SE/0243/2022

TRIBUNAL SUPREMO DE JUSTICIA

SALA CONTENCIOSA Y CONTENCIOSA ADM., SOCIAL Y ADM. PRIMERA

Sentencia Nº 243

Sucre, 28 de octubre de 2022

Expediente: 27/2022-CA

Demandante: YPFB ANDINA SA.

Demandado: Ministerio de Hidrocarburos y Energías

Proceso: Contencioso Administrativo

Resolución Impugnada: RM RJH N° 121/2021

Magistrado Relator: Lic. Esteban Miranda Terán

Emitida dentro del proceso Contencioso Administrativo seguido por la empresa YPFB ANDINA SA, contra el Ministerio de Hidrocarburos y Energías.

VISTOS: La demanda contenciosa administrativa de fs. 1142 a 1153, interpuesta por la empresa YPFB ANDINA SA (YPFB ANDINA), a través de su Gerente General Javier Enrique Pantoja Barrera, que impugnó la Resolución Ministerial RJH N° 121/2021 de 5 de noviembre de fs. 73 a 98, emitida por el Ministro de la Cartera de Hidrocarburos y Energías; el Auto de Admisión de 9 de febrero de 2022 de fs. 1155; la contestación del Ministerio de Hidrocarburos y Energías (MHE) de fs. 1228 a 1239; el apersonamiento de la entidad tercera interesada, Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de fs. 1121 a 1222; el escrito de réplica de la empresa demandante fs. 1243 a 1255; el memorial de dúplica presentado por la entidad demandada de fs. 1260 a 1264; el Decreto de Autos de 17 de junio de 2022 de fs. 1265; los antecedentes, tanto jurisdiccionales como administrativos; y todo lo que fue pertinente analizar:

I. ANTECEDENTES

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), en el marco del inc. g)Parágrafo III del art. 58 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos (RTHD), emitió la Resolución Administrativa RAR-ANH-DRP Nº 0036/2019 de 26 de julio, que resolvió “Aprobar sobre la base de los principios de racionalidad y prudencia el Presupuesto Ejecutado de la Gestión 2003, correspondiente a la concesión de la PCRG de la Empresa YPFB ANDINA, que fue aprobado con anterioridad, mediante Resolución Administrativa RAR-ANH-ULGR-N° 542/2015 de 11 de diciembre”.

Contra dicha determinación YPFB ANDINA interpuso recurso de revocatoria que fue resuelta por la Resolución Administrativa de Recurso de Revocatoria RARR-ANH-DJ UPAR No. 0036/2021 de 10 de febrero; que REVOCÓ parcialmente la Resolución Administrativa RAR-ANH-DRP Nº 0036/2019 de 26 de julio.

En conocimiento de la Resolución Administrativa RARR-ANH-DJ-UPAR N° 0036/2021, YPFB ANDINA, presentó Recurso Jerárquico, resuelto mediante la Resolución de Recurso Jerárquico denominada Resolución Ministerial RJH N° 121/2021 de 05 de noviembre, emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energías, que resolvió ACEPTAR parcialmente el Recurso Jerárquico planteado por YPFB ANDINA, revocando parcialmente la Resolución Administrativa RARR-ANH-DJ-UPAR N° 0036/2021, únicamente respecto a las cuentas denominadas Volúmenes, Ingresos, Impuestos a las Transacciones y Tasa SIRESE, manteniendo firmes otros aspectos técnicos reclamados por YPFB ANDINA.

Contra esta última determinación, YPFB ANDINA, planteó demanda contencioso administrativa, bajo los siguientes argumentos legales:

II. FUNDAMENTOS DE LA DEMANDA CONTENCIOSA ADMINISTRATIVA

Falta de motivación y fundamentación de la resolución impugnada

Alegó que, la Resolución Ministerial Nº 017/2015 carece de motivación y fundamentación, realizó una interpretación incorrecta y subjetiva de la norma específica aplicable al caso concreto; añadiendo que, se causó la indefensión de YPFB ANDINA, vulnerando el debido proceso, quebrantando el principio de congruencia, , en la respuesta y el análisis de los fundamentos de su Recurso jerárquico, alegado bajo el siguiente detalle de gastos erróneamente no aceptados:

Consumo Propio de Estaciones

La Resolución Ministerial impugnada, fundamentó la decisión de ratificar el criterio del ente Regulador en dos aspectos; primero, la Resolución Administrativa N° 75/2000 de 29 de febrero, que otorgó la concesión de la Planta de Compresión de Río Grande (PCRG), no implicó la aprobación de presupuestos ejecutados que se ejecutarían gestión tras gestión; y segundo, que para la determinación de consumo propio, debe utilizarse el precio del mercado interno y no el precio de exportación; puesto que, sobrevalua el gasto, criterio apoyado en la Norma Contable N° 1 de los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados en Bolivia.

