Energía y Minas queda facultado para adoptar las medidas técnicas y administrativas necesarias, a fin de garantizar la continuidad de los servicios a los cuales, se refiere este Reglamento.

Artículo 13. Los titulares de licencias y permisos deberán permitir el acceso a sus instalaciones y suministrar la información requerida a los funcionarios autorizados por el Ministerio de Energía y Minas y a los representantes de las entidades de Inspección que hayan sido autorizados a ese efecto.

Artículo 14. Los almacenadores, transportistas y distribuidores están obligados a permitir el uso de sus instalaciones en condiciones de Igualdad a otros usuarios, cuando tales instalaciones tengan capacidad disponible para ello, tomando en cuenta lo establecido en los Contratos de servicio de almacenamiento, transporte o distribución.

Los prestadores de los servicios de almacenamiento, transporte o distribución están en la obligación de mantener registros auditables y actualizados de los contratos de servicio suscritos, así como sistemas de Información que evidencien oportunamente la capacidad comprometida y disponible de sus instalaciones.

En caso de no lograrse un acuerdo entre las partes, con relación al uso de la capacidad disponible, el solicitante podrá requerir la intervención del Ministerio de Energía y Minas quien establecerá las condiciones para permitir el uso de las instalaciones, o en su defecto, autorizarlo para proveerse de las instalaciones necesarias a fin de obtener el servicio requerido, previo el cumplimiento de los requisitos de la Ley y del presente Reglamento.

Artículo 15. Los almacenadores, transportistas y distribuidores de gas y GLP, deberán prestar sus servicios en forma continua y en condiciones de máxima eficiencia, calidad, seguridad, higiene y protección del medio ambiente, para lo cual deberán observar en todo momento la legislación vigente sobre la materia y las NTA. Las actividades de almacenamiento, transporte y distribución deberán estar sujetas a las mejores prácticas reconocidas en el ámbito internacional en lo referente a aspectos técnicos, operacionales de seguridad para el mejor aprovechamiento y uso racional de los hidrocarburos gaseosos.

Artículo 16. Los titulares de licencias y permisos que realicen las actividades establecidas en la Ley, deberán disponer de planes de emergencia y contingencia en los cuales se definan políticas, lineamientos y acciones para optimar comunicaciones y uso de recursos, que les permitan solventar efectiva y oportunamente las eventualidades, con el fin de minimizar el impacto al entorno y asegurar la continuidad de las operaciones y servicios.

Igualmente deberán disponer de un servicio permanente para atender situaciones de emergencia o cualquier contingencia que pueda ocurrir, tanto en sus Instalaciones y equipos, como en los sistemas instalados para la prestación de los servicios a los consumidores.

En situaciones de emergencia, los almacenadores transportistas y distribuidores están autorizados a tomar las medidas necesarias para solucionar la situación, debiendo notificar a las autoridades competentes a la brevedad posible.

Artículo 17. Las personas que ejerzan las actividades señaladas en la Ley están obligadas a cumplir las normas contables generalmente aceptadas aplicables a la actividad, y las establecidas en Resoluciones del Ministerio de Energía Minas, a los fines de propiciar la transparencia del ejercicio de las mismas y facilitar su control.

Artículo 18. Además de los requisitos establecidos en el presente Reglamento para obtener la licencia o permiso, las personas interesadas en obtenerlos deberán también cumplir con los requisitos exigidos por otros organismos competentes de conformidad con las leyes.

Artículo 19. Las dudas y controversias, relacionadas con la licencia o permiso, sometidas a! procedimiento amistoso de arbitraje, al cual se refiere el artículo 24, literal b), numeral 6° de la Ley, quedarán definitivamente resueltas mediante dicho procedimiento si así lo acordaran las partes.

Título II: De la Exploración y Explotación
Capítulo I: De las Actividades de Exploración y Explotación

Artículo 20. Para el ejercicio de las actividades de exploración y explotación de gas natural no asociado se requerirá de una licencia otorgada por el Ministerio de Energía y Minas.

Dicha licencia otorgará a su titular, el derecho para ejercer tales actividades con carácter de exclusividad sobre un área geográfica determinada conforme a los términos y condiciones previstos en la Ley, en este Reglamento y en la misma licencia.
Artículo 21. El derecho de exploración y explotación de gas natural no asociado en un área geográfica determinadas se otorgará mediante una licencia a través de un proceso licitatorio que efectuará el Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Minas.

El Ministerio de Energía y Minas tendrá la facultad de suspender en cualquier etapa el proceso licitatorio o declararlo desierto sin que ello genere indemnización alguna por parte de la República.

El Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, previa autorización del Consejo de Ministros, podrá otorgar directamente la licencia sin proceso licitatorio, por razones de interés público o por circunstancias particulares de las actividades, con sujeción a las condiciones que establece la Ley.

Artículo 22. Las contraprestaciones especiales a las cuales aspira la República deberán incluirse en las bases del proceso licitatorio para el otorgamiento de la licencia.

Artículo 23. Las personas a quienes se les otorgue una licencia en áreas con reservas probadas de gas natural no asociado que justifiquen su desarrollo deberán incorporar un porcentaje de capital nacional en los términos y condiciones que se establecerán en la licencia.

Artículo 24. Cuando la licencia corresponda a un área caracterizada principalmente por recursos por descubrir, el titular de la licencia deberá cumplir con un programa mínimo exploratorio, dentro del plazo que señale la licencia, el cual no puede ser superior a cinco (5) años de acuerdo con lo establecido en la Ley.

Cuando la licencia corresponda a un área con reservas probadas que permitan su explotación, el titular de la licencia deberá cumplir con un programa mínimo de desarrollo, cuyos términos y condiciones de ejecución serán establecidas en la licencia.

El titular de la licencia dará garantías de fiel cumplimiento emitidas a favor de la República y a satisfacción del Ministerio de Energía y Minas, para garantizar la ejecución de estos programas.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el ordinal 2° del artículo 25 de la Ley, el cumplimiento del programa mínimo exploratorio o de Desarrollo dará lugar a la ejecución de la garantía y a la reversión de las instalaciones, obras y equipos destinados al objeto de la licencia.

Artículo 25. Las actividades exploratorias no previstas en el programa mínimo exploratorio, ó en el programa adicional exploratorio podrán desarrollarse durante la vigencia de la licencia, dentro del área geográfica determinada sobre la cual mantenga derechos el titular de la licencia.

Artículo 26. Cuando el titular de la licencia realice un descubrimiento deberá informarlo al Ministerio de Energía y Minas, dentro de los siguientes treinta (30) días calendario contados a partir de la finalización de las pruebas del pozo. A partir de esta notificación, el titular de la licencia dispondrá de noventa (90) días calendario para presentar al Ministerio de Energía y Minas, un plan de evaluación para ese descubrimiento que contenga la descripción del modelo geológico, del modelo de yacimiento y las correspondientes reservas.

Artículo 27. El descubrimiento de petróleo condensado o gas natural asociado, no le otorga derechos de explotación sobre tales sustancias al titular de la licencia. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minas podrá convenir con el titular de la licencia, términos y condiciones para la celebración, según la legislación vigente de un convenio operativo, de una asociación estratégica con una empresa del Estado o de cualquier otra negociación, para la evaluación y explotación de ese descubrimiento.

El titular de la licencia estará obligado a informar al Ministerio de Energía y Minas del descubrimiento antes referido en un Iapso de treinta (30) días calendario, contado a partir de dicho descubrimiento.

Artículo 28. El titular de la licencia dispondrá de un lapso establecido en la misma, no superior a dos (2) años, para ejecutar el plan de evaluación de cada descubrimiento.

Durante ese lapso que se contará a partir del respectivo descubrimiento, podrá presentar una declaración de comercialidad acompañada del correspondiente plan de desarrollo para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas.

Cuando el plazo para el plan de evaluación concluya después de haber terminado el plazo para la ejecución del Programa mínimo exploratorio y si no hubiere declaración de comercialidad, el titular de la licencia deberá renunciar a las parcelas afectadas por ese plan de evaluación.

Artículo 29. Al finalizar el lapso del programa exploratorio, el titular de la licencia tendrá, que devolver al Ejecutivo Nacional las parcelas no afectadas por el plan de evaluación o plan de desarrollo en progreso, salvo que el titular de la licencia se comprometa a ejecutar un programa adicional exploratorio sobre todas o algunas de tales parcelas, aprobado por el Ministerio de Energía y Minas, a cuyo efecto constituirá garantías de fiel cumplimiento a favor de la República, a satisfacción de dicho Ministerio.

Artículo 30. La forma para definir el alcance de programa adicional exploratorio será establecido según lo determine la licencia, con base a la superficie cubierta por las parcelas que el titular de la licencia opte por retener. El plazo para la ejecución de este programa estará comprendido dentro del lapso de (5) años señalado en la Ley para la exploración. Una vez cumplido el mismo, el titular de la licencia deberá devolver las parcelas al Ejecutivo Nacional, que no se encuentren afectadas por un plan de evaluación o plan de desarrollo de un descubrimiento.

Artículo 31. La extensión de las áreas geográficas determinadas será establecida para cada licencia en función de su atractivo comercial, prospectividad y madurez de su conocimiento geológico. La superficie del área geográfica determinada tendrá forma de polígonos de ángulos rectos, cuyos vértices estarán identificados con sus correspondientes coordenadas, de conformidad con los sistemas de identificación territorial y sus lados estarán orientados norte-sur, este-oeste, salvo las restricciones impuestas por los límites territoriales de la República o por otras circunstancias de carácter geográfico de naturaleza legal.

Artículo 32. El área geográfica determinada no podrá ser mayor de un mil kilómetros cuadrados de superficie (1.000 Km cuadrados), dividida en bloques y éstos a su vez, en parcelas, conforme se indique en las condiciones que se establezcan para otorgar la licencia.

El Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Minas y previa aprobación del Consejo de Ministros podrá, establecer para el área geográfica determinada, superficies mayores a las contempladas en este artículo.

Artículo 33. Cuando el titular de la licencia descubra uno o más yacimientos que se extiendan hacia un área no otorgada la República por órgano del Ministerio de Energía y Minas podrá: 1) Explotarla directamente o mediante una empresa del Estado; 2) Otorgarla al titular de la licencia que efectuó el descubrimiento; 3) Abrir un proceso licitatorio para otorgar una licencia en dicha área; y 4) Suscribir un contrato de con el referido titular de la licencia.

Artículo 34. En el caso de yacimientos que se extiendan bajo áreas otorgadas a más de un explotador o titular de la licencia, se deberá celebrar un convenio de explotación unificada, el cual estará sujeto a la aprobación del Ministerio de Energía y Minas.

El Ministerio de Energía y Minas podrá requerir a las partes, a fin de celebrar dicho convenio. Si en el lapso de seis (6) contados a partir de la fecha del requerimiento no se hubiese celebrado el convenio, el Ministerio fijará las condiciones que regirán la explotación unificada de tales yacimientos.

Artículo 35. El plan de desarrollo será aprobado por el Ministerio de Energía y Minas y deberá contener los aspectos técnicos y financieros del proyecto, el tiempo de ejecución, así como el destino de los hidrocarburos gaseosos a ser explotados. El titular de la licencia deberá presentar a la consideración del Ministerio, cualquier modificación de este plan de desarrollo.

Artículo 36. De los volúmenes de hidrocarburos gaseosos no asociados extraídos de cualquier yacimiento, y no reinyectados, el Estado tiene derecho a una participación de veinte por ciento (20%) como regalía, sin perjuicio de los montos adicionales resultantes de las contraprestaciones que se hubiesen establecido a favor de la República con motivo del otorgamiento de la licencia.

Parágrafo Unico: El valor de mercado del gas natural en el Campo de producción será calculado en bolívares por unidad calórica.

Artículo 37. Para los efectos del cálculo de la regalía se considerará todo el gas producido y medido en el campo producción El gas sujeto al pago de regalía será el resultante de restar a la producción total, el volumen reinyectado en los yacimientos dentro del área otorgada en la licencia.

Artículo 38. Cuando el Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, decida recibir el pago de la Regalía en dinero: se multiplicará el volumen de gas sujeto a dicho pago, por el valor de mercado del gas en el campo de producción, de acuerdo al procedimiento establecido en el presente Reglamento.

Artículo 39. El titular de la licencia deberá solicitar y justificar oportunamente ante el Ministerio de Energía y Minas, las autorizaciones para efectuar levantamientos geofísicos, perforación de pozos, construcción de instalaciones y abandono de pozos e instalaciones.

Artículo 40. Con el fin de medir el gas producido, utilizado y dispuesto el titular de la licencia deberá dotar al campo, de producción con un sistema de medición de la más avanzada tecnología. El Ministerio de Energía y Minas mediante Resolución establecerá las especificaciones técnicas relativas a dicho sistema.

Artículo 41. La medición de los volúmenes de hidrocarburos gaseosos extraídos de cualquier yacimiento, se efectuará dentro del campo de producción. Esta medición se efectuará después del separador o depurador de los fluidos provenientes de los pozos, previo a cualquier uso o disposición.

Artículo 42. Para la realización de las actividades de recolección y entrega de gas, el titular de la licencia deberá tener un sistema de supervisión y control operacional de acuerdo a las Normas Técnicas Aplicables (NTA). Este sistema deberá estar interconectado con los sistemas del despachador.

Artículo 43. El titular de la Licencia podrá renunciar a los derechos de exploración y explotación que le confiere la licencia correspondiente, previa notificación al Ministerio de Energía y Minas, cumplidas sus obligaciones, entre ellas las establecidas en los programas exploratorios.

Cuando una licencia está en fase de explotación el titular de licencia podrá devolver el total o parte de las parcelas sometidas a esta actividad. En estos casos, deberá participarlo al Ministerio de Energía y Minas con no menos de trescientos, sesenta y cinco (365) días de antelación a la fecha prevista para realizarla.

La renuncia no exime al titular de la licencia del cumplimiento de las obligaciones causadas por el ejercicio de sus actividades.

Artículo 44. Previo a la terminación de la licencia, el Ministerio de Energía y Minas indicar al titular, los pozos que deberán ser abandonados y las instalaciones que deberán ser removidas del área. Estas actividades serán realizadas por cuenta y riesgo de titular de la licencia, asegurando la conservación, protección y preservación del ambiente.

Artículo 45. El Ministro de Energía y Minas por razones de interés público, podrá aplicar a la explotación de yacimientos de gas natural asociado, cuyas reservas de crudos o condensados no permitan su explotación comercial, el régimen aplicable a las explotaciones de yacimientos de gas natural no asociado.

Capítulo II: De los Precios

Artículo 46. El Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas mediante resoluciones, establecerá las metodologías para el cálculo de los precios de los Hidrocarburos gaseosos en el mercado interno y fijará los referidos precios en los centros de despacho.

