Reglamentos arch

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EDICIÓN ESPECIAL
Ano I - Nº 43
Quito, viernes 23 de
agosto de 2013
Valor: US$ 1.25 + IVA
AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURÍFERO
RESOLUCIONES:
005-001-DIRECTORIO-ARCH-2013 Expídense las dispo
siciones que norman el ejercicio de la
jurisdicción coactiva de la ARCH............................... 3
005-002-DIRECTORIO-ARCH-2013 Expídese el Regla
mento para el Funcionamiento del Directorio de
la ARCH..................................................................... 8
005-003-DIRECTORIO-ARCH-2013 Expídese el Instruc
tivo para la calificación y registro de organismos
de inspección y laboratorios de ensayo y/o de
calibración para el sector hidrocarburífero ................. 11
005-004- DIRECTORIO-ARCH-2013 Expídese la Norma
para el manejo y control del Biodiesel (B100) y
la Mezcla Diesel Premium - Biodiesel (Diesel
Premium) ................................................................... 37
005-005-DIRECTORIO-ARCH-2013 Expídese el Instruc
tivo para la entrega de información en el
sistema de trazabilidad comercial en la
comercialización de gas licuado de petróleo, gas
natural licuado y combustibles líquidos
derivados de hidrocarburos ....................................... 44

2 -- Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013 ~ 3
No. 005-001-DIRECTORIO-ARCH-2013
EL DIRECTORIO DE LA AGENCIA DE
REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURÍFERO
Considerando:
Que el primer inciso del artículo 313 de la Constitución de la
República del Ecuador, otorga al Estado el derecho de
administrar, regular, controlar y gestionar los sectores
estratégicos, de conformidad con los principios de
sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y
eficiencia;
Que el segundo inciso del artículo 9 de la Ley de
Hidrocarburos determina que la industria petrolera es una
actividad altamente especializada, por lo que será normada
por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero en
el ámbito de su competencia;
Que el artículo 5 de la Ley Reformatoria a la Ley de
Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno
publicada en el Suplemento del Registro Oficial No. 244 de
27 de julio de 2010, que reforma el artículo 11 de la Ley de
Hidrocarburos, crea la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero como una institución de derecho público
adscrita al Ministerio Sectorial con personalidad jurídica,
autonomía administrativa - técnica, económica. financiera y
patrimonio propio, encargada de regular, controlar y
fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las
diferentes fases de la industria hidrocarburífera. Cuyo literal
i) señala que es atribución de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero ejercer la jurisdicción coactiva en
todos los casos de su competencia;
Que el literal h) del artículo ibídem atribuye a la ARCH la
competencia de fijar y recaudar los valores
correspondientes por los servicios de administración y
control;
Que el octavo inciso del artículo 78 de la Ley de
Hidrocarburos, reformado por la Ley Reformatoria a la Ley
de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno,
dispone que para el cobro de las multas previstas en la Ley,
se otorga jurisdicción coactiva a la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero;
Que el literal 1) del artículo 34 del Estatuto Orgánico de
Gestión Organizacional por Procesos de la ARCH,
contenido en el Acuerdo Ministerial No. 264 publicado en la
Edición Especial del Registro Oficial No. 153 de 03 de junio
del 2011 señala como atribución de la Dirección Jurídica,
Trámites de Infracciones y Coactivas de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero ejercer la jurisdicción
coactiva de la ARCH en el ámbito de su competencia;
Que la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero,
es el organismo público de control y regulación que tiene la
facultad de expedir normas de carácter general en el sector
hidrocarburífero, por ser de su competencia;
Que es necesario normar el ejercicio de la jurisdicción
coactiva para el cobro de multas impuestas dentro de
procesos administrativos y/o por los valores pendientes de
pago por concepto de servicios de administración y control
se adeudan a la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero;
EN EJERCICIO de la facultad que le confiere el literal i) del
artículo 11 de la Ley de Hidrocarburos, en concordancia con
el numeral 1) del artículo 21 de su norma adjetiva, y el literal
b) del artículo 14 del Estatuto Orgánico de Gestión
Organizacional por Procesos de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero
Resuelve
Expedir las Disposiciones que norman el ejercicio de la
jurisdicción coactiva de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero - ARCH
Artículo 1.- De la jurisdicción coactiva.- Alcance.- La
jurisdicción coactiva se aplicará con arreglo a lo dispuesto
en la Sección Trigésima del Código de Procedimiento Civil,
los literales h) e i) del artículo 11 y el octavo inciso del
artículo 78 de la Ley de Hidrocarburos.
Tiene por objeto hacer efectivo el pago de los valores que
por concepto de multas dentro de procesos administrativos
imponga el Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, los Directores de las Agencias
Regionales de Control Hidrocarburífero o sus delegados; y/o
los valores correspondientes a los pagos por servicios de
regulación, control y administración se adeudan a la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. Serán
susceptibles, además de cobro vía coactiva, los valores
generados por la aplicación de sanciones pecuniarias y
multas previstas en la Ley de Hidrocarburos y/o sus
Reglamentos interpuestas dentro de procesos iniciados por
la ex Dirección Nacional de Hidrocarburos y actual Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburífero, así como los
valores que por concepto de servicios de regulación, control
y administración se encuentren pendientes de pago previos
a la expedición de la presente Resolución.
El Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero o el servidor delegado ejercerá la
Jurisdicción Coactiva y actuará como Juez o Jueza Especial
de Coactivas.
En las Agencias Regionales de Control Hidrocarburífero, el
Director o Directora Regional, en el ámbito de la
competencia territorial, actuará como servidor o servidora
recaudador, de conformidad a lo dispuesto en el Estatuto
Orgánico de Gestión Organizacional por Procesos de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
El Director Ejecutivo de la ARCH o su delegado o delegada
y los Directores Regionales fundamentarán su actuación en
la orden de cobro.
Para el caso de valores pendientes de pago por concepto de
multas dentro de procesos administrativos, el Director
Ejecutivo de la ARCH o su delegado o delegada y los

4 — Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
Directores Regionales fundamentarán su actuación en la
orden de cobro y en la resolución administrativa. El servidor
o servidora encargado de la sustanciación del
procedimiento administrativo colocará la correspondiente
razón de ejecutoría, al pie del respectivo documento.
La acción coactiva se fundamentará en el título de crédito
de la obligación legalmente emitida, la que deberá ser pura,
líquida, determinada y de plazo vencido. El trámite coactivo
empieza con la notificación del Título de Crédito y concluye
una vez satisfecha la obligación o de acuerdo con las
normas del Código de Procedimiento Civil.
Artículo 2.- Titular de la acción coactiva.- Para los
efectos de la aplicación de esta Resolución, el Director
Ejecutivo de la ARCH o su delegado o delegada se
constituye en Juez o Jueza Especial de Coactivas y actuará
como servidor o servidora ejecutor. En las Agencias
Regionales de Control Hidrocarburífero actuará como
funcionario recaudador el Director Regional.
El Director Ejecutivo de la ARCH podrá delegar el ejercicio
de la acción coactiva, de conformidad con lo que disponen
los artículos 35 de la Ley de Modernización del Estado,
Privatizaciones y Prestación de Servicios Públicos por Parte
de Iniciativa Privada y 55 del Estatuto del Régimen Jurídico
y Administrativo de la Función Ejecutiva.
Artículo 3.- De la orden de cobro.- Emisión.- Fenecido el
término de quince días al que se refiere el último inciso del
artículo 14 del Reglamento a la Ley 2007-85 Reformatoria a
la Ley de Hidrocarburos y al Código Penal, si la resolución
de multa no ha sido cancelada por el administrado o
administrada, o si ha fenecido el plazo para el pago de los
valores correspondientes a los servicios de regulación,
control y administración, el Director Ejecutivo de la ARCH o
su delegado o delegada y los Directores de las Agencias
Regionales dictarán la correspondiente orden de cobro
concediéndole al administrado o administrada el término de
tres (3) días para que cancele los valores pendientes de
pago, bajo prevenciones legales.
La orden de cobro constituye la disposición o el pedido
impartido por el servidor o servidora competente, constante
en la respectiva resolución, providencia, auto u oficio, de
que proceda a la emisión de un título de crédito, con el
objeto de recaudar determinada obligación.
Artículo 4.- De los títulos de crédito.- Emisión.-
Concluido el término al que se refiere el primer inciso del
artículo anterior, si él o la sujeto de control no cumple con el
pago de los valores pendientes emitidos por el Director
Ejecutivo de la ARCH o su delegado o delegada, o los
Directores de las Agencia Regionales de Control
Hidrocarburífero, remitirán la resolución de multa, de ser el
caso, y la orden de cobro al Director Administrativo
Financiero de la ARCH para que emita el título de crédito
correspondiente, a fin de que se inicie el procedimiento
coactivo; este título de crédito llevará implícito para el
servidor o servidora recaudador, la facultad de proceder al
ejercicio de la coactiva.
El Director Administrativo Financiero, emitirá los títulos de
crédito, a favor de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, de las personas naturales o jurídicas,
nacionales o extranjeras que habiendo sido notificadas con
la orden de cobro no la cancelaren dentro del término fijado
para el efecto.
En todo caso, si las órdenes de cobro que han sido
notificadas fueran impugnadas, el título de crédito se emitirá
dentro de los cinco (5) días posteriores en que la persona
natural o jurídica, nacional o extranjera sea notificada con la
ratificación de la obligación, siempre que esta no haya sido
cancelada.
Si la obligación no es una cantidad líquida se procederá
conforme lo disponen los artículos 949 y 950 del Código de
Procedimiento Civil.
Emitido el título de crédito en la forma señalada, este será
suscrito por el Director Ejecutivo de la ARCH quién, luego
de fenecido el término de ocho (8) días para el pago,
contados a partir del día siguiente al de la notificación, lo
remitirá al Juzgado Especial de Coactivas a fin de que se
inicie inmediatamente el proceso coactivo.
Sin perjuicio de la emisión de los títulos de crédito a que se
refiere este artículo, la jurisdicción coactiva se ejercerá
aparejando cualquiera de los documentos a los que se
refiere el artículo 945 del Código de Procedimiento Civil.
Artículo 5.- Contenido del Título de Crédito.- El título de
crédito contendrá:
a. Denominación de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero como organismo emisor del
título y de la Dirección Administrativa Financiera
que lo expide;
b. Número del título de crédito;
c. Nombres y apellidos de la persona natural o
representante legal de la persona jurídica, en cuyo
caso además se consignará la razón social, que los
identifique como deudores y su dirección, de ser
conocida;
d. Detalle de la obligación, líquida, determinada y de
plazo vencido, con expresión de su antecedente;
e. Valor expresado en número y letras de la obligación
exigible;
f. La fecha desde la cual se cobrará los intereses,
comisiones, multas, si estos se causaren;
g. Determinación del número de la cuenta bancaria en la
que se depositará el valor de la obligación;
h. Lugar y fecha de su emisión; e,
i. Firma del servidor o servidora recaudador (Director
Administrativo Financiero de la Agencia de Regulación
y Control Hidrocarburífero)
Artículo 6.- Notificación del título de crédito.- La
notificación de los títulos de crédito se podrá practicar:

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a. En persona.- La notificación en persona se hará
entregando el título de crédito o una copia certificada,
al deudor o deudora, en su domicilio o lugar de
trabajo, o en el domicilio del representante legal,
tratándose de personas jurídicas. Si la persona
notificada se negare a firmar, lo hará por él servidor
notifícador, dejando constancia de este particular.
b. Por boleta.- Cuando no pudiera efectuarse la
notificación en persona, por ausencia del interesado o
interesada en su domicilio o por otra causa, se
practicará la diligencia mediante una (1) boleta, que
será dejada en ese lugar, cerciorándose el servidor o
servidora notifícador que, efectivamente es el
domicilio de la persona notificada.
c. Por la prensa.- Cuando la notificación deba hacerse a
los herederos o herederas o a personas cuya
individualidad o residencia sean difícil de establecer,
la notificación del título de crédito se efectuará por la
prensa, por una (1) sola vez, en uno de los periódicos
de amplia circulación del lugar de donde se presuma
resida el administrado, de no haberlo se hará en un
periódico de la capital de la provincia, así mismo de
amplia circulación; y, si tampoco allí lo hubiere, en
uno de amplia circulación nacional. La notificación
por la prensa será individual o colectiva.
d. Por casilla judicial.- Si el deudor o deudora hubiere
señalado domicilio judicial dentro del proceso
administrativo del cual derivó la resolución de multa y
posterior título de crédito, éste podrá ser notificado en
el casillero judicial señalado.
e. Por correo o por correo electrónico.- La notificación
del título de crédito se entenderá realizada por estos
medios, en la fecha de la constancia de la recepción
del aviso del correo o del documento equivalente del
correo electrónico.
Las notificaciones de los títulos de crédito a los que se
refieren los literales a) y b) del presente artículo, la
efectuarán los servidores o servidoras notificadores de la
Dirección Jurídica, Trámites de Infracciones y Coactivas o
servidores o servidoras de la respectiva Agencia Regional
de Control Hidrocarburífero.
Si luego de emitido el título de crédito se estableciere que el
domicilio del deudor o deudora se encuentra en otra
jurisdicción territorial, el servidor o servidora que lo emitió
remitirá al titular de la acción coactiva que ejerce
jurisdicción en esa sección territorial, a fin de que proceda
con su notificación. A cuyo efecto preparará un expediente
administrativo que contendrá el título de crédito y la
correspondiente razón de notificación o citación. Practicada
esta diligencia remitirá las razones correspondientes al
servidor o servidora que emitió el título para la continuación
del trámite.
Artículo 7.- Del procedimiento previo.- Recibidos los
títulos de crédito por el Secretario o Secretaria del Juzgado
Especial de Coactivas, verificará que cumplan con los
requisitos señalados en el artículo anterior. De faltar uno de
ellos, devolverá a la unidad que los emitió, a fin de que
complete la información y los datos requeridos en el término
de tres (3) días.
Examinados y verificados los requisitos para la emisión del
título de crédito, el secretario o secretaria del Juzgado lo
registrará en su libro de inventario de causas por orden
cronológico y los entregará al Juez o Jueza Especial de
Coactivas.
Artículo 8.- De la emisión del auto de pago.- Fenecido el
término al que se refiere el quinto inciso del artículo 4 de
esta Resolución, el Juez o Jueza Especial de Coactivas
dictará auto de pago ordenando que el deudor o deudora,
su fiador o fiadora o sus herederos o herederas, o sus
garantes, según el caso, dentro del término de tres (3) días
contados desde el día siguiente al de la citación con el auto
de pago, paguen la obligación o dimitan bienes suficientes
para cubrirla, bajo prevenciones que de no hacerlo se
procederá al embargo de bienes equivalentes al capital,
intereses, multa, costas de recaudación y otros recargos
accesorios. Durante la sustanciación del proceso, las
providencias deberán estar suscritas por el Juez o Jueza y
el Secretario o Secretaria.
Artículo 9.- Inicio del proceso.- De la citación con el auto
de pago.- La citación con el auto de pago se efectuará
observando lo dispuesto en los artículos 73 y siguientes del
Código de Procedimiento Civil, una vez que haya sido
practicada la diligencia de citación el actuario sentará la
razón correspondiente.
Si al ser notificado con el título de crédito, el deudor o
deudora hubiere señalado domicilio judicial, la citación con
el auto de pago podrá efectuarse a través de casillero
judicial.
En todo caso, el auto de pago se expedirá siempre que la
deuda sea pura, determinada, líquida y de plazo vencido.
Artículo 10.- Solemnidades sustanciales.- Son
solemnidades sustanciales del procedimiento coactivo:
a. Competencia del Juez o Jueza Especial de Coactivas o
de su Delegado o Delegada;
b. Legitimidad de personería del coactivado o coactivada;
c. El título de crédito y la orden de cobro;
d. Que la obligación sea pura, determinada, líquida y de
plazo vencido; y.
e. Citación al coactivado o coactivada con el auto de
pago.
Artículo 11.- De las providencias preventivas.- El Juez o
Jueza Especial de Coactivas o su delegado o delegada, en
cualquier estado del procedimiento coactivo podrá dictar las
medidas precautelatorias que consideren necesarias en
salvaguarda de los intereses de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífera observando, para tal efecto, lo
dispuesto en la Sección Vigésimo Séptima del Código de
Procedimiento Civil, inherente a las providencias
preventivas.

Artículo 12.- De la aceptación o rechazo de los bienes
dimitidos.- El Juez o Jueza Especial de Coactivas o su
delegado, está facultado en el caso de dimisión de bienes, a
calificar la procedencia o rechazo de los mismos, conforme
lo dispone el artículo 439 del Código de Procedimiento Civil.
Artículo 13.- Facilidades de Pago.- El deudor o deudora
notificado con el título de crédito, podrá solicitar al Juez o
Jueza Especial de Coactivas, la concesión de facilidades de
pago.
La petición tendiente a conseguir facilidades de pago será
motivada, podrá estar patrocinada por un abogado o
abogada y contendrá los siguientes requisitos:
1. Nombres y apellidos completos del deudor o deudora o
coactivado o coactivada, o su denominación o razón
social, según corresponda, con indicación del número
de la cédula de ciudadanía o del registro único de
contribuyentes, según se trate de persona natural o
jurídica.
2. Dirección domiciliaria del deudor o deudora, con
indicación de calles, número, urbanización, barrio o
ciudadela y, ciudad.
3. Singularización del título de crédito respecto del cual se
solicita la concesión de facilidades de pago y su fecha
de emisión.
4. Razones por las cuales el o la solicitante se encuentre
impedido de realizar el pago de contado.
5. Comprobante de depósito por el 20% del valor de la
obligación constante en el título de crédito, que deberá
estar consignado a nombre de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero.
6. Casillero judicial, en caso de haberlo señalado, en el
que recibirá las notificaciones que le correspondan.
El pedido de facilidades de pago lo podrá formular también
el coactivado o coactivada a quién se le haya citado con el
auto de pago.
En el caso que sea aceptada la solicitud de facilidades de
pago, ésta debe ser autorizada mediante auto, el mismo que
no será susceptible de impugnación ni recurso alguno, tanto
en la vía administrativa como en la vía judicial.
El pago del saldo se hará en cuotas mensuales iguales, de
acuerdo a lo que determine el titular de la acción coactiva.
El cálculo de dichas cuotas incluirá los intereses calculados
hasta los vencimientos de aquellas, sin perjuicio de que
deban ser reliquidadas en caso que el deudor o deudora no
cumpla con los pagos en las fechas de vencimiento.
El no pago de una o más cuotas dentro del plazo
concedido, implica terminación ipso facto de la concesión
de facilidades de pago, en cuyo caso, la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero retomará el proceso
coactivo y exigirá la cancelación de la totalidad de la
obligación.
Artículo 14.- Del embargo.- Auto de embargo.- El Juez o
Jueza Especial de Coactivas o su delegado o delegada
podrán, atendiendo el estado del procedimiento, dictar el
auto de embargo, designando al Depositario de entre los
servidores o servidoras de la Dirección Jurídica, Trámites
de Infracciones y Coactivas de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero; en las Agencias Regionales se
designará de entre los funcionarios que prestan sus
servicios en la respectiva Agencia Regional mediante el
acto administrativo correspondiente.
Sin embargo de lo dispuesto en el inciso anterior, el Juez o
Jueza Especial de Coactivas, en todo caso, contará con la
colaboración de la Policía Nacional, de conformidad con lo
que establece el artículo 440 del Código de Procedimiento
Civil.
El Depositario es el servidor o servidora encargado de
custodiar y conservar los bienes objeto del embargo, de lo
cual, es quién suscribirá el acta de embargo, en la que se
hará constar de manera detallada y minuciosa las
características individuales de los bienes aprehendidos.
En el caso de embargo de bienes inmuebles se observará lo
dispuesto en los artículos 445 y 446 del Código de
Procedimiento Civil y se perfeccionará con la inscripción en
el Registro de la Propiedad del respectivo cantón o
cantones al que pertenecieren los inmuebles, dejando
constancia de todo lo actuado en el procedimiento.
Si el inmueble embargado produce rentas de cualquier
naturaleza, se hará constar en el acta correspondiente su
valor y periodicidad, estando obligado el Depositario a
proceder con el cobro de modo oportuno, otorgando los
recibos e ingresando inmediatamente los valores como
abonos parciales imputables a la deuda principal y, de esto
presentará un informe trimestral al Juez o Jueza Especial
de Coactivas o su delegado o delegada o cuando este lo
estime conveniente. El Depositario está obligado a
presentar cuentas acompañando los justificativos de las
recaudaciones y depósitos realizados. Previo a dictarse la
providencia de cancelación del embargo del bien inmueble,
el Depositario rendirá cuentas de su gestión, informe que se
trasladará al coactivado o coactivada para los fines de Ley.
Sí lo embargado fuese dinero, el Juez o Jueza ordenará que
las sumas aprehendidas sean acreditadas en la cuenta
bancaria a la que se refiere el literal g) del artículo 5 de la
presente Resolución, imputando el pago a la deuda, al tenor
de lo dispuesto en el artículo 443 del Código de
Procedimiento Civil.
Si el embargo fuese practicado sobre bienes que forman
parte de una instalación fija o ante la imposibilidad de ser
transportado, previa autorización del Juez o Jueza Especial
de Coactivas, se podrá dejar el bien en custodia del
propietario, advirtiéndole de la responsabilidad civil o penal
a la que se refiere, de todo lo cual se suscribirá el acta
correspondiente.
Artículo 15.- Suspensión del embargo.- La diligencia de
embargo se podrá suspender únicamente con la
autorización del Juez o Jueza Especial de Coactivas o su