Acotó que, esos dos acápites previstos en la resolución demandada, son discrecionales, al no sostenerse en normativa regulatoria contenida en el Decreto Supremo (DS) N° 24398, que fue cumplida a cabalidad por la entonces Empresa Petrolera Andina.

Alegó que, para obtener la concesión de la PCRG, presentó un flujo de caja para 20 años 1999-2019, que incluye el precio de exportación del gas combustible, asociado al Contrato de Venta de Gas al Brasil; todo ello expuesto en las hojas de cálculo correspondientes; afirmó que, desde el inicio de operaciones, se consideró dicho precio y que no hubo ninguna observación al respecto por parte del Regulador; razón por la que, la observación de la ANH es extemporánea y tiene efecto negativo sobre la tarifa de compresión.

Añadió, que durante la vigencia de la abrogada Ley de Hidrocarburos N°1689 (art. 5), existía un régimen de libre mercado, donde los precios y condiciones dependían de variables dinámicas de oferta y demanda; y por tanto las ventajas o desventajas , tanto para clientes como para proveedores, respecto a condiciones y precios acordados en cada compromiso asumido, en la oferta y demanda, habiéndose acordado en ese contexto con sus cargadores (proveedores), el precio de exportación destinado al suministro de gas combustible, el que figura en los Contratos de compra venta de gas natural.

Añadió que, bajo estas circunstancias legales y técnicas, la ANH y la entidad demandada, no pueden dejar de considerar los antecedentes legales y económicos de la otorgación de la concesión, pretendiendo 20 años después, optar por un criterio diferente de valoración del precio de gas, cuando en su oportunidad el Regulador no hizo ninguna observación.

Finalizó señalando que, la Norma Contable N° 1 está referida a principios utilizados en el proceso de elaboración de Estados Financieros, situación que a su criterio no se aplica al presupuesto ejecutado en la gestión 2003 de la PCRG, toda vez que, la compresión corresponde a una actividad regulada en el marco del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ducto (RTHD), aprobado por DS N° 29018 de 31 de enero de 2017, donde el flujo de caja proyectado para un horizonte de largo plazo, se constituye en el marco de referencia para los presupuestos ejecutados gestión tras gestión.

Gastos en suministros de Oficina

Señala que, el MHE ratificó el criterio de la ANH; en sentido que, YPFB ANDINA no habría demostrado que los items recortados, fueron utilizados de manera directa y efectiva en la operación de transporte de hidrocarburos por ductos.

Señaló que, para la operación y administración de la PCRG, suscribió un Contrato de Joint Venture (JV), cuyos socios actuales son las empresas, ANDINA, CHACO, TOTAL ESP y PETROBRAS, siendo YPFB ANDINA socio administrador de la PCRG; y que, desde un inicio el JV solo contó con 5 personas de planta, dos supervisores, dos analistas y un jefe de planta, y que por ello era necesario tercerizar servicios de administración, suscribiéndose un contrato con REPSOL, por el cual el JV recibe servicios en otras áreas de gerenciamiento, con la finalidad de contar con un soporte completo.

Añadió que, según Acta de Gerenciamiento del Comité del JV, se aprobaron los items que forman parte del servicio de administración, que habría sido proporcionado oportunamente al Regulador, pero que en la auditoría regulatoria realizada no hubiese considerado los antecedentes expuestos, descontando a su criterio conceptos sin ningún fundamento, como ser sueldos senior, espacio físico, amortización de hardware, soporte de personal y alimentación, especificando que comprende cada importe, cuyo monto total asciende a US$109.488,00.-

Finalizó señalando, que los ítems no considerados por el Regulador y confirmados por el MHE, fueron aprobados anualmente por los socios del JV, por lo que a su criterio no podrían ser recortados sin considerar los antecedentes y la necesidad de los servicios requeridos.

