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Timestamp: 2019-07-21 08:29:10+00:00

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Reglamento para la liquidación de regalías y participaciones hidrocarburíferas
REGLAMENTO PARA LA LIQUIDACIÓN DE REGALÍAS Y PARTICIPACIONES HIDROCARBURIFERAS
Artículo 1.- El presente reglamento establece las reglas y procedimientos para la determinación, campo por campo, de los pagos por concepto de regalías y participaciones y la verificación de las mismas, de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos No 1689 de 30 de abril de 1996 (Ley).
Artículo 2.- Para la aplicación del presente reglamento, se establecen, además de las contenidas en el Artículo 8 de la Ley, las siguientes definiciones y denominaciones:
LIBOR: "London Interbank Offered Rate" para seis (6) meses, conforme a la cotización del National Westminster Bank, a las once (11:00 hrs.) a.m. horario de Londres de la fecha en la que la Secretaría Nacional de Energía (S.N.E.) comunica la aplicación de una penalidad. Si la fecha indicada anteriormente acontece en un día feriado bancario en Londres, se utilizará la cotización del LIBOR correspondiente al siguiente día hábil bancario.
Participaciones.- La Participación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (Y.P.F.B.), la Regalía Nacional Complementaria y las Participaciones Nacionales.
Período Transitorio: El período de cuatro (4) años desde la conclusión del proceso de capitalización de la unidad de transporte de Y.P.F.B., donde el socio capitalizador asume la responsabilidad plena de la administración de la concesión. Durante este período regirá en todo el país una tarifa única promedio ponderada para cada tipo de ducto o conjunto de ductos existentes y nuevos.
Regalías.- La Regalía Departamental destinada a los Departamentos productores de hidrocarburos y la Regalía Nacional Compensatoria destinada a los Departamentos de Beni y Pando.
Titular.- La persona individual o colectiva, nacional o extranjera que tiene suscrito un contrato de riesgo compartido conforme a la Ley.
Artículo 3.- Para fines de este reglamento, la S.N.E. es la responsable de la administración del sistema de recaudación de Regalías y Participaciones, a través de su Unidad de Recaudación. Para cumplir tal objetivo, tiene las siguientes funciones y responsabilidades:
a) Fijar y publicar mensualmente hasta el día veinte (20) de cada mes, el valor promedio de la canasta de petróleos y los precios promedio ponderados del gas natural correspondientes al mes anterior;
b) Hasta el día veinte (20) de cada mes, publicar las tarifas ponderadas de transporte de gas natural, correspondientes al mes anterior, en base a la información suministrada por la Superintendencia de Hidrocarburos (Superintendencia);
c) Asegurar la correcta aplicación de este reglamento y verificar los depósitos efectuados por los Titulares en las fechas señaladas; por concepto de pago de Regalías y Participaciones;
d) Imponer sanciones por el incumplimiento de las obligaciones de los Titulares en relación a la determinación y pagos de las Regalías y Participaciones;
e) Reliquidar los montos pagados por conceptos de Regalías y Participaciones en los siguientes casos:
- Cuando la S.N.E. constate que los cálculos no son correctos;
- Cuando exista una información rectificatoria adicional del Titular con la certificación de Y.P.F.B. cuando corresponda; y/o,
- Cuando las auditorías señaladas en los artículos 6 y 7 siguientes indiquen tal necesidad; y
f) Remitir a conocimiento del Ministerio de Hacienda y de las Prefecturas, hasta fines de cada mes, la información relativa al cálculo de los parámetros de referencia para la liquidación y pago de Regalías hidrocarburíferas, correspondientes al mes anterior y permitir a estas instituciones el acceso a toda la información de respaldo.
Artículo 4.- Para fines de este reglamento las obligaciones y responsabilidades de Y.P.F.B. son:
a) Ratificar la ubicación de las bocas de pozo existentes y aprobar la ubicación de nuevas bocas de pozo;
b) Hasta el día veinte (20) de cada mes, certificar a la S.N.E. el informe de cada Titular sobre los volúmenes y calidad de hidrocarburos fiscalizados en boca de pozo en el mes anterior; además informar los volúmenes de consumo propio del Titular y los volúmenes de gas natural quemado o venteado;
c) Administrar el reglamento de hidrocarburos nuevos y existentes para la certificación a la S.N.E. de los volúmenes correspondientes indicados en el inciso b) precedente; y
d) Cumplir con las disposiciones de la Ley relativas a la supervisión y fiscalización de la producción de hidrocarburos en boca de pozo.
