CONSIDERANDO:

  • Que los numerales 2 y 4 del Artículo 316 de la Constitución Política del Estado, determina que la función del Estado en la economía consiste en dirigir la economía y regular, conforme con los principios establecidos en la Constitución, los procesos de producción, distribución, y comercialización de bienes y servicios; y participar directamente en la economía mediante el incentivo y la producción de bienes y servicios económicos y sociales para promover la equidad económica y social, e impulsar el desarrollo, evitando el control oligopólico de la economía.
  • Que el Artículo 356 del Texto Constitucional, establece que las actividades de exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales no renovables tendrán el carácter de necesidad estatal y utilidad pública.
  • Que el Artículo 360 de la Constitución Política del Estado, dispone que el Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética.
  • Que el Parágrafo I del Artículo 361 del Texto Constitucional, señala que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB es una empresa autárquica de derecho público, inembargable, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, en el marco de la política estatal de hidrocarburos. YPFB, bajo tuición del Ministerio del ramo y como brazo operativo del Estado, es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización.
  • Que el Artículo 367 de la Constitución Política del Estado, determina que la explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno.
  • Que el Artículo 9 de la Ley Nº 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos, establece que el Estado, a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía, establecerá la Política Hidrocarburífera del país en todos sus ámbitos. En lo equitativo, se buscará el mayor beneficio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo del sector.
  • Que el inciso d) del Artículo 10 de la Ley Nº 3058, dispone como uno de los principios que rigen las actividades petroleras, el de continuidad, que obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte y distribución, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida, así como el cumplimiento de los contratos de exportación.
  • Que el Artículo 64 de la Ley Nº 3058, señala que la producción de hidrocarburos provenientes de campos marginales y pequeños tendrá un premio según el nivel de producción y la calidad del hidrocarburo, de acuerdo a Reglamento.
  • Que las conclusiones de la Agenda Patriótica rumbo al 2025 hacen referencia a la necesidad de mayor exploración en el territorio boliviano, con énfasis en la Zona No Tradicional - ZNT, coherentes con la construcción de políticas de Estado que lleven a la sociedad boliviana a ser más incluyente, participativa, democrática y libre en el pleno uso de sus recursos naturales.
  • Que la Ley Nº 767, 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, tiene por objeto promover las inversiones en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, mismas que se declaran de interés nacional en todo el territorio del Estado Plurinacional de Bolivia.
  • Que la Disposición Transitoria Única de la Ley Nº 767, determina la reglamentación por Decreto Supremo en un plazo de noventa (90) días calendario a partir de su publicación.

EN CONSEJO DE MINISTROS,

DECRETA:

Capítulo I
Disposiciones generales

Artículo 1°.- (Objeto) El presente Decreto Supremo tiene por objeto reglamentar la Ley Nº 767, de 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera.

Artículo 2°.- (Definiciones) Además de las definiciones establecidas en la Ley Nº 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos y la Ley Nº 767, para fines de aplicación del presente Decreto Supremo se establecen las siguientes definiciones:

  1. BOE: Barril Equivalente de Petróleo. Se considera que 6 Mpc (seis mil mes cúbicos) de Gas Natural equivalen a un (1) Barril Equivalente de Petróleo;
  2. DTM: Se entiende por desmontaje, traslado y montaje de un equipo de perforación en la locación definida para la perforación de un pozo exploratorio, con un programa y objetivos técnicos definidos, aprobados por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB;
  3. Reservorios de Gas Seco: Son aquellos reservorios cuyo fluido producido tiene un yield de Condensado menor a 10 Bbl/MMpc (diez barriles por millón de mes cúbicos) y un porcentaje molar de metano (C1) mayor a noventa por ciento (90%) en la composición del fluido a condiciones de reservorio, sin considerar gases inertes;
  4. Nuevos Reservorios: Una o varias acumulaciones de Petróleo Crudo o Gas Natural descubiertas y probadas a través de una prueba de formación o potencial productivo (DST) realizadas en el primer pozo exploratorio descubridor, y que constituyen volúmenes significativos de Petróleo Crudo o Gas Natural potencialmente explotables y por ende, representan una oportunidad de desarrollo potencial, y que no están referidos a criterios utilizados para determinar su comercialidad;
  5. Nuevo Campo: Para efectos del presente Decreto Supremo, es aquel Campo que contiene uno o más Nuevos Reservorios declarados comerciales dentro de la porción del Área de Contrato que no comprenda un Área de Explotación.

Capítulo II
Incentivo a la producción de petróleo crudo

Artículo 3°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona tradicional)