Asesoría Legal

Señaló que, la Iguala suscrita entre YPFB ANDINA y Servicios Legales SC, presentada en calidad de prueba, acredita fidedignamente y de forma clara y precisa su objeto, relacionándolo a la negociación del Contrato JV, cuyo alcance tendría una relación directa con la actividad regulada.

Indicó que, la citada documentación fue puesta en conocimiento del Regulador y de la instancia jerárquica más su registro contable; sin embargo, no se habría emitido un criterio fundamentado al respecto, generándole un estado de indefensión; adicionalmente, solicitó que se cumpla con el análisis a la prueba presentada.

Depreciación

Cuestionó que, el MHE no comprendió la diferencia entre inversiones base e inversiones incrementales y su efecto en la aplicación de los años de depreciación.

Pidió, se tome en cuenta que, las inversiones base corresponden a las incluidas en el flujo de caja, que fue aprobado por el Regulador, en la Resolución Administrativa N° 075/2000 de 29 de febrero, que estableció 20 años de depreciación; por otra parte, las inversiones incrementales, serían aquellas ejecutadas de manera adicional durante la operación de la PCRG, que deben ser depreciadas según la norma regulatoria vigente al momento de su activación.

Añadió que, es equivocada la apreciación del MHE referida a que el flujo de caja presentado al momento de la otorgación de la concesión sería solo una proyección y que debe aplicarse los años de depreciación establecidos en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos (RTHD), aprobado por DS N° 24398, vigente en ese momento, que establecen determinaciones regulatorias en variables como la depreciación, los costos financieros y la relación deuda patrimonio.

Alegó que, el MHE confunde el concepto de “proyección”, ejemplificado en el art. 73 del RTHD de forma general; empero, el art. 79 establecería una determinación regulatoria, referida a la depreciación de 20 años para ductos existentes y 25 años para ductos nuevos, la que a su criterio no puede ser una “mera proyección”.

Añadió que, la segunda parte del art. 79 del RTHD, otorga al concesionario la flexibilidad de proponer una vida útil diferente, sujeta a aprobación del Regulador; en el presente caso, según refiere fue presentado en su flujo de caja y aprobado en el artículo cuarto de la Resolución Administrativa N° 075/2000 de 29 de febrero de 2000, que le otorgó la concesión de la PCRG.

Argumentó que, las inversiones ejecutadas en la gestión 2003 corresponden a inversiones base; y por lo tanto, deberían depreciarse en 20 años, señaló que aprobar un periodo de depreciación diferente, implicaría una modificación tarifaria y el desconocimiento de la Resolución Administrativa N° 075/2000 de 29 de febrero de 2000.

Petitorio

Concluyó solicitando, se emita Sentencia declarando probada la demanda contenciosa Administrativa, disponiendo revocar parcialmente la Resolución Ministerial RJH N° 121/2021 de 22 de marzo de 2021, relativo a todos los aspectos que fueron implícitamente rechazados por la Autoridad Jerárquica y que no fueron objeto de un debido pronunciamiento motivado y fundamentado, los que fueron expuestos y desarrollados en oportunidad del recurso jerárquico y que ahora son expuestos en la demanda; con objeto, de precautelar los intereses de YPFB ANDINA y resguardar el debido proceso; y no generar un estado de indefensión, debiendo instruir a la ANH, aprobar el presupuesto ejecutado, en base a un estudio técnico especializado de la Concesión, a ser efectuado en base de los principios de racionabilidad y prudencia que caracterizan la relación jurídica regulatoria.

Contestación a la demanda

Admitida la demanda contenciosa administrativa y corrida en traslado, mediante memorial presentado el 25 de abril de 2022, el Director General de Control y Fiscalización del MHE, luego de hacer una introducción respecto a la normativa aplicable a este tipo de proceso regulatorio en materia hidrocarburifera, citó el art. 58-I-II del RTHD, aprobado por el DS N° 29018, de 31 de enero de 2007, haciendo énfasis en la potestad discrecional de la entidad Reguladora y argumentos en relación al modelo de Regulación tarifaria, para seguidamente, contestar negativamente la demanda bajo los siguientes argumentos:

Consumo Propio de Estaciones

De acuerdo a la Auditoría Regulatoria realizada al presupuesto ejecutado por YPFB ANDINA SA, en la PCRG en la gestión 2003, se tiene que, según la empresa ahora demandante, registró un consumo de gas combustible para el funcionamiento de los turbocompresores, por un importe de US$.2.267.106.