delegado o delegada, cuando el coactivado o coactivada
abone la totalidad de la obligación.
El deudor o deudora podrá liberar los bienes embargados
cancelando la deuda, intereses y costas, en cualquier
estado del juicio, hasta antes del remate de los mismos.
Todo pago que efectúen los coactivados ingresará
obligatoriamente por la Dirección de Gestión Financiera de
la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
Artículo 16.- Efectos de la solicitud de facilidades de
pago.- Presentada la solicitud de concesión de facilidades
de pago, se suspenderá el procedimiento coactivo de
cobro, hasta que se expida la resolución motivada del
servidor o servidora ejecutor, concediendo o no tales
facilidades o hasta que el coactivado o coactivada se
encuentre inmerso en el caso previsto en el inciso final del
artículo anterior.
Artículo 17.- Designación de peritos.- Una vez practicado
el embargo, el Juez o Jueza Especial de Coactivas
dispondrá el avalúo de los bienes y en la misma
providencia, designará un Perito calificado por el Consejo
de la Judicatura. Dentro del término que conceda el Juez o
Jueza, el o la Perito presentará su informe y con el
contenido de éste, correrá traslado al coactivado o
coactivada quien deberá pronunciarse en el término de tres
(3) días, sujetándose a lo dispuesto en los artículos 260,
261 y 262 del Código de Procedimiento Civil.
Artículo 18.- Procedimiento de embargo, avalúo y
remate de los bienes.- El procedimiento para el embargo,
avalúo y remate de bienes, será el establecido en los
artículos 439 y siguientes del Código de Procedimiento
Civil.
Artículo 19.- Excepciones al proceso coactivo.- De
proponer excepciones, el deudor o deudora, su fiador o
fiadora, sus herederos o herederas o sus garantes, se
tramitarán conforme lo dispuesto en los artículos 968 y
siguientes del Código de Procedimiento Civil.
Agotado el trámite coactivo y de no haberse cancelado la
obligación que ha sido causa principal del procedimiento,
junto con los intereses, costas y gastos procesales, el
actuario o actuaría informará al Juez o Jueza o su delegado
o delegada y remitirá el expediente a la Dirección Jurídica,
Trámites de Infracciones y Coactivas, a fin de que se dé
inicio al juicio de insolvencia ante el Juez o Jueza
competente.
Artículo 20.- Pago de costas y gastos procesales.- Las
costas y gastos que demande la recaudación derivados del
procedimiento coactivo, incluidos el pago de honorarios
profesionales, de peritos, certificaciones y demás que se
ocasionaren, correrán por cuenta del coactivado o
coactivada. Liquidación que se realizará previo el pago de
la obligación.
Todo procedimiento de ejecución coactiva, lleva implícita la
obligación del pago de las costas de recaudación en las que
entre otras se incluirá los gastos de estibaje, peritaje,
movilización, bodegaje y publicaciones por la prensa de
haberlos.
Las costas de recaudación generadas en el procedimiento
coactivo, ingresarán conjuntamente con la deuda e
intereses a la cuenta especial a cargo de la Agencia de
Artículo 21.- Auditorias.- El Director Ejecutivo de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, podrá en
cualquier momento solicitar al Contralor General de Estado
disponga se practiquen exámenes especiales para
comprobar el manejo del Juzgado de Coactivas.
DISPOSICIONES GENERALES
PRIMERA.- El Juez Especial de Coactivas contará con
profesionales del Derecho, seleccionados del personal
dependiente de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, principalmente.
SEGUNDA.- El Juzgado de Coactivas estará integrado por:
1. Juez o Jueza de Coactivas;
2. Secretario o Secretaria deMuzgado quién será doctor o
doctora en jurisprudencia o abogado o abogada;
3. Depositario; y,
4. Un auxiliar o ayudante de secretaría.
Las funciones que le competen a cada uno de los
servidores y servidoras del Juzgados de Coactivas, estarán
en la estructura orgánica del Estatuto Orgánico de Gestión
Control Hidrocarburífero.
TERCERA.- En lo que se refiere al arreglo de los procesos
coactivos se estará a lo dispuesto en el Reglamento de
Arreglo de Procesos y Actuaciones Judiciales publicado en
el Registro Oficial No. 20 de 19 de junio de 1981, en lo que
fuere aplicable.
CUARTA.- El Juzgado Especial de Coactivas está en la
obligación de llevar bajo la responsabilidad del Secretario y
Juez Especial de Coactivas, los siguientes libros:
1. De despacho diario;
2. De conocimiento de expedientes;
3. De conocimiento de documentos;
4. De inventario de causas por orden cronológico;
5. De registro de coactivados, en orden alfabético;
6. Copiador de autos de pago; y,
7. Copiador de autos definitivos.
Los libros de los numerales 5 y 6 podrán ser suplidos,
archivando las correspondientes copias certificadas.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA- El Juzgado de Coactivas,
deberá contar con un sistema automático de control de
juicios, para lo cual la Dirección de Tecnologías

de la Información y Comunicaciones de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero dará todo el apoyo
necesario.
DISPOSICIÓN FINAL.- De la ejecución y aplicación de la
presente Resolución que entrará en vigencia a partir de su
expedición sin perjuicio de su publicación en el Registro
Oficial, encárguese al Director Ejecutivo de la Agencia de
DISPOSICIÓN DEROGATORIA.- Se deroga toda norma de
igual o menor jerarquía que se oponga a la presente
Resolución.
COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE.
DADO, en Quito D.M. a, 11 de julio de 2013.
f.) Pedro Merizalde Pavón, Presidente del Directorio,
Ministro de Recursos Naturales No Renovables.
f.) José Luis Cortázar Láscano, Secretario del Directorio.
Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero.
No. 0Ü5-002-DIRECTORIO-ARCH-20Í3
EL DIRECTORIO DE LA AGENCIA
DE CONTROL Y REGULACIÓN
HIDROCARBURÍFERO,
Considerando:
Que el número 3 del artículo 225 de la Constitución de la
República del Ecuador, preceptúa que, el sector público
comprende, a "los organismos y entidades creados por la
Constitución o la ley para el ejercicio de la potestad estatal,
para la prestación de servicios públicos o para desarrollar
actividades económicas asumidas por el Estado";
Que el artículo 11 de la Ley de Hidrocarburos crea la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH),
estableciéndose que: "tendrá un Directorio que se
conformará y funcionará según . lo dispuesto en el
Reglamento (...)";
Que el número 6 del artículo 21 del Reglamento de
Aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley de
Hidrocarburos, expedido mediante Decreto Ejecutivo No.
546, publicado en el Registro Oficial No. 330 de 29 de
noviembre de 2010, establece que, al Directorio de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH),
le compete aprobar el Reglamento de Funcionamiento del
Directorio;
Que la letra g) del artículo 14 del Estatuto Orgánico de
Gestión Organizacional por Procesos de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, expedido mediante
Acuerdo Ministerial No. 264, publicado en el Registro Oficial
Edición Especial No. 153 de 3 de junio de 2011, establece
como facultad del Directorio el "aprobar y modificar el
Reglamento de Funcionamiento del Directorio"; y,
EN EJERCICIO de la facultad que le confieren los artículos
9, de la Ley de Hidrocarburos; y, el número 6 del artículo 21
del Reglamento de Aplicación de la Ley Reformatoria a la
Ley de Hidrocarburos,
Resuelve:
Expedir el Reglamento para el Funcionamiento del
Directorio de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH)
TÍTULO I
DE LA CONFORMACIÓN, FUNCIONES Y
ATRIBUCIONES
DEL DIRECTORIO
CAPÍTULO I DE LA
ORGANIZACIÓN
Art. L- Conformación.- El Directorio de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) estará
integrado por los siguientes miembros:
1. El Ministro Sectorial, o su delegado permanente, quien
lo presidirá.
2. El Ministro Coordinador de los Sectores Estratégicos, o
su delegado permanente.
3. Un miembro designado por el Presidente de la
República.
Los delegados permanentes y el designado por el
Presidente de la República, deberán acreditar título
académico de tercer nivel, con conocimiento y experiencia
en el área hidrocarburífera.
Hidrocarburífero (ARCH), actuará con voz pero sin voto,
además ejercerá las funciones de Secretario permanente
del Directorio.
CAPÍTULO II DE LAS
ATRIBUCIONES DEL DIRECTORIO
Art. 2.- Atribuciones del Directorio.- Al Directorio de
la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
(ARCH), además de las atribuciones establecidas en la Ley
de Hidrocarburos, Reglamentos, y el Estatuto Orgánico de
Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), le
corresponde:

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013 — 9
a) Regular el control técnico y las actividades del sector
realizadas por los agentes que operan en el sector
hidrocarburífero.
b) Dictar las normas relacionadas con la prospección,
exploración, explotación, refinación, industrialización,
almacenamiento, transporte y comercialización de los
hidrocarburos y de sus derivados, en el ámbito de su
competencia;
c) Fijar los valores correspondientes a las tasas por los
servicios de fiscalización y control:
d) Nombrar al Director Ejecutivo de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero de una terna
propuesta por el Presidente del Directorio, y sustituirlo;
e) Establecer las políticas y objetivos de la Agencia, en
concordancia con la política nacional en materia de
regulación y control hidrocarburífero y evaluar su
cumplimiento;
f) Aprobar los planes estratégicos y operativos anuales,
objetivos de gestión, presupuesto anual, cambios en la
estructura organizacional y responsabilidad social, de
conformidad con el Plan Nacional de Desarrollo y
evaluar su ejecución, sobre la base de las propuestas
presentadas por el Director;
g) Aprobar y modificar el Reglamento de Funcionamiento
del Directorio;
h) Conocer y resolver soore el informe de gestión
institucional y financiera del Director de la Agencia,
cortado al 31 de diciembre de cada año;
i) Formular las políticas y directrices para la gestión
institucional;
j) Articular propuestas de política salarial en pro de la
estabilidad y el desarrollo del talento humano de la
Agencia, que garanticen la continuidad de la gestión
institucional y el cumplimiento del Plan Estratégico de la
ARCH;
k) Conocer los informes sobre los convenios de
cooperación interinstitucional suscritos y emitir
directrices para el cumplimiento de los objetivos
planteados;
1) Conocer los planes o acciones para una adecuada
administración de riesgos derivados de las operaciones
hidrocarburíferas de circunstancias emergentes o
desviaciones que se presenten en los mercados;
m) Solicitar reformas del marco legal y/o reglamentario para
precautelar los intereses del Estado, los
consumidores y las medidas para mantener la calidad
del servicio público por parte de los actores del
mercado;
n) Presentar informes de la gestión institucional al
Presidente de la República trimestralmente, previo
conocimiento del Ministerio Sectorial;
o) Delegar al Director las funciones que considere
pertinentes para garantizar la agilidad institucional; y,
p) Las demás que estén consideradas en el marco
reglamentario y en la normativa del sector
hidrocarburífero.
CAPÍTULO III DE LAS
ATRIBUCIONES DEL PRESIDENTE
Art. 3.- Atribuciones del Presidente.- A más de lo que
establece la Ley y el Estatuto Orgánico de Gestión
Control Hidrocarburífero (ARCH), le compete:
a) Presidir y ejercer la representación del Directorio;
b) Elaborar el Orden del Día a ser tratado en las sesiones
a convocarse considerando en el, los temas planteados
por los demás miembros del Directorio;
c) Convocar a través del Secretario, a sesión ordinaria o
extraordinaria a los miembros del Directorio;
d) instalar, dirigir, suspender y clausurar las sesiones
ordinarias y extraordinarias de conformidad con este
Reglamento;
e) Disponer a Secretaría se verifique el quorum de las
sesiones;
f) Dirigir los debates y proclamar resultados de acuerdo a
la votación de los miembros del Directorio;
g) Dirimir con su voto las decisiones que correspondan;
h) Suscribir con el Secretario las actas y resoluciones
aprobadas y disponer que se conozcan las resoluciones
del Directorio;
i) Cumplir y hacer cumplir las resoluciones del Directorio;
j) Suscribir los documentos oficiales del Directorio; y,
k) Las demás que el Directorio le designe.

CAPÍTULO IV
DE LAS FUNCIONES DEL SECRETARIO
Art. 4.- Del Secretario.- El Director Ejecutivo de la Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH), actuará
como Secretario del Directorio.
Para el cabal ejercicio de esta función y deberes, podrá
contar con la colaboración de un Prosecretario, quien será
designado de entre los servidores de la referida Agencia por
el Director de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH).
Son funciones del Secretario del Directorio:
a) Notificar a los miembros del Directorio, respecto de la
convocatoria a las sesiones a efectuarse;
b) Concurrir a las sesiones, constatar el quorum y dar
lectura al Orden del Día;
c) Redactar y suscribir las' actas de las sesiones, de
conformidad con lo tratado en cada una de ellas;
d) Poner a consideración de los miembros del Directorio
las actas redactadas para su aprobación;
e) Suscribir conjuntamente con el Presidente las actas y
resoluciones aprobadas y notificarlas de ser del caso;
f) Ejecutar las disposiciones del Presidente y de los
demás miembros del Directorio;
g) Comunicar y disponer el cumplimiento de las
resoluciones del Directorio;
h) Otorgar las copias certificadas que le fueren
peticionadas, salvo de aquellos documentos calificados
legalmente como reservados;
i) Recibir y dar fe de presentación de comunicaciones,
peticiones, escritos y cualquier otra solicitud y
requerimiento que le sea dirigido al Directorio;
j) Llevar la correspondencia y el archivo del Directorio;
k) Llevar el registro-índice de los asuntos que se presenten
al Directorio, el archivo cronológico, codificación y
numeración correspondiente de las actas y resoluciones
que se expidieren, y de sus requerimientos;
1) Efectuar el seguimiento de las resoluciones emitidas por
el Directorio e informar sobre su cumplimiento;
m) Verificar que los miembros del Directorio cuenten con los
informes y proyectos de resoluciones en medio físico o
digitalizado, cuando menos con cuarenta y ocho (48)
horas de anticipación a la realización de la sesión;
n) Administrar y custodiar el archivo físico y digital, el
sistema de administración documentaría y las
grabaciones de las sesiones del Directorio; y,
o) Las demás que le sean atribuidas por el Directorio.
TÍTULO II
DEL FUNCIONAMIENTO DEL DIRECTORIO
CAPÍTULO V
DE LAS SESIONES
Art. 5.- Sesiones.- El Directorio tendrá su sede en la ciudad
de Quito, sesionará cuando sea convocado por su
Secretario o a solicitud de dos (2) de sus miembros, su
instalación y desarrollo se realizará en su sede o en
cualquier lugar del país, en forma presencial y/o sesiones
virtuales (utilizando sistemas de teleconferencia,
videoconferencia, etc.)
Las sesiones podrán ser ordinarias o extraordinarias.
Podrán asistir a las sesiones del Directorio, las personas
expresamente invitadas para el efecto, quienes podrán
participar en las discusiones, sin derecho a voto.
Art. 6.- Funcionamiento.- El Directorio sesionará
ordinariamente una vez cada trimestre y de forma
extraordinaria cuando las circunstancias lo exijan. En todos
los casos, la convocatoria previa la efectuará el Secretario.
En la sesión ordinaria la convocatoria por cualquier medio
aceptable, y se efectuará con al menos cuarenta y ocho
(48) horas de anticipación a la fecha prevista y se
acompañará el Orden del Día y los documentos que vayan
a ser objeto de conocimiento y tratamiento.
La sesión extraordinaria será convocada por el Secretario a
pedido del Presidente, o de dos de los miembros, con al
menos veinte y cuatro (24) horas de anticipación
acompañando el Orden del Día en el que consten los
puntos a tratarse y los documentos pertinentes, si los
hubiere.
Art. 7.- Del Quorum.- El Directorio sesionará con la
asistencia de por lo menos dos (2) de sus miembros, uno de
los cuales deberá ser el Presidente, pues en caso de empate,
tendrá voto dirimente.
Art. 8.- Orden del día.- El Orden del Día será aprobado por
el Directorio al inicio de la sesión, pudiendo en el caso de
sesiones ordinarias cualquiera de sus miembros solicitar la
inclusión de algún tema necesario en el

punto "Varios" para tratar en la misma sesión, para lo cual
se contará con el sustento correspondiente. El Orden del
Día aprobado no podrá ser modificado con posterioridad.
Art. 9.- Comisión general.- Con autorización del Directorio,
se recibirá en Comisión General a las personas, autoridades
o representantes de entidades que lo soliciten y harán uso
de la palabra las personas autorizadas; luego se reinstalará
la sesión para adoptar la resolución pertinente.
CAPÍTULO VI
DE LAS ACTAS Y RESOLUCIONES
Art. 10.- Actas.- Lo tratado y resuelto en la sesión,
constará en el acta; el Secretario tomará nota de las
deliberaciones en las sesiones, mismas que serán grabadas
y sus transcripciones y/o resúmenes, permanecerán en la
Secretaría del Directorio.
Las actas serán numeradas en orden secuencial y deberán
contener:
a) Lugar, fecha hora de inicio y terminación de la sesión,-
tipo de sesión y listado de personas que concurrieron;
b) Constatación de quorum, detalle del Orden del Día; y,
breve relación de los temas tratados con un resumen de
las opiniones vertidas y tomadas de las
correspondientes grabaciones;
c) Resoluciones adoptadas con indicación de la forma en
que votó cada uno de los miembros; y,
d) Las firmas del Presidente y del Secretario.
Cada acta será aprobada en la sesión inmediata posterior
del Directorio; salvo que por acuerdo de los miembros sea
redactado y aprobado en la misma sesión.
De las sesiones virtuales, el Presidente y el Secretario
levantarán y suscribirán un acta, haciendo constar los votos
emitidos y las resoluciones adoptadas, adjuntando a la
misma las grabaciones de las teleconferencia o
videoconferencia correspondientes.
Art. 11.-Resoluciones.-Las resoluciones del Directorio
son obligatorias y de ejecución inmediata, sin perjuicio de la
aprobación del acta correspondiente y tendrán plena
vigencia desde el momento en que sean aprobadas y
notificadas, de ser el caso. Su texto será redactado y
aprobado dentro de la misma sesión, para su trámite de
ejecución. Posteriormente dicho texto se incluirá en el acta
respectiva.
Las resoluciones serán adoptadas al menos con dos votos
favorables previamente se analizará la documentación
que sustenta el tema a tratarse,
debiendo los miembros del Directorio efectuar la respectiva
deliberación a efecto de que sus decisiones se emitan en
forma documentada y motivada.
El voto es obligatorio para todos los miembros del Directorio
presentes en la sesión, el mismo que será expresado
afirmativamente o negativamente. No habrá abstenciones.
Art. 12.- Reconsideración.- A pedido del Presidente o
uno de sus miembros, las resoluciones adoptadas por
el Directorio podrán ser reconsideradas máximo en la
siguiente sesión, motivando su ponencia. Debatida la
reconsideración, la resolución objetada deberá ser
revocada o rectificada, siempre que no hubiesen sido
ejecutadas. No se podrá plantear una nueva
reconsideración de esta última resolución.
Disposición Final.- El presente Reglamento entrará en
vigencia a partir de la presente fecha, sin perjuicio de su
publicación en el Registro Oficial.
COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE.-
DADO, en San Francisco de Quito, D.M., a 11 de julio de
2013.
f.) Pedro Merizalde Pavón, Ministro de Recursos Naturales
No Renovables, Presidente del Directorio de la Agencia de
f.) José Luis Cortázar Lascano, Director Ejecutivo de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, ARCH,
Secretario del Directorio de la ARCH.
EL DIRECTORIO
DE LA AGENCIA DE CONTROL Y REGULACIÓN
HIDROCARBURÍFERO,
Considerando:
Que el artículo 313 de la Constitución de la República del
Ecuador, publicada en el Registro Oficial No. 449 de 20 de
octubre de 2008, establece que, los recursos naturales no
renovables se consideran sectores estratégicos, respecto de
los cuales "El Estado se reserva el derecho de administrar,
regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos de
conformidad con los principios de sostenibilidad ambiental,
precaución, prevención y

eficiencia. Los sectores estratégicos de decisión y control
exclusivo del Estado, son aquellos que por su trascendencia
y magnitud tienen decisiva influencia económica, social,
política o ambiental, y deberán orientarse al pleno desarrollo
de los derechos y al interés social (...)";
Que el artículo 52, ibídem establece: "Las personas tienen
derecho a disponer de bienes y servicios de óptima calidad
Que el número 25 del artículo 66 de la Carta Suprema,
expresa: "El derecho a acceder a bienes y servicios públicos
y privados de calidad, con eficiencia, eficacia y buen trato
(...)".
Que el artículo 11 de la Ley de Hidrocarburos, reformada,
crea la "(...) Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, ARCH, como organismo técnico-
administrativo, encargado de regular, controlar y fiscalizar
las actividades técnicas y operacionales en las diferentes
fases de la industria hidrocarburífera, (...) ";
Que el segundo párrafo del artículo 9 de la Ley ibídem,
dispone que, "La industria petrolera una actividad altamente
especializada, por lo que será normada por la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero. Esta normativa
comprenderá lo concerniente a la prospección, exploración,
explotación, refinación, industrialización, almacenamiento,
transporte y comercialización de los hidrocarburos y de sus
derivados, en el ámbito de su competencia ";
Que la letra f) del artículo 31 de la Ley de Hidrocarburos,
dispone que, PETROECUADOR y los contratistas o
asociados, en exploración y explotación de hidrocarburos,
en refinación, en transporte y comercialización, están
obligados a sujetarse a las normas de calidad y a las
especificaciones de los productos señaladas por la Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburífero;
Que el artículo 25 de la Ley del Sistema Ecuatoriano de la
Calidad, publicada en el Suplemento del Registro Oficial No.
26 de 22 de febrero de 2007, dispone que, "Las instituciones
públicas que, para el cumplimiento de sus funciones,
requieran en el exterior servicios de laboratorios de ensayo y
de calibración, organismos de inspección y certificación,
están obligadas a utilizar los organismos de evaluación de la
conformidad acreditados o reconocidos por acuerdos de
reconocimiento mutuo entre el OAEy las entidades
internacionales equivalentes";
Que el artículo 26 de la Ley ibídem, reformado por la
Disposición Reformatoria novena del Código Orgánico de la
Producción, Comercio e Inversiones, publicado en el
Suplemento del Registro Oficial No. 351 de 29 de diciembre
de 2010, dispone que, "Los organismos de evaluación de la
conformidad de observancia obligatoria que operen en el
país, deberán estar acreditados ante el Organismo de
Acreditación Ecuatoriano - OAE o ser designados por el
Ministerio de Industrias y Productividad, según corresponda,
y en concordancia con los lineamentos internacionales
sobre acreditación (...)"
Que el artículo 8 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento
de Operaciones Hidrocarburíferas, establece que, en las
operaciones hidrocarburíferas, se debe observar las
disposiciones y regulaciones de la ley y reglamentos
vigentes en el Ecuador y a falta de ellas, aplicar
procedimientos y prácticas comunes en la industria
petrolera internacional;
Que para garantizar la confiabilidad de los resultados de
inspección, analíticos y calibración, se requiere de
organismos de inspección y laboratorios hidrocarburíferos
que cumplan con los requerimientos de un sistema de
gestión de calidad;
Que mediante Acuerdo Ministerial No. 127, publicado en el
Registro Oficial No. 054 de 26 de octubre de 1998, se
expidió el Reglamento para la calificación de las compañías
inspectoras independientes que actúan en el área
hidrocarburífera, en la que se establecen los requisitos para
la calificación de compañías inspectoras;
Que es necesario normar la calificación y registro de
organismos de inspección y de laboratorios de ensayo y/o
de calibración que actúen en el sector hidrocarburífero; y,
9, de la Ley de Hidrocarburos; y, el número 1 del artículo 21
del Reglamento de Aplicación de la Ley Reformatoria a la
Ley de Hidrocarburos,
Resuelve:
Expedir el siguiente Instructivo para calificación y
registro de organismos de inspección y laboratorios de
ensayo y/o de calibración para el sector
hidrocarburífero.
Capítulo I
Del Ámbito de aplicación y objeto
Art. 1.- Ámbito.- El presente instructivo es aplicable a
personas jurídicas nacionales o extranjeras, públicas o
privadas o mixtas, universidades o escuelas politécnicas
que realizan actividades de inspección, pruebas de
laboratorio de ensayo y/o de calibración en la industria
hidrocarburífera, con acreditación otorgada por el
Organismo de Acreditación Ecuatoriano (OAE), o de otro
Organismo reconocido a nivel internacional que se
encuentre dentro del Acuerdo de Reconocimiento Mutuo de
Calibración y Ensayos de ILAC (International Laboratory
Accreditation Cooperation), o por algún otro organismo con
el que el Organismo de Acreditación Ecuatoriano tenga un
Acuerdo de Reconocimiento Mutuo.
Art. 2.- Objeto.- El presente Instructivo tiene por objeto
expedir los requisitos y procedimiento para calificar y
registrar en la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero a las personas jurídicas nacionales o
extranjeras, públicas o privadas o mixtas, universidades o
escuelas politécnicas, como organismos de inspección y de
los laboratorios de ensayo y/o de calibración para el
desarrollo de sus actividades en el sector hidrocarburífero.

