SE/0031/2023

TRIBUNAL SUPREMO DE JUSTICIA

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

Sentencia Nº 31

Sucre, 10 de febrero de 2023

Expediente: 16/2022-CA

Demandante: YPFB Andina SA.

Demandado: Ministerio de Hidrocarburos y Energías

Proceso: Contencioso Administrativo

Resolución Impugnada: RM RJH N° 117/2021 de 20 de octubre

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, que impugnó la Resolución Ministerial RM RJH N° 117/2021.

VISTOS: La demanda Contenciosa Administrativa de fs. 323 a 333, interpuesta por la empresa YPFB Andina SA, a través de su Gerente General Javier Enrique Pantoja Barrera, que impugnó la Resolución Ministerial RJH N° 117/2021 de 20 de octubre, emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energías (MHE) de fs. 73 a 98; el Auto de Admisión de 1 de febrero de 2022 de fs. 335; la contestación del MHE de fs. 349 a 360; el apersonamiento de la entidad tercera interesada Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), de fs. 340 a 341; la réplica de fs. 403 a 417, presentada por la empresa demandante; la dúplica de fs. 421 a 425; el Decreto de Autos para Sentencia de 6 de junio de 2022 de fs. 426; los antecedentes, tanto jurisdiccionales como administrativos; y todo lo que fue pertinente analizar:

I. ANTECEDENTES

El 21 de enero de 2016, YPFB Andina SA fue notificada con la Resolución Administrativa RAR-ANH-ULGR N° 0543/2015 de 11 de diciembre (fs. 38 a 66 de los antecedentes administrativos), emitida por la ANH, que APROBÓ el Presupuesto Ejecutado de la Gestión 2004, correspondiente a la “Concesión Planta de Compresión Rio Grande”.

El 10 de febrero de 2016, YPFB Andina SA presentó Recurso de revocatoria (fs. 67 a 73 de los antecedentes administrativos), contra la Resolución Administrativa RAR-ANH-ULGR N° 0543/2015 de 11 de diciembre, solicitando se revoque; la ANH, a través de la Resolución Administrativa RARR-ANH-DJ N° 0050/2016 de 2 de junio (fs. 88 a 100 de los antecedentes administrados), ACEPTÓ parcialmente el Recurso, revocando únicamente lo dispuesto respecto a los volúmenes, ingresos, Impuesto a las Transacciones (IT), tasa SIRESE, Consumo Propio – Estaciones, gastos, suministros de oficina y depreciaciones descritos y contemplados en el Anexo de la Resolución Administrativa RAR-ANH-ULGR N° 0543/2015 de 11 de diciembre, quedando firmes y subsistentes los demás aspectos técnicos y económicos financieros contemplados en el anexo de la citada resolución; asimismo, dispuso que la ANH emita una nueva Resolución Administrativa sobre los aspectos revocados, bajo los criterios de legitimidad expuestos en la resolución emitida.

El 24 de junio de 2019, la ANH emitió la Resolución Administrativa RAR-ANH-DRP Nº 0037/2019 (fs. 129 a 140 de los antecedentes administrativos), que APROBÓ parte del presupuesto ejecutado de la gestión 2004 de la empresa YPFB Andina SA., admitido mediante RAR-ANH-ULGR Nº 0543/2015 de 11 de diciembre, sobre la base de los principios de racionalidad y prudencia los volúmenes, ingresos, gastos operativos y otros gastos.

El 26 de julio de 2019, YPFB Andina SA interpuso Recurso Revocatoria (fs. 165 a 169 de los antecedentes administrativos) impugnando la Resolución Administrativa emitida por la ANH; la Resolución Administrativa RARR-ANH-DJ-UPAR Nº 0045/2021 de 17 de febrero, resolvió REVOCAR parcialmente la Resolución Administrativa, manteniendo únicamente las observaciones de los acápites de: 1.- Volúmenes, 2.- Ingresos, 3.- Impuestos a las Transacciones (IT) de la Tasa SIRESE, 4.- Consumo propio estaciones, 5.- Gastos y suministros de oficina, depreciación.