El precio de los volúmenes para consumo propio ha sido valorizado por YPFB ANDINA, con el precio de venta del Contrato de Servicios de Compra y Venta de Gas Natural suscrito entre PETROBRAS y YPFB en agosto de 1996; es decir, se utilizó el precio de exportación de Gas al Brasil.

En ese marco, considerando que el procedimiento de aprobación de presupuestos ejecutados, consiste en una revisión técnica-financiera-contable, a través de una auditoría regulatoria a efectos de establecer la razonabilidad y prudencia de los gastos ejecutados por el concesionario; en ese criterio, se ha establecido que el precio unitario de compra del gas combustible para su consumo era muy elevado; toda vez que se utilizó el precio que rige para el mercado externo, sin considerar el otro parámetro, que según el análisis es el más adecuado; como es el precio del mercado interno, que además se debe aplicar a todos los volúmenes de gas que se comercializan dentro del territorio de Bolivia, como es el caso en cuestión; por lo cual, el criterio de YPFB ANDINA es errado.

Dicho criterio que emergió de la auditoría regulatoria, fue aplicado por el Regulador en el marco de sus atribuciones, y confirmado en todas sus instancias en sede administrativa, incluido por el MHE en etapa jerárquica, determinación que según ANDINA sería discrecional, pues indica que no se fundamenta en normativa regulatoria contenida en el DS N° 24398; sin embargo, no precisó que artículo debería haberse aplicado, limitándose a señalar la norma en su conjunto.

Al respecto, se debe tener en cuenta, que el RTHD aprobado por Decreto Supremo N° 29018 de 31 de enero de 2007, vigente a la fecha, en su art. 58-III inciso g), establece claramente que el Ente Regulador, deberá rechazar los gastos y/o montos considerados como no racionales o no prudentes, de lo cual se entiende, que la ANH al estar dotada de potestad discrecional, en su calidad de Ente Regulador está en la obligación de evaluar cada gasto sin la necesidad de que exista previamente una norma que lo establezca; es decir, es suficiente en términos regulatorios, advertir que un costo es elevado y erróneamente utilizado, en comparación con otros existentes en el mercado, que son los que deberían utilizarse; vale decir, se identificó una sobrevaluación innecesaria del gasto, que la empresa concesionaria ahora demandante pretende ilegítimamente sea aprobado.

Por otro lado, en cuanto a que desde el inicio presentó su flujo de caja a 20 años, que incluía el precio de exportación de gas a Brasil, que no fue oportunamente observado por el Regulador, aclaró que los procedimientos de otorgación de concesiones y de aprobación de presupuestos ejecutados, son diferentes y se los realiza a través de actos administrativos independientes entre sí, YPFB ANDINA no puede tener el criterio, que al obtener la concesión, se haya aprobado de antemano un presupuesto, que ni siquiera en ese entonces se habría ejecutado, lo único que pretende, es confundir, señalando que, no fue observado en su oportunidad, cuando al contrario de una valoración de racionalidad y prudencia ex post, conforme corresponde, se ha determinado, que se ha sobrevaluado innecesariamente un gasto, que no contempló un parámetro adecuado de comparación de precios.

En cuanto al régimen de libre mercado, que según YPFB ANDINA, estaba vigente; precisó que, la actividad de transporte de hidrocarburos por ducto es un servicio público, cuya prestación está regulada por el Estado; por lo que, no puede pretender se desconozca dicho extremo, para haber fijado el precio de exportación para el suministro de gas combustible a su libre criterio, que a efectos regulatorios resulta excesivo, siendo que existía y existe un precio del gas mercado interno, que se aplica a toda la comercialización de gas dentro del territorio boliviano.