Todo trabajo de inspección, ejecución de ensayos de
laboratorio y calibración de instrumentos en el ámbito
hidrocarburífero se realizará únicamente por medio de
organismos de inspección y laboratorios que se encuentren
calificados y registrados en la ARCH.
Capítulo II
De los requisitos para la calificación
Art. 3.- Requisitos para la calificación.- Las personas
jurídicas nacionales o extranjeras, públicas o privadas,
universidades o escuelas politécnicas, y los laboratorios de
ensayo y/o de calibración, interesados en calificarse y
registrarse en la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero cumplirán los siguientes requisitos:
a) Solicitud, suscrita por el Representante Legal del
organismo, entidad o institución, dirigida al Director de
la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
(ARCH), señalando el campo de actividad para el cual
el organismo de inspección o laboratorio solicita su
calificación y registro, detallando además la siguiente
información:
1. Razón social del organismo de inspección o
laboratorio hidrocarburífero.
2. Escritura pública de constitución de la compañía, en
original o copia certificada, debidamente inscrita en
el Registro Mercantil, del respectivo cantón, cuyo
objeto social le permita realizar las actividades de
inspección y/o pruebas de laboratorio, ensayo y/o
calibración para el ámbito hidrocarburífero, según
corresponda; y, para el caso de universidades o
escuelas politécnicas y empresas públicas el original
o copia certificada del Acto mediante el cual fue
creado, en cuyo objeto se especifique la facultad de
realizar inspecciones o pruebas de laboratorio,
ensayo y/o calibración en el ámbito hidrocarburífero.
3. Para el caso de empresas privadas, el certificado de
cumplimiento de obligaciones y existencia legal
emitido por la Superintendencia de Compañías,
4. Copia del Registro Único de Contribuyentes (RUC).
5. Dirección de: instalaciones del laboratorio, oficina
principal de los organismos de inspección y lugares
donde realizan los trabajos de inspección o
mantienen sus instalaciones para brindar los
servicios.
6. Dirección para notificaciones.
7. Teléfono y fax.
8. Dirección electrónica (email).
9. Nombramiento del representante legal y principales
personeros, debidamente inscritos en el Registro
Mercantil, acompañados de declaraciones
juramentadas que señalen que no podrán ser socios,
directores, gerentes, representantes, abogados,
accionistas, mandatarios, contratistas, asesores o
empleados de las compañías o empresas públicas o
privadas que requieran de los servicios de
inspectoría, o quienes fueren parientes dentro del
cuarto grado de consanguinidad o segundo de
afinidad de cualquier representante o ejecutivo de
dichas empresas.
10. Alcance: Especificar los trabajos de inspección y/o
ensayos a realizar, y la magnitud e instrumento a
calibrar, lo cual debe estar de acuerdo al alcance
otorgado por el Organismo de Acreditación
Ecuatoriano.
11. Procedimientos técnicos para la ejecución de las
actividades para las cuales solicita la calificación.
12. El certificado vigente de membresía a instituciones
y/o asociaciones tales como American Petroleum
Institute (API), American Society for Testing and
Materials (ASTM) o de donde provengan las normas
que están siendo utilizadas para sus trabajos.
b) Estructura organizacional y del personal:
1. Organigrama de la estructura organizacional.
2. Nómina del personal técnico y directivos
responsables. El organismo deberá estar conformado
con al menos dos miembros que actúen como
personal técnico para la ejecución de las actividades.
3. Nómina del personal técnico con breve descripción
de su formación académica y experiencia laboral,
cualquier cambio del personal deberá ser notificado
al OAE y a la ARCH a fin de que en las inspecciones
se puedan revisar los perfiles profesionales de todo
el personal.
4. Copias de título y/o certificados de experiencia, los
mismos que acreditarán la ejecución de trabajos de
inspección y laboratorio.
5. Fotografía en archivo digital. Copia de cédula y
papeleta de votación actualizada.
6. Contratos de trabajo del personal en el que se
verifique la relación laboral con el organismo de
inspección o laboratorio.
c) Copia del Certificado de Acreditación y listado de
personal emitido por el OAE, o del Organismo
acreditador correspondiente.
d) Manual de competencias o descriptivo del cargo según
el sistema de Gestión de Calidad implementado.

e) Comprobante del pago de los derechos
correspondientes.
Art. 4.- Forma de los documentos.- Todos los
documentos, que se presenten para solicitar la calificación y
registro o la recalificación,. deberán ser originales o copias
debidamente certificadas por notario público y, deben ser
presentadas en el orden establecido en el artículo 3.
Capítulo III
Del análisis y evaluación
Art 5,- Análisis y evaluación.- La Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, de forma previa a dictar la
resolución de calificación evaluará la solicitud y
documentación presentada dentro del término de treinta y
cinco (35) días desde la fecha su presentación.
El análisis y evaluación de la documentación será efectuado
por la Dirección de Regulación y Normativa de la ARCH, la
cual, de necesitarlo requerirá a las Direcciones y/o
Coordinaciones pertinentes los informes técnicos sobre el
cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 3
de este Instructivo, en base a lo cual, entregará su informe
al Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, dentro del término de veinticinco y cinco
(25) días, a contarse desde la lecha de recepción de la
solicitud.
En el caso que, la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, formulase observaciones sobre los
documentos presentados, pondrá en conocimiento de la
solicitante para que haga aclaraciones o presente la
documentación adicional que considere del caso, dentro del
término de diez (10) días. En caso de no absolverse las
observaciones dentro del término señalado se declarará
desistida su solicitud.
Con las aclaraciones o información adicional, la Dirección
de Regulación y Normativa de la ARCH, emitirá su informe
en un término no mayor de diez (10) días a contarse desde
la fecha de la recepción de esa información adicional.
El informe se referirá al cumplimiento de los requisitos
fijados en ésta norma.
Capítulo IV
De la calificación y registro
Art. 6.- Calificación y registro: Con el informe de la
Dirección de Regulación y Normativa de la ARCH, el
Hidrocarburífero, mediante resolución debidamente
motivada, calificará a las personas jurídicas nacionales o
extranjeras, públicas, privadas o mixtas, universidades o
escuelas politécnicas como organismo de inspección, y a
los laboratorios de ensayo y/o calibración, para el ejercicio
de las actividades peticionadas, que guardará conformidad
con el certificado de acreditación emitido por el Organismo
de Acreditación Ecuatoriano, OAE.
La calificación se expedirá por el plazo de dos (2) años, sin
ninguna exclusividad, y podrá ser renovada por igual
período al que fue concedido inicialmente a pedido expreso,
y su vigencia estará sujeta a los resultados de las
inspecciones técnicas que la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero realice por efectos de control
La resolución de calificación contendrá básicamente:
denominación o razón social del organismo de inspección y
laboratorios de ensayo y/o calibración, tipo de organismo, la
determinación de las actividades para las que ha sido
autorizada a operar, el número de control respectivo, la
fecha de expedición, y el tiempo de la vigencia de
calificación.
Extendida la calificación se incluirán sus datos en el
pertinente registro.
La calificación no podrá ser objeto de cesión ni de
transferencia por parte del organismo de inspección y
laboratorios de ensayo y/o calibración.
Capítulo V
De la Renovación, reforma y extinción
Art. 7.- Renovación de la calificación.- Para la renovación
de la calificación se observará el procedimiento siguiente:
a. El titular del organismo de inspección y laboratorios de
ensayo y/o calibración, deberá presentar su solicitud en el
término de sesenta (60) días de anticipación a su fecha de
vencimiento, adjuntando la documentación referida en las
letras a) (números 1, 5, 9, 11), b), d) y e) del artículo 3 de
esta norma; y,
b. La solicitud de renovación podrá ser negada si se han
incumplido con las obligaciones establecidas en la
calificación otorgada para la cual se inicio el proceso de
renovación, en los casos que no haya mantenido las
condiciones legales, económicas o técnicas que dieron
origen a su otorgamiento.
Art. 8.- Reforma de la calificación.- La resolución de
calificación podrá ser reformada por el Director Ejecutivo de
la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, por las
siguientes causas:
a. Por ampliación de las actividades calificada a pedido
expreso del organismo de inspección y laboratorios de
ensayo y/o calibración, previo el cumplimiento de los
requisitos específicos para la nueva actividad,
adjuntando la documentación referida en las letras a)
(números 5), 9) , 10), b), c), d) y e) del artículo 3 de
esta norma; o,
b. Por las demás razones establecidas en esta norma.
Art. 9.- Extinción de la calificación.- La resolución de
calificación se extinguirá por una de las siguientes
causas:
a. Por incumplimiento del pago de los valores por servicios
de regulación y control;

b. El transcurso del tiempo para el que se otorgó, sin
concesión de prórroga;
c. Por solicitud del representante legal;
d. Por cesión o transferencia de la calificación;
e. La falta de cumplimiento de los requisitos de la
calificación; o,
f. Por las demás causas establecidas en esta norma.
Art. 10.- Impugnaciones.- Los interesados podrán
impugnar los actos administrativos de calificación,
renovación, reforma o extinción mediante la interposición de
los recursos a que se refiere el Estatuto del Régimen
Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva.
Capítulo VI
Del personal técnico
Art. 11.- Emisión de credenciales.- Para cada uno de los
inspectores y personal de laboratorio de los organismos de
inspección y laboratorios de ensayo y/o calibración,
calificados y registrados, se extenderá una "Credencial de
Operación" emitida por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífera.
El organismo de inspección y/o laboratorio hidrocarburífero,
para incorporar nuevo personal, deberá solicitar a la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, la
emisión de las credenciales de operación autorizadas,
presentando la documentación conforme los requisitos
establecidos en las letras b), c) d) y e) del artículo 3 de esta
norma.
Las credenciales tendrán validez por el tiempo para el cual
el organismo de inspección y/o laboratorio cuente con la
calificación, y será de responsabilidad de los organismos de
inspección y laboratorios de ensayo y/o calibración su buen
uso y su custodia.
En el caso de robo o pérdida de la credencial, el organismo
de inspección y laboratorios de ensayo y/o calibración,
deberá presentar la correspondiente denuncia ante la
autoridad competente. Hecho que se pondrá en
conocimiento de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero.
Capítulo VII
De la subcontratación
Art. 12.- Subcontratación.- Los organismos de control y
los laboratorios de ensayo y/o de calibración, calificados y
registrados en la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero pueden subcontratar servicios que
requieran para la consecución de su trabajo sujetándose a
lo establecido en las normas de acreditación acogidas por
el OAE, y de lo cual se informará a la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero para el control y
seguimiento respectivo, con antelación a la ejecución de los
trabajos,
señalando la razón por la cual se incurrió en la
subcontratación.
Capítulo VIII
De las obligaciones de los organismos de inspección y
laboratorios
Art. 13.- Obligaciones.- Los organismos de inspección y
laboratorios de ensayo y/o calibración, calificados y
registrados, en la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH), están obligados a:
a) Aplicar los métodos de análisis y normativa
contemplados en el alcance de la acreditación;
b) Incluir en los reportes de análisis, certificado de
calibración, informes y/o certificados de inspección de
forma correcta y clara los resultados y cualquier otra
información de utilidad para el interesado, para
minimizar la posibilidad de mala interpretación o mal
uso indicando al menos lo siguiente:
1. Un título (por ejemplo: "Informe de Ensayos" o "Reporte
Final de Resultados", "Informe de Inspección",
"Certificado de calibración").
2. Nombre y dirección del laboratorio u organismo de
inspección.
3. Identificación única del informe, el cual deberá
referenciarse en todos sus anexos. Deberá incluirse de
ser necesario un índice de contenido y numeración de
sus páginas.
4. Fecha de elaboración del informe, y toma de la muestra,
la ejecución del ensayo, calibración o inspección.
5. Nombre y dirección del cliente.
6. Declaración sobre la incertidumbre estimada del
resultado, según el caso.
7. En el caso de los organismos de inspección, deben
incluir todos los resultados de los exámenes y
determinación de la conformidad a partir de dichos
resultados, así como, toda la información necesaria
para comprenderlos e interpretarlos.
8. Identificación de equipos utilizados para la actividad de
inspección, señalando la fecha de calibración de los
mismos.
9. Para el caso de laboratorios: Descripción,
identificación y condición de las muestras analizadas.
10. Fecha de recepción de las muestras, código de entrada
asignado por el laboratorio y fecha de realización del
(de los) análisis.

11. Resultados analíticos con unidades de medida.
12. De ser el caso identificación del método de ensayo
utilizado en cada determinación analítica, referencia
del tipo o procedimiento de maestreo o documento
normativo empleado para la ejecución de sus
actividades.
13. Cuando el laboratorio realizare el muestreo debe
colocar en el informe la fecha y el lugar del muestreo,
incluyendo cuando el caso lo requiera diagramas,
dibujos o fotografías.
14. Firma y cargo de la persona o personas que realizan y
aprueban los resultados de los análisis, certificado de
calibración, informes y/o certificados de inspección,
las cuales deben contar con la credencial de
operación debidamente autorizada por la ARCH.
c) Conservar, durante cinco (5) años, copia de los
reportes de resultados, que podrán ser requeridos durante
las inspecciones que la ARCH realice;
d) Llevar un libro de registro anual en el que conste como
mínimo:
1. Para los laboratorios:
1.1. Código de entrada de la muestra;
1.2. Producto o tipo de muestra a analizar;
1.3. Origen de la muestra;
1.4. Fecha de toma de muestra;
1.5. Fecha y hora de entrada al laboratorio; y,
1.6. Fecha de expedición y número de identificación
del reporte de resultados.
2. Para los organismos de inspección:
2.1. Tipo de inspección efectuada.
2.2. Lugar y fechas utilizadas para la inspección realizada.
2.3. identificación del cliente.
2.4. Fecha de expedición y número de identificación del
informe de inspección.
e) Facilitar las inspecciones que se realicen, permitiendo
el acceso del personal técnico de la Agencia de Regulación
y Control Hidroearburífero (ARCH) al local y a la
documentación técnica que le sea requerida y realizando
las actividades que se le soliciten;
1) Llevar a cabo sus actividades con plena independencia,
pero con apego a la normatividad vigente aplicable, de tal
forma que se salvaguarde la imparcialidad y objetividad de
los análisis e inspecciones;
g) Comunicar a la Agencia de Regulación y Control
Hidroearburífero, en un término no superior a treinta (30)
días, cualquier modificación de los requisitos que sirvieron
de base para su calificación y registro.
h) Comunicar y justificar los casos fortuitos o fuerza mayor
que en (10) diez días les impidan realizar sus actividades.
i) Los organismos calificados deberán contar con al menos
dos personas como personal técnico competente para el
desarrollo de sus actividades.
Capítulo IX
Del control
Art. 14.- Control: El ejercicio de las actividades de los
organismos de inspección y laboratorios de ensayo y/o
calibración, será controlado por la Agencia de Regulación y
Control Hidroearburífero, de conformidad con la Ley, las
normas aplicables y el presente instrumento.
El control que ejerce la Agencia de Regulación y Control
Hidroearburífero es un servicio que el Estado presta a la
colectividad para asegurar el cumplimiento de las
disposiciones legales y reglamentarias y verificar que sus
derechos no sean vulnerados.
El Control de la Agencia de Regulación y Control
Hidroearburífero comprende a los requisitos de calificación
y registro y, control del cumplimiento de la normativa
técnica, económica y legal.
El incumplimiento a las disposiciones de esta norma serán
sancionados conforme lo establecido en el Reglamento a la
Ley 2007-85, reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y al
Código Penal.
Art. 15.- Inspección y fiscalización: La Agencia de
Regulación y Control Hidroearburífero inspeccionará y
fiscalizará a los Organismos de Inspección y Laboratorios
Hidrocarburíferos para comprobar el cumplimiento de las
condiciones y procedimientos establecidos en este
Instructivo.
El personal técnico de la Agencia de Regulación y Control
Hidroearburífero, tendrá acceso a la documentación,
registro, personal, instalaciones, etc., a fin de verificar el
cumplimiento de las condiciones generales y específicas de
su calificación y registro, así como, podrá supervisar la
ejecución de ensayos, muéstreos, inspecciones, etc., y
solicitar la realización de actividades de comprobación
(ensayos, toma de muestras, etc.) dentro del ámbito de
actuación del laboratorio u organismo de inspección.

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013 - 17
Art. 16.- Verificación: Los actos de control, inspección y
fiscalización a las instalaciones y documentación de los
organismos de inspección y laboratorios de ensayo y/o
calibración, podrán ser realizados en cualquier momento,
sin aviso previo.
Los Organismos de Inspección y Laboratorios
Hidrocarburíferos descritos en esta norma, están obligadas
a prestar todas las facilidades para el control que realice la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
Art. 17.- Remediación: Si como resultado de los actos
de control, se llegare a establecer que las condiciones
mínimas que dieron origen a la resolución de
calificación, han variado o se han alterado, la Agencia
de Regulación y Control Hidrocarburífero, hará
conocer de este particular a los organismos de
inspección y/o laboratorios hidrocarburíferos
otorgándole un tiempo improrrogable de quince (15) días
hábiles a fin de que justifique y remedie su incumplimiento,
para ello, en la notificación se señalará el incumplimiento en
que ha incurrido y, le advertirá que de no justificarlo y
remediarlo en el tiempo señalado, se procederá a la
suspensión temporal de quince (15) días de las actividades
calificadas a realizar.
Art. 18.- Incumplimientos: A los organismos de inspección
y/o laboratorios hidrocarburíferos que, utilicen personal
técnico que no consta en el listado enviado a la ARCH, o
que no se ha notificado su cambio a la ARCH; utilicen
personal técnico calificado para otras compañías
inspectoras independientes, o no dispongan de personal
técnico en sus actividades, se les aplicará lo establecido en
el artículo 17 de esta norma, así también de comprobar que
el organismo registrado en la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero ha incurrido en las infracciones
determinadas en la Ley del Sistema Ecuatoriano de la
Calidad, se comunicará el Ministerio de Industrias y
Productividad, a fin de que se apliquen las sanciones
establecidas en el artículo 53 de la citada norirn:.
Art. 19.- Reincidencia La reincidencia en el incumolimiento
de ías disposiciones de ésta norma, será causal de
extinción de ia resolución de calificación y registro otorgada.
La Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, podrá
en todo caso adoptar como medida preventiva la
suspensión conforme lo establecido en el número 2 del
artículo 134 del Estatua) del Régimen Jurídico y
Administrativo de la Función Ejecutiva.
Art 20.- Denuncias: La ciudadanía podrá denunciar en ia
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero u otros
organismos de control relacionados con el sector, de
acuerdo a su competencia, cualquier infracción cometida en
las actividades ejecutadas por los organismos de
inspección y/o laboratorios que actúan en el ámbito
hidrocarburífero.
PRIMERA.- Los casos no previstos surgidos por la
aplicación de esta norma, serán resueltos por el Director
Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, de conformidad con la normativa aplicable
y las disposiciones del Estatuto del Régimen Jurídico y
Administrativo de la Función Ejecutiva.
SEGUNDA.- Los organismos de inspección y/o laboratorios
que actúan en el ámbito hidrocarburífero, pagarán los
derechos de control y regulación que fije el Directorio de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero dentro de
la fecha establecida para el efecto.
TERCERA.- Los alcances de acreditación para los
organismos de inspección que actúan en el ámbito
hidrocarburífero con los documentos normativos a aplicar,
son los que constan en el Anexo "A".
A partir de la publicación de la presente norma, los perfiles
que deben cumplir los inspectores técnicos para trabajar en
el ámbito hidrocarburífero deberán ajustarse a los
requerimientos establecidos en el documento Anexo "B".
Hidrocarburífero, podrá motivadamente reformar los
alcances y los perfiles conforme las necesidades técnicas
que se presenten.
CUARTA.- Los organismos de inspección, solicitarán a la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, la
emisión de credenciales para su personal técnico en
entrenamiento, que deben cumplir los requisitos de los
números 3, 4, 5 y 6 de la letra b) y e) del artículo 3 de ésta
norma.
QUINTA.- Las compañías nacionales que realizan trabajos
de Control de Pérdidas de Hidrocarburos "Loss Controf en
los embarques de importaciones y exportaciones de
hidrocarburos, en el territorio ecuatoriano, deberán cumplir
con todas las obligaciones y requisitos de ia presente norma
aplicada a los organismos de inspección de hidrocarburos y
su persona!.
El personal que ingrese a ías instalaciones de refinerías,
terminales petroleros, buques que transportan hidrocarburos
líquidos y gaseosos, a realizar trabajos de inspección de
hidrocarburos, incluido el Control de Pérdidas (Loss
Control), deberá tener obligatoriamente la credencial como
Inspector de Hidrocarburos emitida por la Agencia de