Ante la revocatoria parcial, YPFB Andina SA, planteó Recurso Jerárquico (fs. 221 a 226 de los antecedentes administrativos) contra la Resolución Administrativa RARR-ANH-DJ-UPAR N° 0045/2021; el 1 de noviembre de 2021, el MHE notificó a YPFB Andina SA, con la Resolución Ministerial RJH N° 117/2021 de 20 de octubre, que REVOCÓ parcialmente la Resolución Administrativa impugnada, respecto a las cuentas denominadas volúmenes, ingresos, IT y la tasa SIRESE; disponiendo que, la ANH emita nueva Resolución respecto de las cuentas revocadas, en el término de 30 días hábiles administrativos.

Contra la Resolución Ministerial RJH N° 117/2021, YPFB Andina, interpuso demanda Contencioso administrativa, que pasa a ser resuelta.

II. FUNDAMENTOS DE LA DEMANDA y LA CONTESTACIÓN:

Demanda

Resumiendo los antecedentes del proceso, YPFB Andina SA alegó que, las instancias de revocatoria y jerárquica, no resolvieron de manera clara, precisa y motivada todos los aspectos impugnados, aprobando el presupuesto ejecutado de la gestión 2004, pero con afectaciones a los intereses de YPFB Andina SA, porque sólo se limitaron a citar la Resolución emitida por la ANH y no se pronunciaron sobre la totalidad de la prueba presentada, generando un estado de indefensión y vulnerando el debido proceso.

Alegó que, se afectó la Sentencia Constitucional (SC) N° 2023/2010-R de 9 de noviembre, porque sólo la Autoridad demandada realizó comentarios de la impugnación vía Recurso Jerárquico, sin exponer de manera fundamentada y motivada el sustento de su decisión, desconociendo el Principio de Congruencia de las Resoluciones y vulnerando el debido proceso, existiendo al efecto un lineamiento jurisprudencial sentada en las SC Nos. 0871/2010R, 1365/2005-R, 2227/2010-R y 0405/2012-R, entre otras.

Con la afectación realizada se habría quebrantado el principio de sometimiento pleno a la Ley, previsto en el art. 4-c) de la Ley de Procedimiento Administrativo (LPA), afectando además el debido proceso, entendiendo que la autoridad jerárquica, es de conocimiento y no de puro derecho; por ello, está obligada a ordenar e instruir a las autoridades inferiores enmienden los errores cometidos.

1.- En relación al consumo propio estaciones

La determinación asumida en instancia Jerárquica, no se basa en norma regulatoria que determine el cumplimiento de los requisitos legales y económico, que forma parte de la solicitud de concesión previsto en el Decreto Supremo (DS) Nº 24398, que cumplió la Empresa Petrolera Andina SA y que respalda la Concesión Administrativa para la operación del PCRG otorgada mediante Resolución Administrativa Nº 075/2000.

Para la construcción de la PCRG, la entonces Empresa Andina SA, presentó una proyección del flujo de caja para veinte años (gestión 1999 a 2019), que incluye el precio de exportación para la valoración el gas combustible, tal como se muestra en la hoja de cálculo Nº 7 del flujo de caja, proporcionado por la ANH mediante Nota ANH 7718 DAF 0515/2015 de 21 de agosto, que forma parte de la Resolución Administrativa Nº 075/2000; aspecto que muestra los precios utilizados para valorar el gas combustible que corresponden al promedio ponderado entre los precios y volúmenes de los Contratos de Transporte y de pago (TCQ), ambos asociados al contrato de venta de gas al Brasil Gas Supply Agreement (GSA).

Conforme ello, desde el inicio de operaciones (1999), el flujo de caja consideró los precios de exportación para la valoración del gas combustible sin contar con ninguna observación del Regulador; por lo que, la observación de la ANH es extemporánea y tiene efecto negativo sobre la tarifa de compresión.