  1. La determinación del incentivo aplicable a la producción de Petróleo Crudo en Zona Tradicional - ZT se realizará aplicando la siguiente fórmula:
    I_t = (-4,623+11,491\cdot ln(WTI_t))\cdot Q_t
    Sujeto a:
    20,35<WTI_t<116,00
    Dónde:
    ItIncentivo mensual expresado en dólares americanos ($us).
    WTItPrecio promedio mensual del West Texas Intermediate (WTI) para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, medido en dólares por barril ($us/Bbl).
    QtVolumen de producción de Petróleo Crudo medido en Punto de Fiscalización (PF), expresado en barriles (Bbls).
    tPeriodo de tiempo medido en un mes.
  2. Cuando el precio internacional supere el nivel máximo de 116 $us/Bbl (ciento dieciséis 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se definirá a partir de la multiplicación de por el monto máximo de incentivo de 50 $us/Bbl (cincuenta 00/100 dólares por barril de Petróleo Crudo).
  3. El incentivo determinado en el Parágrafo I del presente Artículo, será aplicado únicamente a la producción de Petróleo Crudo proveniente de Nuevos Campos descubiertos después de la publicación de la Ley Nº 767, otorgados mediante recursos del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos - FPIEEH.
  4. El incentivo a la producción de Petróleo Crudo proveniente de Nuevos Reservorios descubiertos en Áreas de Explotación existentes, y que se encontraban en etapa de evaluación a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, se beneficiarán de un incentivo constante de 30 $us/Bbl (treinta 00/100 dólares por barril de Petróleo Crudo) otorgados mediante Notas de Crédito Fiscal - NOCRES.
  5. Aquellos Reservorios de Petróleo Crudo que hayan estado produciendo a la fecha de la publicación de la Ley Nº 767 y que, en nuevos Planes de Desarrollo - PDDs o Planes de Inversión Quinquenales a ser presentados hasta sesenta (60) días a partir de la aprobación del presente Decreto Supremo, comprometan y ejecuten de manera continua nuevas inversiones aprobadas por YPFB, mismas que permitan incrementar el factor de recuperación final del o los Campos y/o contrarrestar la declinación de la producción de Petróleo Crudo, se beneficiarán de un incentivo constante de 30 $us/Bbl (treinta 00/100 dólares por barril de Petróleo Crudo) otorgados mediante NOCRES.
  6. La producción de Petróleo Crudo proveniente de acumulaciones descubiertas no comerciales y de Campos cerrados antes de la fecha de publicación de la Ley Nº 767 y puestos en producción y reactivados, de manera posterior a la fecha de publicación de dicha Ley, se beneficiarán de un incentivo constante de 30 $us/Bbl (treinta 00/100 dólares por barril de Petróleo Crudo) otorgados mediante recursos del FPIEEH.
  7. Cuando el precio internacional alcance un valor por debajo de 20,35 $us/Bbl (veinte 35/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo a la producción de Petróleo Crudo se suspende, en tal caso YPFB, como brazo operativo del Estado, definirá las estrategias operativas para garantizar la continuidad de la producción de los Campos.
  8. El incentivo (It) será redondeado a dos (2) decimales.

Artículo 4°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona no tradicional)

  1. La determinación del incentivo aplicable a la producción de Petróleo Crudo en ZNT se realizará aplicando la siguiente fórmula:
    I_t = (0,377+11,491\cdot ln(WTI_t))\cdot Q_t
    Sujeto a:
    20,35<WTI_t<116.00
    Donde:
    ItIncentivo mensual expresado en dólares americanos ($us).
    WTItPrecio promedio mensual del West Texas Intermediate (WTI) para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, medido en dólares por barril ($us/Bbl).
    QtVolumen de producción de Petróleo Crudo medido en Punto de Fiscalización (PF), expresado en barriles (Bbls).
    tPeriodo de tiempo medido en un mes.
  2. Cuando el precio internacional alcance un valor por debajo de 20,35 $us/Bbl (veinte 35/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se suspende e YPFB, como brazo operativo el Estado, definirá las estrategias operativas para garantizar la continuidad de producción de los Campos. ICuando el precio internacional supere el nivel máximo de 116 $us/Bbl (ciento dieciséis 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se definirá a partir de la multiplicación de por el monto máximo de incentivo de 55 $us/Bbl (cincuenta y cinco 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo).
  3. El incentivo determinado en el Parágrafo I del presente Artículo será aplicado únicamente a la producción de Petróleo Crudo proveniente de Nuevos Campos descubiertos de manera posterior a la publicación de la Ley Nº 767, otorgados mediante recursos del FPIEEH.
  4. El incentivo (It) será redondeado a dos (2) decimales.

Capítulo III
Incentivo a la producción de condensado asociado al gas natural

Artículo 5°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona tradicional)

  1. La determinación del incentivo aplicable a la producción de Condensado asociado al Gas Natural resultante de Nuevos Campos de Gas Natural descubiertos en ZT de manera posterior a la publicación de la Ley Nº 767, será otorgado mediante recursos del FPIEEH y se realizará a través de la siguiente fórmula:
    I_t = (-0,003 \cdot WTI_t^2+0,1479\cdot WTI_t + 48,173)\cdot Q_t
    Sujeto a:
    27,11<WTI_t<106,29
    Dónde:
    ltIncentivo mensual expresado en $us.
    WTItPrecio promedio mensual del WTI para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, medido en $us/Bbl.
    QtVolumen de producción de Condensado medido en PF únicamente, expresado en Bbls.
    tPeriodo de tiempo medido en un mes.
  2. En el caso de Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, el incentivo será otorgado solamente a la producción de estos Nuevos Reservorios. Consecuentemente, la producción de Condensado asociado al Gas Natural proveniente de dichos Reservorios se beneficiará de un incentivo constante de 30 $us/Bbl (treinta 00/100 dólares americanos por barril de petróleo), otorgados a través de recursos del FPIEEH, en caso de que estos sean insuficientes, se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas emitir NOCRES.
  3. Cuando el precio internacional alcance un valor por debajo de 27,11 $us/Bbl (veintisiete 11/100 dólares americanos por barril de petróleo), el incentivo a la producción de Condensando asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.
  4. Cuando el precio internacional supere un valor por encima de 106,29 $us/Bbl (ciento seis 29/100 dólares americanos por barril de petróleo), el incentivo a la producción de Condensando asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.
  5. El incentivo (It) aplicable será redondeado a dos (2) decimales.