Artículo 47. Los productores y comercializadores podrán solicitar al Ministerio de Energía y Minas la aprobación de convenios de precios de gas metano en los centros de despacho, acordados previamente con los consumidores y distintos a los establecidos en las respectivas resoluciones de precios, para contratos específicos de suministro por tiempo determinado.

Artículo 48. El precio del gas natural en los campos de producción, se fijará en función del precio del gas metano y del valor de mercado de los componentes hidrocarburos más pesados contenidos en el gas natural referidos al campo de producción.

A los efectos del cálculo de la regalía por la explotación del gas natural no asociado, el Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Minas, mediante resoluciones fijará el precio en los respectivos campos de producción en función de los siguiente principios:

a) Para estimar el precio del gas metano en el campo de producción, se descontarán del precio del gas metano, fijado por el Ministerio de Energía y Minas en el correspondiente centro de despacho, los costos de recolección, compresión, tratamiento o procesamiento.

b) Para estimar el precio de mercado de los componentes hidrocarburos más pesados contenidos en el gas natural en el campo de producción, se considerará la riqueza energética del gas natural adicional a la mínima requerida para el gas metano y referencias de precios de estos productos tanto en el mercado Interno como en el mercado de exportación, así como los costos de extracción, fraccionamiento y almacenaje de los líquidos del gas natural.

Para el cálculo de la regalía, el Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Minas, podrá establecer mediante resoluciones, metodologías en función de otros principios diferentes de los señalados en el presente artículo. En todo caso, dichos cambios, no podrán afectar la viabilidad económica de los proyectos relativos a las licencias otorgadas con Anterioridad a la fecha de las referidas resoluciones.

Artículo 49. El Ministerio de Energía y Minas revisará, al menos una vez al año, los precios vigentes del gas metano en los respectivos centros de despacho, los cuales le fijarán en las resoluciones dictadas a tal efecto.

Artículo 50. Los productores podrán someter a la consideración del Ministerio de Energía y Minas, propuestas para la fijación de los precios de los hidrocarburos gaseosos, siguiendo la metodología de cálculo establecida en las resoluciones que se dicten al efecto.

Título III: Del Transporte y Distribución de Gas
Capítulo I: Del Transportista y del Distribuidor

Artículo 51. La actividad de transporte comprende el diseño, construcción, operación, mantenimiento y administración de los sistemas de transporte, desde los puntos de entrega de los productores o de otros transportistas, hasta los puntos de recepción de los distribuidores, otros transportistas o consumidores mayores. Igualmente comprende la gestión comercial para optimar la capacidad y el uso de los sistemas de transporte.

Artículo 52. La actividad de distribución comprende el diseño, la construcción, la operación, el mantenimiento y la administración de los sistemas de distribución, desde los puntos de entrega de los productores o transportistas, hasta los puntos de recepción de los consumidores. Igualmente comprende la gestión comercial para optimar la capacidad y el uso de los sistemas de distribución.

Artículo 53. Los transportistas sólo podrán comprar gas para ser utilizado como combustible en sus operaciones o en el balanceo del sistema de transporte de gas.

Artículo 54. Los transportistas y distribuidores deberán cumplir con las normas técnicas aplicables concernientes a ubicación, señalización y demás requisitos que contribuyan a la identificación y conocimiento público de los sistemas de transporte o distribución.

Artículo 55. Los transportistas y distribuidores deberán contar, con programas inspección de los sistemas de transporte o distribución, con la finalidad de identificar fugas y proteger la integridad mecánica con motivo de las actividades de construcción o de excavación realizadas en las áreas de protección o por la ocurrencia de otros factores que puedan afectar la operación y seguridad de dichos sistemas.

En todo caso, los transportistas y distribuidores deberán adoptar las previsiones necesarias a fin de evitar daños a las personas y a los bienes de terceros.
Artículo 56. Los transportistas y distribuidores deben satisfacer toda demanda de servicios de transporte o distribución de gas considerada en el plan de oferta de capacidad, establecida en las condiciones del permiso respectivo.

La demanda adicional de servicio será satisfecha, siempre que sea racionalmente económico prestar el servicio requerido y previa autorización del Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 57. Los transportistas y distribuidores están obligados a cumplir las normas y procedimientos para las nominaciones y balanceo, así como también los correspondientes procedimientos para la medición, los cuales se establecerán en la normativa que al efecto dicte el Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 58. Los transportistas y los distribuidores sólo podrán interrumpir temporalmente el servicio según las condiciones establecidas en los contratos de servicio de transporte o distribución, con el fin de realizar actividades de construcción, modificación, ampliación, desincorporación, desmantelamiento, revisión o mantenimiento de los sistemas de transporte o distribución. En estos casos, los transportistas o distribuidores deberán reducir al mínimo frecuencia y duración de las interrupciones, programándolas en las fechas y horas susceptibles de ocasionar la menor molestia posible a los usuarios o consumidores y al público en general.

Los motivos, fechas y horas de estas interrupciones serán anunciadas a las autoridades competentes y a los Usuarios, por lo menos con cinco (5) días hábiles de anticipación.

Parágrafo Unico: Los transportistas y distribuidores podrán acordarse con los usuarios o consumidores, lo relativo a las interrupciones del servicio que puedan suscitarse por motivos y condiciones distintas a las previstas en el presente artículo, en cuyo caso deberán estipularse en los acuerdos celebrados a tal efecto.

Artículo 59. La responsabilidad contractual de los Transportistas o distribuidores con el usuario, consumidor, u otro transportista se iniciará en los puntos de recepción en los cuales aquellos reciban el gas y finalizará en los puntos de entrega donde transfieran el gas a los usuarios, consumidores u otros transportistas.

Artículo 60. Para la desincorporación de instalaciones asociadas a un sistema de transporte o distribución que pueda afectar la continuidad en la prestación del servicio, se requerirá la autorización previa del Ministerio de Energía y Minas. En consecuencia, el transportista o el distribuidor deberá presentar la solicitud correspondiente, por lo menos con seis (6) meses de anticipación a la fecha prevista para realizar la desincorporación. El Ministerio de Energía y Minas, una vez analizada la solicitud presentada, Podrá otorgar la autorización para la desincorporación de las instalaciones de que se trate, tomando en consideración la necesidad de asegurar la continuidad en la prestación del servicio.

Capítulo II: De los Permisos de Transporte y Distribución

Artículo 61. Para el ejercicio de las actividades de transporte o distribución de gas se requerirá de un permiso otorgado por el Ministerio de Energía y Minas.

El permiso al transportista le confiere exclusividad por un período de cinco (5) años para prestar el servicio en un sistema específico para la oferta de capacidad establecida en el permiso. En el caso de los permisos de distribución, los periodos de exclusividad serán establecidos para cada región de distribución en los términos y condiciones de los permisos respectivos.

Artículo 62. El derecho a ejercer mediante un permiso las actividades de transporte o distribución de gas, se otorgará a través de un proceso licitatorio que llevará a cabo el Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas.

El Ministerio de Energía y Minas tendrá la facultad de suspender en cualquier etapa el proceso licitatorio o declararlo desierto, sin que ello genere indemnización alguna por parte de la República.

El Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio de Energía y Minas, previa autorización del Consejo de Ministros, podrá otorgar directamente, sin proceso licitatorio el permiso para el ejercicio de dichas actividades, por razones de interés público o por circunstancias particulares, con sujeción a las condiciones establecidas en la Ley.

Artículo 63. Para la obtención de los permisos de transporte o distribución de gas, los interesados en realizar dicha actividad deberán dirigir una solicitud al Ministerio de Energía y Minas y presentar la documentación que permita Identificar al interesado, determinar su capacidad técnica de operación, y su capacidad. comercial, administrativa y financiera; así como una definición y descripción del proyecto, además de las propuestas de participación nacional de acuerdo con lo establecido en este Reglamento.

El Ministerio de Energía y Minas, mediante resoluciones, podrá exigir otros requisitos distintos a los aquí señalados y especificar los documentos e informaciones relativos a cada requisito.

Capítulo III: De La Calificación Técnica de Operación

Artículo 64. Los interesados en operar un sistema de transporte o distribución de gas, deberán ser calificados por el Ministerio de Energía y Minas. A tales efectos deberán dirigir su solicitud acompañada de documentación que permita: identificar al interesado; determinar su capacidad técnica de operación; su capacidad administrativa; y las propuestas de participación nacional de acuerdo con lo establecido en este Reglamento.

El Ministerio de Energía y Minas, mediante resoluciones, podrá exigir otros requisitos distintos a los aquí señalados y especificar los documentos e informaciones relativos a cada requisito.

Artículo 65. La calificación técnica de operación deberá ser actualizada a los tres (3) años de su emisión cuando no se haya ejercido la actividad de operación de un sistema de transporte o distribución en dicho lapso.

Capítulo IV: De los Derechos y Deberes de los Usuarios

Artículo 66. Los transportistas y distribuidores de gas están obligados a dar respuesta a toda solicitud de servicio dentro de los quince (15) días continuos contados a partir de su recepción.

Cuando un usuario o consumidor requiera el servicio de transporte o distribución de gas y no haya podido llegar a un acuerdo con los prestadores de este servicio, podrá solicitar la intervención del Ministerio de Energía y Minas, quien establecerá las condiciones para la prestación del servicio requerido.

A tal fin, el Ministerio de Energía y Minas organizará regionalmente sus oficinas competentes, para atender las reclamaciones de los usuarios o consumidores a que se refiere este artículo.

Artículo 67. Los usuarios están obligados a permitir el acceso a sus instalaciones del personal debidamente autorizado del transportista o distribuidor, con el fin de realizar las inspecciones relacionadas con sus servicios para garantizar su continuidad y evidencia.

Artículo 68. Los usuarios y consumidores tienen derecho a participar en las consultas públicas organizadas por el Ente Nacional del Gas, con la finalidad de presentar sus opiniones sobre aspectos fundamentales relacionados con la actividad de transporte o distribución. Igualmente, los usuarios consumidores podrán presentar durante las consultas públicas, propuestas que promuevan mejoras en los esquemas de las tarifas, así como también, iniciativas que mejoren los procedimientos de solución de sus reclamos.

Capítulo V: De las Tarifas

Artículo 69. Las tarifas de transporte y distribución de gas se fijarán por un período de cinco (5) años y corresponderán a montos máximos a facturar por la prestación de los servicios. Estas tarifas estarán orientadas a la prestación de los servicios de transporte ó distribución en forma eficiente y satisfactoria, al desarrollo de la infraestructura y al estímulo de la oferta y la demanda del mercado de gas al menor costo posible para los usuarios.

Artículo 70. El Ejecutivo Nacional, por órgano de los Ministerios de Energía y Minas y, de la Producción y el Comercio mediante resolución; establecerá las metodologías para el cálculo de las tarifas de los servicios de transporte y distribución inclusive para el gas doméstico, gas comercial y gas industrial y fijará las referidas tarifas.

Artículo 71. La metodología de cálculo de las tarifas de transporte y distribución de gas, tendrán como base la recuperación de los costos de servicio así como todos los otros principios considerados en la Ley. Las tarifas se revisarán cada cinco (5) años.

Artículo 72. Las tarifas por los servicios de transporte o distribución de gas estarán integradas por los cargos por capacidad, los cargos por uso y otros cargos relativos a dichos servicios que sean establecidos en las resoluciones respectivas.

Artículo 73. Los interesados en realizar la actividad de transporte o distribución someterán a la consideración del Ministerio de Energía y Minas, propuestas de tarifas por los servicios de transporte o distribución de gas que se indicarán en la solicitud del permiso, siguiendo la metodología de cálculo establecida en las resoluciones que se dicten al efecto.

Artículo 74. Los Ministerios de Energía y Minas y, de la Producción y el Comercio establecerán mediante resolución, la metodología para el ajuste anual de las tarifas, considerando la inflación y el factor de eficiencia.

Título IV: De los líquidos del gas natural (LGN)
Capítulo I: Del procesamiento

Artículo 75. La actividad de procesamiento comprende los procesos; de separación, extracción, fraccionamiento, almacenamiento y comercialización de los líquidos del gas natural y otras sustancias asociadas al gas natural.

Artículo 76. La actividad de procesamiento del gas húmedo podrá ser realizada por toda persona debidamente autorizada por el Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 77. Los precios de los componentes obtenidos del Procesamiento del gas húmedo estarán sujetos a lo dispuesto en este Reglamento.

Capítulo II: Del Gas Licuado del Petróleo (GLP)

Artículo 78. La actividad de comercialización del GLP comprende: transporte, almacenamiento y distribución del Gas Licuado de Petróleo (GLP), así como todas las actividades de intermediación.

Artículo 79. Los almacenadores de GLP, prestarán sus servicios a otras empresas requerientes del mismo, sin restricciones y en igualdad de condiciones, cuando haya capacidad disponible. Los almacenadores están en la obligación de mantener registros auditables y actualizados de los contratos de servicios suscritos, que evidencien la capacidad comprometida de sus instalaciones y equipos, así como la información de la capacidad disponible de los mismos.

En caso de no lograrse un acuerdo entre las partes, con relación al uso de la capacidad disponible, el solicitante podrá requerir la intervención del Ministerio de Energía y Minas, quien establecerá las condiciones para permitir el uso de las instalaciones, o en su defecto, autorizarlo para proveerse de las instalaciones necesarias para obtener el servicio requerido, previo el cumplimiento de los requisitos de la Ley del presente Reglamento.

Artículo 80. La política de precios del GLP que establecerá el Ministerio de Energía y Minas, propenderá a estimular la competencia entre los participantes en la comercialización de este producto, para un suministro continuo y seguro, con el mejor servicio al menor costo posible al consumidor.

Artículo 81. Los precios en las fuentes de suministro del GLP en el territorio nacional, destinados a la exportación hacia los países limítrofes con la República Bolivariana de Venezuela, y transportados a través de las fronteras por vehículos debidamente acondicionados al efecto, se regirán por las fórmulas de cálculo establecidas en las resoluciones del Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 82. Para la obtención de los permisos de transporte, almacenamiento y distribución de los GLP, los Interesados deberán cumplir con lo dispuesto en las normativas que establecerá mediante resolución el Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 83. Para ejercer las actividades de fabricación, importación y reparación de recipientes, componentes y accesorios utilizados en el manejo del GLP, en las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de dicho combustible, se requiere el permiso del Ministerio de Energía y Minas, para lo cual deberán cumplir con los requisitos establecidos en las resoluciones respectivas y con las normas técnicas aplicables.

Título V: De la industrialización

Artículo 84. La Industrialización de los hidrocarburos gaseosos comprende los procesos necesarios para su transformación química- física o físico-química, con el fin de obtener productos de mayor valor agregado.

Artículo 85. Los productores darán prioridad al suministro de hidrocarburos gaseosos a las empresas industrializadoras que lo soliciten, para ser utilizados como materias primas o insumos en plantas industriales ubicadas en el país, que se propongan atender el mercado interno o el de exportación.