18 — Edición. Especial N° 43 -. . Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
En el caso de organismos de inspección internacionales,
que efectúen trabajos de Control de Pérdidas de
Hidrocarburos (Loss Control), deberán contar con la
autorización de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, para lo cual la Gerencia de Comercio
Internacional de la EP PETROECUADOR deberá solicitar al
Hidrocarburífero, con al menos siete (7) días hábiles previos
a cada embarque, la autorización respectiva para la
empresa y su personal que actuará como "Loss Control"
específicamente en dicho embarque, adjuntando los
siguientes requisitos: Hoja de vida de la persona con la
información de respaldo debidamente certificada,
documento de identificación, nominación dada por la
empresa vendedora/compradora, nombre del buque,
ventana y producto a cargar y/o descargar.
SEXTA.- Los organismos de inspección y laboratorios
hidrocarburíferos y/o calibración de los cuales haya operado
la extinción de su resolución de calificación por cualquiera
de las causales establecidas en el artículo 9, devolverán en
diez (10) días a la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero las credenciales de operación autorizadas,
contados desde la fecha de notificación de la resolución. De
no cumplir con este requerimiento la Agencia de Regulación
y Control Hidrocarburífero, negará cualquier petición de
calificación que presenten dichos organismos.
SÉPTIMA. Los organismos calificados deberán contar con
al menos dos personas como personal técnico competente
para el desarrollo de sus actividades.
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
PRIMERA.- Las personas jurídicas que antes de la
expedición de esta norma hubieren presentado la solicitud
para obtener la calificación como organismos de inspección
o Laboratorios de ensayo y/o calibración en el ámbito
hidrocarburífero, deberán adecuar su solicitud a las
disposiciones de este instrumento.
SEGUNt)A.-Los organismos de inspección que actúan en el
ámbito hidrocarburífero, en alcances contemplados en esta,
norma, que son adicionales a los que constan en el Acuerdo
Ministerial No. 127, tienen 6 meses a partir de la expedición
de ésta norma; para regularizar su situación y obtener la
respectiva calificación en la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, así también para los laboratorios
que actúan en el ámbito hidrocarburífero.
TERCERA.- Los laboratorios de ensayo y/o calibración, que
actúan en el ámbito hidrocarburífero, deberán adecuar y
regularizar su situación legal y obtener la respectiva
calificación en la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, de acuerdo con las
disposiciones de esta norma, dentro de seis (6) meses a
partir de la expedición de ésta Resolución. CUARTA.- La
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, tomará
muestras y realizará pruebas en sus laboratorios de forma
aleatoria, dichos resultados serán comparados con los
informes presentados por los laboratorios, y de encontrarse
diferencias en los resultados de los análisis, se aplicarán
sanciones administrativas y penales correspondientes.
QUINTA.- Las compañías inspectoras
independientes que actualmente están calificadas en la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, según
disposición emitida por el Director Ejecutivo de la ARCH
mediante Oficio No. ll-ARCH-DRN-2011 de 01 de noviembre
de 2011 y ratificada con Oficio No. 38-ARCH-DRN-2012 de
27 de marzo de 2012, deberán presentar el certificado de
acreditación otorgada por el Organismo de Acreditación
Ecuatoriana, de lo contrario, cumplido el tiempo otorgado,
se procederá a la extinción de la resolución y a la exclusión
de la compañía del registro de las compañías inspectoras
independientes, salvo los casos de fuerza mayor.
Los organismos de inspección que han iniciado el proceso
de acreditación previo a la emisión del presente instructivo,
y que ya han sido evaluados por el OAE, para la calificación
de su personal técnico se regirá con lo establecido en los
procedimientos administrativos que para el efecto expida el
Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control Hi
drocarburífero.
DISPOSICIÓN FINAL.- Déjese sin efecto el Acuerdo
Ministerial No. 127 publicado en el Registro Oficial No. 054
de 26 de octubre de 1998 y, cualquier otra norma legal de
igual o inferior jerarquía que se opongan a éste.
El presente instructivo entrará en vigencia a partir de su
DADO, en la ciudad de San Francisco de Quito, DM, a 11
de julio de 2013.
f.) Pedro Merizalde Pavón, Ministro Recursos Naturales No
Renovables, Presidente del Directorio de la Agencia de
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero,

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013 19
ANEXO A: ALCANCE DE ACREDITACIÓN PROPUESTO PARA ORGANISMOS DE INSPECCIÓN CAMPO
HIDROCARBURIFERO
ítem Alcance Método Elemento a ser
Inspeccionado
Documento normativo utilizado
American Petroleum Institute (API) - Manual de
Estándares de Medición de Petróleo (MPMS)
Standard 2555 Liquid Calibration of tanks
Standard 2554 Measurement and calibration of
tank cars.
Capítulo 7. Temperatura determination
Capítulo 4.5 Master Meter Provers,
Inspección
volumétrica Líquida
de Tanques
Carrotanques, Tanques
cilindricos Verticales,
Tanques cilindricos
horizontales, cisternas.
Capítulo 4.4 Tank Provers
American Petroleum Institute (API) - Manual
de Estándares de Medición de Petróleo
(MPMS)
Capítulo 2.2.E Calibration of Horizontal
Cylindrical Tanks - Part 1 - Manual Method.
Capítulo 2.2.F Calibration of Horizontal Cylindrical
Tanks - Part 2 Internal Electro Optical distance
Ranging Method
Inspección
volumétrica
Geométrica de
Tanques
Horizontales
Tanques horizontales,
carrotanques, cisternas
Standard 2551 Measurement and Calibration of
Horizontal Tanks (ISO 12917-1), CALIBRATION
OF HORIZONTAL CYLINDRICAL TANKS, PART
1, MANUAL METHOD. (CORRECCIÓN DE
INCRUSTACIONES, tablas de calibres)
:
Inspección
volumétrica
geométrica de
esferas y esferoides
Esferas y esferoides
Standard 2552 Measurement and calibration of
spheres and spheroids
Capítulo 2.2. A Measurement and Calibration of
Upright Cylindrical Tanks by the manual tank
Strapping Method,
Standard 2550 (Method for Measurement and
Calibration of Upright Cylindrical Tanks)
Inspección
volumétrica
geométrica Manual
de tanques
cilindricos verticales
Tanques cilindricos
verticales
Standard 2551 (CORRECCIÓN DE
INCRUSTACIONES, tablas de calibres)
Inspección
volumétrica
(Calibración)
de tanques y
recipientes
Inspección
volumétrica
geométrica de
tanques cilindricos
verticales el método
de distancia interna
electrooptica
Tanques cilindricos
verticales
Capítulo 2.2. D Calibration of Upright
Cylindrical Tanks Using the Internal Electro-
optical Distance-ranging Method

20 Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
Inspección
volumétrica
geométrica de
tanques cilindricos
verticales por el
método de distancia
electro óptica
medición externa
Tanques cilindricos
verticales
ÍSO 7507-5 Petroleum and Líquid Petroleum
products-calibration of vertical cylindrical tanks-
external electro-opticaí distance-ranging method.
Inspección
volumétrica
geométrica de
tanques cilindricos
verticales usando
Método de
triangulación óptica
Tanques cilindricos
•verticales
American Petroleum ínstitute (API) - Manual de
Capítulo 2.2. C Calibration of Upríght Cylindrical
Tanks Using the Opticai-triangulación
Method
Inspección
volumétrica
geométrica de
tanques en buque
tanques y barcas
transatlánticas
tanques en buque
tanques
Estándares de Medición de Petróleo
(MPMS)
Capítulo 2.8 A Calibration of Tanks on Ships and
Oceangoing Barges
Inspección
volumétrica
geométrica por
línea de referencia
óptica de tanques
cilindricos verticales
Tanques cilindricos
verticales
Capítulo 2.2. B Calibration of Upright Cylindrical
Tanks Using the Optical Reference Line Method
Inspección
volumétrica
geométrica de
tanques de
Barcazas
tanques de barcazas American Petroleum ínstitute (API) - Manual de
Capítlo 2.7 Calibration of Barge Tanks
Inspeccionado
API 570 Inspección, reparación, alteración y
reclasificación de Sistemas de tuberías en servicio
ANSÍ/ASME B31.4: Sistemas de transporte por
tubería para hidrocarburos y otros líquidos;
ANSI/ASME B31.8: Sistemas de transporte por
tubería para transporte y distribución de gas.
Inspección Técnica
de tuberías
Tuberías
API 5L ESPECIFICACIONES PARA
TUBERÍAS
API 572 Capítulo 9.2, 9.3, 9.4 (Sectioii 9;
Frecuency and time of inspection)
API 581 Inspección basada en riesgos,
ASME SECCIÓN VII DIVISIÓN 1.
Inspección Técnica
de recipientes a
presión
Recipientes a presión a
presión
API510 Pressure Vessel Inspection Code: In-
Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration
2 Inspección
Técnica
Inspección de
horizontalidad,
verticalidad,
redondez,
Tanques cilindricos
verticales de
almacenamiento sobre
el suelo, soldados
API 653 Inspección, reparación, Modificación y
Reconstrucción de estanques. Capítulo 4, 6, 10,
Apéndice B.

asentamiento atornillados,
norefrigerados, a
presión atmosférica.
Requisitos API 650 Welded Steal Storage Tanks
Norma ASME, Sección V,(Nondestructive
Examination) Articulo 23 SE-797, referente a
Práctica Normalizada para la Medición de
Espesores por el Método Ultrasónico Manual de
Contacto.
API 653 inspección, reparación, Modificación y
Reconstrucción de estanques. Capítulo 4, 6, 10,
Apéndice B.
Código ASME Sección VIII,(Diseño y Análisis
estructural de recipientes a presión) División 1 y 2
API 651, (Cathodic protection of aboveground
petroleum storange tanks)
API 575 (Inspection of aboveground storage
tanks)
ASME CODE, Section V, artículo 9, artículo 28,
Subsección A
NACE 51011; NACE RP-06-75;(Corrosion
control of offshore steel pipeiines)
NACE RP-01-69 (Control of extremal corrosión on
underground metailic piping systems)
NORMAS ANSÍ, UL
inspección Técnica
de tanques de
almacenamiento
Autotanques, tanques
verticales, tanques
horizontales, ductos de
transporte de
hidrocarburos
ASTM E797/E797M-10 Standard Practice for
Measuring Thickness by Manual Ultrasonic Pulse-
Echo Contact Method API 12D, (Field welded tanks
for storage of production liquids) UL 58, (Standard
for steel underground tanks for flammable and
combustible liquids) UL 1746,(Extremal corrosión
protection system for steel underground storage
tanks) UL 142, (Steel aboveground tanks for
flammable and combustible liquids) y la norma
NFPA 30 (Flammable and combustible liquids code)
NFPA 10 EXTINTORES PORTÁTILES, NFPA 13,
y NFPA 16 (SISTEMA CONTRA INCENDIOS),
NFPA 58 (ROCIADORES) N 439 (SEÑALIZACIÓN)
ASTM E 165-94 Standard Test Method for
Liquid Penetrant Examination
API 510 de Inspección, reparación y modificación
de recipientes de presión y cañerías.
ASTM E E 1208 92 Standard defmiton of terms
realted to liquid penetrant Inpection
ASTM E E 1209 92 Standard Test Method for
fluoresent liquid penetrant using Lipophilic Post-
Emulsificaction Process
Líquidos
Penetrantes
Cordones y soldaduras
ASME (1992) SECTION V ARTICLE 6 Liquid
Penetrant Examination
Partículas
Magnéticas
Cordones y soldaduras ASTM E-1444 Practica estándar para
exanimación por partículas magnéticas.

22 — Edición Especial N° 43 - Registro Oficial .- Viernes 23 de agosto de 2013
ASTM E-709 Guía Estándar para exanimación
por partículas magnéticas.
ASME B3Í.3 Código para Sistemas de ductos a
Presión.(Procesos).
ASME B31.4 Diseño, construcción, inspección,
ensayos, operación y mantenimiento de tuberías de
de transporte de hidrocarburos (Transporte).
ASTM E 1003 "Standard test method for
hydrostatic leak testing"
Prueba hidrostática
con agua para
ductos y pruebas
neumáticas
Tuberías
ASTM E 432 Standard Guide for Selection of a
Leak Testing Method
NACE SP0-169-07
ASME B31.4. Liquid Petroleum Transportation
Piping Systems
ASME B31.3. TUBERÍAS DE PROCESO DE
REFINERÍAS Y PLANTAS QUÍMICAS
API RP 651. (Cathodic protection of
aboveground petroleum storange tanks)
API-653. Inspección, reparación, Modificación y
Reconstrucción de estanques.
API RP 652. lining of aboveground petroleum
storage tank bottoms
AWS A5.1-2004. Certificación de electrodo de
soldadura
ASNT-SNT-TC-1A-2006. Qualification of
Nondestructive
Integridad de
equipos
Equipo estático y
rotativo
API 650, Welded Steel Tanks for Oil Storage
ASME-SECTION VII MI Part. AT - Article
T-3 (Hidrostatic Test Based on Vesel Design
Pressure)
ASME-SECTION VIII División 2 - 1998,
Article T-4 (Pneumatic test AT-AT-3 50
hydrostatic testing procedure)
Prueba hidrostática
y neumáticas para
tanques
Tanques y recipientes
cerrados
ASTM E 1003 "Standard test method for
hydrostatic leak testing"
Norma ASME - SECTION VIII -División 2,
ARTICLE R-l GENERAL REQUERIMENTS AR-
120 PRESURE RELIEF VAL VES
Inspección de
válvulas de alivio
Válvulas de alivio
API 576 lnspection of presure Relieving Devices
Prueba de
estanquidad
Tanques no sometidos a
presión
Norma API 1615, INSTALACIÓN DE SISTEMAS
DE ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO DE
PETRÓLEO, referente a Pruebas de Estanqueidad
en tanques de almacenamiento.
INEN 2251 Manejo, almacenamiento, transporte y
expendio en los centros de distribución de
combustibles líquidos.
Infraestructura Estaciones de servicio
INEN 2316: Estaciones de servicio para
suministro de GLP

Inspeccionado
Norma ASME B 30-5, Mobile and Locomotive
Granes
Norma ASME B 30-9 Slings
Inspecciones de
seguridad grúas
móviles y
locomotoras
Grúas Móviles
Locomotoras, gatos
ganchos y eslingas.
Norma ASME B30-10 Hooks
Norma ASME B30-10 Hooks
Inspecciones de
tractores de pluma
Lateral.
tractores de pluma
Lateral.
Norma ASME B 30-14 Side Boom Tractors
Norma ASME B 30-17, (Overhead and gantry
cranes) Top running Bridge, single girder,
underhiing Hoist)
Norma ASME B 30-2, Overhead and gantry
cranes (Top running Bridge, single or múltiple
girder, top running trolley Hoist) Puentes Grúa.
ASME B30-10 Hooks
ASME B30-16 Overhead hoist
Inspecciones de
seguridad de
Puentes Grúa.
Puentes Grúa.
CMAA Specification N
a
47 Specification for top
running and under running single girder electric
overhead traveling cranes utilizing under running
trolley hoist
Inspecciones de
Cables de Acero.
Cables de Acero. ISO TC10, API 9A (Especificación para cable de
acero)
API 9B (Aplicación, cuidado y El uso de cable de
acero para el servicio del campo petrolífero )
ASME B 30.9 Eslingas.
3 ASME B 30.10 Ganchos.
ASME B30.21 Manually Lever Operated Hoist
Inspección de
Accesorios de izaje
Eslingas de cadena de
acero, slingas de cabkle
- de acero, eslingas de
malla metálica, eslingas
de fibra natural o
sintética, grilletes,
cárcamos forjados,
cáncamos giratorios,
tecles de cadena, tecles
de plancha, eslabones y
argollas
giratoriasganchos
ASME B30.26 Rigging Hardware
Inspección de grúas
de boom articulado
ARTICULATING
BOOM GRANES
ASME B30.22 Articulating Boom Cranes
Norma ASME B 30.9, Eslingas. Norma
ASME B 30.10, Ganchos
ASMEB30.7BASE MOUNTED DRUMHOIST
Norma ASME B 30.9, Eslingas.
Inspección de
camiones petroleros
(machos).
Camiones machos
Norma ASME B 30.10, Ganchos.
Inspección de
sistemas de
elevación personal
Sistemas de elevación
personal
ASME B30.23 Safety PERSONAL LIFTING
SYSTEM
ANSÍ B56.6 (Safety Standard for Rough Terrain
Forklift Trucks)
ANSÍ B56.1,(Safety Standard for Low Lift and
HighLift Trucks )
Inspección de
Equipos ízaje
y
Sostenimiento
de cargas
Inspección de
Montacargas
Montacargas, carretillas
elevadoras todo terreno,
camiones de alta y baja
elevación.
Norma IBAM 8401, (Vehículos industriales. A
utoelevadores frontales. Contrabalanceado.)
Montacargas.

24 — Edición Especial N" 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
American Petroleum Insütute (API) - Manual de
Capítulo 4.2 Pipe Prover
Capítulo 4.3 Small Volumen Provers
Capítulo 4.6 Pulse Interpola!ion
Capítulo 4.8 Operation of Proving Systems
Capítulo 5.1 General Considerations for
Measurement by Meters
Capítulo 5.2 Measurement ofLiquid
Hydrocarbons by Displacement Meters
Capítulo 5.3 Measurement ofLiquid
Hydrocarbons bv Turbines
Capítulo 5.6 Measurement of Liquid
Hydrocarbons by Coriolis Meter
Capitulo 7: Temperature Determinaíion
Capítulo 9.1 Standard Test Method for Density, Relative
density (Specific Gravity), or API Gravity ofCrude
Petroleum And Liqu id Petroleum Products by
Hydrometer Method
Capítulo 11.1 Temperature and Pressure Volume Corred
ion Factors for Generalized Criide Oils, Refined Products,
and Lubricating Oils
4 Capítulo 11.2 Volume Correction Factors For Meter
Proving and Hydrocarbon Compressibility Factors
Capítulo 12.2 Calculation of Liquid Petroleum Quantiiies
measured by turbine or displacement meters
Capítulo 13.2 Statistical Methods of Evaluaíing Meter
Proving Data
Capítulo API 9.3 Standard Test for Mediad Density,
Relative density, and API Gravity of Crude Petroleum And
Liquid Petroleum Products by Thermofydrometer Method
Capítulo 4.7 L'leld Standard Test MEasures
Capítulo 21.2 Electronic Liquid Volume Measurement
Using Positive Displacement and Turbine Meters
Inspección de
medidores de
Desplazamiento
positivo, turbinas.
coriolis, por el método
pipe prover
Medidores de
desplazamiento
positivo, turbinas y
coriiolis
Capítulo 22.1 General Guidelines for Dexeloping Testing
Protocols for Devices Used in the Measurement of
Hydrocarbon Fluids
American Petroleum Insütute (API) - Manual de
Capítulo 4.5 Master Meter Proveí-
Capítulo 4.6 Pulse Interpolation
Capítulo 4.8 Operation of Proving Systems
Inspección de
medidores
dinámicos de
hidrocarburos
(Verificación
de cantidad
medida)
Inspección de
medidores de
Desplazamiento
positivo y turbinas por
el método master
meter
Medidores de
desplazamiento positivo y
turbinas

Capítulo 5.2 Measurement o/Liquid
Hydrocarbons by Displacement Meters
Hydrocarbons by Turbines
Capítulo 5.6 Measurement o/Liquid Hydrocarbons by
Coriolis Meter Capítulo 7
Capítulo 7 Temperature determination
Capítulo 9.1 Standard Test Method/or Density, Relative
density (Speci/ic Gravity), or API Gravity o/Crude
Petroleum And Liquid Petroleum Products by
Hydrorneter Method
Capítulo 11.1 Temperature and Pressure Volunte
Correction Factors /or Generalized Crude Oils, Re/ined
Products, and Lubricating Oils
Capítulo 11.2 Volume Correction Factors For Meter
Proving and Hydrocarbon Compressibility Factors
Capítulo 12.2 Calculation o/Liquid Petroleum Quantities
measured by turbine or displacement meters
Capítulo 13.2 Statistical Methods o/Evaluating Meter
Proving Data
Capítulo 4.7 Field Standard Test MEasures
Organismos Internacional de Metrología Legal (OIML) R
117-1 Dynamic measuring systems for liquids other than
water
Capítulo 21.2 Electronic Liquid Volume Measurement
Using Positive Displacement and Turbine Meters
Capítulo 22.1 General Guidelines for Developing Testing
Protocols for Devices Used in the Measurement of
Hydrocarbon Fluids
Capítulo 4.4 Tank Provers
Capítulo 4.8 Operation o/Proving Systems
Hvdrocarbons by Displacement Meters
Hvdrocarbons by Turbines
Hydrocarbons by Coriolis Meter
Capítulo 6.7 Metering Viscous Hydrocarbons
Capítulo 7 Temperature determination
Capítulo 9.1 Standard Test Method/or Density, Relative
density (Speci/íc Gravity), or API Gravity o/Crude
Petroleum And Liquid Petroleum Products by
Hydrorneter Method
Inspección de
medidores de
Desplazamiento
positivo y turbinas por
el método tank prover
Medidores de
desplazamiento positivo y
turbinas (Surtidores y
dispensadores de
combustible)
Capítulo 11.1 Temperature and Pressure Volume
Correction Factors for Generalized Crude Oils, Re/ined
Products, and Lubricating Oils

26 ~ Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
Capítulo 11.2 Volume Correctkm Factors For Meter
Proving and Hydrócarhon Compressibility Factors
Capítulo 12.2 Calciüation of Liquid Petroleum
Quantities measured by turbine or displacement
meters
Capítulo 13.2 Statistical Methods of Evaluating
Meter Proving Data
Capítulo 21.2 Electronic Liquid Volume
Measarement Using Positive Displacement and
Turbine Meters
Capítulo 22.1 General Guidelines for Developing
Testing Protocols for Devices Used in the
Measurement of Hydrocarbon Fluids
Inspección de
surtidores para
derivados líquidos
de Detróleo
Surtidores de
combustible
1NEN1781 Surtidores para derivados líquidos de
petróleo. Requisitos.
ítem Alcance Método
Elemento a ser
Inspeccionado
Estándares de Medición de Petróleo (MPMS
Capítulo 3.1 A) Procedimiento estándar para la
medición manual de petróleo y productos de
petróleo.
5 Inspección de
medidores
estáticos de
hidrocarburos
(Verificación
de cantidad
medida)
Comparación de la
medición
automática de nivel
con el aforo
manual del tanque
Medidores automáticos
de nivel
(Capítulo 3. IB) Práctica Estándar para la
medición de nivel de hidrocarburos líquidos en
tanques estacionarios por medio de medición
automática en tanque
A) DOCUMENTOS NORMATIVOS PARA LA
CANTIDAD
INEN 2350: Medición de hidrocarburos
trasnportados a bordo de buque tanques.
API MPMS Manual de Estándares de Medición de
Petróleo
Capítulo 3: Medición de Tanques Sección 1A.
Procedimiento estándar para la medición manual de
petróleo y productos de petróleo Sección IB.
Práctica estándar para la medición del nivel de
líquido de hidrocarburos líquidos en tanques
estacionarios por medición de tanques automáticos
Capítulo 7: Determinación de Temperatura
Capitulo 8. 8.1 Práctica Estándar para muestreo
manual del petróleo y productos del petróleo.
Sección 1 Manual de muestreo del petróleo
(ANSI/ASTMD 4057); Sección 3. Práctica estándar
de mezclado y manejo de muestras líquidas de
petróleo y productos de petróleo(ASTM5854)
6 Inspecciónde
calidad y
cantidad de
hidrocarburos
en la
transferencia
de custodia
- hidrocarburos
líquidos
Hidrocarburos
contenidos en Tanques,
líneas de tierra, líneas
submarinas y
buquetanques.
(Refinerías, Terminales,
depósitos)
Capitulo 8. 8.2 Práctica Estándar para muestreo
automático del petróleo y productos del petróleo.