Artículo 6°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona no tradicional)

  1. La determinación del incentivo aplicable a la producción de Condensado asociado al Gas Natural resultante de Nuevos Campos de Gas Natural descubiertos en ZNT de manera posterior a la publicación de la Ley Nº 767, será otorgado mediante recursos del FPIEEH y se realizará a través de la siguiente fórmula:
    I_t = (-0,003 \cdot WTI_t^2+0,1479\cdot WTI_t + 53,173)\cdot Q_t
    Sujeto a:
    27,11<WTI_t<106,29
    Donde:
    ItIncentivo mensual expresado en $us.
    WTItPrecio promedio mensual del WTI para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, medido en $us/Bbl.
    QtVolumen de producción de Condensado medido en PF únicamente, expresado en Bbls.
    tPeriodo de tiempo medido en un mes.
  2. En el caso de Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, el incentivo será otorgado solamente a la producción de estos Nuevos Reservorios. Consecuentemente, la producción de Condensado asociado al Gas Natural proveniente de dichos Reservorios se beneficiará de un incentivo constante de 35 $us/Bbl (treinta y cinco 00/100 dólares americanos por barril de petróleo), otorgados a través de recursos del FPIEEH, en caso de que estos sean insuficientes, se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas emitir NOCRES.
  3. Cuando el precio internacional alcance un valor por debajo de 27,11 $us/Bbl (veintisiete 11/100 dólares americanos por barril de petróleo), el incentivo a la producción de Condensando asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.
  4. Cuando el precio internacional supere un valor por encima de 106,29 $us/Bbl (ciento seis 29/100 dólares americanos por barril de petróleo), el incentivo a la producción de Condensando asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.
  5. El incentivo (It) aplicable será redondeado a dos (2) decimales.

Artículo 7°.- (Plazo de aplicación del incentivo a la producción de condensado asociado al gas natural)

  1. Para los Contratos de Servicios Petroleros - CSP a ser suscritos posterior a la publicación de la Ley Nº 767, si corresponde el incentivo, el plazo de aplicación a considerarse al momento de la negociación se encontrará dentro del límite establecido para cada nivel de recursos prospectivos, de acuerdo a lo establecido en la siguiente tabla en función del Valor Actual Neto Esperado - VANE del Titular.
    Rango de recursos prospectivos (TCF) Plazo por Zonas (años) ZT ZNT &lt; 1 Hasta 20 años Hasta 25 años 1 a 2 Hasta 13 años Hasta 18 años &gt; 2 Hasta 7 años Hasta 12 años
  2. al momento de aprobar la Declaratoria de Comercialidad, sobre la base del flujo de caja descontado considerado en la negociación del CSP, YPFB ajustará dicho flujo modificando solamente las variables de producción, precios de comercialización e inversiones y, en consecuencia, recalculará el VANE del Titular, el cual se denominará en adelante VANE teórico - VANEt. Con el VANEt, YPFB definirá el plazo de aplicación del incentivo en base a la reserva declarada.
  3. El VANEt será calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:
    VANE_t=p_e\cdot \left[-I_0 + \sum_{j=1}^n (\frac{F_j}{(1+i)^j}) \right ]+(1-p_e)\cdot (-l_s)=0
    Donde:
    VANEtValor Actual Neto Esperado teórico.
    PeProbabilidad de éxito exploratorio.
    (1-pe)Probabilidad de fracaso exploratorio.
    I0Inversiones en Exploración y Desarrollo hasta el inicio de la Producción Comercial Regular a valor actual.
    IsInversión en exploración hasta el primer pozo exploratorio declarado seco a valor actual.
    FjFlujo neto en el periodo (j).
    iTasa de descuento.
    nHorizonte de evaluación.
  4. Cuando el VANEt del Titular sea inferior a cero (0), se reajustará el plazo del incentivo hasta que el VANEt iguale a cero (0) o llegue al plazo máximo respectivo establecido en la tabla del Parágrafo I del presente Artículo.
  5. La tasa de descuento y los precios de comercialización a ser utilizados en el flujo de caja descontado serán calculados y notificados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH mediante Resolución Administrativa al finalizar cada gestión, de forma que se apliquen en la siguiente gestión.
  6. Para efectos de la aplicación del Artículo 8 de la Ley Nº 767, para poder beneficiarse del incentivo, el pozo deberá alcanzar los objetivos técnicos acorde a lo establecido en el programa de perforación aprobado por YPFB, documentando los resultados en el informe final de perforación correspondiente; salvo contingencias operativas y/o motivos de fuerza mayor que impidan el cumplimiento de dichos objetivos. Tanto el informe final de perforación como cualquier justificación de contingencia operativa y/o fuerza mayor, deberán ser aprobados por YPFB en el marco de la normativa vigente.
  7. Para los CSP negociados a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, YPFB, al momento de aprobar la Declaratoria de Comercialidad calculará el VANEt del Titular y si corresponde, definirá el plazo del incentivo bajo el procedimiento establecido en los Parágrafos II, III, IV, V y VI del presente Artículo.
  8. En el caso de Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, al momento de aprobar la Declaratoria de Comercialidad, para efectos de determinar el plazo del incentivo YPFB evaluará el proyecto en base a los flujos del Área de Contrato, considerando los límites de la tabla del Parágrafo I del presente Artículo. Este Parágrafo será reglamentado mediante Resolución Ministerial emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Capítulo IV
Incentivo a la producción adicional de condensado asociado al gas natural

Artículo 8°.- (Condiciones para la aplicación del incentivo) Se beneficiará de este incentivo la producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural proveniente de reservorios productores de aquellos Campos que se encuentren en Periodo de Explotación a la fecha de publicación de la Ley Nº 767.