Artículo 86. El precio al cual se venderán los componentes líquidos del gas natural a las empresas industrializadoras, será fijado mediante resolución del Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 87. Los precios de venta del gas metano en los centros de producción o de despacho para las empresas industrializadoras, serán los fijados en la forma establecida en el presente Reglamento.

Artículo 88. Las empresas industrializadoras podrán importar directamente, previa autorización del Ministerio de Energía y Minas, los hidrocarburos gaseosos requeridos para realizar las actividades de industrialización. Para ello deberán demostrar que no existe disponibilidad en el país de tales insumos, o que los existentes no cumplen con las especificaciones o características requeridas por las empresas industrializadoras, o que los precios no le resulten competitivos.

Artículo 89. Las empresas industrializadoras deberán inscribirse en el registro de empresas existente en el Ministerio de Energía y Minas, a cuyo efecto deberán registrar los proyectos de industrialización y suministrar la información y recaudos siguientes:

1. Identificación del interesado.
2. Memoria descriptiva del proyecto o de la planta industrial, con descripción detallada de los procesos y las características o especificaciones técnicas de los productos a ser elaborados.
3. Indicación del destino o uso que se dará a los insumos producidos o comercializados.
4. Carta de intención de disponibilidad del suministro de los hidrocarburos gaseosos expedida por el productor o comercializador.
5. Monto de la inversión a ser realizada, con estimación del contenido nacional de la misma y de los empleos directos o indirectos a generar.

El Ministerio de Energía y Minas, mediante resolución podrá exigir otros requisitos distintos a los aquí señalados y especificar los documentos e informaciones relativos a cada requisito.

Título VI: Del Ente Nacional del Gas

Artículo 90. El Ente Nacional del Gas es un órgano desconcentrado con autonomía funcional, administrativa, técnica y operativa, adscrito al Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 91. Al Ente Nacional del Gas le será aplicable en materia de presupuesto la normativa prevista para los servicios autónomos de la Administración Central. Sus ingresos estarán constituidos por:

1. La asignación presupuestaria que le haga el Ejecutivo Nacional;
2. Los ingresos provenientes por la prestación de determinados servicios en las actividades inherentes a su gestión;
3. Los aportes, legados, donaciones o transferencias que reciba por cualquier título;
4. Los demás fondos, bienes o recursos que puedan serle asignados en virtud de las leyes y reglamentaciones aplicables;
5. Los intereses y beneficios resultantes de la gestión de sus propios fondos;
6. Todos los bienes y rentas que adquiera por cualquier título.

Artículo 92. El Ente Nacional del Gas elaborará anualmente el proyecto de presupuesto, el cual incluirá estimados razonables de sus ingresos, gastos e inversiones para el próximo ejercicio.
El proyecto de presupuesto se someterá a la aprobación del Ministro de Energía y Minas.

Artículo 93. El Directorio del Ente Nacional del Gas estará conformado por:

1) Un Presidente que ejercerá la representación legal del Ente Nacional del Gas y, en caso de impedimento o ausencia transitoria, ser suplido por el Vicepresidente.
2) Un Vicepresidente quien ejercerá las funciones del Presidente en su ausencia y las demás que le asigne el Directorio y la reglamentación interna.
3) Un Director que tendrá a su cargo todo lo relacionado con las materias que competan al Ente Nacional del Gas sobre permisos, precios y tarifas.
4) Un Director que manejará todo lo relacionado con las materias que competan al Ente Nacional del Gas sobre supervisión y vigilancia de las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización del gas.
5) Un Director que será el responsable de todos los aspectos administrativos del Ente.

Artículo 94. El Directorio tendrá, entre otras, las siguientes atribuciones:

1) Coordinar los trabajos y actividades del Ente Nacional del Gas.
2) Instrumentar, ejecutar y vigilar la aplicación de las políticas y planes del Ente Nacional del Gas.
3) Nombrar y remover el Personal del Ente Nacional del Gas.
4) Aprobar el proyecto de presupuesto para la consideración del Ministerio de Energía y Minas.
5) Dictar sus reglamentos internos.
6) Las demás que le confieran las leyes y reglamentos.

Artículo 95. El Ente Nacional del Gas dispondrá de una sólida estructura técnica y administrativa calificada y con suficiente experticia en cada una de las materias de su competencia. Tendrá una política moderna de captación, estabilidad, desarrollo y remuneración de sus recursos humanos.

Título VII: Disposiciones Comunes
Capítulo I: De los Permisos

Artículo 96. Los interesados en realizar las actividades distintas a la exploración y explotación deberán obtener del Ejecutivo Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, el permiso correspondiente. La obtención del permiso estar vinculada a un proyecto o destino determinado que atender los principios a los cuales se refiere él artículo 3° de la Ley. Los interesados deberán cumplir con los requisitos previstos en la Ley, en este Reglamento y en los que se establezcan mediante resoluciones del Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 97. Los permisos a que se refiere el artículo anterior tendrán una duración máxima de treinta y cinco (35) años, prorrogables por un lapso a ser acordado entre las partes, no mayor de treinta (30) años.

La prórroga deberá ser solicitada después de cumplirse la mitad del período para el cual se otorgó el permiso y antes de los cinco (5) años de su vencimiento, mediante escrito que presentará el interesado al Ministerio de Energía y Minas, de conformidad con lo establecido en la Ley Orgánica de Procedimientos Administrativos, al cual deberá acompañar la justificación técnica y económica que soporten su solicitud. La solicitud de prórroga no implica el derecho al otorgamiento de la misma.

Capítulo II: De las Obras y Construcciones

Artículo 98. Una vez aprobado el proyecto y obtenido el permiso respectivo, se deberán Iniciar las obras correspondientes dentro del término de seis (6) meses consecutivos contados a partir de la fecha de otorgamiento del referido permiso, pudiéndose solicitar prórroga por causas debidamente justificadas.

Artículo 99. No se podrá dar inicio a las obras hasta tanto se obtenga la autorización correspondiente por el Ministerio de Energía y Minas, debiendo participar a este Despacho la fecha
de inicio de las mismas, con no menos de quince (15) días de anticipación.

Artículo 100. La culminación de obras se debe participar por escrito al Ministerio de Energía y Minas. Esta participación debe venir acompañada de los planos generales conforme a la obra terminada, a los efectos de verificar que la misma se construyó según lo aprobado y autorizar su puesta en marcha. El Ministerio de Energía y Minas deberá iniciar la verificación de la obra en un lapso no mayor de treinta (30) días.

Artículo 101. Para la construcción, modificación, ampliación o desmantelamiento de las instalaciones relativas a las licencias o permisos, se deberá obtener del Ministerio de Energía y Minas la autorización correspondiente, para lo cual se deberá cumplir con los requisitos que se exijan en el presente Reglamento y en las respectivas resoluciones.

Artículo 102. Para la obtención de las autorizaciones señaladas en el artículo anterior se deberá presentar la memoria descriptiva del proyecto contentiva de las construcciones, modificaciones o ampliaciones del proyecto original, sin perjuicio de que el Ministerio de Energía y Minas pueda solicitar cualquier otra información adicional.

Artículo 103. En la construcción, modificación, ampliación, desincorporación y desmantelamiento de las instalaciones referidas en las licencias y permisos, se deben adoptar controles y medidas para preservar el orden público, evitar daños a las personas y bienes, garantizar la circulación y la
mínima afectación de los demás servicios públicos.

Capítulo III: De Las Revocatorias de Permisos

Artículo 104. Además de las causales establecidas en la Ley, los permisos podrán ser revocados en los casos siguientes,

1) Incumplimiento grave o reincidente de las condiciones previstas en los correspondientes permisos y de las disposiciones impartidas por el Ministerio de Energía y Minas.
2) Cuando se infrinjan las normas técnicas aplicables y de seguridad que causen perjuicio a la seguridad y los bienes de terceros.
3) Cuando exista competencia desleal que vaya en perjuicio de otras empresas que ejerzan la misma actividad.
4) Cuando las empresas que se dediquen al ejercicio de las actividades contempladas en la Ley, suministren al Ministerio de Energía y Minas informaciones falsas.
5) Cuando la actividad sea ejercida en perjuicio del usuario o consumidor.
6) La quiebra, disolución o liquidación de las personas jurídicas que ejercen cualquiera de las actividades señaladas en la Ley.
7) El abandono de la prestación del servicio referido en el permiso, sin la autorización previa del Ministerio de Energía y Minas.
8) EI Cambio del objeto principal de la actividad económica de la persona jurídica que ejerce la actividad referida en el permiso, sin la autorización del Ministerio de Energía y Minas.
9) En los casos de venta, cesión o traspaso, por cualquier título de los activos esenciales que conforman las instalaciones referidas en los permisos sin la autorización del Ministerio de Energía y Minas.
10) El incumplimiento de las tarifas de transporte y distribución fijadas en las resoluciones del Ministerio de Energía y Minas.
11) El hurto o uso Indebido de activos entre empresas que ejerzan las actividades relacionadas con los GLP.
12) Cuando no se hubieren iniciado las obras dentro del término de seis (6) meses consecutivos contados a partir de la fecha de otorgamiento del permiso. Igual sanción tendrá la paralización de los trabajos de dicha obra durante un lapso de seis (6) meses acumulados si no hubiere mediado prórroga en los términos previstos en este Reglamento, y
13) Por cualquier otra causal establecida expresamente en el respectivo permiso.

Artículo 105. Una vez declarada la revocatoria del permiso, el Ministerio de Energía y Minas podrá formular las bases y los términos de referencia para los efectos de otorgar un nuevo permiso a otro interesado en realizar la actividad, de conformidad con lo dispuesto en el presente Reglamento.

Título VIII: Disposiciones Transitorias y Finales

Artículo 106. Durante el lapso de veinticuatro (24) meses, previsto en el artículo 56 de la Ley, para separar las actividades de producción, transporte y distribución de gas, ejercidas o controladas en una misma región por una empresa, ésta deberá informar al Ministerio de Energía y Minas, de las medidas que vaya adoptando, para dar cumplimiento a lo exigido en el referido artículo incluidas entre otras, la constitución de empresas y la venta y transferencia de bienes necesarios para llevar a cabo dicha separación.

Artículo 107. Los transportistas, almacenadores, distribuidores, fabricantes y reparadores de recipientes, componentes y accesorios para el manejo de los GLP que disponen de un permiso para ejercer dichas actividades para el momento de la publicación del presente Reglamento, no están obligados a solicitar un nuevo permiso. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minas establecerá mediante resolución, los términos y condiciones que deberán cumplirse para adaptar dicho permiso a lo dispuesto en este Reglamento.

Artículo 108. Mientras se dicten nuevas normas que las deroguen expresamente, se continuarán aplicando en todo cuanto no colidan con la Ley y el presente Reglamento, las disposiciones de rango sublegal que sobre las materias aquí reguladas, hubieren sido dictadas antes de la entrada en vigencia de la Ley y del presente Reglamento.

Artículo 109. Se deroga el Decreto N° 2532 de fecha 20 de mayo de 1998, publicado en la Gaceta. Oficial de la República de Venezuela N° 36.463 de fecha 28 de mayo de 1998.

Dado en Caracas, a los treinta y un días del mes de mayo de dos mil. Año 190° de la Independencia y 141° de la Federación.
(L.S.)
HUGO CHAVEZ FRIAS