La el art. 5 de Ley de Hidrocarburos Nº 1689 (vigente entre el 30 de abril de 1996 al 19 de mayo de 2005), aplicable en la gestión 2004, regula un régimen de mercado libre y en el art. 12 del Reglamento de Comercialización de GAS aprobado por DS Nº 24399 de 31 de octubre de 1996, regula la división del mercado entre las empresas resultantes del proceso de capitalización (SAM A – SAM B), determinando la libre oferta y demanda de hidrocarburos en el mercado interno dependiendo de las variables dinámicas de la oferta y demanda; es así que, YPFB Andina acordó con sus proveedores (antes denominados cargadores) el precio de exportación, el mismo que cursa en los Contratos de compra venta de gas natural.

Respecto a la Norma Contable Nº 1, refiere a los principios y normas utilizados en el proceso de elaboración de Estados Financieros (EE.FF), lo que no aplica al presupuesto de la Gestión 2004 de la PCRG; porque la compresión corresponde a una actividad regulada en el marco del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ducto (RTHD), aprobado por DS Nº 29018, donde el flujo de caja proyectado que forma parte del proceso de solicitud de la concesión por parte del concesionario es la oportunidad en la que el Regulador debe analizar si los precios presupuestados son razonables y no después de 20 años de operación de la PCRG.

2.- Respecto a los gastos y suministros de oficina

El MHE, afirmó que no se ha demostrado que los ítems recortados fueron utilizados de manera directa y efectiva en la operación de transporte de hidrocarburos por ducto; empero, la operación y administración de PCRG el 23 de diciembre de 1998, se suscribió el Contrato de Joint Venture (JV) entre las Empresas Andina SA y Chaco SA cuyo objeto fue el financiamiento, construcción y operación de la PCRG que comprime gas de exportación al Brasil; asimismo, el 28 de diciembre de 2001, la Empresa Petrolera Chaco SA, suscribió un Contrato de cesión de una parte de su participación en el Joint Venture a Petrobras Bolivia SA y Total Exploration Production Bolivie Sucursal Bolivia; por ello, los socios actuales de la PCRG son las Empresas: Petrobras Bolivia SA, Total Exploration Production Bolivie Sucursal Bolivia, YPFB Chaco SA e YPFB Andina SA, nombrada por los Socios como Socio Administrador de la PCRG.

Siendo YPFB Andina, Socio Administrador de la PCRG, desde un inicio la administración del JV cuenta con cinco personas de planta, vale decir, dos supervisores (operativos) dos Analistas de Administración y un Jefe de Planta; por tanto, fue y es necesario terciarizar los servicios de administración a fin de contar con un soporte completo en todas las ares que requiera PCRG y de esta manera poder cumplir con todos los requerimientos regulatorios y legales exigidos y las exigencias internaciones de calidad y tecnología asociada a su operación.

Por lo señalado, el 31 de octubre de 2001 se suscribió el Contrato de Prestación de Servicios de Administración entre Repsol YPFB Bolivia SA y la empresa petrolera Andina SA, a través del cual el JV, recibió los servicios en las áreas de Gerencia Comercial, Gerencia de Producción, Gerencia Económico Financiera, Gerencia de Asuntos Jurídicos, Gerencia de Relaciones Externas, Gerencia de Compras & Contratos, Gerencia de Salud, Seguridad y Medioambiente, Gerencia de Planeamiento y Gerencia de Ingeniería & Construcción de YPFB Andina.