Artículo 9°.- (Determinación de la línea base)

  1. La línea base de producción de Condensado asociado al Gas Natural, será determinada por YPFB a partir de pronósticos de producción que consideren las reservas probadas, tanto desarrolladas como no desarrolladas, de Reservorios existentes en cada Campo Gasífero actualmente en explotación. Estos pronósticos deberán reflejar las inversiones y actividades comprometidas por las operadoras con anterioridad a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, según la última información disponible por YPFB.
  2. Para ser considerados como volúmenes de Condensado asociado al Gas Natural adicionales sujetos de incentivo, éstos deberán permitir que el Campo alcance una producción por encima de la línea base de producción, a partir de inversiones y actividades adicionales comprometidas en PDDs actualizados. Los PDDs deberán ser presentados a YPFB por las operadoras hasta noventa (90) días después de la aprobación del presente reglamento, una vez presentados deberán ser aprobados o rechazados por YPFB. Los PDDs aprobados deben ser remitidos al Ministerio de Hidrocarburos y Energía y a la ANH en un plazo de hasta sesenta (60) días.
  3. Deberán considerarse únicamente aquellas inversiones que busquen un incremento de reservas probadas a través de la movilización de las reservas de menor categoría (probables y posibles) y/o recategorización de recursos contingentes a reservas probadas, o mediante la maximización del factor de recuperación final del Campo. Asimismo, no deberán considerarse aquellos proyectos cuyo objeto sea la aceleración de la producción de Gas Natural.

Artículo 10°.- (Factores para la determinación del incentivo a la producción adicional de condensado asociado al gas natural)

  1. La determinación del incentivo aplicable a la producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural, se realizará aplicando la siguiente fórmula:
    I_t=[-0,6398\cdot WTI_t+47,345]\cdot Q_t
    Sujeto a:
    27,11<WTI_t<74
    Donde:
    ItIncentivo mensual expresado en $us.
    WTItEs el precio promedio mensual del WTI para el mes t bajo la Denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report medido en $us/Bbl.
    QtVolumen de Producción de Condensado asociado al Gas Natural en PF por encima de la Línea Base únicamente, expresado en Bbls.
    tPeriodo de tiempo medido en un mes.
  2. Cuando el precio internacional alcance un valor por debajo de 27,11 $us/Bbl (veintisiete 11/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se suspende. ICuando el precio internacional supere los 74 $us/Bbl (setenta y cuatro 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo será de 0 $us/Bbl (cero 00/100 dólares americanos por barril de Condensado).
  3. El incentivo ( ) será redondeado a dos (2) decimales.

Artículo 11°.- (Plazo de aplicación del incentivo a la producción adicional de condensado asociado al gas natural)

  1. El plazo de aplicación del incentivo inicia en la fecha de publicación de la Ley Nº 767 y culminará diez (10) años después. El inicio de la aplicación del incentivo se dará con la certificación de producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural.
  2. Dicha producción adicional será obtenida de la implementación de uno o varios proyectos resultantes de nuevas inversiones aprobadas por YPFB después de la fecha de publicación de la Ley Nº 767.

Capítulo V
Incentivo a campos gasíferos con reservorios de gas seco, campos marginales y/o pequeños

Artículo 12°.- (Porcentaje de aporte al mercado interno campos gasíferos marginales y/o pequeños)

  1. Los Campos Gasíferos clasificados como Marginales y/o Pequeños, aportarán anualmente al mercado interno un volumen de Gas Natural equivalente al cero coma cinco por ciento (0,5%) de su producción anual referida al año anterior, hasta el agotamiento de sus reservas.
  2. Los Campos Gasíferos clasificados como Marginales y/o Pequeños, a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, mantendrán la asignación prioritaria de mercado estipulada en el Parágrafo anterior.
  3. Los Campos Gasíferos clasificados como Marginales y/o Pequeños podrán ser sujetos al pago del incentivo estipulado en el presente Artículo, así como del incentivo a la producción de Petróleo Crudo, si corresponde, conforme al Capítulo II del presente Decreto Supremo.

Artículo 13°.- (Porcentaje de aporte al mercado interno reservorios de gas seco)

  1. Los Nuevos Reservorios de Gas Seco aportarán anualmente al mercado interno un porcentaje de volumen de Gas Natural de la producción anual referida al año anterior, de acuerdo a la siguiente fórmula:
    \%MI_t=\%MI_{t-1}-\left[\frac{0,002\cdot I_c \cdot (Yield_{max}-Yield_{res})}{PME_{t-1}-PMI_{t-1}} \right]\cdot 100\%
    Donde:
    %MItPorcentaje de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco.
    lcPromedio anual del factor de incentivo a la producción del Condensado determinado en el Artículo 5 ó 6, según corresponda, del presente Decreto Supremo, expresado en $us/Bbl.
    YieldmaxRelación Condensado Gas Natural, expresado en 10 Bbl/MMpc (diez barriles por millón de pie cúbico).
    YieldresRelación Condensado Gas Natural del Reservorio de Gas Seco, expresado en Bbl/MMpc.
    %MIt-1Porcentaje anual de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco del periodo t-1.
    PMIt-1Precio promedio ponderado anual de venta del Gas Natural al mercado interno en PF en el periodo t-1 $/Mpc (dólares por millar de pie cúbico).
    PMEt-1Precio promedio ponderado anual de venta del Gas Natural al mercado externo en PF en el periodo t-1 $/Mpc.(dólares por millar de pie cúbico).
    tPeriodo medido en años.
  2. En caso de que el valor resultante de la aplicación de la fórmula establecida en el Parágrafo anterior sea menor a cero coma cinco por ciento (0,5%), se tomará en cuenta este último valor como porcentaje de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco.
  3. Los Campos Gasíferos con Reservorios de Gas Seco podrán ser sujetos al pago del incentivo estipulado en el presente Artículo, así como del incentivo a la producción de Condensado asociado al Gas Natural establecido en los Artículos 5 y 6 del presente Decreto Supremo, si corresponde.
  4. El plazo de aplicación de este incentivo será el mismo que se establece en el Artículo 7 del presente Decreto Supremo.