RESOLUCIONES


resolucion nº 704
Por cuanto procede reglamentar la ubicación, construcción y operación de las plantas de llenado de recipientes para gases licuados de petróleo, de conformidad con el artículo 2° del Decreto N°. 307 de fecha 1° de julio de 1.958, se dictan las siguientes Normas:
ALCANCE
Artículo 1.- Estas Normas reglamentan la ubicación, construcción, instalación y operación de las plantas de llenado de recipientes para gases licuados de petróleo, complementando así lo que ya quedó establecido mediante la Resolución N°. 953 de fecha 2 de julio de 1.958; por tanto siguen vigentes, salvo en los casos expresamente mencionados, todas las regulaciones establecidas en ella,
a. Se excluyen las plantas de llenado que forman parte de las instalaciones donde se producen gases licuados de petróleo.
Artículo 2.- Para la aplicación y uso de estas Normas sólo se considerarán las definiciones y conceptos incluidos a continuación, las cuales se ajustan a los fines prácticos perseguidos por ellas, por tanto:
1. Almacén de bombonas llenas es el sitio o local donde se almacenan las bombonas llenas
2. Áreas de peligro se consideran los sitios siguientes:
3. Patio de tanques, salas de bombas y compresores, bocas de trasiego, locales de llenado, almacén de bombonas, lugar de pintura y garaje para carros- tanques y otros vehículos cargados de bombonas llenas.
4. Boca de trasiego es el sitio donde se conectan las mangueras de los carros - tanques a la red interna de tuberías fijas a fin de cargar o descargar los gases licuados de petróleo en los recipientes fijos de almacenamiento, o viceversa.
5. Conexión a tierra es un dispositivo que permite descargar en la tierra, sin emitir arco o chispas, la electricidad estática acumulada o producida en un objeto.
6. Cota cero es el nivel más bajo del terreno donde está ubicada la planta.
7. Distancia de protección es la separación mínima que debe existir entre la cerca de protección y los departamentos e instalaciones de la planta.
8. Distancia de seguridad interna es la separación mínima que debe existir entre los diferentes departamentos e instalaciones y entre éstos y las edificaciones y locales de servicio.
9. Electricidad estática es una carga eléctrica causada por roce o frotamiento y que se acumula en la superficie de un objeto.
10. Línea de líquido es toda tubería por donde circulan gases licuados de petróleo en su estado líquido. Línea de vapor es toda tubería por donde sólo circulan vapores de gases licuados de petróleo.
11. Local de llenado es aquél donde se efectúa la transferencia de los gases licuados de petróleo desde los recipientes fijos de almacenamiento a las bombonas. En este mismo local también se realizan las operaciones de control de la hermeticidad y el peso de dichos recipientes.
12. Locales de servicio son aquéllos entre los cuales se encuentran: taller de reparación y pintura de recipientes, garaje, conserjería, oficinas y vestuarios.
13. Operación de purgas es aquella por medio de la cual se extrae el aire a otros gases contenidos en un equipo o grupo de equipos utilizados para almacenar o manejar gases licuados de petróleo.
14. Plantas de llenado son aquellos establecimientos en los cuales se trasiegan gases licuados de petróleo de recipientes fijos o movibles a otros recipientes fijos, movibles o portátiles. Esta definición sustituye a la que se da en el ordinal 6°, artículo 2° de la Resolución N°. 953 de fecha 2 de julio de 1958.
15. 15. Plataforma de llenado es el lugar donde se efectúa el llenado, carga y descarga de las bombonas.
16. 16. Presión de rotura es la presión mínima a la cual se rompen los objetos sometidos a prueba.
17. 17. Recipiente lleno es aquel que contiene una cantidad mayor que la cincuentava parte de su contenido normal de gases licuados de petróleo.
18. 18. Recipientes fijos son los tanques anclados donde se almacenan los gases licuados de petróleo.
19. 19. Recipientes movibles son todos aquellos que sólo pueden ser cambiados de lugar mediante sistemas y vehículos aprobados. Entre ellos se encuentran los carros - tanques, los tanques de alimentación para los motores de los vehículos y las bombonas desprovistas de asas o agarraderos.
20. 20. Recipientes portátiles incluyen a las bombonas definidas en el ordinal 23 del artículo 2° de la Resolución N°. 953 de fecha 2 de julio de 1958, provistas de asas o agarraderos y de cascos o cualesquiera otro medio de protección de las válvulas.
21. 21. Recipiente vacío es aquel que contiene una cantidad menor que la cincuentava parte de su contenido normal de gases licuados de petróleo.
22. 22. Romana automática es aquella que está equipada con un dispositivo que tranca el paso de gas al llegar a un límite de peso prefijado.
23. 23. Sala de bombas y compresores es el sitio o local donde están ubicados las maquinarias y equipos que, conectados al sistema de tuberías internas fijas, son necesarios para la transferencia de los gases licuados de petróleo.
DISPOSICIONES GENERALES
Clasificación de las Plantas de Llenado.
Artículo 3°. Las plantas de llenado se clasifican en las siguientes categorías:
Primera Categoría - Comprende los terminales de transporte y distribución de los gases licuados de petróleo, con espacio suficiente para tanques de almacenamiento cuya capacidad total sea mayor de 500 m3 de agua.
Segunda Categoría - Incluye las plantas de llenado, de recipientes movibles y portátiles para la distribución de los gases licuados de petróleo, con espacio limitado para tanques de almacenamiento cuya capacidad total esté comprendida entre 100 y 500 m3 de agua.
Tercera Categoría - Comprende los llenaderos de bombonas provistos de tanques de almacenamiento cuya capacidad no sea mayor de 100 m3 de agua.
Gases Almacenables en las Plantas de Llenado.
Artículo 4°.- En las plantas de llenado no deben almacenarse gases llenados de petróleo no comprendidos en la clasificación dada en el artículo 4° de la Resolución número 953 de fecha 2 de julio de 1958.
Autorizaciones y Permisos.
Artículo 5°.- No se deben construir ni modificar las plantas de llenado sin la previa autorización del Ministerio de Minas e Hidrocarburos.
Artículo 6°.- Las solicitudes de permiso para la construcción o modificación de plantas de llenado deberán acompañarse de los permisos reglamentarios de las autoridades sanitarias y municipales competentes.
Artículo 7°.- Las solicitudes de permisos deben acompañarse de dos copias de cada uno de los siguientes documentos:
1°. Informe técnico ilustrativo de la planta.
2°. Plano de la planta (escala 1.100).
3°. Plano topográfico de la zona donde se proyecta construir la planta, mediante el cual pueda determinarse la ubicación de la misma en relación a las zonas adyacentes (escala 1:500).
4°.Permisos a que se refiere el artículo 6°.
Descargas de Gas a la Atmósfera.
Artículo 8°. Las descargas voluntarias de gas a la atmósfera deben efectuarse mediante chimeneas que posean las siguientes características:
1. La capacidad de descarga debe ser de un tamaño mínimo tal que sea capaz de remover todos los productos descargados a una rata equivalente a la capacidad combinada de todas las válvulas conectadas al sistema, las cuales deberán cumplir lo estipulado en el ordinal 5° del artículo 16 de la Resolución N°. 953 de fecha 2 de julio de 1958.
2. La altura mínima, con respecto al nivel más bajo del terreno, debe ser establecida de acuerdo con la localización de la planta.
Artículo 9°.- Las plantas de llenado de la primera y segunda categoría deben estar provistas, cuando menos, de dos aparatos reveladores de explosividad. Las plantas de llenado de la tercera categoría deben estar provistas cuando menos, de uno de esos aparatos.
Disciplina Interna.
Artículo 10.- El encargado de la planta de llenado debe ser una persona de probada capacidad técnica, con experiencia o que haya sido entrenada especialmente para ocupar dicho cargo.
Artículo 11.- Las plantas de llenado deben mantener un servicio de vigilancia permanente.
Artículo 12.- En el interior de las plantas de llenado no deben introducirse materiales que puedan dar lugar a incendios o explosiones, salvo los combustibles indispensables en los tanques de los motores.
Artículo 13.- El funcionamiento de una planta de llenado debe estar sujeto a un reglamento interno, en el cual, entre otras cosas, se prohiba lo siguiente:
1°. Portar fósforos, yesqueros, tabacos, cigarrillos, etc, dentro de las áreas de peligro.
2°. Fumar, encender fuego o cualquier clase de llama abierta fuera de los sitios especialmente destinados a tal fin.
3°. Practicar todas aquellas operaciones que puedan dar lugar a chispas o a elevación de temperatura capaz de provocar la ignición de mezclas de los gases fuera de los sitios especialmente acondicionados para ello.
4°. Estacionar en la plataforma de llenado otros vehículos que no sean aquellos especialmente destinados a las operaciones de la planta.
5°. Estacionar vehículos fuera de las zonas especialmente destinadas a tal efecto.
6°. Mantener en funcionamiento el motor y la instalación eléctrica de los vehículos estacionados, salvo en los casos en que ello sea necesario para las operaciones de transferencia.
7°. La entrada de personas no autorizadas al interior de la planta, salvo a las dependencias de administración.
8°. Permitir que las operaciones de carga y descarga de las bombonas sean realizadas por un personal extraño a la planta.
9°. Dejar caer las bombonas o permitir que choquen entre sí.
10. Manipular las válvulas con llaves o herramientas diferentes a las indicadas por el fabricante.
11. Colocar las bombonas llenas en el mismo almacén que las vacías.
12. Colocar materiales combustibles cerca de las bombonas.
Artículo 14.- En cada departamento de la planta de llenado deben colocarse instrucciones escritas para el manejo, mantenimiento y control de los equipos, así como también, el reglamento interno de la planta.
a. Una copia del reglamento debe entregarse a cada uno de los empleados.
b. Las instrucciones y el reglamento interno deben enviarse al Cuerpo de Bomberos local y a la Dirección de Seguridad y Prevención Social del Ministerio del Trabajo.
Artículo 15.- Toda bombona debe ser probada, después de llenada, para determinar la ausencia de escape.
Artículo 16.- Las plantas de llenado no deben efectuar el llenado de recipientes en los siguientes casos:
1. Cuando no provengan de una firma autorizada por el Ministerio de Minas e Hidrocarburos.
2. Cuando los recipientes no estén de acuerdo con las Normas establecidas en la Resolución N°. 953 de fecha 2 de julio de 1958.
3. Cuando el transporte no se haga de conformidad con las normas vigentes.
UBICACIÓN Y CARACTERISTICAS DE LAS CONSTRUCCIONES Y LOCALES DE LAS PLANTAS DE LLENADO.
Ubicación .
Artículo 17.- Queda a juicio y al estricto control de las autoridades competentes la instalación de plantas de llenado en los sitios siguientes:
1. En zonas densamente pobladas.
2. En las zonas portuarias
3. En las cercanías de lugares donde se encuentran o concurren grupos de personas.
4. En las cercanías de lugares y edificaciones destinados a industrias peligrosas.
a. Las plantas de llenado de la primera categoría no pueden instalarse dentro de las áreas urbanas.
Reubicación
Artículo 18.- Cuando, atendiendo a la aplicación de los planos reguladores o a la modificación de los existentes, una planta de llenado debidamente autorizada no cumpla con estas normas, deberán tomarse todas aquellas medidas de carácter técnico para que la planta reúna nuevamente las condiciones de seguridad establecidas. De no haber esta posibilidad, deberá procederse a la remoción de la planta.
Características de las Construcciones y Locales.
Artículo 19.- Las edificaciones destinadas a las plantas de llenado deben tener las paredes de material incombustible. El techo, de material resistente al fuego, debe estar a una altura mínima de 3,20 m.
Artículo 20.- La superficie del piso de los locales de llenado y de los almacenes de bombonas, debe tener un acabado que no permita la producción de chispas, ni debe presentar ningún saliente metálico o de otro material que pueda producir chispas por roce o choque.
a. Los pisos no deben estar a un nivel más bajo que el del terreno.
Artículo 21.- Los locales de llenado deben estar provistos de ventilación artícial con extractores capaces de renovar en un minuto el volumen de aire contenido en el local y de evitar que la concentración de gas combustible en el ambiente sea mayor de 1/5 del límite inferior de inflamabilidad. Para este último deben considerarse solamente los escapes debido al continuo conectar y desconectar de los recipientes.
a. La boca de toma del extractor debe estar a una altura no mayor de 15 cm, del piso.
b. La ventilación artificial puede suprimirse en el caso de que exista una suficiente ventilación natural, tal como la que puede obtenerse cuando falta por completo una de las paredes largas del local y que las existentes tengan varias aberturas convenientemente dispuestas.
Cerca de protección.
Artículo 22.- Las plantas de llenado deben estar rodeadas por una cerca continua, salvo las puertas de entrada, constituida por una red metálica tipo "ciclón, cuya altura no sea menor de 1.80 m, fija a un muro de concreto de 20 cm de altura y 11 cm de espesor.
a. El muro a que se refiere este artículo puede ser eliminado siempre que se mantenga al exterior y a todo lo largo de la cerca una zona engranzonada, libre de maleza, no menor de 1 m, de ancho.
b. Cuando las autoridades competentes lo juzguen necesarios, la cerca a que se refiere este artículo debe ser sustituida, parcial o totalmente, por un muro de ladrillos macizos o de cualquier otro material equivalente. La altura y espesor de este muro serán determinados de acuerdo con las características ambientales o locales de cada caso.
Entrada a la Planta de Llenado.
Artículo 23.- Las entradas a la planta de llenado deben tener, por lo menos, 3 m., de ancho, poseer vía de acceso para vehículos y estar provistas de puertas cuya altura sea igual a la de la cerca y que abran en cualquier dirección.
a. Las planta de la primera y segunda categoría deben tener por lo menos dos entradas.
Distancias de Protección y de Seguridad Interna.
Artículo 24.- Las distancias de protección y de seguridad interna se calculan sobre la horizontal entre los puntos perimétricos más cercanos de los elementos considerados. En el caso de ferrocarriles y tranvías, el punto de referencia es el riel más cercano, y en el de los autovías, la proyección en el terreno del cable más cercano.
Artículo 25.- Con excepción de las edificaciones destinadas a los servicios, ningún equipo de una planta de llenado debe estar a una distancia menor de 15 m, del borde de las autopistas y carreteras de gran tránsito, sin perjuicio de otras disposiciones vigentes.
a. Esta distancia puede ser menor cuando exista un muro de protección contra incendio y defensas contra colisiones.
Artículo 26.- Los equipos de una planta de llenado deben instalarse, sin perjuicio de otras disposiciones vigentes, a una distancia no menor de 20 m, de las vías férreas y del borde más cercano de las intersecciones de autopistas, calles y carreteras de gran tránsito.
Artículo 27.- Las distancias de protección y de seguridad interna en las plantas de llenado, y las otras prescripciones relativas, deben ser las indicadas en las Tablas I, II, III, y IV.
Artículo 28.- Las distancias de protección y de seguridad interna podrán ser modificadas a juicio de las autoridades competentes cuando la reconocida eficacia de los equipos, así lo amerite o cuando se tomen medidas de seguridad extraordinaria.
TABLA I.(PARA VER TABLAS CLIKEAR LINK MAS ABAJO)
TABLA II.
TABLA III.
TABLA IV.

TABLA III.
Distancias mínimas entre tanques superficiales.
Tanques paralelos o base contra base Un cuarto de la suma de los diámetros de los tanques adyacentes.
Tanques, base contra tope La suma de los diámetros.
Tanques, tope contra tope 1,5 veces la suma de los diámetros.