Artículo 5.- La Superintendencia suministrará a la S.N.E., hasta el día diez (10) de cada mes, la información de tarifas de transporte efectivamente aplicadas a los sistemas de ductos correspondientes al mes anterior, los volúmenes de hidrocarburos transportados y entregados por cada sistema, y el poder calorífico del gas natural en cada mercado.
MINISTERIO DE HACIENDA Y DEPARTAMENTOS PRODUCTORES
Artículo 6.- El Ministerio de Hacienda tiene el derecho de efectuar, a su costo, las labores de fiscalización y las auditorías necesarias, utilizando los mecanismos de su institución y/o de sus instituciones dependientes, para confirmar la exactitud de la información utilizada para el cálculo de Regalías y Participaciones.
Artículo 7.- Las Prefecturas de los Departamentos productores también tienen el derecho de efectuar, a su costo, auditorías o adjuntarse a las que realice el Ministerio de Hacienda.
Las Prefecturas de los Departamentos productores tienen el derecho de participar conjuntamente con Y.P.F.B en la verificación de la medición de los hidrocarburos en boca de pozo.
Artículo 8.- Las responsabilidades del Titular en relación a las Regalías y Participaciones son:
a) Proporcionar la documentación e informes requeridos para el cumplimiento del reglamento;
b) En base a los valores de los hidrocarburos definidos de acuerdo a los procedimientos de este reglamento y a las tarifas de transporte, presentar a la S.N.E su declaración de Regalías y Participaciones, efectuar los pagos correspondientes conforme a las disposiciones de este reglamento y remitir a la S.N.E. el original duplicado de los respectivos comprobantes de depósito bancario.
c) Proporcionar a la S.N.E., dentro de los primeros quince (15) días de cada mes, los precios, volúmenes, poder calorífico y puntos de venta del gas natural registrados en el mes anterior.
Cuando el Titular esté conformado por más de una persona jurídica, deberá designarse por escrito ante Y.P.F.B. a una de ellas como operador del contrato, quien asumirá todas las responsabilidades establecidas para el Titular en este Reglamento, en representación del Titular.
DETERMINACIÓN DE VOLÚMENES Y CALIDAD PARA EL PAGO DE REGALÍAS Y PARTICIPACIONES
PUNTO DE FISCALIZACIÓN DE LA
PRODUCCIÓN (BOCA DE POZO)
Artículo 9.- Los volúmenes y calidad de los hidrocarburos producidos por el Titular serán medidos y determinados en cada campo productor en boca de pozo, tal como está establecido en el articulo 8 de la Ley.
Artículo 10.- Hasta el día diez (10) de julio de 1997, las empresas Chaco S.A. y Andina S.A. deberán presentar a consideración de Y.P.F.B., para su correspondiente aprobación, la ubicación de los puntos de fiscalización de aquellos campos que co nsideran que no están adecuadamente definidos, de acuerdo al manejo individual resultante del proceso de capitalización; en el interín, se seguirá utilizando los puntos de fiscalización y procedimientos existentes.
En los otros casos, serán reconocidos los puntos de fiscalización que se hayan establecido y estén aplicándose hasta la fecha de vigencia del presente reglamento. En el caso de que no estén definidos aquellos, los mismos deberán ser establecidos entre Y.P.F.B. y el Titular conforme a contrato.
En boca de pozo deberá determinarse:
a) Para el petróleo: volumen y densidad;
b) Para el gas natural: volumen y poder calorífico;
c) Para el GLP: volumen, peso específico y poder calorífico; y
d) Para la gasolina natural: volumen y densidad.
En los campos donde no existan facilidades de extracción de GLP y/o gasolina natural, se instalarán en boca de pozo los instrumentos necesarios, como ser: gravitómetros registradores, cromatógrafos para análisis cualitativos y cuantitativos, registradores de presión y temperatura, etc. que permitan establecer las cantidades de GLP y/o gasolina natural incorporadas en la corriente de gas natural despachada y por lo tanto establecer los pagos de Regalías y Participaciones de acuerdo al presente reglamento.
Artículo 11.- Si por razones operativas y/o de control justificadas se desea cambiar el lugar del punto de fiscalización vigente, Y.P.F.B. y el Titular podrán establecer otro punto de fiscalización, de acuerdo a los procedimientos establecidos en el contrato.
Artículo 12.- Y.P.F.B. hará conocer a las Prefecturas Departamentales la ubicación de los puntos de fiscalización de los diferentes campos para cada distrito, dentro de los cinco (5) días de su aprobación.
VALORACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS FISCALIZADOS PARA REGALÍAS
Articulo 13.- De conformidad al artículo 50 de la Ley, se establecen dos períodos:
a) Primer período: Hasta el final del año calendario en que la producción nacional de hidrocarburos, expresada en barriles equivalentes de petróleo, no exceda en 10% la producción del año 1995 que fue de 47.257.971 barriles; y
b) Segundo período: A partir del 1o de enero del año siguiente a aquel en que la producción nacional de hidrocarburos, expresada en barriles equivalentes de petróleo, sea superior a 51.983.768 barriles. La iniciación de este período será definida por la S.N.E.
Para efectos de este artículo se toman las siguientes equivalencias: 5.540 pies cúbicos de gas natural por barril de petróleo y mil barriles de GLP por 723 barriles de petróleo.
Articulo 14.- Para efectos de la valoración de los hidrocarburos se tomará en cuenta su comercialización en el mercado interno y en el mercado externo, conforme se indica a continuación:
14.1 VALORACIÓN DEL PETRÓLEO
14.1.1. Mercado interno
a) La S.N.E. publicará mensualmente el precio de referencia del petróleo. Para tal efecto, utilizará el promedio aritmético de los precios de la siguiente canasta de petróleos:
- West Texas Intermediate de 44 grados API
- Minas de 34 grados API,
- Saharan Blend de 44 grados API, y
- Bonny Light de 37 grados API.
Para determinar el precio de referencia de cada petróleo de la canasta se utilizarán las tablas "World Crude Oil Prices" publicadas en el "Platt's Oilgram Price Report", correspondientes al mes de medición de petróleo en boca de pozo, utilizándose los precios indicados en la columna marcada "Short Term Contract / SPOT" de la mencionada tabla. Si en cualquier mes, uno o dos de los precios mencionados no fueran publicados, los dos o tres precios restantes constituirán la canasta.
Si en cualquier mes no se publicaran datos suficientes para conformar un precio promedio como se indica arriba, se usará la tabla "Crude Index-Weighted-OPEC Comparison Table" del mencionado "Platt's Oilgram Price Report", con el precio promedio de la columna "SPOT Assessment", para la última semana del mes de facturación y para los petróleos de la canasta arriba mencionada.
Cuando la publicación del "Platt's Oilgram Price Report" sea interrumpida o cuando se discontinúe la publicación de cualquiera de los precios de la canasta, o del "Crude Index Weighted", la S.N.E. elegirá otra publicación de referencia para este fin.
b) El precio de referencia determinado en el anterior inciso a) se ajustará por calidad incrementando $us 0.07 por cada grado API por encima del promedio de grados API de la canasta, hasta un tope máximo de 50 grados API.
c) El costo de transporte a ser aplicado será de 0.93074 $us/BBL.
d) El valor del petróleo para efectos de liquidación de las Regalías será:
Valor (a) + Valor (b) - Valor (c), en $us/BBL
14.1.2 Mercado externo
a) Para determinar el valor del petróleo en boca de pozo, se seguirán los siguientes pasos:
Si en el mes de producción del petróleo, el Titular vende el petróleo del mismo campo en el mercado externo, los volúmenes de exportación de ese mes para efectos del pago de Regalías serán valorizados con el precio real de exportación del Titular. La diferencia entre el promedio de grados API del petróleo fiscalizado en el campo y el promedio de la mezcla exportada dará lugar al ajuste del precio en más o en menos $us. 0.07 por cada grado API de diferencia, dentro del rango de 39.75o y 50o API. Si existiera más de una venta externa en el mes, se utilizará el precio promedio ponderado de tales exportaciones.
En el caso de que el Titular no efectuara sus ventas de exportación en el mismo mes de producción, el precio de referencia será considerado el de la canasta referido en el inciso a) del numeral 14.1.1. para dicho mes y ajustado por calidad conforme al inciso b) del mismo numeral.
Cuando el precio de venta de exportación, indicado por el Titular, sea inferior al precio de referencia del petróleo del mercado interno establecido en aplicación del inciso a) del numeral 14.1.1, la S.N.E. podrá requerir del Titular que, en el plazo de cinco (5) días, justifique convenientemente el citado precio de venta. Si el Titular no presenta las justificaciones solicitadas o si las mismas son insuficientes en opinión de la S.N.E., la S.N.E. determinará que se utilice el precio promedio de la canasta especificada en el numeral 14.1.1 y publicada para dicho mes, el que también será ajustado por calidad de acuerdo con el inciso b) del mismo numeral.