Artículo 14°.- (Condiciones para la aplicación del incentivo a reservorios de gas seco)

  1. Serán beneficiarios de este incentivo los Nuevos Reservorios de Gas Seco descubiertos a partir de la publicación de la Ley Nº 767, que consideren hasta un nivel de producción de Gas Seco de 100 MMpcd (cien millones de mes cúbicos por día). Los volúmenes que excedan este límite, serán asignados como la producción de cualquier Campo de Gas Natural.
  2. Para efectos de clasificación de los reservorios, los valores de los parámetros indicados en el inciso c) del Artículo 2 del presente Decreto Supremo, deberán obtenerse de informes de Presión Volumen Temperatura - PVT iniciales, representativos y aprobados por YPFB.
  3. Para los Nuevos Reservorios de Gas Seco de Campos en producción comercial regular a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, se considerará, para la aplicación de la fórmula establecida en el Parágrafo I del Artículo 13 del presente Decreto Supremo, la asignación de los mercados interno y externo de estos Campos de la gestión anterior.
  4. Para los Reservorios de Gas Seco de Campos descubiertos de manera posterior a la publicación de la Ley Nº 767, se considerará, para la aplicación de la fórmula establecida en el Parágrafo I del Artículo 13 del presente Decreto Supremo, la asignación de los mercados interno y externo, a nivel nacional de la gestión anterior.

Capítulo VI
Procedimiento de los incentivos para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Operador

Artículo 15°.- (Condiciones generales)

  1. Los montos de los incentivos son los mismos que los detallados en el presente Decreto Supremo.
  2. Para fines de aplicación de los incentivos, cuando YPFB casa matriz opera por sí misma, la ANH cumplirá las siguientes funciones: a) Determinación del plazo del incentivo, considerando el procedimiento establecido en el presente Decreto Supremo; b) Certificación de la producción de los Campos operados por YPFB casa matriz; c) Aprobación de los Planes de Desarrollo del Campo y planes anuales de operación de YPFB casa matriz, según corresponda de acuerdo a procedimiento establecido en el presente Decreto Supremo; d) Cálculo del monto del incentivo, según corresponda; e) Para el caso de Reservorios de Gas Seco, Campos Marginales y/o Pequeños, validación de la clasificación de Campos y Reservorios, efectuada por YPFB; f) Remisión de toda documentación requerida al Ministerio de Hidrocarburos y Energía, para la verificación del cálculo de los incentivos y la respectiva autorización, hasta el día 29 de finalizado el mes de producción; misma que será comunicada al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas; g) Gestionar la solicitud de emisión de NOCRES o desembolso de recursos del FPIEEH, según corresponda.

Capítulo VII
Administración e inversión de recursos del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos

Artículo 16°.- (Inversión de recursos del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos)

  1. Los recursos que se encuentran en la cuenta del FPIEEH, deberán ser transferidos de forma automática a una cuenta específica de titularidad del Banco Central de Bolivia - BCB para su custodia y posterior inversión.
  2. El BCB efectuará la inversión de los recursos transferidos en custodia, considerando la normativa para la Inversión de las Reservas Internacionales, bajo los criterios de liquidez, preservación de capital, diversificación y rentabilidad. Los recursos originados de la inversión serán reinvertidos en la misma cuenta.
  3. El BCB informará mensualmente al Ministerio de Hidrocarburos y Energía sobre el detalle de las inversiones realizadas y los rendimientos generados, paralelamente, el BCB remitirá dicha información al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas para fines de registro de las operaciones.
  4. El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a solicitud de YPFB y con la autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía a través del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos emitida conforme al Parágrafo II del Artículo 18, instruirá al BCB con al menos dos (2) días hábiles de anticipación, la transferencia de recursos y rendimientos generados por estos que se encuentran en custodia del BCB, a la cuenta del FPIEEH.

Artículo 17°.- (Asignación presupuestaria) YPFB en base a la proyección anual de producción de Petróleo Crudo y Condensado asociado al Gas Natural, incluirá en el anteproyecto de presupuesto un monto por concepto de Incentivos a la Producción de Petróleo Crudo y Condensado asociado al Gas Natural, así como a la Producción Adicional de Condensado asociado al Gas Natural.