Capitulo 8. 8.3 Estándar de prácticas para
mezcla y manipulación de muestras liquidas de
petróleo y derivados. Prácticas Estándar para
muestreo manual del petróleo y productos del
petróleo.
Capítulo 11.1: Datos de propiedades físicas
(factores de corrección de volumen)
Capítulo 12: Cálculo de Cantidades de Petróleo -
Sección 1. Cálculo de cantidades estáticas de
petróleo. Parte l. Tanques cilindricos verticales y
buques
Capítulo 15: Guía para el Uso del Sistema
Internacional de Unidades (SI) en la Industria del
Petróleo
Capítulo 17: Mediciones Marinas - Sección L
Guía para la Inspección de Cargas Marinas.
Sección 2. Medición de cargas a bordo de tanques
de buques. Sección 3. Guía para la identificación
de agua libre asociada con los movimientos de^ las
cargas marinas de petróleo . Sección 4. Método
para la cuantific ación de pequeños volúmenes en
buques marinos (OBQ/ROB). Sección 5. Guía para
el análisis de carga y reconciliación de-cantidades
de cargas . Sección 6. Guía para la determinación
del llenado de tuberías de tierra. Sección 8. Guía
para la inspección de la pre-carga de tanques de
carga de buques marinos. ección 9. Factor de
experiencia en buques. Sección 11. Medición y
muestreo de cargas en tanques de buque usando
equipos para sistemas cerrados API. Manual de
Estándares de Medición de Petróleo
ANSI/ASTM D4177 Práctica estándar para el
muestreo automático del petróleo y sus derivados
ASTM D5854 Práctica estándar para la mezcla y
manipulación de muestras líquidas de Petróleo y
Productos de Petróleo
NTE INEN 2336. Productos derivados del
petróleo procedimiento para la inspección de la
calidad de los derivados del petróleo.
NTE INEN 930 Petróleo crudo y sus derivados.
Muestreo
R) DOCUMENTOS NORMA Til OS 'P, iR, i LA
CALIDAD
API MPMS Manual de Estándares de Medición
de Petróleo
Capítulo 9: Determinación de Densidad. Sección
1. Método Estándar para determinación de
densidad, densidad relativa (gravedad específica) o
gravedad API de petróleo crudo y productos
líquidos de petróleo por el método de hidrómetro
1298)
Capítulo 10: Sedimento y agua
Capítulo 10.1: Método Estandard de prueba para
sediment en crudo oilyfuel oils por el método de
extracción.

28 - Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - ¥iernes 23 de agosto de 2#13
Capítulo 10.2: Método Estandard de prueba para
agua en crudo oil por destilación.
RTEINEN 028 Reglamento Técnico Ecuatoriano
NTE INEN 2253:2000 Revisión 0: Derivados del
Petróleo, Naftas Industriales. Requisitos
NTE INEN 2258:2004 Revisión 0: Productos
Derivados de Petróleo, Gasolina para Aviación.
Requisitos
NTE INEN 935:2012 Revisión 08: Gasolina
Requisitos
derivados del petróleo. Combustible para motores
de dos tiempos. Requisitos
derivados del petróleo. Jet Fuel Jp4. Requisitos
derivados del petróleo. Jet A-l. Requisitos
derivados del petróleo. Diesel. Requisitos
derivados del petróleo. Fuel Oíl. Requisitos
derivados del petróleo. Fuel oíl naviero.
Requisitos
ASTM D1298 - 12b Método de prueba estándar
para densidad, densidad relativa o gravedad API en
petróleo crudo y productos líquidos de petróleo por
el método del hidrómetro
ASTM D473 - 07 Método para sedimentos en
crudos y Combustóleo (fuel oil) por el método de
extracción.
ASTM D3230 - 10 Método de prueba estándar
para Sales en crudo (método Electrométrico).
ASTM D4006 - 11 Método de prueba estándar
para agua en petróleo crudo por destilación.
ASTM D4294 -10 Método de prueba estándar para
azufre en petróleo y productos derivados del
petróleo por energía dispersiva espectrometría de
fluorescencia de rayos X.
A) DOCUMENTOS NORMATIVOS PARA LA
CANTIDAD
API. Manual de Estándares de Medición de
Petróleo
Hidrocarburos
gaseosos
Hidrocarburos
contenidos en Tanques,
líneas de tierra, líneas
submarinas y
buquetanques.
(Refinerías, Terminales,
depósitos)
Capitulo 3: Section 3-Standard Practice for Leve!
Measurement ofLiquid Hydrocarbons in Stationary
Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank
Gauging, Section 5 Standard Practice for Level
Measurement ofLight Hydrocarbon Liquids Onboard
Marine Vessels by Automatic Tank Gauging

Capítulo 7: Determinación de Temperatura
Capítulo 14: Medición de líquidos de Gas
Natural. Sección 1. Recolección y manejo de
muestras de gas natural para transferencia de
custodia. Sección 8. Medida de gas licuado de
petróleo.
IP-251/76 Petroleum Measurement Manual: Static
Measurement of Refrigerated - Hydrocarbon Liquids
Capítulo 17: Mediciones Marinas, Sección 10.
Mediciones en cargas refrigeradas y/o presurizadas
a bordo en embarcaciones de cargas de gas. Parte
2. Gas licuado y químico Sección 11. Medición y
muestreo de cargas en tanques de buque usando
equipos para sistemas cerrados
B) DOCUMENTOS NORMATIVOS PARA LA
CALIDAD
RTEINEN028. Reglamento Técnico
Ecuatoriano
NTE INEN 2489:2009 Gas NAtural. Requisitos
NTE INEN 675:82 Gas Licuado de Petróleo.
Requisitos
ítem Alcance Método
Elemento a ser
Inspeccionado ,
API RP 52: Land Drilling Practices for
Protection ofthe Environment
API RP 54 Occupational Safetyfor OH and Gas Well
Drilling and Servicing Operations
API RP 53 Blowout Prevention Equipment
Systems for Drilling Operations
Inspección de
Operaciones de
equipos de
perforación de
pozos petroleros
Pozos petroleros
API ÉP 59 Recommended Practice for Well
Control Operations
Normas API: Series 4: Derricks and mast
Normas API: Series 5: Tubular Goods
Normas API: Series 6: Vahes and Wellhead
Equipment
Normas API: Series 7: Drilling equipment
Normas API: Series 8: Hoisting tools
Normas API: Series 10: OH Well Cements
Normas API: Series 10: OH Well Cements
Normas API: Series 13: Drilling Fluid Materials
Normas API: Series 16: Drilling Well Control
Systems
Normas API: Series 64: Diverter Systems
equipment and operations.
7 Inspección de
equipos y
materiales
utilizados en
exploración,
perforación y
desarrollo
Inspección de
Equipos y
materiales de
pozos petroleros *
Componentes del
Equipo de perforación y
materiales empleados en
la perforación
API 500: Recommended Practice for
Classification of Locations for Electrical
Installations at Petroleum Facilites Clasified as
Class I, Divisio 1 y División 2.

30 —' Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
API 505: Recommended Practicefor Classification
of Locations for Electrical Installations at
Petroleum Facilites Clasified as Class I, Zone o,
Zone 1 and Zone 2,
APIE&PSpec 6A,(Specificationfor Wellhead and
Christmas Tree Equipment) (Especificación para
cabeza de pozo y árbol de navidad Equipo) 7-1
ISO 10424-1, (Petróleo y gas natural - equipo de
perforación de Rotary)
Spec 10A, (Especificación para Cemento y
Materiales para la cementación de pozos)
ISO 10426-1 y (Petróleo y gas natural - Cementos
y materiales para la cementación de pozos)
Spec 7B-llc, (Esta especificación cubre los motores
de combustión interna alternativos para el servicio
del campo petrolífero, incluidos los métodos de
prueba y calificación para la aplicación de los
derechos específicos de campos petroleros.)
Spec 13 A (Especificaciones para materiales
fluidos de perforación)
ISO 13500(Petróleo y gas natural - materiales
fluidos de perforación - Especificaciones y
ensayos
Spec 16A(Especificación para recorrer a través de
un equipo)
ISO 13533, (Petróleo y gas natural - Perforación y
equipo de producción - a través de Drill-equipo)
RP 3la;(Formulario para la Presentación
Hardcopy de perforación de pozos Datos de
registro)
ASME B30 Normas de seguridad para
instalaciones de cables, grúas, torres de
perforación, Elevadores, ganchos, eslingas y
Jotas,
API 9A Specification for Wire Rope.
API 9B; Application, Care and Use of Wire Rope for
OH Field Service.
ANSÍ BU Unifiedlnch Screw Threads; ANSÍ B16.10
Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Valves
ANSÍ B40.1 Gauges-Pressuré Indicating Dial
Type --Elastic Element;
ANSI/IEEE Sid.141 RecommendedPractice for
Electric Power Distribution for Industrial Plañís;
ANSI/IEEE Std. 142 Recommended Practicefor
Grounding of Industrial and Commercial Power
Systems;
ANSÍ B95.1 Terminology For Pressure Relief
Devices,
ANSI/IEEE Std.446 Recommended Practice for
Emergency and Standby Power Systems for
Industrial and Commercial Applications;
Inspecciones de
Equipos y
Materiales de
Exploración,
Perforación y
desarrollo
Equipos de perforación y
reacondicionamiento ON
/OFFSHORE y
facilidades de
producción
ASME B31.3. Procces Piping

Edición Especial N° 43 • * Registro Oficial - Viernes 13 de agosto de 2013 -*■■ 31
ASME B 16.9 Factory-Made Wrought Steel
Buttwelding Fittings
ASMEB 16.11 Forged Steel Fittings, Socket-
Welding and Threaded
ASME B 16.20 Metallic Gasketsfor Pipe Flanges-
Ring-Joint, Spiral-Would, andJacketed
ASME B 16.34 Va Ivés - Flanged, Threaded, and
Welding End
ASME B 16.5 Pipe Flanges and Flanged Fitting
ASME CODE Sección VIH
ASME CODE Sección V
ASME CODE Sección IX; A 694; PTC 1; PTC 10;
PTC 22.
ASME B30 Standards Committee Safety
Standardsfor Cableways, Cranes, Derricks,
Hoists, Hooks, Jacks, and Slings
Spec 14 A-ISO 10432 Petroleum and natural gas
industries - Downhole equipment - Subsurface
safety vahe equipment '
RP14B-ISO 10417 Petroleum and natural gas
industries - Subsurface safety vahe systems -
Design, installation, operation and redress
RP14C Recommendedpractice for analysis,
design, installation, and testing ofbasic surface
safety systems on offshore production platforms
RP 14E Recommended practice for design and
installation of offshore production platform piping
systems.
API 9A Specification for Wire Rop
API 9B Application, Care and use of Wire Rope for
OH Fiel Service.
DIÑEN 12285, FABRICACIÓN DE TANQUES.
ASTMA-53 TUBERÍAS.
ANSI/ASME B 31y4. Pipeline Transportation
Systems for Liquid Hydrocarbons and Qther
Liquids
NORMA UL 58 Standard for steel undergroubd
tank for fammable and combustible liquids.
NORMAS DE PETROECUADOR : SH-006
Distancias mínimas de seguridad que deben ser
contempladas en instalaciones petroleras .
SH-008 Señales de seguridad
SH-009 Identificación de tanques y tuberías
SHI013 Disposiciones de seguridad industrial
para transporte, carga y descarga de
combustibles en autotanques.
SH-018 Sistema de agua contra incendios para
las instalaciones petroleras
SH-019 Sistemas de espumas contra incendio
NSH-020 Sistemas especiales de protección
contra incendios
SH-023 Sistema de drenaje
8 Inspecciones
con el
propósito de
verificar la
seguridad de
instalaciones de
hidrocarburos
Inspecciones con
el propósito de
verificar la
seguridad de
instalaciones de
hidrocarburos
Instalaciones de
hidrocarburos
SH-027 Niveles de iluminación para la industria
hidrocarburifera

Decreto Ejecutivo 2024 Reglamento para autorización de
actividades de comercialización de combustibles líquidos
derivados del petróleo ,
Decreto Ejecutivo 2282
AM 11.6 Reglamento técnico de comercialización de gas
licuado
AM 053 Disposiciones para la comercialización de gas
licuado de petróleo a través de instalaciones
centralizadas,
Decreto Ejecutivo 257
INEN1536 Requisitos de seguridad en plantas de
almacenamiento y envasado de gas licuado de petróleo
(GLP).
NFPA 30 Código de Líquidos inflamables y
combustibles.
NFPA30A CÓDIGO PARA INSTALACIONES
DISPENSADORAS DE COMBUSTIBLE PARA MOTOR
Y TALLERES DE REPARACIÓN.
NFPA 58 Código del gas licuado de petróleo
NFPA 59 Utility LP-Gas Plañí Code
API 2015, Safe Entry and Cleaning of Petroleum Storage
Tanks
API 2016, Guidelines and Procedures for Entering and
Cleaning Petroleum Storage Tanks
INEN 2260 Instalaciones GLP centralizadas.
INEN 440 Colores de identificación de tuberías
INEN 439 Colores, señales y símbolos de
seguridad,
INEN 2266, TRANSPOR TE, ALMACENAMIENTO
Y MANEJO DE PRODUCTOS QUÍMICOS
PELIGROSOS.
NTE INEN 2592:2011 Instalación, operación y
mantenimiento de plantas de carga y descarga de gas
natural comprimido al granel. Requisitos
NTE INEN-EN 13645:2011 Instalaciones y equipamiento
para gas natural licuado. Diseño de instalaciones terrestres
con capacidad de almacenamiento entre 5 t A 200 t.
NTE INEN-EN 1473:2011 Instalaciones y equipos para
gas natural licuado. Diseño de las instalaciones terrestres
NTE INEN-EN 60210:2011 Plantas satélites de gas natural
licuado (GNL)
NTE INEN 2540:2010 Prevención de incendios. Revisión
periódica de cilindros de acero sin costura para gas natural
comprimido
NTE INEN 2541:2010 Prevención de incendios. Sistemas
para transporte de medidos contenedores para gas natural
comprimido. Requisitos
NTE INEN 2590:2011 Transporte de gas natural licuado.
Requisitos e inspección
NTE INEN 2593:2011 Equipos de compresión para
estaciones de carga de gas natural comprimido.
Requisitos

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013 33
NTEINEN 2493:09 Gasoductos. Transporte de gas
natural por medio de ductos. Requisitos
NFA 10 EXTINTORES PORTÁTILES
INEN2266 TRANSPORTE,
ALMACENAMIENTO Y MANEJO DE
PRODUCTOS QUÍMICOS PELIGROSOS.
INEN 2288 Productos químicos industriales
peligrosos. Etiquetado de precaución.
INEN 439 Colores, señales y símbolos de
seguridad,
UL 58.- Standardsfor Safetyfor steel underground
tanks for flammable and combustible liquids.
UL 142: Standardsfor Safetyfor steel
aboveground tanks for flammable and
combustible liquids.
API 12 F: Specification for shop welded tanks for
storage ofproduction liquids.
API 12 D: Specification for shop welded tanks for
storage ofproduction liquids.
Inspección de
seguridad en
estaciones de
servicio/autotanqu
es y vacuums
Estaciones de servicio
(gasolineras), tanques,
autotánques y vacuums.
UL 1746: External corrosión protection systems
for stell underground storage tanks.
ANEXO B: PERFILES DE LOS
INSPECTORES
PERFIL INSPECTOR: INSPECCIÓN VOLUfiaÉTRICA {CALIBRACIÓN *DE TANQUES Y
RECIPIENTES
&DU&AGÍÚN TituSo Tercer NiveS reconocido por la
SENESCYT en Sas siguientes
especia Sidades:
• ingeniería Mee ánica/Mecat fónico.
• ingeniería Oivif
• ingeniería en Peí róseos
• ingeniería Química
• ingeniería Eíéctríco/Eíectrónico
• ingeniería industrial
• ingenierías Técnicas afines a ta
actividad Hidrocarburífera
Contar con cursos de capacitación
aprobados, mínimo 48 horas y dictados por
personas competente en eS tema.
En caso de contar con una tecnoSogía en dichas
ramas la experiencia mínima deberá ser de 2
años en inspecciones reSacionadas con la
actividad. En caso de ser bachiSSeres o
ingenieros en carreras distintas a Sas
mencionadas la experiencia en
inspecciones reSacionadas a la actividad será de
iO años,
ENTRENAMIENTO Gomo tiempo mínimo de entrenamiento para la
realización de las inspecciones, deberá hacerse 5
inspecciones supervisadas, por cada método.
aoNootmENTos momeas Conocimientos de metrología, reglamentos y
normativas que apliquen para la ejecución de
esta actividad,- validación, hojas de cálculo,
manejo y castración de equipos, reglamentos
técnicos, criterios y normativas técnicas
EXPERIENCIA Mínimo 1 año ejecutando actividades en el sector
Hidrocarburífsro en caso de tener Titulo de
Tercer Nivel en las carreras antes mencionadas.

rpERFÍL INSPECTOR? '"'"
[ INSPECCIÓN TÉCNICA
EDUCACIÓN Tituío Tercer Nivel reconocido por la
SENESCYT en ias siguiente*
especialidades:
* ingeniería Mecánica.
* ingeniería en Pefróieos
* ingeniería Química o Químico
* ingenierías Técnicas afines a ia
actividad HidrocarLatí fera
Y contar con ia certificación para realizar ensayos
no destructivos Nivel i o ii emitido per un nivei iii
reconocido (registro)
En caso de contar con una tecnoiogia en dientas
ramas ia experiencia mínima deberá ser de 2 a
ños en inspecciones relacionadas con ia actividad
- En caso de ser bachiiieres o ingenieros en
carreras distintas a ias mencionadas ia experiencia
en inspecciones relacionadas a !a actividad será
efe10 a.ños,
ENTRENAMIENTO Como tiempo mínimo de entrenamiento para ia
realización efe fas inspecciones, de tena hacerse
8 inspecciones supervisadas por cada técnica
utilizada.
CONOCIMIENTOS TÉCNICOS Canocim ientos de reglamentos y
normativas que aplique para ia ejecución de esta
actividad, manejo, reglamentos técnicos,
criterios y normativas técnicas especificas efe/
sector
EXPERIENCIA Minimo 1 año ejecutando actividades en el sector
Hidrocarijinfete en caso de tener Título de Tercer
Nivei en ias carreras antes mencionadas.
INSPECCIÓN DE EQUIPOS IZAJE Y SOSTEMIÍVÜENTO DE CARGAS
E£>UGACfÓfsf Titulo Tercer Nivel reconocido por té? 1 SaVESCVT
en las sigu lentes e spe da Sida des:
* ingeniería Electrónica o Eléctrica
• ingeniería industrias
• ingeniería Electromecánica
• ingeniería Química o Químico
actividad Hidrocart>urífera
Contar cor,» cursos a'e capaciiación
aprcPados, mínimo 4 3 ríoras y dictados por personas
compete?rúe en ei tema.
En caso cíe contar con una tecnología en cftenas tamas
la experiencia mínima deberá ser de 2 atios en
inspecciones reiacionadas con ia actividad. En caso de ser
tacríiiSeres o ingenieros en cameras dtsiinias a ias
mencionadas ia experiencia en tnspecctctties
relacionadas a la .actividad será de iO ¿tt'i&s.
J
EMTTSEMAMtENTO' Gomo tiempo mínimo de entrenamiento para ia reafización
de ias inspecciones, defjerá nacerse 5 inspecciones
supervisadas, porcada eiem ento a inspeccionar.
1
CON&CtM/EMTOS TÉCW/CpS Conocimientos de reglamentos y normativas
que aplique p>ara ia ejecución de esta actividad, manejo
y caitPraciór/ efe equipos, reglamentos' técnicos,
criterios y normativas técnicas especificas dei sector
EXREtti&MCíA Mínimo i stfi& ejecutando actividades en ei I sector
Hidrocarijurifero en caso de tener Título de Tercer Nivei
en ias cañeras antes i mencionadas.
j

PERFIL INSPECTOR:
INSPECCIÓN DE fc/EDlDORES
__________ (VERIFICACIÓN
D
EDUCACIÓN
ENTRENAMIENTO
CONOCíMiENTOS TÉCNICOS
EXPERIENCIA
DINÁIVICOS DE HIDROCARBUROS
E CANTIDAD MEDIDA»_____________________
TiiuSo Tercer Nivef reconocido por ia
SENESCYT en tas siguientes
especialidades:
* ingeniería Electrónica o Eléctrica
* ingeniería en Petróleos
* ingenien a Química o Químico
actividad Hicfrocarburífera
Cantar con cursas de capacitación
aprobados, mínimo 48 ñeras y dictados por
persona) competente en ef tema.
En caso de contar can una tecnología en dichas
ramas ia experiencia mínima deberá ser de 2
años en inspecciones relacionadas con ia
actividad. En caso de ser bachifteres o ingenieros
en carretas distintas a ias mencionadas ia
experiencia en inspecciones relacionadas a ia
actividad será cíe 10
-años, ___________________________________
Como tiempo mínimo de entrenamiento para la
realización de ias inspecciones, deberá hacerse
10 inspecciones supervisadas, por
método. __________________________________
Conocimientos de metrología en volumen,
reglamentos y normativas que aplique para la
ejecución de esta actividad, manejo y
calibración de equipos, reglamentos
técnicos, criterios y normativas técnicas
especificas del sector
Mínimo f año ejecutando actividades en el sector
Hidrocarburífero en caso de tener Tituló de
Tercer Nivel en fas carreras antes mencionadas.
PERFIL INSPECTOR:
INSPECCIÓN DE IVEDIDORES ESTÁTICOS, DE HIDROCARBUROS !
i VERIFICACIÓN CANTIDAD MEDIDA)
| EDUCACIÓN
ENTRENAMIENTO
Titulo Tercer Nivel reconocido por ia
SENESCYT en las siguientes
especialidades:
• ingeniería Mecánica/Mecatrónico.
• ingeniería Civil
• ingeniería en Petróleos
• ingeniería Química
• ingeniería Eléctrico/Electrónico
• ingenierías Técnicas afines a ia
actividad Hidrocarburoera
aprobados, mínimo 43 horas y dictadas por
personal competente en el tema.
En caso de contar con una tecnología en dichas
a/ios en inspecciones relacionadas cofi la
actividad. En caso de ser bachilleres o ingenieros
en carreras distintas a fas mencionadas ia
experiencia en inspecciones relacionadas a la
actividad .sera de i® años. Como tiempo mínimo
de entrenamiento para la realización de las
inspecciones, deberá hacerse 5 inspecciones
supervisadas.
CONOCIMIENTOS TÉCNICOS Conocimientos de metrología de volumen
reglamentos y normativas que aplique para la
ejecución de esta actividad, manejo y
calibración de equipas, reglamentos
técnicos, cnteríos y normativas técnicas
específicas del sector
EXPERIENCIA Mínimo 1 &ñ& ejecutando actividades en el
sector Hidrocarburífero en caso (de tener Titulo
de Tercer Nivel en fas cañeras antes
mencionadas.