En cuanto a la aplicación de la Norma Contable N° 1, precisó que, el MHE en la resolución ahora demandada, estableció claramente lo siguiente: “Para determinar el valor de los volúmenes de Consumo Propio en la gestión 2003, debe utilizarse el precio de mercado interno, y no así el de exportación ya que sobrevalua el gasto, en el marco de razonabilidad y prudencia establecidos en la RTHD, lo cual se halla consustanciado al principio de Prudencia establecido en la Norma Contable N° 1”; es decir, se tomó como referencia el principio de prudencia contenido en la Norma Contable N° 1, considerando además, que la auditoría regulatoria al presupuesto ejecutado en la gestión 2003, implica un análisis técnico- económico-financiero-contable.

Gastos y Suministros de Oficina

YPFB ANDINA, refirió que sí demostró que los items recortados forman parte de la actividad de transporte de hidrocarburos por ductos; a cuyo argumento, se tiene que conforme al Informe DRE 0273/2014, la partida con cargo a Empresas Afiliadas, que está compuesta por la Cuenta Gastos y Suministros de Oficina, implica el pago de una comisión, por servicios de administración de la PCRG a YPFB ANDINA, que para el año sujeto a evaluación (2003), estableció un monto de $us.189.561, cuya asignación del gasto no fue aprobada por la empresa ahora demandante; puesto que, no presentó la planilla de base de cálculo utilizada.

En etapa recursiva en sede administrativa, YPFB ANDINA insistió en que se le reconozcan los importes observados, con el mismo argumento señalando la metodología utilizada y la estimación de los servicios de administración; sin embargo, el Regulador ya había advertido la inexistencia de documentación, que respalde lo señalado por YPFB ANDINA.

Adicionalmente, el Ente Regulador estableció que, en las auditorías regulatorias realizadas a gestiones posteriores, que el personal que involucra varias gerencias no participa efectivamente en la administración del JV; por lo que, al no estar intrínsecamente vinculado a la actividad regulada, no pueden ser considerados razonables y prudentes, criterio que fue compartido por el MHE en la resolución ahora demandada.

Respecto a Asesoría Legal

Alegó que, efectivamente la auditoría regulatoria evidenció la existencia de la Iguala Profesional presentada por YPFB ANDINA, informando que no se identificó la presentación de informes escritos u otros documentos, que puedan determinar que las tareas realizadas por el citado Bufete, estén relacionadas directamente con la actividad regulada; es decir, que no fue posible verificar si los trámites efectuados o procesos atendidos, estén relacionados directamente con la actividad regulada, que son las actividades desarrolladas en relación directa con la operación de la PCRG.

En relación a la depreciación

En el caso, es oportuno precisar lo que dispone la normativa vigente desde la otorgación de la concesión, al respecto:

El RTHD, aprobado a través del DS N° 24398 de 31 de octubre de 1996 señalaba:

“Artículo 79.- En la determinación de la tasa de depreciación para el cálculo de las tarifas anuales, se aplicará la metodología de depreciación sobre una base lineal, debiendo considerarse un periodo de vida útil de 20 años para los ductos existentes y de 25 años para los ductos nuevos. Se considerará un período de vida útil menor o mayor en los casos en los cuales el solicitante pueda demostrar a la Superintendencia una vida útil física y/o económica menor o mayor para el ducto en consideración. En estos casos la tasa de depreciación anual deberá ser aprobada por la Superintendencia (...)"

Alegó que, para los activos de ductos y estaciones de compresión y bombeo incorporados, activados o adquiridos posteriores a la fecha de publicación del DS N° 24398, corresponde aplicar veinte (20) años como periodo de depreciación, para ductos existentes y veinticinco (25) para nuevos; todo ello, en aplicación de los arts. 74 y 79 del señalado Reglamento.

Para los activos de ductos y estaciones de compresión y bombeo incorporados, activados o adquiridos posteriores a la fecha de publicación del DS N° 26116, corresponde aplicar veinte (20) años como periodo de depreciación, para ductos existentes y treinta y cinco (35) para nuevos,

Por tanto, para los activos de ductos y estaciones de compresión y bombeo incorporados, activados o adquiridos posteriores a la fecha de publicación del Decreto Supremo N° 29018, corresponde aplicar treinta y cinco (35) años, como periodo de depreciación; para el resto de los activos, se utilizarán las tasas de depreciación establecidas en el marco normativo tributario vigente.