INSTALACIONES.
Instalaciones Eléctricas.
Artículo 29.- En las plantas de llenado sólo podrá utilizarse luz eléctrica cuya tensión no sea mayor de 230 voltios.
Artículo 30.- Mientras no sea promulgada una reglamentación nacional específica sobre esta materia, las instalaciones eléctricas dentro de las plantas de llenado deben cumplir los requisitos establecidos en el "National Electrical Code" de los Estados Unidos de América o en las Normas de cualquier otro Organismo Gubernamental reconocido internacionalmente.
Artículo 31.- No deben pasar líneas aéreas de energía eléctrica por encima de las áreas de las plantas de llenado. Las distancias mínimas sobre la horizontal, entre los puntos más próximos a las áreas de peligro y la proyección del cable más cercano, deben ser las siguientes:
Para líneas de más de 15.000 voltios...................40 m.
Para líneas entre 600 y 15.000 voltios..................20 m.
Para líneas de menos de 600 voltios ................10 m.
a. Las líneas aéreas de energía eléctrica necesarias para la planta de llenado pueden llegar solamente al límite de la cerca, sitio donde deberá ubicarse la caseta de transformación, si fuese necesaria.
b. En el interior de las plantas de llenado las líneas de energía eléctrica deben ser subterráneas o debidamente protegidas contra el fuego.
Tablero de Control General
Artículo 32.- EL Tablero de control general debe estar ubicado en un lugar de fácil acceso, preferiblemente cerca de la entrada de la planta, en el caso de que no esté dentro de la caseta de transformación.
a. Al tablero de control general deben llegar la línea principal de entrada, y además las líneas internas de iluminación y fuerza motriz, repartidas por locales o grupos de locales, con válvulas e interruptores independientes.
b. En el caso de que la planta esté iluminada por medio de torres o postes, la instalación correspondiente debe tener un tablero de control independiente, ubicado cerca de una de las entradas a la planta.
Conexión a Tierra.
Artículo 33.- Todas las partes metálicas de las instalaciones deben estar conectadas eléctricamente a tierra, mediante un circuito cuya resistencia no sea mayor de 2 ohm.
Circuito Auxiliar.
Artículo 34.- Las plantas de llenado deben estar previstas de un circuito auxiliar, que suministre automáticamente el relevo de la energía necesaria para el funcionamiento de las instalaciones y equipos.
Iluminación.
Artículo 35.- Las plantas de llenado deben poseer luces suficientes para iluminar los tanques, válvulas de control y otros equipos. El tipo de iluminación utilizado queda a juicio de las autoridades competentes.
Instalaciones contra Incendios.
Artículo 36.- Las plantas de llenado de la primera y segunda categoría deben estar provistas de una instalación, independiente y fija, de extinción a base de agua que posea las siguientes características:
1. Que disponga de bomba propia.
2. Que la presión en las boquillas de las mangueras no sea menor de 4 Kg/cm2.
3. Que la capacidad de los hidrantes no sea menor de 150 litros por minuto.
4. Qué disponga de un depósito que mantenga permanentemente un volumen de agua tal que permita el trabajo regular continuo de todos los sistemas de protección necesarios para el grupo de tanques de mayor tamaño por un período mínimo de 4 horas.
Artículo 37.- Las tomas de agua deben cumplir los siguientes requisitos:
1. Estar ubicadas a una distancia no mayor de 50 m, una de otra, en tal forma que cubran, mediante los chorros de las mangueras, toda el área comprendida dentro de la cerca.
2. Ser del tipo aprobado y adaptable a los equipos del Cuerpo de Bomberos de la localidad.
3. Estar provistas de mangueras, cuya longitud sea de 10 a 20 m, equipadas de boquillas y ubicadas en su nicho correspondiente.
4. Estar ubicadas a una distancia no menor de 3 m, de los departamentos de llenado, maquinarias y almacenes de recipientes con gases licuados de petróleo.
5. Estar colocadas detrás de muros contra fragmentos cuando se encuentren a menos de 5 m, de los tanques y almacenes de recipientes con gases licuados de petróleo.
Artículo 38.- En el caso de que la instalación de extinción utilice agua pulverizada cuya presión en los orificios no sea menor de 8 Kg/cm2, las distancias entre las tomas de agua, a que se refiere el artículo 37, pueden aumentarse a 80 m, y la capacidad del depósito puede reducirse en un 30 %.
Artículo 39.- Las plantas de llenado deben estar provistas de extintores portátiles o sobre rueda, cuya capacidad total no debe ser menor de 0,1 Kg. De dióxido de carbono, o equivalente, por cada metro cúbico de la capacidad total de los tanques expresada en agua.
a. En ningún caso la capacidad total de los extintores de una planta podrá ser menor de 100 Kg. De dióxido de carbono o equivalente.
b. Los extintores deben distribuirse convenientemente en los departamentos de la planta de llenado.
Artículo 40.- Las plantas de llenado de la primera y segunda categoría deben disponer de una cuadrilla de emergencia contra incendio que puede estar formada por personal de la misma planta. La organización, entrenamiento, magnitud y equipo de dicha cuadrilla deben establecerse conforme a las instrucciones impartidas por la Comandancia del Cuerpo de Bomberos del lugar. Las cuadrillas deberán efectuar prácticas por lo menos una vez al mes.
Sistema de Alarma Interno.
Artículo 41.- Las plantas de llenado deben poseer un sistema de alarma interno, conectado a los circuitos eléctricos principal y auxiliar, que pueda ser accionado desde cualquiera de los sitios catalogados como áreas de peligro.
Retroactividad.
Artículo 42.- A partir de la fecha de promulgación de estas Normas el Ministerio de Minas e Hidrocarburos, previa consulta con las autoridades sanitarias y municipales competentes, concederá permiso para que continúen funcionando las plantas de llenado que, sin ajustarse a las disposiciones contenidas en esta Resolución, no ofrezcan peligro ni a las personas ni a las propiedades adyacentes.
a. En el caso de que las instalaciones ofrezcan peligro a las personas o propiedades adyacentes, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos fijará el plazo máximo en que deben ser corregidas las deficiencias que originan ese peligro.

RESOLUCION Nº 141
De conformidad con lo dispuesto en los artículos 1.2,7,9 y 10 de la Ley que Reserva al Estado la Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos y por disposición del Ciudadano Presidente de la República, se dictan las siguientes:
NORMAS PARA EL TRANSPORTE TERRESTRE DE HIDROCARBUROS
INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES
Artículo 1. Para los efectos de interpretación de estas Normas, se entiende Por:
- Actividad de Transporte: Es la actividad ejercida por personas jurídicas, debidamente autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas para realizar el transporte de hidrocarburos inflamables y combustibles.
- Transportista: Es la persona jurídica que ejerce la actividad de transporte.
- Tanque: Es el recipiente destinado al transporte de hidrocarburos inflamables o combustibles, distinto del depósito de combustible que alimenta al vehículo que lo transporta.
- Compartimiento: Es cada una de las secciones independientes en que se divide un tanque.
Hidrocarburos Inflamables y combustibles: Mezcla de hidrocarburos estables en estado líquido, utilizados para generar energía. Dentro de esta definición se incluyen gasolinas, kerosene, diesel, combustibles residuales y solventes derivados de hidrocarburos.
Normas Técnicas Nacionales Vigentes: Se refiere al conjunto de Normas que regulan la actividad de transporte de hidrocarburos inflamables y combustibles, dentro de las cuales se contemplan las Normas Venezolanas COVENIN, así como las Resoluciones, Circulares o Instructivos emanados del Ministerio de Energía y Minas. En ausencia de estas Normas, el Ministerio de Energía y Minas validará la Norma Técnica Internacional correspondiente, hasta tanto se publique la Norma Venezolana respectiva.
Plantas de Llenado: Instalaciones en las cuales se almacenan y entregan al mayor los hidrocarburos inflamables y combustibles.
Artículo 2. Las personas jurídicas que ejerzan o deseen ejercer la actividad de transporte terrestre de hidrocarburos inflamables y combustibles deberán cumplir con lo dispuesto en las presentes Normas, y obtener el permiso correspondiente del Ministerio de Energía y Minas.
A tal efecto, deberán presentar la solicitud de permiso de conformidad con el artículo 49 de la Ley Orgánica de Procedimientos Administrativos y anexar los siguientes recaudos:
1. Copia Certificada del Acta Constitutiva de la Empresa y Estatutos Sociales vigentes, o Inscripción en el Registro Mercantil de la Firma Personal.
2. Copia del Registro de Información Fiscal.
3. Relación de los vehículos propiedad del transportista, destinados para ejercer la actividad.
4. Copia de los documentos de propiedad de los vehículos.
5. Copia de la Póliza de Responsabilidad Civil (RCV) de las unidades de transporte.
6. Certificación de Conformidad de un sistema de extinción de incendios, acorde con lo exigido en las Normas Técnicas Nacionales Vigentes, para el lugar de estacionamiento de las unidades emitido por el Cuerpo de Bomberos de la localidad.
7. Certificado de Calibración Industrial de los tanques de las unidades de transporte, emitido por el Servicio Autónomo Nacional de Metrologia, adscrito al Ministerio de Industria y Comercio, de acuerdo a la Norma COVENIN vigente.
Parágrafo Primero. Para la obtención del permiso de transporte a que refieren las presentes normas, las unidades de las empresas transportistas deben haber sido inspeccionadas y aprobadas Por funcionarios del Ministerio de Energía y Minas.
Parágrafo Segundo. Las pólizas de seguros de Responsabilidad Civil deberán ser actualizadas. Las copias de la renovación anual, deberán ser consignadas en el Ministerio de Energía y Minas dentro de los 60 días siguientes a su emisión, caso contrario, el permiso de la unidad de transporte quedará sin efecto. Asimismo, deberán consignar la renovación de los Certificados de Calibración Industrial a su fecha de vencimiento.
Artículo 3. Las plantas de Llenado se abstendrán de proveer combustibles a unidades de transporte no permisadas por este Ministerio.
Artículo 4. Los vehículos destinados al transporte de combustibles deberán reunir las siguientes condiciones:
a) Portar el número de extintores portátiles que señalan las Normas Técnicas Nacionales Vigentes, de acuerdo al volumen y tipo de combustible transportado.
b) Estar equipado con parachoques fijos al chasis, que proporcionen protección adecuada contra golpes, tanto al tanque como a sus accesorios de cierre y seguridad.
c) Mantener en condiciones operativas los sistemas mecánicos y eléctricos del vehículo. El sistema eléctrico deber estar embutido y a prueba de chispas.
d) Mantener los cauchos bajo las condiciones establecidas por las Normas Técnicas Nacionales Vigentes.
e) El tanque, las tuberías y las válvulas deberán ser fabricadas acorde con las Normas Técnicas Nacionales Vigentes para el tipo de producto transportado y deben mantenerse en perfecto estado. Los accesorios de conexión de la manguera deberán ser del tipo antichispa y al acoplarse, deben ajustar herméticamente.
f) Pintar la señal que corresponda según el riesgo, de acuerdo a las Normas Técnicas Nacionales Vigentes, con dimensiones mínimas de 50 x 50 cm. en ambos lados y parte posterior del tanque. La capacidad total del tanque en litros, debe ir inscrita en la parte superior trasera del mismo en letras de color negro; el nombre del transportista o el logotipo que lo identifica se indicará en ambos costados y parte posterior del tanque.
g) En las puertas de la unidad automotora, debe indicarse en letras de color negro el número de permiso otorgado por este Ministerio al transportista, así como el nombre o el logotipo que lo identifica.
h) Cuando el tanque posea varios compartimientos, cada uno de ellos deberá contar con su cúpula y válvula de descarga correspondiente, y tener marcada la capacidad en litros inscrita en la parte superior.
i) Los compartimentos del tanque deben poseer dispositivos especiales, que permitan la colocación de sellos de seguridad (precintos) en las bocas de llenado y de descarga. Toda unidad de transporte que salga de una Planta de Llenado, después de haber cargado combustibles, deberá tener colocado los sellos de seguridad en los compartimentos del tanque de la unidad; los precintos sólo podrán ser removidos cuando el producto sea descargado en su sitio de destino.
Artículo 5. Los tanques de los vehículos destinados al transporte de combustible, deberán llegar limpios y sin residuos de productos a las Plantas de llenado.
Articulo 6. Para garantizar la calidad del producto transportado. El propietario del mismo deberá efectuar pruebas de calidad del combustible antes de las operaciones de carga y descarga de los productos, acorde con los procedimientos establecidos en las Normas Técnicas Nacionales Vigentes. Una vez que aquellos han sido descargados, la responsabilidad en la calidad de los mismos ser exclusivamente del propietario del producto.
Artículo 7. Es obligatorio el porte en la unidad de transporte de la factura o guía emitida por la Planta de Llenado, la cual no podrá tener más de cuarenta y ocho (48) horas a partir de la fecha de emisión, salvo en caso de accidentes, y donde. se indicará el tipo, cantidad (kilogramos y litros), origen y destino del producto objeto del transporte, así como la ruta a seguir. Los conductores solamente podrán descargar el producto en el destino indicado en la guía.
Artículo 8. Las válvulas de descarga deben cerrar herméticamente y estar protegidas contra golpes, para evitar posibles derrames de producto No podrán circular aquellos vehículos que presenten filtraciones de los productos almacenados en sus tanques.
Artículo 9. Cuando el vehículo se encuentre en circulación. las tapas de las bocas de llenado y válvulas de descarga permanecerán cerrados.
Artículo 10. Los vehículos que transporten combustibles, no podrá estacionarse en la calle o lugares públicos de sectores urbanos, salvo en situación de emergencia, en las cuales el conductor del vehículo u otro representante de la empresa transportista, deberá permanecer en el sitio y tomar las medidas de seguridad que requiera el caso.
Artículo 11. Los conductores de los vehículos deberán conocer los procedimientos para la carga y descarga de los productos, así como para actuar correctamente en casos de fugas, derrames, incendios y/o accidentes de tránsito. Igualmente, son responsables de asegurar la inviolabilidad de los precintos de seguridad de las bocas de llenado y descarga, así como también de la descarga del combustible en los tanques de las estaciones de servicio, distribuidores o del consumidor final. La misma únicamente se realizara previa autorización del responsable del establecimiento y en su presencia.
Artículo 12. El transportista es el único responsable del cumplimiento de las normas de seguridad para el transporte de combustible
Artículo 13. El trasiego de los productos desde los vehículos a los tanques de almacenamiento, se efectuará mediante mangueras construidas de materiales inertes a la acción de dichos productos y que no produzcan chispa por roce o golpe.
Artículo 14. Las bocas de llenado de los tanques de almacenamiento de gasolinas y diesel se identificarán de la siguiente forma:
Gasolina con un mínimo de 95 octanos . dorado
Gasolina con un mínimo de 87 octanos verde
Diesel gris
Artículo 15. Durante el trasiego se prohibe la permanencia de personas dentro del vehículo. El conductor dirigirá dicha operación deberá tomar las siguientes precauciones:
El vehículo será detenido mediante freno auxiliar y cuñas.
El motor deberá estar apagado y las partes eléctricas del vehículo inactivas.
Colocar en el sitio más visible, un aviso con la inscripción 'NO FUME'.
Antes de bajar las mangueras para efectuar la entrega del producto,
Deberá colocar un extintor de polvo químico seco en el piso cerca de la parte posterior del vehículo.
Las bocas de los compartimentos únicamente permanecerán abiertas cuando se efectúe el trasiego del producto.
Artículo 16. Se prohibe transportar los productos a que se refieren estas Normas, junto con cualquier otra carga o producto, cualquiera sea su Naturaleza.
Artículo 17. Los Transportistas deberán informar por escrito al Ministerio de Energía y Minas, en un plazo no mayor de tres (3) días hábiles contados a partir del mismo, de todo accidente o siniestro donde directa o indirectamente está involucrada una unidad de su propiedad independientemente de la magnitud del evento, de las causas que lo determinaron y sus consecuencias. Posteriormente, consignará copia de la experticia de las autoridades de tránsito en un lapso no mayor de quince (15) días hábiles a partir de la fecha de su emisión.
Artículo 18. El Ministerio de Energía y Minas podrá realizar inspecciones y fiscalizaciones a las unidades de transporte y su estacionamiento, para garantizar el cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad.
Artículo 19. Cualquier modificación de los datos suministrados por el transportista, así como la incorporación o desincorporación de unidades de transporte, deberá ser notificada al Ministerio de Energía y Minas, en un lapso máximo de treinta (30) días a partir de la fecha en que se realice.
Artículo 20. Para continuar ejerciendo la actividad de transporte, las personas naturales o jurídicas debidamente permisadas por el Ministerio de Energía y Minas, que estén operando para la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución, deberán en un lapso no mayor de ciento ochenta (180) días, actualizar los recaudos previstos en el artículo 2 de la presente Resolución.
Artículo 21. Queda eliminado el otorgamiento de licencias, por parte de este Ministerio, a los conductores de la unidad de transporte, a partir de la vigencia de esta Resolución. Asimismo, quedan sin efecto las ya otorgadas.
Artículo 22. Lo no previsto en la presente Resolución será resuelto por el Ministerio de Energía y Minas.
Artículo 23. La vigilancia del cumplimiento de esta Resolución queda a cargo de la Dirección de Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas, con facultad para sustanciar los expedientes correspondientes a las solicitudes de permisos y autorizaciones respectivas y para ejecutar los actos pertinentes, en caso de infracción.
Artículo 24. Las infracciones a las disposiciones de esta Resolución serán sancionadas conforme a lo establecido en la Ley que Reserva al Estado la Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos.
Artículo 25. Se deroga la Resolución de este Ministerio N' 1.097 de fecha 17 de abril de 1975 publicada en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela N° 30.672 de fecha 18 de abril de 1975.
Artículo 26. La presente Resolución entrará en vigencia a partir de la fecha de su publicación en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela.
Comuníquese y Publíquese.
Por el Ejecutivo Nacional,
ERWIN ARRIETA VALERA
Ministro de Energía y Minas