Si el Titular objeta por escrito la decisión de la S.N.E., ésta instruirá a Y.P.F.B. utilizar los procedimientos establecidos en el contrato para la solución de esta controversia. En el caso de que el fallo arbitral de esta instancia sea favorable al Titular, el ajuste corresponderá al mes motivo de la controversia y se efectuará en el mes siguiente al mes en que se recibió dicho fallo.
b) El costo de transporte a ser aplicado será:
0.93074 + 1.55 = 2.48074 $us/BBL.
c) El valor del petróleo para efectos del pago de Regalías será:
Valor (a) - Valor (b), en $us/BBL.
14.2. VALORACIÓN DEL GAS NATURAL
a) El precio del gas natural será el promedio ponderado de los precios de exportación en las fronteras y de las ventas internas en los puntos de comercialización, entre el Titular y comprador, ajustados por las tarifas de transporte, si corresponde. La S.N.E., publicará mensualmente dicho precio expresado en $us/MMBTU.
b) El costo de transporte a ser aplicado será el promedio ponderado de los costos de transporte de los ductos bolivianos y de exportación a la República Argentina. Esta tarifa ponderada será calculada de la siguiente manera:
TP = VMI x 0.24703 / PCPMI + VME x 0.12111 / PCPME
VMI + VME
TP = Tarifa Ponderada en $us/MMBTU
VMI = Volumen Mercado Interno expresado en MMBTU
VME = Volumen Mercado Externo expresado en MMBTU
0.24703 = Costo ponderado de transporte del gas natural para los
gasoductos internos en $us/MPC.
0.12111 = Costo ponderado de transporte del gas natural para el gasoducto de
exportación a la República Argentina en $us/MPC.
PCPMI = Poder calorífico ponderado del gas en el mercado interno en
MMBTU/MPC.
PCPME = Poder calorífico ponderado del gas en el mercado externo en
c) El valor del gas natural será:
Valor (a) - Valor (b), en $us/MMBTU.
14.3. VALORACIÓN DEL GAS LICUADO (GLP).
a) Con el objeto de fijar el precio de referencia para el pago de las Regalías del gas licuado extraído de la corriente de gas natural o determinado cromatográficamente, se utilizará la equivalencia energética de dicho gas licuado y se aplicará el precio establecido por millón de BTU en el contrato de exportación a la República Argentina, administrado por Y.P.F.B. a través del Agregador, o en su defecto el valor calculado conforme al inciso a) del numeral 14.2, el que sea mayor.
b) Costo de Transporte: 0.1101 $us/MMBTU
Es el costo de transporte de exportación a la Argentina establecido para el año 1995. En caso de no existir la exportación a la Argentina se aplicará el inciso b) del numeral 14.2.
c) El valor del GLP será:
Valor (a) - Valor (b). en $us/MMBTU.
Artículo 15.- Para efectos de la valoración de los hidrocarburos en este período, se diferenciará entre su comercialización en los mercados interno y externo, conforme se indica a continuación:
15.1 VALORACIÓN DEL PETRÓLEO
15.1.1 Mercado interno
a) Se utilizará como precio de referencia la canasta de petróleos y el procedimiento establecidos en el inciso (a) del numeral 14.1.1.
b) Al precio anterior, se agregará el premio por calidad de $us 0.07 por cada grado API conforme a lo establecido en el inciso (b) del numeral 14.1.1.
c) Se aplicarán las siguientes Tarifas de Transporte:
c.1) Durante el período transitorio: 1.05 $us/BBL.
c.2) Después del período transitorio:
Las determinadas de conformidad a las disposiciones del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y aprobadas por la Superintendencia.
d) Valor de liquidación en Regalías:
Valor (a) + Valor (b) - Valor (c.1), en $us/BBL, o
Valor (a) + Valor (b) - Valor (c.2), en $us/BBL.
15.1.2 Mercado externo
a) Se determinará el valor del petróleo en la misma forma y siguiendo los mismos procedimientos indicados en el inciso (a) del numeral 14.1.2.
b) Se aplicarán las siguientes Tarifas de Transporte:
b.1) Durante el período transitorio, las tarifas de transporte de oleoductos internos y los de exportación serán:
1.05 + 1.55 = 2.60 $us/BBL.
b.2) Después del período transitorio: Las tarifas de transporte internas y las de exportación serán establecidas de conformidad a las disposiciones del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos y aprobadas por la Superintendencia.
c) Valor de liquidación de Regalías:
Valor (a) - Valor (b.1), en $us/BBL, o
Valor (a) - Valor (b.2), en $us/BBL.