Artículo 18°.- (Asignación de recursos para el pago de incentivos)

  1. YPFB debe remitir a la ANH, de manera mensual, toda documentación requerida para el cálculo de los incentivos, para la respectiva certificación de los datos de producción sujeta de incentivo y sus correspondientes montos.
  2. La ANH remitirá al Ministerio de Hidrocarburos y Energía la certificación de los datos de producción sujeta de incentivo y sus correspondientes montos, aprobada mediante Resolución Administrativa, para que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía a través del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos mediante Resolución Administrativa, realice la respectiva autorización para la transferencia de los recursos del incentivo a favor de YPFB.
  3. El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, una vez recibida la solicitud de NOCRES o de recursos del FPIEEH, efectuada por YPFB y/o la ANH según corresponda, y autorizada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía conforme al Parágrafo anterior, deberá emitir o transferir los mismos a favor de YPFB.
  4. La distribución de los recursos del FPIEEH para financiar los incentivos a la fecha de aplicación de la Ley Nº 767, se realizará conforme al Parágrafo V del Artículo 13 de la mencionada Ley, considerando el orden de inicio de la Producción Comercial Regular para la forma de pago.
  5. YPFB, de acuerdo a su presupuesto, gestionará mediante el Sistema de Pagos del Tesoro en un plazo de hasta cuatro (4) días hábiles la transferencia de los recursos del FPIEEH para efectuar el pago a los beneficiarios de los incentivos, conforme a la normativa vigente.
  6. En los casos en los que YPFB casa matriz opere por sí misma, la ANH procederá a realizar las solicitudes establecidas en el Parágrafo III del presente Artículo.
  7. Si existiesen modificaciones a los montos autorizados por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, producto de la aplicación de los incentivos, los mismos deberán ser conciliados de acuerdo a reglamentación a ser emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
    Si como resultado de la conciliación existiesen saldos a favor de los Titulares o YPFB según corresponda, estos serán deducidos del pago que el corresponde efectuar después de realizada la conciliación, hasta el total agotamiento de dicho saldo.
    Si existiera un saldo en contra, esté será abonado junto al siguiente pago que corresponda después de efectuada la conciliación.

Capítulo VIII
Evaluación de los incentivos

Artículo 19°.- (Evaluación)

  1. YPFB como único operador de la cadena de hidrocarburos es el responsable de garantizar la ejecución eficiente y efectiva aplicación de los incentivos y los resultados esperados por la aplicación de la Ley Nº 767 y su normativa conexa. Para este fin deberá presentar al Ministerio de Hidrocarburos y Energía y a la ANH, las evaluaciones anuales de los logros generados.
  2. La ANH deberá emitir informes técnico y económico de la evaluación anual presentada por YPFB, conforme a formato y contenido establecidos en Resolución Administrativa emitida por la ANH. Dichos informes serán de conocimiento público.
  3. El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía realizarán la verificación de los parámetros utilizados para los diferentes incentivos, en base a los informes técnico y económico anuales a ser emitidos por la ANH.
  4. Anualmente el Ministerio de Hidrocarburos y Energía e YPFB evaluarán los efectos del incentivo sobre el incremento de la producción y reposición de reservas hidrocarburíferas, en base al informe técnico y económico anual a ser emitido por la ANH.
  5. Cuando el incentivo sea aplicado para YPFB casa matriz, además de lo definido en el Parágrafo II del presente Artículo, la ANH fungirá su rol de fiscalización, supervisión, control y seguimiento a las actividades de YPFB casa matriz, y presentará un informe anual al Ministerio de Hidrocarburos y Energía de los logros del incentivo otorgados a YPFB casa matriz.

Capítulo IX
Actualización de la zona tradicional

Artículo 20°.- (Delimitación)

  1. Para los fines señalados en el Artículo 34 de la Ley Nº 3058 y sus normas reglamentarias, tomando en cuenta las características geológicas del Subandino Sur, el incremento cualitativo y cuantitativo de la información y conocimiento geológico, los importantes descubrimientos comerciales de hidrocarburos realizados en cercanías a Campos con estadísticas de producción comercial de hidrocarburos que cuentan con infraestructura, y la existencia de CSP que confirman el interés existente sobre los recursos prospectivos estimados, se amplía la ZT a 63.753,94 Km2 (sesenta y tres mil novecientos cincuenta y tres 94/100 kilómetros cuadrados), definida por doscientos cuarenta (240) vértices en coordenadas de Proyección Universal y Transversa de Mercator UTM detalladas en Anexo. Todas las Áreas no comprendidas dentro de la Zona Tradicional integran por definición la ZNT con 471.246,06 Km2 (cuatrocientos setenta y un mil doscientos cuarenta y seis 06/100 kilómetros cuadrados).
    El Órgano Ejecutivo determinará, cuando corresponda, la incorporación de nuevas ZT en base a criterios de conocimiento geológico, producción comercial de hidrocarburos e infraestructura existente, de acuerdo al análisis permanente realizado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía en coordinación con YPFB, quien proveerá de información.
  2. Para efectos de aplicación de los incentivos, las Áreas de los CSP firmados con anterioridad a la publicación de la Ley Nº 767 conservarán su condición en cuanto a su ubicación respecto a la ZT delimitada al momento de su suscripción.

Artículo adicional Único.- S DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA.- La presente normativa mantiene vigente las condiciones de comercialización de Petróleo Crudo en el mercado interno, establecido en el Decreto Supremo Nº 27691, de 19 de agosto de 2004.DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA.- Si el precio de referencia señalado en la Disposición Adicional Primera del presente Decreto Supremo, la metodología de cálculo del precio de comercialización del Gas Natural para los mercados interno y de exportación actuales y/o el régimen fiscal se modificasen; se deberá adecuar la presente normativa para el ajuste de los incentivos, en un plazo de noventa (90) días. DISPOSICIÓN ADICIONAL TERCERA.- Los incentivos establecidos en el presente Decreto Supremo se aplican, si corresponde, a toda la producción resultante de la inversión que se realice en el marco de los CSP suscritos hasta el año 2020. En el caso de YPFB casa matriz se aplican, si corresponde, a los proyectos iniciados hasta el 2025.DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA.- Los aspectos técnicos y operativos referentes a la recaudación, transferencia y otros relativos a la administración de recursos del FPIEEH, que no se encuentren contemplados en el presente reglamento, podrán ser definidos entre el BCB y el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA.- Cuando los Campos lleguen a ser Marginales, se suspende cualquier incentivo que haya estado siendo aplicado, y se otorga el incentivo de priorización de asignación de mercado.