Con el fin de implementar el funcionamiento de los servicios tercearizados, mediante Acta de Gerenciamiento de 3 de agosto de 1999 de la reunión de Comité del JV, se aprobaron los ítems que forman parte de los servicios de administración partiendo de una estricta base que también fue proporcionada oportunamente a la ANH por la nota GGL-516-JV-RGC-098/2017 de 4 de mayo (Sección II, Cargos Directivos, punto 2.8, comisión de Administración del JV), acta que determina que la cantidad de meses de los servicios fluctuará de acuerdo al nivel de actividad de JV Agreement; sin embargo, la empresa auditora contratada por la ANH, realizó un análisis aislado que no consideró los antecedentes, tomando como base el importe ejecutado por la Empresa Petrolera Andina SA en la Gestión 2002, que asciende a $us.109.488, descontando conceptos sin ningún fundamento; es así que, se descontó de manera discrecional, los ítems de sueldos Senior, espacio físico, amortización de hardware, soporte de personal y alimentación, bajo el argumento que dichos conceptos no estaban relacionados con la actividad de PCRG.

3.- En relación a la depreciación

La Autoridad Jerárquica no comprendió la diferencia entre inversiones base e inversiones incrementales y sus efectos en la aplicación de los años de depreciación; entendiendo que, la primera es inversiones incluidas en la proyección de flujo de caja presentado por la entonces Empresa Petrolera Andina, aprobado por el regulador en oportunidad de la otorgación de la concesión Administrativa de la PCRG, mediante resolución Administrativa Nº 075/2000 de 29 de febrero, que incluye 20 años de depreciación para las inversiones base como parte de las determinaciones regulatorias aprobadas por la entonces Superintendencia de Hidrocarburos, actual ANH; mientras que la segunda, es la inversión adicional ejecutada durante la operación de la PCRG, no contempladas en la proyección del flujo de caja; por tanto, deben ser depreciadas en los años previstos en la norma regulatoria vigente a la fecha de activación de dicha inversión.

Las definiciones de inversiones base e inversiones incrementales pueden ser verificadas en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ducto aprobado por DS Nº 29018 de 31 de enero 2007 y la Resolución Administrativa RAN-ANH-UNR-0004/2020 de 8 de diciembre, que aprueba el Manual de Cuentas y Reposte Periódico de Información.

El MHE señalaría que el flujo de caja aprobado por el Regulador, solo es una proyección y por tanto debe aplicarse los años de depreciación prevista en el RTHD vigente en su momento; empero, el DS Nº 24398 que la aprobó constituye en la norma marco utilizada por el Regulador por la otorgación de la Concesión Administrativa de la PCRG en favor de la entonces Empresa Andina SA, disposiciones que son de cumplimiento obligatorio, por parte de los concesionarios que realizan el transporte de hidrocarburos por ducto, la cual se dispone la proyección de variables que forman parte del flujo de la caja y la aplicación de determinaciones regulatorias, que corresponden a tratamiento específico para alguna variable, como la depreciación, los costos financieros y la relación deuda patrimonio.

El art. 73 del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos, determina que los concesionarios deben presentar un flujo de caja proyectado para 20 años que conforman los ingresos, inversiones, costos e impuestos; empero, el art. 79 del referido Reglamento, prevé un tratamiento regulatorio específico para el cálculo de depreciación (20 años para ductos existentes y 25 para ductos nuevos), diferente al determinado en la norma Tributaria reglamentada por el art. 21 del DS Nº 24051 donde los productos se depreciaba a los 10 años; por lo que, una determinación regulatoria no puede ser considerado como una mera protección como equivocadamente interpreta el MHE, en su calidad de Autoridad Jerárquica; toda vez que, una determinación regulatoria forma parte de la estructura que afecta el cálculo de la tarifa de compresión y no puede ser modificada al momento de su real ejecución como se procede con los ingresos, inversiones y costos.

Asimismo, la segunda parte del art. 79 del RTHD aprobado por el DS N° 24398, otorga al concesionario la flexibilidad de proponer una vida útil diferente, que está sujeta a aprobación del Regulador; en ese sentido, la Empresa Petrolera Andina SA propuso 20 años de depreciación para la inversión incluida en el flujo de caja proyectado para 20 años, que corresponden a inversiones base, porque son las inversiones iniciales en la construcción de la PCRG; propuesta que, forma parte del flujo de caja utilizado para calcular la tarifa de compresión vigente, que fue aprobado por el Regulador conforme al art. 4 de la Resolución Administrativa Nº 075/2000 de 29 de febrero y el expediente de la concesión.