PERFIL INSPECTOR:
ÍNSPECCIÓNDE CALIDAD Y CANTIDAD DE HIDROCARBUROS EMÚ
TRANSFERENCIA DE CUSTODIA
EDUCACIÓN Titulo Tercer Nivel reconocido por la
especialidades:
* ingeniería en Mecánica
* ingeniería en Petróleos
* ingenien a Química o Químico
* ingeniería industrias
* ingenierías Técnicas afines a la
Contar con cursos ge capacitación
aprobados., mínimo 43 horas y dictados por
personas competente en el tema.
ramas la experiencia mínima deberá ser de
2 años en inspecciones relacionadas con la
actividad. En caso de ser bachilleres o ingenieros
en carreras distintas a Las mencionadas la
experiencia en inspecciones relacionadas a la
actividad será de f O &-rk»s„
BN TRJEMAmBNTO
CONOCiMiENTOS TÉCNICOS
Corno tiempo mínimo de entrenamiento para la
reaSización de Las inspecciones, deberá
hacerse 10 inspecciones supervisadas.
Conocimientos de regia míe ritos y normativas
que aplique para la ejecución de esta
actividad, validación hojas de cálculo,
maneio y calibración de equipos,
reglamentos técnicos, Griteríos y normativas
técnicas especificas del sector'
EAFER/E/VO^Í Mínimo f mió ejecutando actividades en el sector
Hioi-ocarburífero en caso de tener-Título de
Tercer Nivel en fas carreras antes mencionadas.
PERFIL INSPECTOR:
INSPECCIONES DE EQUIPOS Y MATERIALES DE EXPLORACIÓN.
PERFORACIÓN Y DESARROLLO
• EDUCACIÓN Titulo Tercer Nivel reconocido por la
especialidades:
• irgenieria Mecánica.
• ingeniería Electrónica o Eléctrica
• ingeniería Civil.
• ingeniería Química o Químico
• ingenierías Técnicas afines a la
actividad Hidrocarburifera
Contar con un certificado de inspector de equipos
y materiales de exploración, perforación y
desarrollo capacitados por un Organismo "
internacional Competente ( ejemplo: APÍ,
ASME, NACE)
En caso ote contar con una tecnología en dichas
¿¡ños en inspeccioríes relacionadas con la
actividad. En caso de ser £>achifienes o ingenieros
en carreras distintas a Las mencionadas la
experiencia en inspecciones relacionadas
a la actividad seré de iü ¿i ños.
EN TREN AMIENTO Como tiempo mínimo de entrenamiento piara la
realización (de las inspecciones, deberá
hacerse ¿O inspecciones supervisadas por
método.
CONOCIMIENTOS TÉCNICOS
EXPERIENCIA
Conocimientos de reglamentos y
mormativas que aplique para la ejecución de esta
actividad, manejo y calibración de equipos,
reglamentos tétenteos, criterios y normativas
técnicas específicas del sector. Mínimo í ¿iri©
ejecutando actividades en eS sector
Hidrocarburífero en caso de tener Título de
Tercer Nivel en las carreras antes mencionadas.

PERFIL INSPECTOR:
INSPECCIÓN CON EL PROPOSITO DE VERIFICAR LA SEGURIDAD DE INSTALACIONES DE
HIDROCARBUROS
EDUCACION Titulo Tercer Nivel reconocido por la SENESCYT
en Las siguientes especialidades:
• ingeniería Mecánica.
• ingeniería Electrónica o Eléctrica
• ingeniería Ambientas
• ingeniero Química o Químico
• ingenierías Técnicas atines a la
aprobados, mínimo 48 horas y dictados por personas
competente en el tema.
En caso de requerir alguna actividad especializada,
debe contar con la certificación que avale la
competencia para la ejecución de esta actividad
años en inspecciones relacionadas con la actividad. En
caso de ser bachilleres o ingenieros en carreras
distintas a Las mencionadas la experiencia en
inspecciones relacionadas a la actividad será de 10
años.
ENTRENAMIENTO Como tiempo mínimo de entrenamiento para la
realización de Las inspecciones, deberá hacerse 5
inspecciones supervisadas
CONOCIMIENTOS TECNICOS
EXPERIENCIA
Conocimientos de reglamentos y
normativas que aplique para la ejecución de esta
actividad, manejo y calibración de equipos,
reglamentos técnicos, criterios y normativas técnicas
específicas del sector Mínimo 1 año ejecutando
actividades en el sector Hidrocarburífero en caso de
tener Tituló de Tercer Nivel en Las carreras antes
mencionadas.
EL DIRECTORIO
DE LA AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURÍFERO,
Que la Sección segunda, Ambiente Sano de la Constitución
de la República del Ecuador, publicada en el Registro
Oficial No. 449 de 20 de octubre de 2008, reconoce el
derecho a vivir en un ambiente sano y ecológicamente
equilibrado,- promoviendo el uso de tecnologías
ambientalmente limpias y energías alternativas, en
concordancia con los artículos 413 que expresa: "El Estado
promoverá la eficiencia energética, el desarrollo y uso de
prácticas y tecnologías ambientalmente limpias y sanas, así
como de energías renovables, diversificadas, de bajo
impacto y que no pongan en riesgo la soberanía
alimentaria, el equilibrio ecológico de los ecosistemas ni el
derecho al agua"; y, 4,14 que manifiesta "El Estado
adoptará medidas adecuadas y transversales para la
mitigación del cambio climático, mediante la limitación de
las emisiones de gases de efecto invernadero, de la
deforestación y de la contaminación atmosférica; tomará
medidas para la conservación de los bosques y la
vegetación, y protegerá a la población en riesgo";
Que el artículo 313 de la Carta Magna, establece que, los
recursos naturales no renovables se consideran sectores
estratégicos, respecto de los cuales "el Estado se reserva el
derecho de administrar, regular, controlar y gestionar los
sectores estratégicos, de conformidad con los principios de
eficiencia. Los sectores estratégicos de decisión y control
exclusivo del Estado, son aquellos que por su trascendencia
y magnitud tienen decisiva influencia económica, social,
política o ambiental, y deberán orientarse al pleno desarrollo
de los derechos y al interés social";
Que el artículo 11 de la Ley de Hidrocarburos, reformada,
crea la "(...) Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, ARCH, como organismo técnico-
administrativo, encargado de regular, controlar y fiscalizar
las actividades técnicas y operacionales en las diferentes
fases de la industria hidrocraburífera, (...)", que tiene como
atribución regular, controlar y fiscalizar las operaciones de
exploración, explotación, industrialización, refinación,
transporte y comercialización de hidrocarburos;
Que el párrafo segundo del artículo 9 de la Ley ibídem,
dispone: "(•••) La industria petrolera una actividad altamente
especializada, por lo que será normada por la

38 -- Edición Especial N° 4á - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. Esta
normatividad comprenderá lo concerniente a la prospección,
exploración, explotación, refinación, industrialización,
almacenamiento, transporte y comercialización de los
hidrocarburos y de sus derivados, en el ámbito de su
competencia";
Que el artículo 68 de la Ley de Hidrocarburos dispone: "El
almacenamiento, distribución y venta al público en el país, o
una de estas actividades, de los derivados de hidrocarburos
serán realizados por PETROECUADOR o por personas
naturales o empresas nacionales o extranjeras de
reconocida competencia en esta materia y legalmente
establecidas en el país, para lo cual podrán adquirir tales
derivados ya sea en plantas refinadoras establecidas en el
país o importarlos. En todo caso, tales personas y empresas
deberán sujetarse a los requisitos técnicos, normas de
calidad, protección ambiental y control que fije la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, con el fin de
garantizar un óptimo y permanente servicio al consumidor
Que el artículo innumerado 1 agregado por el artículo 5 a
continuación del artículo 78 de la Ley de hidrocarburos por
la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y al Código
Penal, dispone: "Para efectos de la aplicación de esta Ley,
son sujetos de control quienes realicen actividades de
abastecimiento, envasado, comercialización, distribución,
almacenamiento, transporte, industrialización e importación
de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos,
incluido el gas licuado de petróleo y los biocombustibles";
Que el artículo 67 del Reglamento Sustitutivo del
Reglamento Ambiental para las Operaciones
Hidrocarburíferas en el Ecuador, establece que, en la
producción de combustible, la calidad podrá ser mejorada
mediante la incorporación de aditivos en refinería y/o
terminales; y, se preferirá y fomentará la producción y uso
de aditivos oxigenados, tal como el etanol anhidro, a partir
de materia prima renovable;
Que mediante Acuerdo Ministerial No. 135, publicado en el
Registro Oficial No. 123 de 4 de febrero del 2010, se expide
el Reglamento para la autorización de actividades de
comercialización de mezclas de combustibles líquidos
derivados de los hidrocarburos con biocombustibles;
Que el Decreto Ejecutivo No. 1303, publicado en el
Suplemento del Registro Oficial No. 799 de 28 de
septiembre de 2012, declara de interés nacional el
desarrollo de biocombustibles en el país; el combustible
Diesel Premium que se utilice en el país debe contener
Biodiesel de origen vegetal de producción nacional; y,
dispone que la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, expida la normativa correspondiente; Que
es necesario normar la calidad del biodiesel y la mezcla con
diesel Premium, el transporte, almacenamiento, recepción y
mezcla, distribución y comercialización en toda la cadena
productiva; y,
9 de la Ley de Hidrocarburos, 21 (número 1) del
Reglamento de Aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley
de Hidrocarburos, expedido mediante Decreto Ejecutivo No.
546, publicado en el Registro Oficial No. 330 de 29 de
noviembre del 2010,y 14 (letra b.) del Estatuto Orgánico de
Regulación y Control Hidrocarburífero,
Resuelve:
Expedir la Norma para el Manejo y Control del Biodiesel
(B100) y la Mezcla Diesel Premium - Biodiesel (Diesel
Premium).
Capítulo I
Del Objeto y Definiciones
Art. 1.- Objeto.- La presente norma establece los
requisitos técnicos y operacionales para la mezcla del
Diesel Premium-Biodiesel (Diesel Premium), su
almacenamiento, transporte, distribución y
comercialización, así como también del Biodiesel puro
(B100), conforme a las normas y especificaciones de
calidad vigentes.
Art.2.- Definiciones.-
Aceite Vegetal.- Es aquel obtenido a partir de plantas
oleaginosas mediante procesos de presión u otros
procedimientos, crudo o refinado, el cual puede ser usado
como combustible cuando sea compatible con el tipo de
motor y las exigencias correspondientes en materia de
emisiones.
Grasa Animal.- Es aquella obtenida de tejidos adiposos de
animales mediante procesos térmicos, extracción u otros.
Biodiesel.- Es un combustible compuesto de mezclas de
esteres monoalquídicos de ácidos grasos de cadenas de
carbonos medias y largas, derivados de aceites vegetales o
grasas animales
Biodiesel BX: Denominación de la mezcla entre Diesel y
Biodiesel, la "X" determina la concentración porcentual de
biodiesel en la mezcla, como por ejemplo B10 significa que
la mezcla tiene 10 % de biodiesel.
Biodiesel B100: Se denomina al biodiesel puro, sin
porcentaje de Diesel del petróleo en la mezcla.

Diesel Premium oxigenado con Biodiesel: Es la mezcla
del diesel premium con un biodiesel en determinada
proporción, cumpliendo características técnicas.
Diesel Premium.- Es un combustible constituido por una
mezcla de hidrocarburos (C12 - C25) derivado del petróleo
de bajo contenido de azufre, obtenido de varios procesos
de las refinerías.
Punto de Nube (Enturbiamiento).- Es la temperatura a la
cual comienza aparecer los primeros cristales en forma de
nube en el líquido cuando es enfriado a ciertas condiciones
de temperatura.
Capítulo II
Del Almacenamiento y Transporte del Biodiesel B100.
Art. 3.- Almacenamiento Terrestre de Biodiesel B100.-
Los tanques de almacenamiento de Biodiesel B100
deberán cumplir con las siguientes especificaciones
técnicas:
a. Los tanques deben ser de material acero al carbono de
techo fijo, cilindrico verticales y con recubrimiento
interno compatible a las características físico químicas
del producto a ser almacenado.
b. Los nuevos tanques deben diseñarse para que el fondo
tenga una inclinación de 3 grados frente al nivel 0 o
tener fondo cónico invertido, para facilitar un óptimo
drenaje. Con el fin de evitar derrames se recomienda el
uso de conexiones antiderrames, y se debe usar en
estos casos cubetos móviles para contención de
derrames en maniobras de carga y descarga.
Para cada instalación, la capacidad total de
almacenamiento, así como el tamaño y el número de
tanques, dependerá del volumen y frecuencia de la
recepción de los productos, de las frecuencias de rotación y
del número de productos o mezclas diferentes que se
manipulen, etc.
Para mantener el tanque libre de humedad, los sujetos de
control deben instalar filtros desecantes con filtración de
aire de una miera en los respiraderos que eviten el ingreso
de humedad, de bacterias, hongos, algas, causantes de la
degradación del biodiesel y partículas no mayores de una
miera.
Para el control de contaminación en el almacenamiento de
Biodiesel, los sujetos de control deben realizar lo siguiente:
a. Drenar y limpiar como mínimo cada seis meses el
fondo del tanque para garantizar que no haya
acumulación de sedimentos y de agua libre. Esta
periodicidad la debe ajustar cada operador en el sitio
de almacenamiento o planta, de acuerdo a las
cantidades de agua encontradas en la operación,
buscando asegurar mantener los fondos de los tanques
libres de agua y sedimentos.
b. Todo depósito de combustible oxigenado (Biodiesel
BX) debe tener succión flotante para evitar el arrastre
de sedimentos y conexiones anti derrame para carga y
descarga.
c. Todo tanque de almacenamiento de combustible
oxigenado (Biodiesel BX) debe contar con filtración
micrónica y coalescente-separadora para carga y
descarga (recepción y despacho) especificada para
esta aplicación.
d. Se debe utilizar biocidas que estén especificados para
el uso en Biodiesel (Biodiesel BX), que permitan
eliminar o prevenir el crecimiento bacteriano de
hongos, reacciones orgánicas y que además contengan
inhibidores de la corrosión.
Art. 4.- Transporte y Almacenamiento en buque-
tanques.- Para el almacenamiento de Biodiesel B100, se
deberá:
a. Los tanques deben estar construidos con materiales que
no alteren la calidad del producto, tales como acero
inoxidable, y utilizar revestimientos compatibles y que
no reaccionen con el biodiesel B100.
Los tanques de los buques antes de cargar el producto,
deberán ser inspeccionados, y en caso de que se
comprobare daños en el sistema de carga u otros
deberán ser reparados.
Los buque tanque deberán someterse a un proceso de
lavado previo a cada embarque con Biodiesel B100, el
sujeto de control debe certificar que las cisternas estén
limpias, secos y libres de materiales extraños (sedimentos y
agua) para que pueda transportar el producto, y en caso de
que en las instalaciones se encontrare residuos como
productos alimenticios, aceites, gasolina, lubricantes, entre
otros, no será objeto de carga, de cuyo particular el sujeto
de control comunicará a la entidad de control y comprador
del producto.
Para evitar el ingreso de humedad y contaminantes sólidos
en el biodiesel transportado y almacenado en
buquetanques, estos deben disponer de filtros desecantes
de aire de una miera en los respiraderos o tener dispositivos
para rociar y cubrir su superficie interior con gas inerte de
una pureza > 95%.
Art. 5.- Transporte Terrestre Biodiesel B100.- Para el
transporte por vía terrestre de Biodiesel B100:
a. Los autotanques deben estar construidos con
materiales de aluminio o acero inoxidable, a fin de que
no altere la calidad del producto, y que tengan un
mecanismo de cargue por el fondo (Bottom loading).
b. Los autotanques tendrán un sistema de calentamiento y
aislamiento adecuado.
c. Las cisternas o autotanques deben estar limpios, secos
y libres de materiales extraños (sedimentos y agua)
para que puedan transportar el producto, para lo cual,
el productor del Biodiesel verificará que no exista
algún tipo de residual proveniente de alguna carga
anterior y emitirá el correspondiente Certificado de
Limpieza.

d. Las mangueras y los sellos deben estar limpios y ser
compatibles con Biodiesel B100.
e. Para evitar el ingreso de humedad y contaminantes
sólidos en el biodiesel de los autotanques, estos deben
disponer de filtros desecantes de aire de una miera en
los respiraderos o tener dispositivos para rociar y
cubrir su superficie interior con gas inerte de una
pureza > 95%.
Art. 6.- Materiales.- En relación al uso y compatibilidad de
materiales, los sujetos de control deberán observar lo
siguiente:
a. Para la construcción de instalaciones de almacenamiento
que se utilice en el transporte fluvial y terrestre del
Biodiesel B100 que estén en contacto con el producto,
tales como tuberías, dispositivos de cierre hermético,
válvulas, serpentines de calefacción, purgadores,
bombas, medidores de temperatura o equipos y
accesorios de muestreo; no deberá utilizarse
material de
cobre ni sus aleaciones, latón, bronce, plomo, estaño
o zinc (superficie galvanizadas) en la construcción.
Los metales galvanizados y recubrimientos metálicos no
son compatibles con el B100 en ningún nivel de mezcla.
b. El B100 dada su alta capacidad de solvente
puede permear algunos plásticos comunes
(polietileno, polipropileno) si mantiene contacto
con ellos por tiempo prolongado, por lo tanto
estos materiales no se deben usar para su
almacenamiento.
c. El Biodiesel B100 no es compatible con algunos
tipos de materiales y puede llegar a degradarlos;
por ello, los sujetos de control cuando utilicen
empaques o elastómeros en las instalaciones
deben tener en cuenta la compatibilidad de
materiales descritos en la tabla siguiente.
Tabla 1- Compatibilidad de Elastómeros con Biodiesel
Material Compatibilidad
Buna-N (Nitrilíca - NBR) No Recomendado
Butadieno No Recomendado
Butil Efecto leve
Chemraz, (elastómero) Satisfactorio
Etlileno - Propileno (EPDM) Efecto Moderado
Flurocarbon Satisfactorio
Flurosiiicón Efecto leve, incremento de hinchamiento
Flurosilieona Efecto leve
H i flúor Satisfactorio
HYPALON o CSM o Polietileno Clorosulfonato No Recomendado
Calicho Natura!
Neopreno No Recomendado
Neopreno'Cloroprcno No Recomendado
Nimio No Recomendado
Nitril i ,. -tiitril hiec ' -. . . . - ion de Se? ¿neia a la rotura.
Nitrilo hidrogenado No Recomendado
Nitrito curado con peróxido lácelo leve con B20; inflamación v ofcc¡aeión de ¡a resistencia a la rotura.
NORDEL (EPDM-caueho hidrocarburo) Efecto moderado a severo
Nylüti Sati: al tori •
Perfluoroelastomero Satisfactorio
Polipropileno L-Tccto moderado: inflamación v reducción de ki dure/a
Poliuretano (PUR) , Efecto leve; inflamación
Estireno-butadicno. SBR (del inglés Styrene- i No Recomendado
Butadiene Rubber
Teflón Satisfactorio
(fluoroelastópmeros) VITON Satisfactorio, El upo de curado afecto la compatibilidad con biodiesel oxidado.
Véase t'r>os e^pecíf¡■.os de iion debaio.
Viton A 401 C Satisfactorio con metil éster fresco; rio recomendado con mezclas B20 y mayores
ya oxidadas.
Viton F 605 C Satisfactorio con metil oiier í're^eo; no recomendado con mezclas R2(» mayores
ya oxidadas,
Viton GEB-S Satisfactorio con metil éster fresco; no recomendado con mezclas B20 y mayores
..i oxidadas.
Viton GF-S Satisfactorio con metil ester fresco; no recomendado con me/eias B20 mayores
va oxidadas.
Wi-Flex j Efecto moderado a severo
Fuente: Biodiesel handling and using guide- National Biodiesel Board-2008.

d. Todos los tubos flexibles utilizados para conectar
tuberías durante la carga y descarga deben ser de
materiales compatibles para este producto y ser de
una longitud tal que resulten fáciles de limpiar.
e. Las juntas deben ser de acero inoxidable u otros
materiales compatibles.
f. Los compuestos de caucho de nitrilo (Buna-N,
Perbunan, o NBR), caucho, polipropileno, polivinilo, y
materiales de Tygon son vulnerables al B100, por lo
que no deben ser utilizados.
g. Los materiales como el teflón, vitón, plásticos
fluorados, y de nylon son compatibles con el B100.
Art. 7.- Condiciones de temperatura.- No se podrá
almacenar o transportar Biodiesel B100 en regiones del
país donde la temperatura es inferior a su punto de nube.
Para lo cual se deberá preparar pre mezclas de B40 o B50,
y para el transpone se requerirá de aislamiento térmico
para mantener líquido al producto.
Luego se preparara la mezcla definitiva para su
comercialización de acuerdo al porcentaje que establezca
la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
La pre mezcla de diesel premium con biodiesel es
necesaria para reducir la posibilidad de tener puntos de
solidificación a bajas temperaturas.
Capítulo III De las Operaciones en
el manejo del Biodiesel B100
Art. 8.- Condiciones ambientales de carga y descarga
del Biodiesel.- El punto de Nube (Punto de enturbiamiento)
fluctúa dependiendo de la composición, tipo y selección de
la materia prima y el método utilizado para el proceso de
obtención del biodiesel B100.
En los casos que el biodiesel B100 se transporte a regiones
en donde la temperatura ambiente sea inferior al punto de
nube del producto, y luego se lo almacene, los autotanques
deben tener aislamiento térmico o un método que permita
calentar el producto para que el producto permanezca
líquido. Se debe asumir un margen de seguridad de 6 °C
sobre la temperatura del punto de nube para mantener el
producto líquido.
Además, se recomienda realizar pruebas hidrostáticas
periódicas a los serpentines de calentamiento que tengan
instalados los autotanques.
Al igual que con el diesel del petróleo, el B100 debe ser
transportado de forma que no produzca contaminación,
para lo cual los sujetos de control deben cumplir con los
procedimientos determinados para el transporte en
autotanques y buque-tanques establecidos en el
Reglamento de Operación y Seguridad del Transporte
Terrestre de Combustibles (Excepto el GLP) en
autotanques y Reglamento Ambiental de Operaciones
Hidrocarburíferas
Art. 9.- Muestreo.- El sistema de muestreo para este tipo
de productos está basado en la norma ISO 5555:2001,
considerando las normas de seguridad establecidas en la
MSDS (Material Safety Data Sheet) y las características de
almacenamiento del Biodiesel B100.
Art. 10.- Despacho de Biodiesel B100.- El productor de
Biodiesel debe garantizar que su producto cumple con los
requisitos de la norma Técnica Ecuatoriana INEN 2482
"Biodiesel Requisitos", vigente. En ella se encuentran los
requisitos de calidad que el Biodiesel (B100) debe cumplir.
Antes de iniciar el despacho y para cada envío del producto
B100, el productor debe entregar al transportador un
"Informe de resultados" de la calidad del producto,
adjuntando la respectiva Guía de Remisión. Los resultados
de los análisis de laboratorio reportados en el "Informe de
resultados" deben ser emitidos por un laboratorio acreditado
y entregado al comprador y al ente de control.
Capítulo IV
De los Terminales y Refinerías
Art. 11.- Construcción y adecuación de instalaciones.-
La adecuación de la infraestructura existente y/o
construcción de nueva para la recepción y almacenamiento
del Biodiesel B100, sistemas de mezclado en línea y
despacho de la mezcla, equipos de medición,
instrumentación de control en refinerías y terminales de EP
Petroecuador o quien haga sus veces, deberán ceñirse a los
códigos, estándares y normas nacionales e internacionales
ó de la industria del petróleo (API, ANSÍ, ASTM, NFPA,
ASME, ISA, y otras afines), a fin de garantizar la calidad y
seguridad de las instalaciones y condiciones óptimas de la
operación y manejo del biodiesel y la mezcla respectiva.
Art. 12.- Recepción del Biodiesel en las instalaciones de
mezcla.- EP Petroecuador o quien haga sus veces, previo a
la recepción del Biodiesel B100, solicitará a las empresas
proveedoras el respectivo "informe de resultados" de
calidad, el cual deberá cumplir con los requisitos establecido
en la Norma INEN 2482 "Biodiesel Requisitos", vigente.
EP Petroecuador (comprador), en el punto de recepción del
producto B100, debe, sin perjuicio de ejecutar todos los
análisis señalados en la norma INEN 2482: "Biodiesel
Requisitos", vigente, realizar los análisis básicos (Tabla 2)
en los laboratorios de refinerías y terminales para los fines
de comprobación de la calidad, para lo cual en presencia de
una inspectora independiente y ente de control debe tomar
las muestras necesarias de los autotanques antes de recibir
el producto.
Tabla 2.- Análisis Básicos del Biodiesel B100
Parámetro Unidad Especificación
Densidad a 15 C Kg/m3 860 - 900
Contenido de Agua mg/kg 500 máximo
Punto de Nube* C 5 máximo
Contaminación Total mg/kg 15 máximo
* Se realizará este ensayo en lugares de temperatura igual o
inferior a 14 ° C.