Asimismo, el art. 92 de la Ley N° 3058 de Hidrocarburos, señala: “Las Tarifas para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos, deberán ser aprobadas por el Ente Regulador conforme a Decreto Reglamentario...”.

Ahora bien, los argumentos de YPFB ANDINA, se circunscriben a dos aspectos, el primero relacionado a los años de depreciación aplicable a la Planta de Compresión de Río Grande, que según la empresa demandante, tanto la ANH como el MHE, no hubiesen comprendido la diferencia entre inversiones base e inversiones incrementales, nada más falso; toda vez que, sí se desarrolló toda una argumentación al respecto; porque YPFB ANDINA señaló que las inversiones aprobadas por el Ente Regulador, en oportunidad de la otorgación de la Concesión, mediante Resolución Administrativa N° 075/2000 de 29 de febrero de 2000, corresponden a las inversiones base y deben ser depreciadas, a la tasa aprobada por el Ente Regulador en oportunidad de la otorgación de la concesión; y segundo, establece que los aspectos económicos y financieros cursan en expedientes de la concesión, en el que se encuentra el flujo de caja proyectado para veinte (20) años, en tanto que las inversiones incrementales que serían las que no fueron aprobadas junto con el flujo de caja, deberían ser depreciadas a las tasas establecidas en la reglamentación vigente en el momento de activación de las señaladas inversiones incrementales, vale decir conforme lo dispuesto en los Decretos Supremos Nos. 24398, 26116 y 29018.

Por lo descrito en párrafos anteriores, el MHE de la revisión y análisis de la documentación cursante en el expediente administrativo, estableció que, el flujo de caja que se incluye en la Resolución Administrativa N° 075/2000 de 29 de febrero de 2000 es un flujo de caja proyectado, el cual está establecido en función a diferentes variables, que no tienen relación con los años de vida útil a ser considerados en la depreciación de los activos o inversiones base o incrementales.

Aclaró que, tal como se establece en la Ley N° 3058 de 17 de mayo de 2005 de Hidrocarburos, el Ente Regulador es quien aprueba las Tarifas para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos; y que en la Resolución Administrativa SSDH N° 075/2000 de 29 de febrero de 2000, otorgó la concesión administrativa para la construcción y operación de la Planta de Compresión Río Grande y futuras ampliaciones a favor de la entonces Empresa Andina, lo que no implica una aprobación de la forma de aplicación de las depreciaciones, que se realizan en función de la normativa vigente al momento de su aplicación, así como, de las inversiones futuras incrementales, que no se encuentran en el flujo de caja y deben ser depreciadas en función de la norma vigente a momento de su activación.

Por otro lado, en cuanto al argumento de las inversiones incrementales, quedó igualmente claro el criterio del Regulador, que refiere: “La vida útil a considerar en la depreciación de los otros activos incorporados en posteriores gestiones, debe realizarse en los años establecidos en la normativa regulatoria respectiva, según su vigencia de los mismos (...)”.

En ese entendido; se evidencia el cumplimiento de la normativa que Reglamenta el Transporte de Hidrocarburos por Ductos vigente, para la determinación del proceso de depreciación de los activos tanto base como incrementales, dados de alta en cada uno de los periodos de activación; debiendo quedar claro que cada activo se deprecia conforme a la norma vigente en oportunidad de su activación; por lo que, no fue aprobado en ningún momento un periodo de depreciación diferente como pretende confundir YPFB ANDINA.

Petitorio

Concluyó solicitando, se emita Sentencia declarando improbada la demanda, en virtud a que YPFB ANDINA, no ha desvirtuado la legalidad de la Resolución Ministerial RJH N° 121/2021 de 5 de noviembre de 2021, quedando establecido que el acto administrativo referido fue emitido conforme a derecho y se ajusta a lo establecido por la normativa legal vigente.

Réplica y dúplica

A través de memorial de fs. fs. 1243 a 1255, YPFB ANDINA, presentó replica, respondiendo a la contestación de la entidad demandada, hizo énfasis, en los argumentos centrales de su defensa; asimismo, el Ministerio de Hidrocarburos y Energías respondió mediante dúplica por escrito de fs. 1260 a 1264.