Disposiciones transitorias

Artículo transitorio Único.- Se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, realizar las modificaciones presupuestarias necesarias durante la gestión 2016 para llevar adelante la operativización de Ley Nº 767, de 11 de diciembre de 2015, a solicitud de YPFB, previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía mediante Resolución Ministerial.

Disposiciones abrogatorias y derogatorias


Se abrogan y derogan todas las disposiciones contrarias al presente Decreto Supremo.


Los señores Ministros de Estado en los Despachos de Economía y Finanzas Públicas; y de Hidrocarburos y Energía, quedan encargados de la ejecución y cumplimiento del presente Decreto Supremo.
Es dado en la ciudad de La Paz, a los seis días del mes de julio del año dos mil dieciséis .
Fdo. EVO MORALES AYMA, David Choquehuanca Céspedes, Juan Ramón Quintana Taborga, Carlos Gustavo Romero Bonifaz, Reymi Luis Ferreira Justiniano, Rene Gonzalo Orellana Halkyer, Luis Alberto Arce Catacora, Luis Alberto Sanchez Fernandez, Ana Veronica Ramos Morales, Milton Claros Hinojosa, Félix Cesar Navarro Miranda, Virginia Velasco Condori, José Gonzalo Trigoso Agudo, Ariana Campero Nava, María Alexandra Moreira Lopez, Roberto Iván Aguilar Gómez, Cesar Hugo Cocarico Yana, Hugo José Siles Nuñez del Prado, Lenny Tatiana Valdivia Bautista, Marko Marcelo Machicao Bankovic, Marianela Paco Duran, Tito Rolando Montaño Rivera.

Anexo
Decreto Supremo Nº 2830

Delimitación zona tradicional

Vértice Zona X Y
1 20 287500 8125000
2 20 330000 8125000
3 20 330000 8120000
4 20 360000 8120000
5 20 360000 8125000
6 20 365000 8125000
7 20 365000 8130000
8 20 377500 8130000
9 20 377500 8132500
10 20 390000 8132500
11 20 390000 8140000
12 20 460000 8140000
13 20 460000 8130000
14 20 442500 8130000
15 20 442500 8120000
16 20 455000 8120000
17 20 455000 8110000
18 20 430000 8110000
19 20 430000 8100000
20 20 425000 8100000
21 20 425000 8080000
22 20 435000 8080000
23 20 435000 8075000
24 20 470000 8075000
25 20 470000 8080000
26 20 490000 8080000
27 20 490000 8070000
28 20 520000 8070000
29 20 520000 8065000
30 20 525000 8065000
31 20 525000 8060000
32 20 530000 8060000
33 20 530000 8055000
34 20 520000 8055000
35 20 520000 8000000
36 20 525000 8000000
37 20 525000 7990000
38 20 530000 7990000
39 20 530000 7985000
40 20 550000 7985000
41 20 550000 7980000
42 20 560000 7980000
43 20 560000 7977500
44 20 595000 7977500
45 20 595000 7975000
46 20 600000 7975000
47 20 600000 7970000
48 20 605000 7970000
49 20 605000 7950000
50 20 580000 7950000
51 20 580000 7952500
52 20 575000 7952500
53 20 575000 7965000
54 20 540000 7965000
55 20 540000 7960000
56 20 505000 7960000
57 20 505000 7945000
58 20 497500 7945000
59 20 497500 7885000
60 20 502500 7885000
61 20 502500 7840000
62 20 505000 7840000
63 20 505000 7827500
64 20 480000 7827500
65 20 480000 7795000
66 20 485000 7795000
67 20 485000 7785000
68 20 495000 7785000
69 20 495000 7780000
70 20 500000 7780000
71 20 500000 7707500
72 20 510000 7707500
73 20 510000 7695000
74 20 505000 7695000
75 20 505000 7675000
76 20 510000 7675000
77 20 510000 7635000
78 20 505000 7635000
79 20 505000 7625000
80 20 495000 7625000
81 20 495000 7615000
82 20 490000 7615000
83 20 490000 7607500
84 20 487500 7607500
85 20 487500 7605000
86 20 485000 7605000
87 20 485000 7600000
88 20 480000 7600000
89 20 480000 7595000
90 20 475000 7595000
91 20 475000 7580000
92 20 455000 7580000
93 20 455000 7567500
94 20 402500 7567500
95 20 402500 7565000
96 20 400000 7565000
97 20 400000 7560000
98 20 397500 7560000
99 20 397500 7557500
100 20 395000 7557500
101 20 395000 7550000
102 20 392500 7550000
103 20 392500 7542500
104 20 390000 7542500
105 20 390000 7540000
106 20 388750 7540000
107 20 388750 7536250
108 20 387500 7536250
109 20 387500 7533750
110 20 386250 7533750
111 20 386250 7531250
112 20 385000 7531250
113 20 385000 7525000
114 20 382500 7525000
115 20 382500 7522500
116 20 381250 7522500
117 20 381250 7517500
118 20 377500 7517500
119 20 377500 7515000
120 20 375000 7515000
121 20 375000 7510000
122 20 372500 7510000
123 20 372500 7507500
124 20 371250 7507500
125 20 371250 7500000
126 20 370000 7500000
127 20 370000 7495000
128 20 367500 7495000
129 20 367500 7485000
130 20 362500 7485000
131 20 362500 7487500
132 20 357500 7487500
133 20 357500 7490000
134 20 356875 7490000
135 20 356875 7491875
136 20 355625 7491875
137 20 355625 7492500
138 20 355000 7492500
139 20 355000 7497500
140 20 353750 7497500
141 20 353750 7500625
142 20 354375 7500625
143 20 354375 7502500
144 20 355000 7502500
145 20 355000 7508125
146 20 354375 7508125
147 20 354375 7509375
148 20 351875 7509375
149 20 351875 7510625
150 20 351250 7510625
151 20 351250 7511250
152 20 350000 7511250
153 20 350000 7512500
154 20 348750 7512500
155 20 348750 7513125
156 20 348125 7513125
157 20 348125 7516250
158 20 347500 7516250
159 20 347500 7518750
160 20 345000 7518750
161 20 345000 7525000
162 20 350000 7525000
163 20 350000 7550000
164 20 355000 7550000
165 20 355000 7570000
166 20 360000 7570000
167 20 360000 7600000
168 20 355000 7600000
169 20 355000 7620000
170 20 360000 7620000
171 20 360000 7640000
172 20 370000 7640000
173 20 370000 7655000
174 20 360000 7655000
175 20 360000 7670000
176 20 365000 7670000
177 20 365000 7690000
178 20 360000 7690000
179 20 360000 7700000
180 20 365000 7700000
181 20 365000 7720000
182 20 370000 7740000
183 20 370000 7720000
184 20 365000 7740000
185 20 365000 7755000
186 20 375000 7755000
187 20 375000 7795000
188 20 365000 7795000
189 20 365000 7810000
190 20 380000 7810000
191 20 380000 7820000
192 20 370000 7820000
193 20 370000 7825000
194 20 365000 7825000
195 20 365000 7840000
196 20 370000 7840000
197 20 370000 7845000
198 20 385000 7845000
199 20 385000 7860000
200 20 370000 7860000
201 20 370000 7880000
202 20 385000 7880000
203 20 385000 7902500
204 20 470000 7902500
205 20 470000 7945000
206 20 462500 7945000
207 20 462500 7970000
208 20 460000 7970000
209 20 460000 8020000
210 20 455000 8020000
211 20 455000 8035000
212 20 450000 8035000
213 20 450000 8040000
214 20 445000 8040000
215 20 445000 8045000
216 20 430000 8045000
217 20 430000 8050000
218 20 425000 8050000
219 20 425000 8055000
220 20 420000 8055000
221 20 420000 8060000
222 20 395000 8060000
223 20 395000 8065000
224 20 390000 8065000
225 20 390000 8067500
226 20 385000 8067500
227 20 385000 8072500
228 20 380000 8072500
229 20 380000 8075000
230 20 375000 8075000
231 20 375000 8077500
232 20 370000 8077500
233 20 370000 8080000
234 20 335000 8080000
235 20 335000 8087500
236 20 330000 8087500
237 20 330000 8095000
238 20 325000 8095000
239 20 325000 8105000
240 20 287500 8105000