Respecto al importe de la depreciación aprobado por el Regulador para la gestión 2004, señaló que, la Resolución Administrativa RAR-ANH-ULG Nº 0543/2015 de 11 de diciembre, ratificada por el MHE, no solo aprueba la depreciación correspondiente a las altas de esa gestión, porque el importes de $us.1.058.361 incluye la depreciación de inversiones ejecutadas en las gestiones 1999 al 2004, debiendo considerar que la decisión de la ANH, ratificadas por el MHE no sólo afectan al importe aprobado por concepto de depreciación correspondiente al presupuesto ejecutado del 2004; entonces, las inversiones ejecutadas en la gestión 2004 por la entonces Empresa Petrolera Andina SA, corresponden a inversiones base y se deben depreciar 20 años conforme fue propuesto por la Empresa Petrolera Andina SA y aceptado por la entonces Superintendencia de Hidrocarburos, actual ANH en el marco del art. 79 del DS Nº 24398 que aprobó el RTHD.

En caso de considerarse un periodo de depreciación diferente al aprobado oportunamente, la tarifa de compresión resultante ya no sería la aprobada por el regulador, implicando una modificación tarifaria que solo puede ser realizado bajo un proceso de revisión tarifaria normado por el art. 80 del reglamento de Transporte de Hidrocarburos

Petitorio

Solicitó que en Sentencia se declare PROBADA la Demanda Contenciosa Administrativa, revocando la Resolución Ministerial RJH N° 117/2021 de 20 de octubre, respecto a todos los aspectos que fueron rechazados por la Autoridad Jerárquica y que no fueron objeto de un debido pronunciamiento motivado y fundamentado o en su defecto.

Contestación a la demanda

Admitida la demanda contenciosa administrativa y corrida en traslado, mediante memorial presentado el 14 de abril de 2022, de fs. 349 a 360, el Director General de Control y Fiscalización del MHE, contestó negativamente la demanda alegando:

El procedimiento que debe seguir el operador de servicio de transporte de hidrocarburos está regulado por los arts. 58-I-II del RTHD, aprobado por DS Nº 29018 de 31 de enero de 2007; norma que les otorga la potestad de aprobar los presupuestos ejecutados que sean considerados racionales y rechazar los que no tengan esa característica, encontrando la facultad discrecional de revisar la actividad de la Administración Pública, con incidencia en la naturaleza de la materia regulatoria de servicios públicos; conforme expone la SC Nº 2252/2010-R de 19 de noviembre.

El modelo de regulación tarifaria por tasa de retorno permite a la empresa recuperar todos los costos razonables incurridos en la prestación del servicio; para ello, es necesario que la ANH cuente con información y documentación de respaldo con el mayor detalle posible, presentada por la empresa regulada, respecto de los costos e inversiones que esta solicita, siendo de ellos la carga de la prueba, conforme al art. 58-III del RTHD, norma que es de cumplimiento obligatorio conforme al art. 164-II de la Constitución Política del Estado (CPE).

La empresa demandante, alega la falta de motivación, pero no explica en su criterio qué aspectos fueron omitidos por el Ministerio.

1.- Respecto al consumo propio de Estaciones

El precio de volumen para consumo propio, fue valorizado por el demandante, con el precio de venta del Contrato de Compra y Venta a de Gas Natural, suscrito entre PETROBRAS y YPFB en agosto de 1996; es decir, consideró el precio de exportación de gas al Brasil.

El procedimiento de aprobación de presupuestos ejecutados, advirtió que el precio unitario de compra de gas combustible para su consumo era muy elevado, porque es el que rige para el mercado externo, sin considerar el parámetro más adecuado que es el precio del mercado interno; al respecto, la empresa afirmó que esto es discrecional por aplicación del DS Nº 24398, pero no precisó que artículo debe ser aplicado.