GACETA OFICIAL DE LA REPUBLICA DE VENEZUELA N° 36.413
de fecha, 13-03-1998
MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS RESOLUCION N° 075 de fecha, 12-03-1998
187° y l39°
Normas y Requisitos para la obtención del permiso de Distribución y Expendio de Productos Refinados Derivados de Hidrocarburos en el Mercado Interno

De conformidad con lo dispuesto en los artículos 2, 7, 9 y 10 de la Ley que Reserva al Estado la Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos, y por disposición del Ciudadano Presidente de la República, se dicta la siguiente:
Resolución
Normas y requisitos para la obtención del. permiso de Distribución y Expendio de Productos Refinados Derivados de Hidrocarburos en el Mercado Interno y condiciones para el ejercicio de dichas actividades.
ARTICULO 1: A los efectos de lo dispuesto en esta Resolución, se entiende por:
1. Actividad de Distribución: Es la comercialización de los productos refinados a partir de las plantas de distribución, entregándolos en dichas plantas o llevándolos a los expendios de combustibles o hasta el consumidor final,
2. Actividad de Expendio: Es la venta al consumidor final de los productos refinados en expendios de combustibles.
3. Distribuidor: La persona natural o jurídica autorizada para ejercer la actividad de distribución conforme a la normativa legal vigente.
4. Expendedor: La persona natural o jurídica autorizada para ejercer la actividad de expendio conforme a la normativa legal vigente.
5. Empresa Operadora: Filial de Petróleos de Venezuela, S.A. constituida para ejercer la industria y/o el comercio de los hidrocarburos, con la cual las personas naturales o jurídicas celebran el convenio a que se refiere el Artículo 3 de la Ley que Reserva al Estado la Explotación el Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos.
6. Expendio de Combustibles: Los establecimientos en los cuales se venden al consumidor final los combustibles destinados a los vehículos terrestres, aéreos, fluviales o marítimos.
7. Plantas de Distribución: Los establecimientos en los cuales se almacena y entregan al mayor los productos refinados para su comercialización.
8. Productos Refinados: Los productos provenientes de la refinación del petróleo y de las plantas de procesamiento de gas natural.
ARTICULO 2: Las personas naturales o jurídicas que deseen las actividades de Distribución y Expendio deberán obtener de este Ministerio el respectivo permiso. A tales efectos, deberán dirigir una solicitud acompañada de a de los recaudos siguientes:
1. Publicación o copia certificada del acta constitutiva y estatutos vigentes. si la solicitante fuere persona jurídica o de la inscripción de la firma personal en el Registro de Comercio, si fuere persona natural, así como de cualquier documento sujeto a registro que los modifique.
2. Copia del Registro de Información Fiscal (RIF), expedido a nombre de la persona solicitante.
3. Copia del contrato de suministro celebrado con una empresa operadora o con un distribuidor. Dicho contrato sólo producirá efectos una vez que este Ministerio haya concedido el permiso correspondiente.
4. Demostrar a este Ministerio que posee los recursos necesarios para hacer posible el transporte de los productos refinados derivados de hidrocarburos, desde las Plantas de Distribución hasta los Expendios de Combustibles.
Parágrafo Primero: Los titulares de los Permisos para ejercer las actividades de Distribución y Expendio deberán notificar a este ministerio cualquier cambio que ocurra en la información suministrada y establecida como requisito en el presente Artículo. A tales efectos deberán presentar el documento contentivo de la respectiva modificación en un plazo no mayor de 20 días hábiles contados a partir de la fecha en que se produzca la misma.
Parágrafo Segundo: Los Permisos de Distribución y de Expendio referidos en el presente artículo, incluyen el permiso para el almacenamiento de los productos.

ARTICULO 3: Los titulares de los Permisos para Concesionario Expendedor y Distribuidor, otorgados para la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución, podrán continuar ejerciendo las respectivas actividades en conformidad con dichos permisos. No obstante deberán presentar los recaudos exigidos en el Artículo 2° de esta Resolución, que no hubiesen presentadoanteriormente con motivo de la solicitud de permiso correspondiente, en un lapso no mayor de Noventa (90) días contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución.
ARTICULO 4: Ninguna Empresa Operadora podrá suministrar productos para su Distribución o expendio a personas que no hayan obtenido el correspondiente permiso de este Ministerio.
ARTICULO 5: Para el ejercicio de la actividad de expendio, se deberán cumplir las siguientes disposiciones:
1. Los productos refinados podrán ser vendidos únicamente al por menor.
2. Los establecimientos y equipos destinados al ejercicio de dicha actividad deberá cumplir con las normas nacionales vigentes sobre seguridad industrial.
3. El expendio de combustible deberá cumplir con las normas de este Ministerio relativas a la construcción de dichos establecimientos y estar debidamente autorizado para funcionar conforme a lo previsto en dichas normas.
4. Tomar las medidas que fueren necesarias a fin de evitar la adulteración y contaminación de los productos.
5. Tomar las medidas y previsiones necesarias a fin de evitar que se produzcan incendios u otros siniestros en el expendio de combustibles así corno la contaminación del medio ambiente en especial, en lo atinente a fugas y filtraciones de combustible en los sistemas de almacenaje y despacho, y a la disposición o deshecho de los aceites usados y sus envases.
6. El horario mínimo para ejercer la actividad en expendios de combustibles destinados a abastecer a vehículos automotores terrestres, será de quince (15) horas diarias, de Lunes a Domingo, comprendidas entre las 6:00 am., y las 9.00 pm. En centros urbanos, los expendios de combustibles podrán cerrar alternadamente los días domingo, según los turnos que fije este Ministerio. Se exceptúan de esta disposición los expendios de Servicio de Abastecimiento Fronterizo Especial de Combustibles (Expendios SAFEC) y los mini-expendios.
7. Cualesquiera otras aplicables establecidas en la normativa legal vigente.
ARTICULO 6. Para el ejercicio de la actividad de distribución, se deberán cumplir las siguientes disposiciones:
1. Las Planta de Distribución y los camiones tanques utilizados para el traslado de los productos deberán tener el respectivo permiso de este Ministerio y cumplir con las demás normas y especificaciones establecidas en el ordenamiento jurídico vigente.
2. Acatar las normas operativas y de seguridad que se requieran para el manejo de los productos almacenados.
3. Tomar las medidas que fueren necesarias a fin de evitar la adulteración y contaminación de los productos.
4. Cualesquiera otras aplicables establecidas en la normativa legal vigente.
ARTICULO 7- Los Distribuidores y Expendedores podrán utilizar denominaciones y signos de identificación distintos al de las Empresas Operadoras con quienes hubieren celebrado el convenio a que se refiere el Artículo 3 de la Ley que Reserva al Estado la Explotación de Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos, en la identificación de los expendios de combustible y demás establecimientos y equipos destinados al ejercicio de las actividades de distribución y expendio, así como en los productos comercializados. En todo, caso, en lo que se refiere a los Expendedores, las denominaciones Comerciales, marcas s y signos de identificación distintos al de las Empresas Operadoras, deberán ser los correspondientes al Distribuidor con quien hubieren suscrito el contrato de suministro mencionado en el Artículo 2. Aparte 3. de la presente Resolución.
ARTICULO 8: Este Ministerio podrá anular o suspender los Permisos para el ejercicio de las actividades de Distribución y Expendio, u ordenar la suspensión del suministro de los productos en los siguientes casos:
1. Cuando el Distribuidor o el Expendedor interrumpieron la actividad de Distribución o Expendio. salvo casos fortuitos o de fuerza mayor, debidamente comprobados por este Ministerio,
2. Cuando por hechos propios, o por imprudencia, negligencia o impericia del Expendedor, del Distribuidor o del personal de éstos, los productos refinados se vendan contaminados o adulterados o de alguna manera se hayan modificado sus especificaciones de calidad y cantidad originales.
3. Cuando por hechos propios, o por imprudencia, negligencia o impericia de Expendedor, del Distribuidor o del personal de éstos, se infrinjan cualesquiera de las normas contenidas en las resoluciones de este Ministerio.
4. Cuando se traspasen o cedan los permisos sin autorización escrita de este Ministerio.
5. Cuando las instalaciones destinadas a las Actividades de Distribución y Expendio o en el ejercicio de las mismas, no se cumpla con las normas técnicas o de seguridad requeridas para el manejo y almacenamiento de los productos o con las normas relativas a la protección del medio ambiente.
6. Cuando los titulares de los Permisos no dieren cumplimiento a lo requerido en el parágrafo primero del articulo 2 de la presente resolución o a lo establecido en el parágrafo único del artículo 11 de la misma.
ARTICULO 9: La anulación de los Permiso de Distribución y Expendio ocasionará simultáneamente la resolución del convenio que el Distribuidor o el Expendedor haya firmado para el suministro de los productos y por ende la inmediata suspensión dei suministro de los mismos.Parágrafo Primero: Cuando concurran en una misma persona los permisos referidos en el presente articulo, la anulación de alguno de ellos. No ocasionará necesariamente la suspensión o anulación del otro.Páragrafo Segundo: La suspensión del suministro de los productos al Expendedor por parte de la Empresa Operadora o del Distribuidor. por Incumplimiento del contrato de suministro, podrá ser efectuada previa participación a este Ministerio y posterior justificación detallada de las razones que la motivaron, la cual deberá efectuarse en un lapso no mayor de dos (2) días hábiles siguientes a la fecha en que se produjo la suspensión, a los fines legales pertinentes,Parágrafo Tercero: La suspensión del suministro de los productos al Distribuidor por parte de la Empresa Operadora, deberá ser efectuada previa aprobación del Ministerio de Energía y Minas.
ARTICULO 10: Se excluyen del alcance de esta Resolución lo relativo a la distribución del gas licuado de petróleo y del gas metano.
ARTICULO 11: La vigilancia del cumplimiento de esta Resolución queda a cargo de la Dirección de Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos de este Ministerio.
Parágrafo Unico: Los titulares de los Permisos referidos en la presente Resolución deberán permitir el acceso a sus instalaciones y suministrar la información requerida al funcionario autorizado de este Ministerio, a los fines previstos en el presente artículo.
ARTICULO 12: Las infracciones a las disposiciones de esta Resolución serán sancionadas conforme a lo establecido en la Ley que Reserva al Estado la Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos.
ARTICULO 13: Se deroga la Resolución de este Ministerio: N° 438 de fecha 18 de noviembre de 1997 publicada en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela N° 36.337 de fecha 19 de noviembre de 1997.
ARTICULO 14: La presente Resolución entrará en vigencia a partir de la fecha de su publicación en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela.
Comuníquese y Publíquese.
Por el Ejecutivo Nacional,ERWIN ARRIETA VALERAMinistro de Energía y Minas



RESOLUCIÓN N|455 DEL 12-049-94 SAFEC:EXPENDIOS DE ABASTECIMIENTO FRONTERIZO ESPECIAL DE COMBUSTIBLES
ARTÍCULO 1: A los efectos de esta Resolución, se entiende por :
1. Expendio SAFEC. Los establecimientos ubicados en las zonas Fronterizas del país, autorizados por el Ministerio de Energía y Minas para prestar servicio de abastecimiento fronterizo especial de combustible, en los cuales se venden al detal, los combustibles gasolinas y/o diesel destinados a los vehículos, tanto automotores como fluviales, que entran y salen del territorio nacional o que circulan en la región fronteriza, a precios relacionados al valor alterno de exportación, y a los precios prevalecientes en el mercado interno y fronterizo.
4. Valor, Alterno de Exportación: son aquellos precios FOB puerto venezolano, que resulten de considerar tanto los precios prevalencientes en los mercados tradicionales de exportación de dichos productos, como los de los cargamentos representativos. El precio FOB de exportación expresado en US$/B1., se convertirá a bolívares utilizando la tasa de cambio oficial vigente.
ARTICULO 2. Las personas naturales o jurídicas que deseen ejercer la Actividad de Expendio en Expendios SAFEC, deberán obtener de este Ministerio la autorización correspondiente,. Para lo cual deberán presentar la solicitud respectiva, la cual deberá venir acompañada de los recaudos siguientes:
1. Permiso para Concesionario/Expendedor. (en caso de expendios existentes).
2. Estudio de Mercado evalado por la filial operadora donde se señale: la oferta y demanda de combustibles gasolinas y/o diesel de uso automotor en la zona fronteriza correspondiente, el total de expendios de combustibles existentes en la zona, y las ventajas que para dicho mercado ofrece el establecimiento del expendio SAFEC en la región.
3. Carta de intención de suministro de combustibles al precio de realización señalado en esta Resolución, firmada por la Empresa operadora y/o suministradora.
PARAGRAFO UNICO: El titular del Permiso para Concesionario/Expendedor autorizado para ejercer la Actividad de Expendio en Expendios SAFEC, deberá informar a la empresa operadora o suministradora con la que haya firmado convenio, la relación mensual de volúmenes de productos derivados de hidrocarburos que haya comprado, recibido y vendido, así como de las cantidades mantenidas en inventarios a principio y final del periodo.
ARTÍCULO 3. El Ministerio de Energía y Minas procederá a anular la autorización y el permiso para Concesionario/Expendedor del cual sea titular el Concesionario/Expendedor de Expendios SAFEC, cuando en el respectivo Expendio SAFEC se comercialicen y/o almacenen combustibles para uso automotor, que no hayan sido facturados por una Empresa Operadora o por una Empresa Suministradora, a nombre de dicho expendio o que no hayan sido destinados a ser vendidos en el mismo, o cuando el titular del permiso incumpliere lo establecido en la Resolución No. 166 de fecha 28 de junio de 1.985 del Ministerio de Energía y Minas, contentiva de las Normas para la Obtención del Permiso para Concesionarios /Expendedor y Condiciones para el Ejercicio de la Actividad de Expendio, publicada en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela No. 33.256 de fecha 2 de julio de 1985.
ARTICULO 4: Se fijan los precios máximos de venta al por mayor de los combustibles gasolina o diesel, en las plantas de suministro en donde dichos productos se encuentren disponibles y destinados a los expendios SAFEC, de la siguiente forma:
PM SAFEC - PVAE + CDA + IC + MC donde:
PM SAFEC = Precio máximo al mayor destinado a expendios SAFEC expresado en bolívares por litro.
PVAE= Valor alterno de exportación vigente de la gasolina y/o diesel expresado en bolívares por litro.
COA = Costos de operación y administración en bolívares por litro, en que incurran las empresas operadoras filiales de Petróleo de Venezuela, S.A., para el manejo, almacenaje, transporte y comercialización de los combustibles, gasolinas y diesel a que se refiere esta Resolución.
IC= Impuesto de consumo.
MC= Margen de comercialización que resulte de considerar las condiciones del mercado en las zonas fronterizas, y el precio de los productos gasolina y/o diesel en el mercado interno y externo.
ARTÍCULO 5: Se fija el precio de venta al detal de los combustibles automotores en los expendios SAFEC, en la cantidad resultante de sumar al "Precio Máximo al Mayor", el flete correspondiente a la distancia existente entre el expendio y la planta de suministro, desde donde se realizó la entrega del producto, y una cantidad adicional en bolívares por litro, que cubra el costo de las operaciones del expendio y permita obtener una utilidad razonable.
PARAGRAFO UNICO: Para los expendios SAFEC ubicados en regiones en donde no existan otros expendios que cubran la demanda de la zona, este Ministerio establecerá un régimen de precio especial para las ventas al mercado interno.
ARTÍCULO 6. Las facturas de entrega de los productos destinados a expendios SAFEC emitidas en las plantas de suministro, deberán indicar claramente "Productos Destinado a Expendio SAFEC" e indicará tipo, cantidad, precio unitario, origen, ruta y destino del producto objeto del transporte.
ARTÍCULO 7. La anulación del Permiso de concesionario/expendedor por parte del Ministerio de Energía y Minas, ocasionará simultáneamente la rescisión del Convenio que el titular haya firmado con la respectiva Empresa Operadora, y, por ende, la inmediata - suspensión del suministro de los productos derivados de hidrocarburos.
ARTÍCULO 8. Los Expendios SAFEC, deberán indicar en un cartel o aviso que sea visible su condición de tales, los precios de ventas al público vigentes y su horario de actividad.
ARTÍCULO 9. La vigilancia del cumplimiento de esta Resolución queda a cargo de la Dirección General Sectorial de Hidrocarburos de este Ministerio.
ARTÍCULO 10. Las infracciones a las disposiciones de esta Resolución serán sancionadas de conformidad con lo establecido en el artículo 10 de la Ley que Reserva al Estado la Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de Hidrocarburos.
ARTÍCULO 11. La presente Resolución entrará en vigencia a partir de la fecha de su publicación en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela.