42 — Edición Especia! N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
En caso de incumplimiento de los requisitos de calidad
establecidos en los parámetros básicos mencionados en la
tabla anterior, no se debe aceptar el producto y se deberá
informar por escrito al proveedor del producto y a la entidad
de control correspondiente, a fin de que se disponga el
análisis de la contramuestra en un laboratorio acreditado.
EP PETROECUADOR debe instalar equipos contadores de
partículas en puntos críticos en terminales y refinerías para
obtener reportes en tiempo real de las partículas totales del
B100 y la mezcla bajo la norma ISO 4406-99 establecidas
por la Word Wide Fuel Charter.
Art. 13.- Almacenamiento del Biodiesel, Diesel Premium
y la Mezcla Diesel Premium-Biodiesel.- Los
sistemas de almacenamiento del Biodiesel, Diesel Premium
y la Mezcla, según el caso, en las plantas productoras de
Biodiesel y en las instalaciones de mezcla (refinerías y
terminales) deben contar con un programa de control del
contenido de agua y sedimentos presentes en el fondo de
los tanques. Esta operación constituye una de las más
importantes prácticas de aseguramiento de la no afectación
de la calidad de los tres productos durante el
almacenamiento.
Se deben verificar las condiciones del tanque en el cual se
va a realizar el almacenamiento de los productos: Biodiesel
B100, diesel premium y la mezcla diesel premium - biodiesel
enfatizando la eliminación de agua y sedimentos conforme a
las normas establecidas; en cada operación se debe
registrar la fecha del drenaje, la medición de agua antes y
después del drenado y la cantidad de agua retirada, para lo
cual se debe mantener una bitácora con esta información;
esta periodicidad la debe ajustar cada planta de acuerdo a
las cantidades de agua encontradas en la operación
mensual.
La disposición y aprovechamiento de los productos
contaminados remanentes de las prácticas de drenaje deben
ser debidamente tratados en los respectivos sistemas de
separadores "API" de los sujetos de control.
Una de las fuentes potenciales de presencia de agua libre
en el fondo del tanque se origina de la condensación del
vapor de agua presente en la atmosfera, por lo tanto, en
caso de presentarse elevado contenido de agua por
condensación atmosférica, se debe instalar filtros
desecantes con filtración micrónica de aire de una miera en
los respiraderos del tanque. Manejar en lo posible una alta
rotación del inventario y evitar el almacenamiento de
producto por períodos superiores a 3 meses.
Art. 14.- Sistema de Mezcla de Biodiesel - Diesel
Premium.- El contenido de Biodiesel en el Diesel Premium
debe cumplir con lo establecido en la norma INEN 1489
"Diesel. Requisitos", vigente. Para el efecto se debe utilizar
sistemas/procedimientos que permitan monitorear y medir
los volúmenes de los productos base que se están
mezclando, tales como, sistemas de mezcla automáticos,
balance o control de inventarios.
Se debe utilizar un equipo mezclador automático en línea
para garantizar la exactitud de los porcentajes de los
componentes de la mezcla y la homogeneidad del producto.
El mezclador de Diesel Premium - Biodiesel, en las
instalaciones de la mezcla, deberá contemplar, dentro de la
infraestructura mínima de almacenamiento y despacho de la
mezcla los equipos y procedimientos que permitan disponer
de producto dentro de especificaciones. En terminales se
debe instalar sistemas de filtración micrónica y coalescente
(< 10 mieras) a las dos corrientes diesel premium y
biodiesel antes de la mezcla de los citados productos para
preparar el diesel premium oxigenado con biodiesel acorde
a la norma INEN 1489.
Art. 15.- Despacho de la mezcla Diesel Premium-
Biodiesel.- Para el despacho de la mezcla diesel Premium -
Biodiesel (Diesel Premium), los componentes de la mezcla
debe estar dentro del rango establecido en la norma INEN
1489: "Diesel. Requisitos", vigente, conforme lo establezca
la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. En
caso de que se detecte que el contenido indicado de
biodiesel en la mezcla no se cumple, el sujeto de control
deberá realizar los ajustes necesarios para corregir la
desviación.
Se deben evitar, la operación de recibo y entrega
simultánea de producto en un mismo tanque.
EP Petroecuador, o quien haga sus veces, en los
laboratorios de control de calidad de refinerías y terminales
realizará los análisis de la mezcla Diesel Premium-Biodiesel
(Diesel Premium) y emitirá el respectivo "informe de
resultados" el cual deberá cumplir con "las especificaciones
de calidad establecidas en la NTE INEN 1489 "Diesel.
Requisitos", vigente.
Una vez recibido a satisfacción el producto, la
comercializadora será responsable de sellar los
compartimientos de los autotanques que transporten la
mezcla de Diesel Premium- Biodiesel (Diesel Premium), a
fin de eliminar riesgos de adulteración y deterioro del
producto; a partir de éste momento, la calidad del producto
es de responsabilidad de la comercializadora.
Art. 16.- Transporte de Mezcla Diesel Premium -
Biodiesel.- Para el transporte de la mezcla Diesel
Premium-Biodiesel (Diesel Premium), se deben tener los
mismos cuidados que se tienen para el transporte de
combustibles derivados del petróleo. Se debe cumplir con
los requisitos establecidos en el Reglamento de Operación
y Seguridad del Transporte Terrestre de Combustibles
(Excepto el GLP) en autotanques y Reglamento Ambiental
de Operaciones Hidrocarburíferas.
Los autotanques deben estar completamente limpios y
herméticos, para evitar la contaminación con agua. Los
sujetos de control deberán inspeccionar el interior de los
tanques previo a la carga garantizando que estén libres de
agua y sedimentos.
Capítulo V
De los Centros de Distribución
Art. 17.- Recepción de la mezcla Diesel Premium-
Biodiesel.- Antes de descargar la mezcla diesel premium-
biodiesel desde los autotanques a los tanques de

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - . Viernes 23 Agosto de — 43
almacenamiento en los centros de distribución, así como al
nuevo producto almacenado, los centros de distribución de
combustibles líquidos derivados de los hidrocarburos
deberán realizar las siguientes pruebas de campo, para
verificar la calidad del producto que recibe y del producto
almacenado, a fin garantizar al usuario final un producto de
excelente calidad.
1. Apariencia
2. Densidad de la mezcla
3. Contenido de agua
La mezcla diesel premium-biodiesel debe ser manejado
como cualquier combustible líquido derivado de los
hidrocarburos, por lo tanto deben tomarse todas las
medidas de seguridad en la descarga y recepción del
mismo, para evitar: sobrellenado y derrames durante el
llenado de tanques.
Antes de la primera recepción de la mezcla diesel premium-
biodiesel, las comercializadoras de combustibles
garantizarán que los centros de distribución de combustible
líquido derivado de los hidrocarburos realicen una limpieza
prolija e integral de los tanques de almacenamiento, líneas y
sistemas asociados, retirar los residuos de óxido y
sustancias extrañas, reemplazar los filtros del surtidor por
filtros de <10 mieras aprobados para biodiesel, reparar y/o
cambiar las partes que no se encuentren en óptimas
condiciones.
Para los trabajos a realizarse en los centros de distribución
deberán considerarse . las regulaciones establecidas por la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburí fero.
Los tanques no deben mantenerse desocupados por mucho
tiempo, ya que el aire que queda dentro de los mismos
puede generar procesos de oxidación, al igual que la
contaminación por partículas y el aumento en los niveles de
agua.
Las comercializadoras de combustibles líquidos derivados
de los hidrocarburos garantizarán que el transporte de la
mezcla y su manejo en las estaciones de servicio sea el
adecuado, a fin de asegurar al consumidor final la venta del
producto, acorde a las especificaciones de calidad de la
norma INEN 1489 vigente.
Art. 18.- Almacenamiento de la mezcla Diesel Premium -
Biodiesel.- Las comercializadoras deberán garantizar que
los tanques de almacenamiento de los centros de
distribución de combustibles líquidos derivados de los
hidrocarburos reciban mantenimiento periódico con especial
cuidado en drenajes, filtros y uso de biocidas. La
periodicidad de evacuación de agua la debe ajustar cada
centro de distribución de combustibles líquidos derivados de
los hidrocarburos, de acuerdo a las cantidades de agua
encontradas en la operación mensual, buscando asegurar
mantener los fondos de los tanques libres d& agua y
sedimentos.
Los tanques deben tener completa hermeticidad no solo
para la prevención de fugas, sino para evitar la
contaminación del combustible. Por. lo que, se debe realizar
pruebas de hermeticidad e hidrostáticas en los tanques y
equipos asociados, de acuerdo con lo establecido ¡por la
normativa aplicable.
Art. 19.- Limpieza de tanques de almacenamiento de la
mezcla Diesel Premium - Biodiesel.- Las
comercializadoras de combustibles líquidos derivados de los
hidrocarburos garantizarán que los tanques de
almacenamiento de los centros de distribución de
reciban una limpieza integral antes de la primera recepción
de la mezcla de diesel-biodiesel (Diesel Premium) y se
mantengan en condiciones óptimas durante su operación,
con el fin de evitar la generación de lodos y sedimentos.
Art. 20.- Manejo de filtros.- Las comercializadoras de
garantizarán que los centros de distribución de combustibles
líquidos derivados de los hidrocarburos mantengan
sistemas de filtración para el despacho de la mezcla diesel
premium-biodiesel.
Los centros de distribución de combustibles líquidos
derivados de los hidrocarburos deben implementar
respiraderos desecantes con filtración de 1 miera en las
rejillas de ■ ventilación de los, tanques que absorban la
humedad del aire y eviten la contaminación por partículas; y,
en los dispensadores filtros de <10 mieras.
Se deben revisar periódicamente los filtros del sistema de
distribución con la finalidad de que sean reemplazados una
vez que hayan cumplido su vida útil.
Art. 21.- Disposición de residuos.- Todo materia} que
entre en contacto con biodiesel o la mezcla diesel-biodiesel
(absorbentes, arena, filtros, canecas, estopas, etc.) así como
los sólidos, borras y en general, todos los materiales
resultantes de la limpieza de los tanques, deberán ser
manejados como residuos peligrosos, para tal efecto, se
debe aplicar la normativa técnica vigente; en este sentido,
deberá contemplarse el almacenamiento adecuado de
residuos y la entrega de los mismos a gestores ambientales
calificados para el transporte, tratamiento y disposición final
de residuos.
Capítulo VI,
Primera: Contingencias y derrames.- Todas las
contingencias y derrames de mezclas diesel-biodiesel
deberán ser atendidos según los parámetros establecidos
para cualquier combustible líquido.
En ese sentido, las refinerías, terminales y centros de
distribución de combustibles. líquidos derivados de los
hidrocarburos .deberán cpntar.. con , un Plan 4e

Emergencias y Contingencias, este plan deberá contemplar
los protocolos a seguir en caso de derrame e incendio en
las diferentes operaciones asociadas con la mezcla diesel-
biodiesel (llenado de tanques, suministro, etc.). No debe
olvidarse el alto efecto corrosivo del biodiesel sobre el
concreto, razón por la cual se deben atender con agilidad
los posibles derrames del mismo sobre este material; para
las nuevas instalaciones de contención y pisos deberá
utilizarse concretos poliméricos resistentes al ataque
corrosivo del Biodiesel (FAME).
Segunda: Control de humedad.- Se debe implementar
medidas para impedir la entrada de agua y prever los
medios para permitir la evacuación de la misma en todo el
sistema, de igual forma, se debe implementar un programa
de mantenimiento que incluya medidas preventivas como
filtración micrónica y coalescente para retirar particulados y
agua según niveles establecidos en ésta norma y Normas
Técnicas.
Será también responsabilidad de los sujetos de control,
llevar una bitácora permanente del control de contenido de
agua en tanques, misma que estará a disposición del ente
de control.
Tercera: Alteración de la calidad del Biodiesel y Diesel
Premium (mezcla diesel premium-biodiesel).- En caso de
que, en la cadena de distribución del biodiesel y la mezcla
Diesel Premium-Biodiesel (Transporte, almacenamiento y
comercialización) se genere sedimentos, emulsión,
solidificación y pequeños grumos (haze) en el producto, las
comercializadoras y los centros de distribución de
combustibles líquidos derivados de los hidrocarburos y/o EP
PETROECUADOR en lo que correspondan, son
responsables para solucionar cualquier evento que se
presente en cualquiera de los puntos de la cadena y que
altere las especificaciones. de calidad del producto.
En el caso que se presenten tales novedades deberán
comunicar del particular, a la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero y al Ministerio del Ambiente.
Cuarta: Incumplimiento de los requisitos de calidad de
las NTE INEN vigentes.- En caso-de que por los controles
realizados por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero en cualquier punto de la cadena de
distribución, se determine que el Biodiesel y/o Diesel
Premium (mezcla diesel premium-biodiesel) incumple las
especificaciones de calidad establecidas en las normas
INEN 2482: "Biodiesel. Requisitos", y/o INEN 1489 "Diesel.
Requisitos", vigentes o a cualquiera de las disposiciones
comprendidas en esta norma, sin perjuicio de las acciones
legales que deberá instaurarse, se dispondrá la suspensión
del despacho del producto y la prohibición de su
comercialización.
Quinta: Para los efectos señalados en el artículo 67
Reglamento Sustitutivo del Reglamento Ambiental para las
Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, se deberán
obtener de las autorizaciones que para el efecto exija el
Ministerio del Ambiente de acuerdo a su competencia en
materia ambiental.
Primera.- De acuerdo a la implementación del Plan de
Biodiesel, en la provincia de Manabí a partir del 30 de
agosto del presente año, EP Petroecuador iniciará en el
Terminal Barbasquillo la preparación y comercialización de
la mezcla diesel premium- biodiesel (Diesel Premium).
Segunda.- El programa de comercialización de la mezcla
diesel premium- biodiesel, se implementará inicialmente con
un porcentaje de mezcla de 5% de biodiesel y 95% de
diesel premium, denominado B5.
Para la instalación de los respiraderos con filtros
desecantes para controlar la humedad y los sistemas de
filtración micrónica y coalescente para retirar agua y
sedimentos, así como los equipos contadores de partículas
en sitio o en laboratorio, se otorga un plazo de tres meses
para su implementación, a partir de la publicación de la
presente norma.
Cuarta.- Los centros de distribución de combustibles
líquidos derivados de los hidrocarburos (estaciones de
servicio) que tengan tuberías de acero galvanizado,
deberán realizar el cambio por tubería apta para el
transporte de la mezcla diesel premium-biodiesel (diesel
premium), en el plazo que para el efecto dicte la ARCH.
DISPOSICIÓN FINAL.- La presente Resolución entrará en
vigencia a partir de su suscripción sin perjuicio de su
Dado, en Quito, Distrito Metropolitano, a 11 de julio de
2013.
f.) Pedro Merizalde Pavón, Ministro de Recursos Naturales
No Renovables,-Presidente del Directorio de la Agencia de
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero,
No. 005-005 -DIRECTORIO-ARCH-2013
EL DIRECTORIO DE LA AGENCIA DE
REGULACIÓN Y CONTROL
HIDROCARBURÍFERO
Considerando:
Que el primer inciso del artículo 313 de la Constitución de la
República del Ecuador, otorga al Estado el derecho de
administrar, regular, controlar y gestionar los sectores

estratégicos, de conformidad con los principios de
eficiencia;
Que el segundo inciso del artículo 9 de la Ley de
Hidrocarburos determina que la industria petrolera es una
actividad altamente especializada, -por lo que será
normada por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero en el ámbito de su competencia;
Que el artículo 5 de la Ley Reformatoria a la Ley de
Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno
publicada en el Suplemento del Registro Oficial No. 244 de
27 de julio de 2010, que reforma el artículo 11 de la Ley de
Hidrocarburos, crea la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero como una institución de derecho público
adscrita al Ministerio Sectorial con personalidad jurídica,
autonomía administrativa - técnica, económica, financiera y
patrimonio propio, encargada de regular, controlar y
diferentes fases de la industria hidrocarburífera.
Que la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero,
es el organismo público de control y regulación que tiene la
facultad de expedir normas de carácter general en el sector
hidrocarburífero, por ser de su competencia de conformidad
con el artículo 21 del Reglamento de aplicación a la Ley de
Hidrocarburos;
Que es necesario normar el ejercicio de procedimiento para
la entrega de información en el sistema de trazabilidad
comercial para la prestación del servicio público de
comercialización de gas licuado de petróleo y combustibles
líquidos derivados de hidrocarburos;
EN EJERCICIO de la facultad que le confiere el artículo 9
de la Ley de Hidrocarburos; y, el artículo 21 del Reglamento
de aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley de
Hidrocarburos,
Resuelve:
Expedir el siguiente: "INSTRUCTIVO PARA LA
ENTREGA DE INFORMACIÓN EN EL SISTEMA
DE TRAZABILIDAD COMERCIAL EN LA
COMERCIALIZACIÓN DE GAS LICUADO DE
PETRÓLEO, GAS NATURAL LICUADO Y
COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DE
HIDROCARBUROS"
TÍTULO I
ALCANCE Y DEFINICIONES
Art. 1.- Alcance: El presente instructivo se aplicará a nivel
nacional a las personas naturales o jurídicas, nacionales o
extranjeras, públicas, privadas o mixtas, que realicen
actividades de comercialización de gas licuado de petróleo
(GLP) y combustibles líquidos derivados de hidrocarburos
(CLDH).
Art. 2.- Actividades comprendidas: Para efectos de este
instructivo, la comercialización de GLP y CLDH comprende
el registro de las transacciones comerciales que se realizan
en" el despacho, recepción y venta al consumidor final.
Art. 3.- Definiciones: Para los fines del presente Instructivo
se establecen las siguientes definiciones:
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero
(ARCH): es el organismo técnico-administrativo, adscrita al
Ministerio Sectorial, encargada de regular, controlar y
diferentes fases de la industria hidrocarburífera.
Centro de Acopio: Son instalaciones autorizadas y
registradas en la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, donde se realizan actividades de
comercialización del GLP en cilindros a depósitos de
distribución autorizados y registrados en la ARCH; y, a
consumidores finales de los segmentos de consumo
industrial y comercial.
Centros de distribución de GLP vehicular: Son las
instalaciones autorizadas y registradas por la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, para atender al
segmento automotriz, en las cuales se realizan actividades
de recepción, almacenamiento y venta de GLP al
consumidor en los servicios de transporte público (taxis)
organizados..
Centros de distribución de CLDH: Son las
instalaciones autorizadas y registradas por la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, en las cuales se
realizan actividades de recepción, almacenamiento y venta
de CLDH al consumidor final. Entre los centros de
distribución i se incluyen las estaciones de servicio, -los
depósitos industriales, pesqueros, navieros y aéreos.
Cilindro: Son los recipientes diseñados para contener GLP,
formados por la base, el cuerpo del cilindro, el porta válvula
y el asa.
Combustibles Líquidos Derivados de Hidrocarburos
(CLDH): Mezcla de hidrocarburos utilizados para generar
energía por medio de combustión y que cumple con las
normas nacionales (API) e internacionales (DIN).
Comercializadora: Es la persona natural o jurídica,
nacional o extranjera, autorizada por el Ministerio Sectorial,
para realizar las actividades de comercialización de GLP,
GNL o CLDH. Se incluye dentro de esta

46 - Edición Especial NQ
43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
definición a la Empresa Pública de Hidrocarburos del
Ecuador, EP PETROECUADOR.
Consumidor Final: Son las personas naturales o jurídicas
que utilizan el GLP y CLDH en la fase final de la cadena de
comercialización de acuerdo al segmento de consumo.
Distribuidor de GLP: Persona natural o jurídica,
nacional o extranjera, registrada en la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero,
propietario/operador de un depósito de distribución, que
realiza actividades de venta de GLP en cilindros al
consumidor final en los distintos segmentos de consumo,
vinculado contractualmente a una o varias
comercializadoras.
Despachos: Son todas las transacciones de entrega de
producto de un prestador de servicios a otro prestador de
servicios.
de GLP: Persona natural o jurídica, propietario/operador de
un centro de acopio.
EP PETROECUADOR: Empresa Pública de Hidrocarburos
del Ecuador encargada de la gestión del sector estratégico
de los recursos naturales no renovables, para su
aprovechamiento sustentable, conforme a la Ley Orgánica
de Empresas Públicas y la Ley de Hidrocarburos, para lo
cual intervendrá en todas las fases de la actividad
hidrocarburífera a excepción de las fases de exploración y
explotación, bajo condiciones de preservación ambiental y
de respeto de los derechos de los pueblos.
Gas Licuado de Petróleo (GLP): Mezcla de hidrocarburos
compuestos por propano, propileños, butano (iso-butano), y
butilenos, que siendo vapores a condiciones ambientales,
se presentan en estado líquido por compresión.
Ministro Sectorial: Es el funcionario encargado de formular
la política de hidrocarburos aprobada por el Presidente de la
República, así como de la aplicación de la Ley de
Hidrocarburos.
Medios de Transporte: Son aquellos vehículos, cabezales
y cisternas que permiten transportar el GLP envasado en
cilindros o al granel y CLDH al granel, debidamente
autorizados y registrados en la Agencia de Regulación y
Planta de Abastecimiento de GLP: Es la instalación o
infraestructura autorizadas y registradas en la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, en las cuales el GLP
al granel es objeto de las operaciones de recepción,
almacenamiento y despacho hacia las plantas de
almacenamiento y envasado o instalaciones centralizadas
autorizadas y registradas por la ARCH.
Plantas de Almacenamiento y Envasado de GLP: Son
las instalaciones autorizadas por el Ministro Sectorial y
registradas en la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, destinadas a recibir el GLP al granel,
envasarlo en cilindros, pudiendo también entregarlo al
granel para su comercialización a los distintos segmentos
de consumo. Estas instalaciones deben disponer de la
infraestructura para el mantenimiento y destrucción de
cilindros.
Prestadoras del servicio: Son las personas naturales o
jurídicas nacionales o extranjeras, públicas, privadas o
mixtas autorizadas y registradas por la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, para ejercer
cualquiera de las actividades de comercialización de GLP y
CLDH.
Red de Distribución de GLP: Son los Centros de Acopio,
Depósitos de Distribución y/o Centros de Distribución de
GLP vehicular, y medios de transporte de propiedad o
vinculados contractualmente con una o varias
comercializadora para la distribución de GLP.
Red de Distribución de CLDH: Es el conjunto de centros
de distribución de propiedad de una comercializadora o que
están vinculados contractualmente con una
comercializadora que distribuye, bajo la marca y estándares
de ésta, combustibles líquidos derivados de hidrocarburos a
los consumidores finales.
Registro de Control Técnico Hidrocarburífero: Catastro
en el cual obran inscritas las personas naturales o jurídicas
e instalaciones dedicadas a las actividades comprendidas
en la comercialización de GLP, GNL y CLDH. En adelante
se le denominará Registro.
Segmento de consumo de GLP: Sector en el que se utiliza
el GLP: doméstico, industrial, comercial, vehicular,
asistencia social, agroindustrial.
Segmento de consumo de GNL: Sector en el que se utiliza
el GNL: residencial e industrial/comercial.
Segmento de consumo de CLDH: Sector en el que se
utiliza el CLDH: automotriz, industrial, pesca artesanal,
naviero nacional y naviero internacional.
Sistema de Trazabilidad Comercial (STC o Sistema):
Sistema informático centralizado en el cual se registran e
identifican las transacciones comerciales de GLP, GNL y
CLDH, que se realizan desde que el producto sale de las
Plantas de Abastecimiento o Terminales hasta que es
entregado al Consumidor Final.
Terminal: Instalaciones de la EP PETROECUADOR en
las cuales los combustibles líquidos derivados de los
hidrocarburos, son objeto de las operaciones de recepción,
almacenamiento y despacho vía auto tanque, para su
posterior comercialización.