El art. 58 del RTHD, aprobado por DS Nº 29018, en el art. 58-III-g), prevé el rechazo de los gastos y/o montos considerados como no racionales o no prudentes, evaluando cada gasto sin la necesidad que exista previamente una norma que la determine, siendo suficiente advertir un costo es elevado y erróneamente utilizado, en comparación con otros del mercado.

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 y que no fue oportunamente observado por el Regulador, aclaró que son procedimientos separados y que el obtener la concesión no aprueba de antemano un presupuesto que ni si quiera en ese entonces se habría ejecutado.

Aclaró que la actividad de transporte de hidrocarburos por ducto es un servicio público y regulado por el Estado y no puede ser desconocido ese extremo, para fijar el precio de exportación para el suministro de gas combustible “libre criterio”.

Para el análisis, tomó como referencia el principio de prudencia contenido en la Norma Contable Nº 1 considerado que la auditoria regulatoria al presupuesto ejecutado en la gestión 2004, implica un análisis técnico, económico, financiero y contable.

2.- En relación a los gastos y suministros de oficina

La Auditoria Regulatoria, en la partida con Cargo a Empresas Afiliadas, está compuesta por las cuentas gastos y suministros de oficina, que implica el pago de una comisión por servicios de administración de la PCRG a Andina, que para la gestión 2004 determinó $us.320.000, asignación de gastos que no fue aprobada por la empresa demandante, puesto que no presentó la planilla de base de cálculo utilizada.

El Ente regulador en auditorías realizadas a gestiones posteriores a la gestión 2004, encontró que el personal involucrado en varias Gerencias no participa efectivamente en la administración del JV, no constituyendo gastos razonables y prudentes.

Si bien el demandante señaló que se demostró el uso de los ítems recortados fueron utilizados de manera directa y efectiva en la operación de transporte de hidrocarburos por ducto, pero no precisó con qué documentación se lo prueba y en qué momento lo hizo.

3.- En relación a la depreciación

El art. 79 del RTHD aprobada por DS Nº 24398 de 31 de octubre de 1996 prevé que los activos de ductos y estaciones de compresión y bombeo incorporados, activados o adquiridos posterior a la fecha de publicación del DS Nº 24398 corresponde aplicar 20 años como periodo de depreciación para ductos existentes y 25 años para nuevos; empero, conforme a los arts. 74, 79 y 83 de la RTDH aprobada por DS Nº 26116 de 16 de marzo de 2011, prevén que los activos de ducto y estaciones de compresión y bombeo incorporados, activados o adquiridos posteriores a la fecha de publicación del DS Nº 26116, corresponde aplicar 20 años como periodo de depreciación para ductos existentes y 35 para nuevos.

Asimismo, el art. 74 del RTHD aprobado por el DS Nº 29018 de 1 de enero de 2007, vigente a la fecha, prevé que los activos de ducto y estaciones de compresión y bombeo incorporados, activados o adquiridos posteriormente a la fecha de publicación del DS Nº 19018, corresponden aplicar 35 años como periodo de depreciación.

Para el resto de los activos se utilizan las tasas de depreciación prevista en el marco normativo tributario.

Respecto a la diferencia entre inversiones de base e inversiones incrementales, revisando los antecedentes administrativos, el MHE determinó que el flujo de caja se incluye en la Resolución Administrativa Nº 075/2000 de 29 de febrero, que la proyecta 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; sin embargo, la auditoria regulatoria al presupuesto ejecutado en la gestión 2004 consideró para el cálculo de la depreciación, los años de vida útil previstos en el RTHD vigente en momento de la activación del activo y no de los años de depreciación del momento en que se presentó el flujo de cada proyectado, porque la activación se incorpora en la contabilidad de la empresa el activo correspondiente y para su depreciación se debe aplicar la norma vigente al momento en el que se lo activa, aspecto que se desarrolla en el marco de los principios de razonabilidad y prudencia en concordancia de la Norma Internacional de Contabilidad Nº 16.