RES. N° 200 23-09-96
NORMA PARA REGULAR LA IMPORTACION, INSTALACION Y MANTENIMIENTO DE SISTEMAS DESTINADOS A LA UTILIZACIÓN DE GAS NATURAL METANO COMO COMBUSTIBLE EN VEHICULOS CON MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA (GNV)
CAPITULO I.
DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 1.- Las personas jurídicas que deseen importar o fabricar para comercializar sistemas de GNV y cilindros de almacenamiento, así como aquellas que deseen instalar y efectuar mantenimiento de equipos y sistemas destinados a la utilización del gas natural metano (GNV) como combustible en vehículos con motores de combustión interna deben cumplir con lo dispuesto en las presentes disposiciones.
Articulo 2.- A los fines de la interpretación de estas disposiciones se aplican las siguientes definiciones:
1.- Accesorios: Son dispositivos capaces de ejecutar funciones independientes o que contribuyen al funcionamiento de equipos.
2.- Canalizaciones flexibles: Son aquellas que transportan el GNV desde el regulador hasta el mezclador, diseñadas para permitir el movimiento relativo entre sus conexiones.
3.- Canalizaciones rígidas: Son aquellas que transportan el combustible desde el cilindro de almacenamiento hasta el regulador
4.- Centro de Revisión de cilindros: Instalación acreditada y autorizada por el Servicio Autónomo, Dirección de Normalización y Certificación de Calidad (SENORCA), para realizar el proceso de inspección, prueba hidrostática y demás ensayo, con el fin de emitir el correspondiente Certificado de Revisión del cilindro de almacenamiento de GNV.
5.- Cilindro: Es un recipiente diseñado especialmente para el almacenamiento de gas natural metano para vehículos (GNV).
6 - Conexión de llenado: Es la parte del sistema destinada a recibir el GNV proveniente del surtidor.
7.- Control de exceso de flujo: Es un dispositivo incorporado a la válvula de cierre manual del cilindro que impide que la totalidad del contenido de GNV almacenado en el cilindro, sea descargado a la atmósfera en caso de ruptura de cualquier componente del sistema de GNV.
8.- Conversión: Es el proceso de adaptación de un vehículo para que funcione con GNV y que comprende la instalación del sistema de GNV.
9.- Electroválvulas de corte de combustible: Son dispositivos que permiten cerrar o abrir el peso de un combustible por medio de una señal eléctrica
10.- Empresa Importadora: Es la persona jurídica a la cual se otorga el permiso de importación y comercialización de sistemas de GNV y cilindros de almacenamiento indicados en estas disposiciones. Podrá tener talleres propios y/o talleres bajo contrato. Esta condición no la excluye para poder comercializar sistemas de GNV en el territorio nacional.
11.- Empresa Instaladora: Es la persona jurídica a la cual se otorga el permiso de instalación y mantenimiento del sistema de GNV indicado en estas disposiciones que puede tener talleres propios y talleres bajo contrato.
12.- Equipos: Conjunto de componentes que realizan una determinada función.
13.- Fabricación nacional: Sistema de fabricación nacional de componentes y accesorios requeridos para la utilización del gas natural procesado y comprimido como combustible en vehículos con motores de combustión interna (GNV)
14.- Gas natural metano: Es un producto proveniente del procesamiento del gas natural crudo obtenido a través de procesos físicos y/o químicos y/o procedente de yacimientos subterráneos y que se caracteriza por estar compuesto principalmente de metano, pudiendo contener otros gases, hidrocarburos o no, distintos al metano, en muy pequeña cantidad.
15.- Gas natural para vehículos (GNV): Es el gas natural metano, secado y comprimido adecuadamente para ser utilizado como combustible en vehículos con motores de combustión interna.
16.- Indicador de presión: Dispositivo ubicado en el compartimiento del motor y en la cabina del vehículo, para señalar la presión del GNV en el sistema de GNV.
17.- Instalación del Sistema de GNV: Proceso según el cual un vehículo podrá ser dedicado a utilizar exclusivamente GNV o en combinación con otro combustible.
18.- Laboratorio acreditado: Laboratorio público o privado que posee la capacidad y confiabilidad necesarias para llevar a cabo en forma general la determinación de las características, aptitud o funcionamiento de materiales o productos y obtenga el reconocimiento COVENIN por intermedio del Servicio Autónomo Dirección de Normalización y Certificación de Calidad (SENORCA).
19.- Mezclador: Es el componente del sistema de GNV que efectúa la mezcla entre el aire y el GNV, en proporción apropiada para que el motor sea capaz de suministrar la potencia requerida.
20.- Organismo de certificación: Entidad pública o privada que posee la autorización o el reconocimiento COVENIN a través del Servicio Autónomo Dirección de Normalización y Certificación de Calidad (SENORCA) para operar un sistema de certificación a terceras personas.
21.- Regulador de Presión: Es un dispositivo que tiene por finalidad reducir la presión de GNV desde la presión de almacenamiento del cilindro hasta la presión de utilización, requerida para su suministro al motor.
22.- Revisión anual: Inspección general obligatoria a ser efectuada en los talleres autorizados, acorde con lo establecido por el Ministerio de Transporte y Comunicaciones para determinar el estado de todos los componentes del sistema de GNV.
23.- Selector de combustible: Es un dispositivo ubicado en la cabina del vehículo que permite seleccionar el combustible a utilizar.
24.- Sistema de alivio: Es un dispositivo que tiene como función aliviar automáticamente el exceso de presión dentro del cilindro de almacenamiento.
25.- Sistema de GNV: Es el conjunto de componentes y accesorios requeridos para la utilización del gas natural metano como combustible en vehículos con motores de combustión interna.
26.- Sistema de ventilación: Es un compartimiento instalado sobre el cilindro de almacenamiento con su válvula de cierre manual o por lo menos sobre la válvula de cierre manual, el cual tiene la función de contener cualquier escape de GNV, que se pueda producir en el cuerpo de la válvula o en las conexiones, y ventilarlo hacia el exterior del vehículo a través de conductos de ventilación.
27.-Taller de conversión: instalación debidamente autorizada por el Ministerio de Energía y Minas, para efectuar el proceso de conversión de un vehículo de manera tal que funcione con GNV.
28.- Variador de avance: Es un dispositivo electrónico que permite modificar el encendido original del motor para adaptarlo a las características propias de la combustión con GNV.
29.- Válvula de cierre de emergencia: Es un dispositivo que permite abrir o cerrar el paso de GNV entre el cilindro de almacenamiento y el regulador de presión.
30.- Válvula de cierre manual: Es un dispositivo que permite abrir o cerrar el paso de GNV en el cilindro de almacenamiento. Esta válvula debe ser de cierre rápido: 1/4 de vuelta.
Artículo 3.- El gas natural para vehículos (GNV) suministrado por la empresa distribuidora debe cumplir con las respectivas normas venezolanas COVENIN vigentes y estar odorizado por un producto que permite detectar su presencia en la atmósfera, cuando se encuentre en concentraciones de hasta 1/5 del limite bajo de explosividad.
Parágrafo Unico. El odorante al mezclarse con el gas no debe afectar a las personas o a los materiales presentes en el sistema de GNV y no debe ser soluble en agua, en cantidades no mayores de 2 1/2 partes de adorante en 100 partes de agua por peso. Los productos de combustión del odorante, no deben ser tóxicos a los humanos que respiren aire contentivo de los productos de la combustión y no deben ser corrosivos o dañinos a los materiales con los cuales entren en contacto.
CAPITULO II
DEL SISTEMA DE GAS NATURAL METANO (GNV) EN EL VEHICULO.
Artículo 4.- Cada componente de sistema de GNV debe cumplir con la Norma Venezolana COVENIN. "Gas Natural para Vehículos, Componentes del Sistema" Los componentes mínimos que deben constituir la instalación de gas natural comprimido (GNV) en vehículos carburados son:
a. Conexión de llenado
b. Cilindro de almacenamiento
c. Accesorios del cilindro
. Válvula de cierre manual .Sistema de alivio
. Control de acceso de flujo
. Sistema de ventilación
d. Regulador de presión
e. Electroválvulas de corte de combustible y selector para el sistema dual.
f. Válvula de cierre de emergencia
g. Indicador de presión
h. Canalizaciones
i. Mezclador
j. Variador de Avance.
Parágrafo Único: Para el caso de vehículos con sistemas de inyección de combustible, la tecnología a ser utilizada determinará los componentes a ser instalados, para satisfacer condiciones de operación y seguridad del sistema de GNV en el vehículo.
Artículo 5.- La instalación y pruebas del sistema de GNV deben cumplir con la norma venezolana COVENIN," Gas Natural para Vehículos, instalación y Prueba del Sistema"
Parágrafo Único: Los vehículos importados que tengan incorporados sistemas de GNV, deben cumplir con la presente Resolución, las normas COVENIN y cualesquiera otras disposiciones que fueren aplicables.
CAPITULO III
DE LAS APROBACIONES Y PERMISOS
SECCION PRIMERA
De la Importación de equipos y sistemas
Artículo 6.- Las personas jurídicas que deseen ejercer la actividad de importación de equipos y sistemas para GNV deben obtener del Ministerio de Energía y Minas el permiso correspondiente. A tal efecto, deben presentar la solicitud de conformidad con lo dispuesto en el Artículo 49 de la Ley Orgánica de Procedimientos Administrativos, a la cual se acompañara los siguientes documentos:
a) Constancia como distribuidor autorizado de los equipos en Venezuela, emitida por el fabricante para ejercer la actividad de Importación y comercialización En caso de estar interesada en realizar la actividad de instalador de Sistemas de GNV, la constancia debe incluir la autorización para la instalación y mantenimiento de equipos y sistemas destinados el uso de GNV. debidamente autenticada por nuestra Representación Consular en el país de origen.
b) Copia certificada del acta constituida y estatutos vigentes de la empresa, debidamente inscrita en el Registro Mercantil.
c) Registro de Información Fiscal (RIF)
d) Copia certificada del documento que legitime la representación de la persona que actúe como representante legal o apoderado de la empresa.
e) El Registro Nacional de Productos importados otorgado por el Servicio Autónomo Dirección de Normalización y Certificación de Calidad (SENORCA).
f) Memoria descriptiva de los componentes del sistema de GNV, a excepción del cilindro de almacenamiento, con especificación de las características siguientes:
*Copia de norma de referencia nacional o internacional del producto, homóloga a la norma venezolana COVENIN aplicada al diseño y fabricación.
*Descripción del sistema de GNV y lista de componentes.
*Teoría de operación del sistema de GNV.
*instrucciones de instalación. incluyendo lista de verificaciones, preconversión y postconversión.
*Manual del usuario, mantenimiento preventivo y seguridad.
*Guía de análisis de falta.
* Diagrama eléctrico y de conexiones del sistema de GNV.