Edición Especial N° 43 - Registro Oficial ,- Viernes 23 de agosto de 2013 — 47
Transacción: Actividades de recepción y despacho entre
las prestadoras de servicios.
Transacciones Comerciales: Son las actividades de
despachos, recepciones o ventas realizadas, justificadas
con los debidos documentos.
Ventas: Son las transacciones comerciales realizadas de un
prestador de servicios al consumidor final.
TÍTULO II
CONDICIONES GENERALES
Art. 4.- Servicio Público: La comercialización de GLP y
CLDH de acuerdo con el artículo 68 de la Ley de
Hidrocarburos es un servicio público, que deberá ser
prestado respetando los principios señalados en el artículo
314 de la Constitución de la República, sin que su
prestación pueda ser suspendida conforme lo establece el
artículo 326 numeral 15 ibídem.
El servicio público de comercialización de GLP y CLDH, de
acuerdo con lo establecido en los artículos 3 y 68 de la Ley
de Hidrocarburos, será prestado directamente por la EP
PETROECUADOR o por delegación a personas naturales o
jurídicas nacionales o extranjeras públicas, privadas o
mixtas, legalmente establecidas en el país, debidamente
autorizadas por el Ministro Sectorial, o por la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, según el caso,
conforme a las disposiciones contenidas en el presente
Manual, y en las resoluciones que para el efecto dicte la
ARCH.
Art. 5.- Regulación y Control: La prestación del servicio
público de comercialización de GLP y CLDH está sujeta a
las políticas de hidrocarburos que expida el Ministro
Sectorial; y, al control y regulación que ejerza la Agencia de
Art. 6.- Prevención de abuso de posición dominante:
De conformidad con lo que dispone la Ley de Hidrocarburos
y la Ley Orgánica de Regulación y Control del Poder de
Mercado, las personas prestadoras del servicio público de
comercialización de GLP y CLDH tienen la obligación de
asegurar que el servicio se preste sin abuso de la posición
dominante que puedan tener frente a usuarios, terceros o
frente a otros prestadores y abstenerse de prácticas
monopólicas o restrictivas de la competencia. Se prohíben
las prácticas o acciones que pretendan el
desabastecimiento deliberado del mercado interno.
TÍTULO III
DE LAS OBLIQACIONES DE LAS PRESTADORAS DE
SERVICIO
Art. 7.- Información: Todas las prestadoras de servicio
público de comercialización de GLP y CLDH deberán
presentar a la Agencia de . Regulación y Control
Hidrocarburífero la información que ésta requiera respecto
de lo siguiente:
a. Reportes respecto de • los volúmenes o cantidades de
GLP, GNL y CLDH despachados por.la EP
PETROECUADOR, hacia las plantas de
almacenamiento y envasado y estaciones de servicio
respectivamente, así como los despachos clasificados
por segmentos de consumo, entregados desde las
Plantas de Abastecimiento o terminales a las
Comercializadoras.
b. Los prestadores de servicio público de
almacenamiento y envasado de GLP y
comercializadoras y centros de distribución de CLDH
están obligados a remitir, la información de la cantidad
o volumen de GLP y CLDH respectivamente, recibido,
despachado y vendido'por segmento de consumo,
para lo cual debe conectarse en línea en tiempo real
con los sistemas informáticos de la ARCH y de
despacho y facturación de la EP PETROECUADOR.
c. La EP PETROECUADOR, las comercializadoras de
GLP y GNL, Plantas de Almacenamiento y Envasado,
Centros de Distribución de Vehicular, Centros de
Acopio y Depósitos de distribución de GLP, están
obligados a remitir, la información de la cantidad o
volumen adquirido al granel o en cilindros; así como
los terminales de abastecimiento, comercializadoras y
centros de distribución de CLDH, la información de la
cantidad o volumen en los distintos segmentos de
consumo.
Los sujetos de control entregaran la información mediante
los mecanismos aprobados por la ARCH.
Art. 8.- Facilidades: Las personas que ejercen actividades
de comercialización de GLP y CLDH descritas en este
Instructivo están obligadas a prestar todas las facilidades
para el control que realice la Agencia de Regulación y
La inobservancia de esta disposición será causal de
sanción conforme lo establecido en los reglamentos de
comercialización de GLP y combustibles líquidos derivados
de los hidrocarburos, en concordancia con lo establecido en
el artículo 77 de la Ley Hidrocarburos.
Art. 9.- Paralización del servicio: Las actividades de
comercialización de GLP, por tratarse de un servicio
público, no podrán suspenderse o paralizarse, salvo caso
fortuito o fuerza mayor, debidamente justificada y aceptada
por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. La
trasgresión de esta disposición causará la aplicación de las
sanciones económicas, administrativas, civiles y/o penales,
correspondientes y

de ser el caso pondrá en conocimiento de las autoridades
competentes.
Art. 10.- Obligaciones: Todas las personas que realicen
alguna de las actividades encaminadas a la prestación del
servicio público de comercialización de GLP y CLDH,
además del cumplimiento de las normas vigentes que les
apliquen, deben:
a. Estar registrados y autorizados por el Ministro
Sectorial o la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, según sea el caso;
b. Acceder al Sistema de Trazabilidad Comercial (STC),
mediante el Código numérico STC y una clave de
acceso otorgados por la ARCH, los cuales deben
ser utilizados para reportar cada transacción de
Recepción o Despacho, o Ventas,
independientemente del medio de acceso que se
utilice, sea este, vía internet, celular, o interfaz de
programación o cualquier otro formato autorizado
por la ARCH
c. Registrar la información de cada transacción realizada
en la cadena de comercialización de GLP y CLDH,
desde las plantas de abastecimiento o terminales
hasta el consumidor final en el sistema de
trazabilidad comercial,;
d. Garantizar la veracidad de la información ingresada en
el Sistema de Trazabilidad Comercial, siendo
responsable de toda acción u omisión que tienda al
entorpecimiento de las obligaciones dispuestas en el
presente instructivo;
e. Brindar asesoramiento y capacitación adecuada a su
red de distribución o personal responsable del
ingreso de información en el Sistema de
Trazabilidad Comercial en las fases de las cadenas de
comercialización de GLP y CLDH;
f. Reportar a través de correo electrónico o por
escrito a la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, los inconvenientes presentados en el
registro de la información en el Sistema de
Trazabilidad Comercial, si los hubiera, adjuntando los
justificativos correspondientes, dentro de las
veinticuatro(24) horas siguientes a la presentación de
dicho evento;
g. Las transacciones comerciales registradas en el sistema
de trazabilidad comercial no pueden ser modificadas.
En el caso de existir errores en la información cargada,
se procederá a anular la misma e ingresarla
correctamente , dentro de un plazo establecido por la
ARCH;
h. Facilitar el acceso a sus instalaciones a los servidores de
los organismos oficiales de control, así como
suministrar la información por ellos requerida;
i. Proporcionar la información comercial y cumplir con los
derechos de los consumidores, a los que se refiere la
Ley de Defensa del Consumidor y las normas que para
el efecto dicte el Servicio de Rentas Internas u Otra
autoridad competente;
j. Emitir las facturas de venta y guías de remisión de
conformidad con la normativa tributaria vigente;
k. Despachar GLP y CLDH exclusivamente a las
prestadoras de servicio que se encuentren autorizadas
y registradas por el Ministro Sectorial o la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, según sea el
caso;—
1. Facilitar, viabilizar y dar cumplimiento a los
requerimientos establecidos por la ARCH, resultantes
de las obligaciones citadas en el artículo innumerado
anterior al artículo 94 de la Ley de Hidrocarburos
vigente, relacionado con el monitoreo, control y
supervisión en el abastecimiento, almacenamiento y
envasado, transporte y distribución de GLP y CLDH,
utilizando sistemas tecnológicos de información, bajo
los lincamientos de la ARCH y en los términos que para
el efecto ésta lo determine.
TÍTULO IV
PROCEDIMIENTO PARA EL INGRESO DE
INFORMACIÓN EN EL STC
Art. 11.- Ingreso al STC: Los prestadores de servicio para
acceder al sistema de trazabilidad comercial deben ingresar
los siguientes datos:
a. Código STC: Es el Código numérico de 9 dígitos
asignado por la ARCH a cada prestadora de servicio;
b. Clave de Acceso: Es un código numérico de 4 dígitos,
denominado "contraseña", enviado vía electrónica o
personalmente por la ARCH a cada prestadora de
servicio.
Art. 12.- Ingreso de información de Transacciones de
Despacho o Recepción: Para registrar una transacción de
despacho o recepción se deben seguir los siguientes pasos:
a. Fecha de Transacción: Seleccionar la fecha en que se
realizó físicamente la transacción que se está
reportando;
b. Tipo de Transacción: Seleccionar el tipo de
movimiento que se va a registrar (Recepción o
Despacho)
c. Reportado por: Código de la Prestadora del servicio
que reporta la transacción, es ingresado en forma
automática por el sistema STC;

d. Contraparte: Indicar el "Código STC" de la prestadora de
servicio de la contraparte que realiza la transacción
comercial:
d. 1. Si se está registrando una Recepción, se debe indicar el
código STC del prestador de servicio que ha
despachado el producto; y,
d.2. Si se está registrando un Despacho, se debe indicar el
código STC del prestador de servicio destinatario del
producto;
e. Transporte: Indicar el medio por el cual se ha
transportado el producto:
e. 1. Si el envío del producto ha sido realizado mediante un
vehículo, se debe indicar:
e. 1.1. Opción "Transporte";
e. 1.2. Número de guía de remisión
e.1.3. Cédula de ciudadanía del conductoro propietario
del vehículo;
e.1.4. Placa del vehículo;
e.2. Si el envío del producto ha sido realizado mediante un
ducto, se debe indicar:
e.2.1. Opción "Ducto".
e.2.2. Número de guía de remisión
Para este caso, no se requiere el ingreso de la cédula de
ciudadanía del conductor y placa dado que el envío del
producto no ha sido realizado mediante un vehículo;
f. Producto: Registrar el código del producto
correspondiente a la transacción que se está
ingresando; y,
g. Cantidad: Registrar la cantidad de producto
correspondiente a la transacción que se está
ingresando.
Art. 13.- Ingreso de información de Venta: Para registrar
las ventas se deben seguir los siguientes pasos:
a. Para Ventas de GLP:
a. 1. Para venta deGLP a Consumidor Final, sin registro del
consumidor final:
a. 1.1.Fecha de la Transacción: Seleccionar la fecha en que
efectivamente se realizó la transacción que se está
reportando.
a. 1.2.Producto: Registrar el código del tipo de producto de
GLP correspondiente a la venta que se está
ingresando.
a.1.3.Cantidad: Registrar la cantidad de producto de GLP
correspondiente a la venta diaria
a.2. Para venta de GLP a Consumidor Final, con registro del
consumidor final:
a.2.1.Fecha de transacción: Seleccionar la fecha
correspondiente a la venta que se está reportando.
a.2.2.Documento de identidad: Registrar el número del
documento de identidad de la persona a la que se le
realizó la venta.
a.2.3.Fecha de expedición del documento de identidad
ecuatoriano: En caso de que la persona a la que se le
realizó la venta que se está reportando es un
ciudadano ecuatoriano, ingresar la fecha de
expedición de dicho documento.
a.2.4.Producto: Indicar el código del tipo de producto de
GLP correspondiente a la venta que se está
ingresando.
a.2.5.Cantidad: Indicar la cantidad de producto de GLP
b. Para Ventas de CLDH:
b. 1. Para venta de producto CLDH a Consumidor Final, sin
registro del consumidor final:
b.2. Fecha de la transacción: Seleccionar la fecha
correspondiente al registro de venta diaria que se
está reportando.
b.3. Producto: Registrar el código del tipo de producto de
CLDH correspondiente a la venta que se está
ingresando.
b.4. Cantidad: Registrar la cantidad de producto de CLDH
correspondiente a la venta diaria que se está
reportando.
b.2. Para una venta de producto CLDH a Consumidor Final,
con registro del consumidor final:
b.2.1. Fecha de transacción: Seleccionar la fecha
b.2.2. Documento de identidad: Registrar el número del
documento de identidad de la persona a la que se
le realizó la venta del combustible.

50 - Edición Especial N° 43 - Registro Oficial - Viernes 23 de agosto de 2013
b.2.3. Fecha de expedición del documento de identidad
ecuatoriano: En caso de que la persona a la que se
le realizó la venta que se está reportando es un
ciudadano ecuatoriano, ingresar la fecha de
expedición de dicho documento.
b.2.4. Placa: Ingresar la placa del vehículo al que se le
despachó el combustible.
b.2.5. Producto: Indicar el código del tipo de producto de
CLDH correspondiente a la venta que se está
ingresando.
b.2.6. Cantidad: Indicar la cantidad de producto de CLDH
Art. 14.- Rectificación de información: En el caso de que
un registro de una transacción comercial haya sido
ingresado incorrectamente al STC, el mismo no puede ser
modificado.
El procedimiento para la corrección de la acción realizada
es la siguiente:
a. Anulación de la transacción: Ingresar al sistema,
seleccionando la opción de "Registros", se debe
ubicar el registro que ha sido incorrectamente
ingresado, y seleccionar la opción "ANULAR". El
registro anulado se mantiene igualmente en el
historial de registros;
b. Ingreso de transacción correcta: Seleccionar en el
sistema la opción "Transacción", "Venta GLP" o
"Venta CLDH", según corresponda, e ingresar los
datos correctos..
Art. 15.- Ajustes de stock a petición de la prestadora de
servicio: La Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, podrá realizar ajustes de stock, frente al
pedido de una prestadora de servicio, por inconvenientes o
inconsistencias que pueda tener en el uso del STC.
Para ello, la prestadora de servicio, debe reportar el
problema documentadamente a la ARCH y ésta, luego de
realizados los controles correspondientes, realizará, de ser
el caso, el ajuste de stock en los volúmenes o cantidades
de GLP y CLDH que correspondan."
Art. 16.- Ajustes de stock de oficio: Si del registro de las
transacciones comerciales en el despacho, recepción y
venta al consumidor final que realicen las prestadoras de
servicio público de comercialización de GLP y CLDH, se
detectare diferencia numérica en tendencia descendente, la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero de oficio
ajustará el stock a lo realmente recibido y vendido al
consumidor final, en relación al mes inmediatamente
anterior.
De persistir por más de tres veces consecutivas el ajuste de
stock de oficio, la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, lo ajustará definitivamente al
comportamiento de recepción y venta al consumidor final
promedio de los tres últimos meses, y la diferencia será
comunicada a la comercializadora para efectos de
despacho.
Art. 17.- Consulta de Registros: La Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero así como cada una
de las prestadoras de servicio, podrá consultar los registros
ingresados al STC. Las prestadores de servicio sólo pueden
acceder a los registros realizados por ellos mismos.
Las consultas de registros ingresados al sistema que se
podrán realizar son:
a. Registros de transacciones de recepción y despacho,
o de Ventas o de ajustes de stock, ingresados en un
período dado; y,
b. Registros reportados con una determinada prestadora
de servicio (contraparte): Registros realizados con
una prestadora de servicio, como contraparte, en un
período dado.
TÍTULO V
FALLAS EN EL SISTEMA DE TRAZABILIDAD
COMERCIAL
Art. 18.- Limitaciones de las prestadores de servicio: En
los siguientes casos no se puede acceder al STC por
indisponibilidades propias de los prestadores de servicio.
a. Servicio Eléctrico;
b. Servicio de Comunicaciones (Internet, servicio
Celular);
c. Equipamientos informáticos de propiedad del Sujeto
de Control.
Art. 19.- Error. en ingreso: Por error en los datos
ingresados por la prestadora del servicio, el Sistema
mostrará, los siguientes mensajes:
a. Pérdida u olvido del código de acceso al STC;
b. Pérdida u olvido de la clave de acceso al STC.
Art. 20.- Disponibilidad del sistema de trazabilidad
comercial: El sistema de trazabilidad comercial no se
encuentra disponible en los siguientes casos:
a. Tareas' de mantenimiento programadas de la plataforma
tecnológica. En este caso el tiempo sin acceso al
Sistema por parte de los prestadores de servicio para
el registro de datos

y consulta de información, no será superior a 6
horas.
b. Ocurrencia de un incidente técnico imprevisto. En
este caso el tiempo sin acceso al sistema por parte
de los prestadores de servicio para el registro de
datos y consulta de información, no será superior a
las 3 horas.
c. Eventos impredecibles y repentinos, como ser
desastres naturales, atentados, hurto, vandalismo,
accidentes, incendios, alteración del orden
público, entre otros, que afecten las
instalaciones, equipos y/o facilidades de la
infraestructura sobre la cual el Sistema se
encuentra operativo. En este caso el tiempo sin
acceso, al sistema por parte de los Sujetos de
Control para el registro de datos y consulta de
información, no será superior a las 24 horas.
Art. 21.- Reclamos: Todo ciudadano tiene derecho a
presentar un reclamo ante la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero por inconvenientes en el uso del
Sistema.
TÍTULO VI DEL
CONTROL
Art. 22.- Mecanismo de Control: La Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero verificará en cualquier
momento, ingreso y calidad de la información en el STC en
toda la cadena de comercialización de GLP, GNL y CLDH,
considerando un plazo de setenta y dos (72) horas máximas
permisibles para el registro de información de las
transacciones comerciales, este plazo podrá ser ampliado o
reducido por la ARCH cuando el caso sea debidamente
justificado.
Art. 23.- Control: Las comercializadoras de GLP, GNL y
CLDH, sin perjuicio del control a cargo de la Agencia de
Regulación y Control Hidrocarburífero, tienen bajo su
responsabilidad el ingreso y veracidad de la información
registrada en el STC de su representada y su red de
distribución.
Toda prestadora de servicio será responsable de la
veracidad de la información ingresada en el STC.
La suspensión será dispuesta de conformidad con lo
establecido en el artículo 139 del Estatuto del Régimen
Jurídico y Administrativo de la Función Ejecutiva y será
adoptada como medida preventiva.
Art. .24,7 Incumplimientos: El incumplimiento de las
disposiciones del presente Instructivo, será sancionado, por
el Director Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero o su delegado, de conformidad con la Ley
de Hidrocarburos, el Reglamento a la Ley 2007-85
reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y al Código Penal, y
demás las disposiciones legales que rigen al sector.
PRIMERA: El Director de la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero, luego del debido proceso aceptará
o rechazará cualquier impugnación o reclamo que pudiera
existir en el ingreso y veracidad de información ingresada
por las personas calificadas por la ARCH para el uso del
Sistema de Trazabilidad Comercial. De presumirse la
falsedad de la documentación, ésta será remitida a la
autoridad competente.
SEGUNDA: Las prestadoras de servicios que realizan el
"transporte de producto" deben garantizar en todo momento
la cantidad o volumen de GLP y CLDH determinados en los
planes de ruta; y, con el mantenimiento y calibración de los
instrumentos de medida.
TERCERA: En el caso de suspensión, reincidencia y/o
suspensión definitiva en el ingreso y veracidad de la
información en el STC por parte de las prestadoras de
servicios, se delega la operación a EP PETROECDADOR y
la ARCH, en las instalaciones suspendidas, durante el
período de suspensión.
En el caso de una suspensión definitiva, EP
PETROECUADOR considerará si es pertinente operar de
forma continua en dichas instalaciones.
CUARTA: Las instituciones públicas, privadas y mixtas
deberán prestar las facilidades al personal técnico de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero para el
desarrollo de sus actividades de control y fiscalización
respecto de la verificación de la información ingresada en el
STC.
PRIMERA: Hasta tanto se expidan las regulaciones de este
instructivo se emplearán las normas vigentes a esta fecha,
siempre que guarden conformidad con las normas de este
instructivo.
SEGUNDA.- Los aspectos no previstos en el presente
instructivo serán resueltos por el Director Ejecutivo de la
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero mediante
Resolución que dicte para el efecto.
DISPOSICIONES FINALES
PRIMERA: Derogatoria: Se deroga toda norma de igual o
menor jerarquía que se oponga al presente instructivo.
SEGUNDA.- El presente instructivo entrará en vigencia a
partir de su publicación en el Registro Oficial.
Dado en San Francisco de Quito, Distrito Metropolitano el
día de hoy, 11 de julio de 2013.
f.) Pedro Merizalde, Ministro de Recursos Naturales No
Renovables, Presidente del Directorio de la Agencia de
Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero, ARCH,

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