Ficha Técnica (DCMI)

NormaBolivia: Decreto Supremo Nº 2830, 6 de julio de 2016
Fecha2016-08-08FormatoTextTipoDS
DominioBoliviaDerechosGFDLIdiomaes
Sumario06 DE JULIO DE 2016.- Reglamenta la Ley N° 767, de 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera.
KeywordsGaceta 871NEC, Decreto Supremo, julio/2016
Origenhttp://gacetaoficialdebolivia.gob.bo/normas/descargar/153777
ReferenciasGaceta Oficial de Bolivia 871NEC, 201607a.lexml
CreadorFdo. EVO MORALES AYMA, David Choquehuanca Céspedes, Juan Ramón Quintana Taborga, Carlos Gustavo Romero Bonifaz, Reymi Luis Ferreira Justiniano, Rene Gonzalo Orellana Halkyer, Luis Alberto Arce Catacora, Luis Alberto Sanchez Fernandez, Ana Veronica Ramos Morales, Milton Claros Hinojosa, Félix Cesar Navarro Miranda, Virginia Velasco Condori, José Gonzalo Trigoso Agudo, Ariana Campero Nava, María Alexandra Moreira Lopez, Roberto Iván Aguilar Gómez, Cesar Hugo Cocarico Yana, Hugo José Siles Nuñez del Prado, Lenny Tatiana Valdivia Bautista, Marko Marcelo Machicao Bankovic, Marianela Paco Duran, Tito Rolando Montaño Rivera.
ContribuidorDeveNet.net
PublicadorDeveNet.net

Enlaces con otros documentos

Véase también

[BO-DS-27691] Bolivia: Decreto Supremo Nº 27691, 19 de agosto de 2004
Adecuar las condiciones de comercialización del petróleo crudo en el mercado interno, estableciendo un sistema de estabilización para el precio de referencia del petróleo crudo puesto en refinería.
[BO-L-3058] Bolivia: Ley de Hidrocarburos, 17 de mayo de 2005
Ley de Hidrocarburos
[BO-CPE-20090207] Bolivia: Constitución Política del Estado de 2009, 7 de febrero de 2009
Constitución Política del Estado de 2009
[BO-L-N767] Bolivia: Ley Nº 767, 11 de diciembre de 2015
11 DE DICIEMBRE DE 2015.- LEY DE PROMOCIÓN PARA LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÍFERA .
[BO-DS-N2830] Bolivia: Decreto Supremo Nº 2830, 6 de julio de 2016
06 DE JULIO DE 2016.- Reglamenta la Ley N° 767, de 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera.

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