*Plan y manual de calidad del fabricante.
* Documentación demostrativa de la utilización del sistema de GNV en otros países, indicando el número y tipos de vehículos, así como los ensayos y pruebas realizados en los mismos.
g) Los cilindros de almacenamiento de GNV podrán ser importados o fabricados en el país para su comercialización sólo si cumple con la Norma Venezolana COVENIN "Gas Natural para Vehículos GNV), cilindros de Almacenamiento" estándares u especificaciones técnicas aprobadas en el país para tal fin. Cualquier cilindro que obedezca a una norma técnica distinta a la aprobada, también podrá ser importado o fabricado para su comercialización. Para ello se deberá suministrar a fin de su aprobación los siguientes documentos:
*Copia de norma de referencia nacional o internacional del producto. Homóloga a la Norma Venezolana COVENIN, 'Gas natural para vehículos (GNV). Cilindros de Almacenamiento aplicada al diseño y fabricación
· Certificado de calidad por lote de cilindros, emitido por la autoridad competente del país de origen.
· Plan de aseguramiento de calidad de los cilindros y manual de control de calidad de la empresa fabricante.
* Experiencia de fabricación.
Parágrafo Primero.- En los casos en que la certificación de los componentes de un sistema de GNV no pueden ser emitidas en el país de origen o que el certificado no contemple todos los requisitos de las normas venezolanas COVENIN, la empresa importadora solicitante debe entregar los componentes de un sistema de GNV a un organismo de certificación acreditado, para que éste establezca la conformidad de dichos componentes con las respectivas normas venezolanas COVENIN.
Parágrafo Segundo.- El Ministerio de Energía y Minas podrá solicitar a la empresa importadora solicitante en el caso que lo considere conveniente, el requerimiento de instalar bajo su responsabilidad, dos (2) prototipos en vehículos de diferente potencia y desplazamiento representativos de la flota venezolana, para ser sometidos a pruebas de funcionamiento conforme a la Norma Venezolana COVENIN "Gas Natural para Vehículos (GNV), instalación y prueba del Sistema" en un laboratorio acreditado.
Artículo 7.- Una vez cumplidos con todos los requisitos mencionados en el artículo 6, el Ministerio de Energía y Minas otorgará el permiso de importación y comercialización, así como de ser solicitado el de instalación y mantenimiento de equipos y sistemas destinados al uso de GNV.
Parágrafo Único.- Las personas jurídicas que hayan obtenido el permiso indicado, están en la obligación de mantener en el país las plazas de reposición que garanticen el normal funcionamiento de los equipos instalados.
acreditado.
Artículo 13.- Una vez cumplidos con todos los requisitos mencionados con el artículo 12, el Ministerio de Energía y Minas otorgará el permiso de Empresa instaladora de Sistemas de GNV.
Parágrafo Segundo: Sólo podrán efectuar instalaciones en vehículos para funcionar con GNV, aquellos talleres mecánicos que hayan obtenido permiso del Ministerio de Energía y Minas para instalar equipos para el uso de GNV. Los talleres deben cumplir con lo estipulado en estas disposiciones, la respectiva norma venezolana COVENIN y otras disposiciones sobre la materia que fueren aplicables.
Parágrafo Tercero: Los sistemas de GNV deben instalarse cumpliendo con lo establecido en la Norma Venezolana COVENIN "Gas Natural para Vehículos (GNV), instalación y prueba del Sistema".
Artículo 14.- El personal encargado de efectuar la instalación, debe ser personal técnicamente calificado y haber aprobado un curso sobre la utilización e instalación de GNV en una institución reconocida en el país y estar autorizado por la empresa instaladora.
Artículo 15.- Sólo podrán firmar el Certificado de Instalación del Sistema de GNV el personal autorizado por la empresa instaladora, siendo responsable por la conversión conjuntamente con el representante legal de la empresa instaladora y/o del taller de conversión.
Parágrafo Único: El Ministerio de Energía y Minas, cuando lo considere conveniente
Artículo 18.- Los talleres mecánicos que efectúen la instalación del sistema de GNV en vehículos deben poseer, como mínimo, salvo lo que sobre esta materia dispongan las respectivas normas COVENIN vigentes, los siguientes equipos y herramientas
1. Máquina para entonación de motores.
2. Medidor de vacío del motor.
3. Medidor de comprensión del motor.
4. Medidor de gases de escape HC y CO (hidrocarburos no quemado y monóxido de carbono) ó en su defecto, un sensor de la relación aire/ combustible.
5. Equipo para ensayo neumático a 21 MPa (3.000 Lppc).
6. Calibres para roscas.
7. Manómetros para pruebas con alta presión 21 MPa (3.000 Lppc.).
8. Manómetros pero pruebas con baja presión 700 kPa (100 Lppc).
9. Detector de gases.
10. Lámparas de mano a prueba de explosión.
11. Dobladores de tubo.
12. Torquímetro para uso.
Artículo 19.- Las pruebas del sistema de GNV deben hacerse en talleres debidamente autorizados por el Ministerio de Energía y Minas, de acuerdo con la Norma Venezolana COVENIN "Gas Natural para Vehículos, Instalación y Prueba del Sistema". Para la conversión al sistema de GNV se deben efectuar las pruebas siguientes:
1.- Evaluación de Preconversión
2.- Prueba de Fuga de GNV en el sistema
3.- Prueba de Funcionamiento Postconversión.
De cada una de estas pruebas se guardará un registro que debe cumplir con lo estipulado en estas disposiciones, en las normas venezolanas COVENIN y otras disposiciones sobre la materia que fueren aplicables.
SECCION CUARTA
De las revisiones periódicas
Artículo 20.- Se debe efectuar a cada vehículo que utilice GNV como combustible, una revisión anual con el propósito de garantizar que todos los componentes del sistema de GNV funcionan en condición segura para el vehículo, conforme a lo establecido en la Resolución vigente del Ministerio de Transporte y Comunicaciones sobre obligatoriedad de la revisión anual del vehículo. Además de esta revisión y en lo concerniente el cilindro de almacenamiento, éste se debe someter a una revisión que debe cumplir con las normas venezolanas COVENIN respectivas. Adicionalmente, el cilindro debe someterse a esta revisión cuando el vehículo haya sufrido un accidente o un incendio, aun cuando el daño el cilindro no sea aparente, a fin de constatar su estado de funcionamiento para operar en condiciones de seguridad. Estas pruebas se efectuarán en un centro de revisión de cilindros para almacenamiento de GNV, el cual otorgará el Certificado de Revisión a cada cilindro. En caso de que el cilindro resultare rechazado, el mismo será inhabilitado para el uso de GNV, siguiendo el procedimiento que establece la norma venezolana COVENIN respectiva.
SECCION QUINTA
Del Mantenimiento
Artículo 21.- Todo mantenimiento relacionado con el sistema de GNV, debe hacerse por personal debidamente autorizado por la empresa instaladora. Cualquier mantenimiento de otra parte del vehículo no relacionado con el sistema de GNV, no necesitará ser efectuado personal autorizado, pero se debe seguir las siguientes instrucciones, contenidas en el manual del usuario, el cual debe ser entregado por el propietario o conductor del vehículo al personal del taller donde se efectué el mantenimiento
1. Informar al encargado del taller que se trata de un vehículo que usa GNV.
2. Se deben cerrar las válvulas de cierre manual de cada cilindro y consumir el GNV contenido en el resto del sistema haciendo funcionar el motor.
3. El sistema de GNV no debe tener fugas.
4. Se debe proteger térmicamente el cilindro antes de hacer cualquier operación de soldadura a menos de 1 m del cilindro.
5. No está permitido soldar el cilindro.
6. Se debe asegurar que la válvula de cierre manual de cada cilindro, permanezca cerrada durante el tiempo que el vehículo esté inoperante.
SECCION SEXTA
De la identificación del sistema GNV
Artículo 22.- Todo vehículo que opere con GNV debe estar identificado, salvo lo que sobre esta materia disponga la Norma Venezolana COVENIN "Gas Natural para Vehículo, Instalación y Prueba del Sistema", de la manera siguiente:
1. Con una placa metálica de identificación, la cual se colocará cerca de la conexión de llenado y debe ser de forma rectangular con dimensiones de 9,5 cm x 5.0 cm y tener la inscripción GNV en fondo de color azul, el nombre del taller que realizó la conversión, fecha.
2. Con dos calcomanía, colocadas en la parte delantera y trasera del vehículo, sobre una superficie vertical o casi vertical, perfectamente visible, y sin ninguna otra etiqueta cerca de su borde, que afecte su identificación, no se permite su colocación sobre los parachoques. Debe tener forma rectangular con dimensiones mínimas de 120 mm y 83 mm, hecha en papel reflejante, resistente a la intemperie, con fondo plateado y con la inscripción GNV en fondo de color azul.
Parágrafo Único.- La empresa instaladora debe anexar el certificado referido en este artículo, constancias de haber efectuado las pruebas señaladas en el Artículo 19.
Artículo 24.- La renovación del certificado de instalación se otorgará una vez que se efectúen las revisiones a que se refiere el Artículo 20 de las presentes normas. Al vehículo que no porte la renovación del certificado no se le expenderá GNV en las estaciones de servicio (E/S).
SECCION OCTAVA
Del manual del usuario
Artículo 26.- Los talleres que efectúen las instalaciones se obligan a entregar a los propietarios o conductores de los vehículos, el manual del usuario indicando en el literal f del artículo 6 y el numeral 10 del Artículo 12 de estas normas, escrito en idioma castellano, que describa en forma clara y precisa los aspectos de uso y seguridad del GNV. El manual debe contener como mínimo los puntos siguientes:
a. Descripción de la instalación
b. Instrucciones de operación
c. Normas de seguridad que debe cumplir el conductor del vehículo
d. Indicación de las inspecciones obligatorias que se deben efectuar a la instalación y al vehículo.
e. Instrucciones para la reinstalación en otro vehículo del sistema CNV en un taller autorizado. >
f. Guía de falla.



LOGISTICA DE SUMINISTRO Y DISTRIBUCION DE COMBUSTIBLES EN EL MERCADO INTERNO

La Gerencia de distribuciòn Venezuela de PDVSA es la responsable de garantizar la optima operaciòn de este sistema. Con una red combinada de tanques de almacenamiento y poliductos. Cuatro grandes sistemas intervienen en la distribuciòn de productos en Venezuela; EL SUMANDES (en Occidente), el SISCO-YAGUA (en el centro), el METROPOLITANO (en area metropolitana) y el SISOR (oriente y Guayana)

Estos sistemas integran 20 plantas de distribuciòn con una capacidad de almacenamientto de casi 9 millones de barriles de productos, mediante la operaciòn de 213 tanques, ademàs de una red de poliductos de 1162 kms a lo largo y ancho del paìs.estas plantas operan las 24 horas del dìa y los 365 dìas del año.
SISTEMA SUMANDES
LONGITUD DE POLIDUCTOS; 285 KMS
No de tanques; 50
capacidad; 2495 MB (miles de barriles)
Ventas; 99MBD (miles de barriles por dìa)
El proceso de distribuciòn comienza en la refinerìa CRP donde se producen los combustibles especialidades y lubricantes que consumen los estados Zulia, Falcòn, Mèrida, Tàchira y Trujillo.
Por vìa maritima a travès de tanqueros, estos productos son transportados hasta la planta de distribuciòn de BAJO GRANDE, desde donde sale un poliducto de 285km que lleva los productos hacias las plantas de distribuciòn SAN LORENZO Y EL VIGIA
Se despachan gasolinas, diesel, kerosene, Adicionalmente se despachan otros productos que no se manejan por poliductos como son Jet A1, GLP, Disolago, Asfaltos y Fuel Oil.
EN TOTAL OPERAN 4 PLANTAS DE DISTRIBUCION; CRP, BAJO GRANDE,SAN LORENZO Y EL VIGIA

SISTEMA SISCO-YAGUA (CENTRAL)
El proceso de distribuciòn inicia en la refinerìa El Palito,ubicada en el Estado Carabobo, la cual entrega los productos a travès de un sistema de bombas y poliductos que cubren una extensiòn de màs de 200 km.
Cuenta con 3 plantas de distribuciòn; EL PALITO, YAGUA Y BARQUISIMETO
PLANTA DE DISTRIBUCION EL PALITO; TIiene una capacidad de almacenamiento de 128 mil barriles para almacenr gasolinas,Jet A1, Diesel, Solventes, BTX, Negro de Humo y fuel Oil, Abastece a los Estados Falcòn, Yaracuy y Carabobo.

PLANTA DE DISTRIBUCION DE YAGUA; Està ubicadaen el Estado carabobo e iniciò sus operaciones en 1983 suple la demanda de los Estados Carabobo, Aragua, Cojedes, Yaracuy, Guarico y Apure.Su capacidad de almacenamiento es de 935 mil barriles distribuidos en gasolinas, diesel, kerosene
PLANTA DE DISTRIBUCION BARQUISIMETO; INICIA sus operaciones en 1992, atiende la demanda de los Estados Lara, Poruguesa, Barinas, Apure y parte de Yaracuy.
Su capacidad de almcenamiento es de 491 mil barriles de los productos gasolinas, diesel.
tiene un poliducto de 150 km que viene desde la planta de Yagua.

SISTEMA SISOR (ORIENTE)
Se inicia su entrega en la refinerìa de Puerto La Cruz, desde donde se despachan los productos gasolinas, diesel kerosene, hacia la planta de distribuciòn el Chaure, ubicada en Pto La Cruz desde sale un poliducto que va hasta la Planta de Distribuciòn de San Tomè,donde salen dos ramales de poliductos, uno hacia la planta de distribuciòn ubicada en Maturìn y otra hacia la planta de distribuciòn ubicada en Puerto Ordàz; desde donde parte otro ploducto que va hasta la planta de distribuciòn en Ciudad Bolivar.A la planta de distribucion de Pto. Ordàz los productos llegan por vìa fluvial.
Al estado Nueva Esparta los productos llegan por vìa maritima. Suple a los estados de Anzoàtegui, Monagas, bolivar, Sucre y Nueva Esparta.Se suplen otros productos que no son por poliductos como el GLP, solventes, fuel oil.

SISTEMA METROPOLITANO
SE INICIA EN LA REFINERIA EL CRP DESDE DONDE SALEN LOS PRODUCTOS POR VIA TANQUERO HASTA LA PLANTA DE DISTRIBUCI`ON DE CARENERO. EN LA PLANTA DE CARENERO, LA CUAL TIENE UNA CAPACIDAD DE 150 MILLONES DE LITROS, PARA GASOLINA, DIESEL, DISOLAGO Y GLP. DESDE CARENERO PARTE UN POLIDUCTO DE 73 KM ,QUE VA HASTA LA PLANTA DE GUATIRE, LA CUAL TIENE UNA CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE 112 MILLONES DE LITROS PARA GASOLINAS, DIESEL Y GLP.
LA PLANTA DE CATIA LA MAR RECIBE LOS PRODUCTOS POR VIA MARITIMA DESDE EL CRP PARA DISTRIBUIR LOS COMBUSTIBLES EN EL ESTADO VARGAS Y AEROPUERTO. DESDE CATIA LA MAR

PARA VER GRAFICOS Y TABLAS ARRIBA MENCIONADOS CLICK AQUI

IR A TERMIOLOGIA PETROLERA CLICK AQUI

IR A GASOLINA RACIONALIZACIÓN (Presentación)

IR A ORIMULSIÓN

IR A GRASAS Y ACEITES LUBRICANTES

IR A LAS SIGUIENTES NORMAS COVENIN.





1- Productos derivados del Petróleo.

Aceites Basicos.

2-Gas natural P/vehículos.Centros de conversión

mantenimiento del sistema.

3-Productos derivados del petróleo

gasolina sin plomo para motores de

combustión interna.

4- Grasas lubricantes de uso automotor

e industrial.

5-Turbocombustibles Acidez total.

IR A FOTOGRAFIAS REFINERIAS VENEZOLANAS

IR A NORMA VENEZOLANA
ACEITES LUBRICANTES PARA MOTORES
DE COMBUSTIÓN INTERNA. REQUISITOS
SEGÚN EL NIVEL DE COMPORTAMIENTO.
PARTE 1: MOTORES DE ALTA VELOCIDAD
A GASOLINA, A OPERACIÓN DUAL
GASOLINA/GAS NATURAL PARA VEHÍCULOS (GNV)
(CUATRO TIEMPOS) Y DIESEL (CUATRO Y DOS TIEMPOS)---CLIK AQUI

IR A MAPA PETROENERGETICO




Prof.Ing.Teresita Moreno.

IR a PAG MEP

IR A PAG AVPG

IR A PAG CAMARA PETROLERA

IR A PAG PDVSA

IR A PAG CORPODIB

IR A PAG COSMOSIT

IR PAG PETROGUIA

IR A PAG CEPAL publicaciones estudios y perspectivas