15.2 VALORACIÓN DEL GAS NATURAL
a) El precio del gas natural será el promedio ponderado de los precios de exportación en las fronteras y de ventas internas en los puntos de comercialización entre el Titular y comprador, ajustados por las tarifas de transporte, si corresponde. La S.N.E. publicará mensualmente dicho precio, expresado en
$us/MMBTU.
b) La tarifa de transporte a ser aplicada será el promedio ponderado de las tarifas de transporte de los ductos internos y los de exportación, publicada por la S.N.E.. Las Tarifas serán:
b.1) Cálculo de Tarifa ponderada durante el período transitorio:
P = VMIx0.41/PCPMI+VMEAx0.18/PCPMAB
+VMEBx(0.18/PCMAB+TEB)
VMI + VMEA + VMEB
TP = Tarifa Ponderada, expresada en $us/MMBTU.
VMI = Volumen Mercado Interno, expresado en MMBTU.
VMEA = Volumen Mercado Exportación a la Argentina, expresado en MMBTU.
VMEB = Volumen Mercado Exportación al Brasil, si es aplicable, expresado en MMBTU.
0.41 = Tarifa de transporte gasoducto mercado interno, en $us/MPC.
0.18 = Tarifa de transporte del gasoducto a la Argentina, hasta Yacuiba, y al Brasil, hasta
Río Grande, en $us/MPC.
PCPMI = Poder calorífico ponderado del gas natural en el mercado interno, en MMBTU/MPC.
PCMAB = Poder calorífico ponderado del gas natural entregado en Yacuiba a la Argentina y en
Río Grande al Brasil, en MMBTU/MPC.
TEB = Tarifa de transporte por el gasoducto de exportación desde Río Grande hasta la
frontera con Brasil, en $us/MMBTU.
b.2) Cálculo de Tarifa ponderada después del período transitorio:
TP = VMI x TTI + VMEA x TEA + VMEB x (T.R.G + T.E.B)
VMI, VMEA y VMEB
= Tienen igual significado a lo señalado en el inciso b.1).
TTI = Tarifa de Transporte de los gasoductos internos aprobada por la Superintendencia,
expresada en $us/MPC convertidos a $us/MMBTU.
TEA = Tarifa de Transporte del gasoducto a la Argentina hasta Yacuiba, aprobada y fijada
por la Superintendencia, expresada en $us/MPC convertidos a $us/MMBTU.
TRG = Tarifa de Transporte del gasoducto desde boca de pozo hasta Río Grande, expresada
en $us/MPC convertidos a $us/MMBTU.
TEB = Tarifa de Transporte de exportación desde Río Grande hasta la frontera con el Brasil,
Valor (a) - Valor (b.1), en $us/MMBTU, o
Valor (a) - Valor (b.2), en $us/MMBTU
15.3. VALORACIÓN DEL GAS LICUADO (GLP)
a) Con el objeto de fijar el precio de referencia para el pago de las Regalías del gas licuado extraído de la corriente de gas natural o definido cromatográficamente, se utilizará la equivalencia energética de dicho gas licuado y se aplicará el precio ponderado por millón de BTU establecido en los contratos de exportación a las Repúblicas de Argentina y/o Brasil, si corresponde, administrado por Y.P.F.B. a través del Agregador, o en su defecto el valor calculado conforme al inciso a) del numeral 14.2, el que sea mayor.
b) Las siguientes tarifas de transporte, expresadas en $us/MPC, serán convertidas en $us/MMBTU:
b.1) Durante el período transitorio: la tarifa promedio ponderada de las siguientes tarifas;
- Exportación a la Argentina: 0.18 $us/MPC.
- 0.18 + Tarifa de transporte gasoducto de exportación desde Río Grande hasta la frontera con el Brasil, si corresponde.
b.2) Después del período transitorio: la tarifa promedio ponderada, si corresponde, de las siguientes tarifas:
- Tarifa Transporte a la Argentina desde boca de pozo a Yacuiba.
- Tarifa Transporte TRG + TEB. (como están definidas en el inciso b.2) del numeral 15.2).
Las tarifas de transporte de boca de pozo a Yacuiba y Río Grande serán establecidas de conformidad a las disposiciones del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y aprobadas por la Superintendencia.
La tarifa de transporte de Río Grande a la frontera con el Brasil está determinada en base al contrato entre Y.P.F.B. y PETROBRAS.
VALORACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS FISCALIZADOS PARA EL PAGO
Artículo 16.- Las obligaciones por Participaciones para los distintos contratos de riesgo compartido son diferentes según se trate de producción de hidrocarburos nuevos o existentes, como se puede resumir en el siguiente cuadro:
Y.P.F.B. %
NACIONAL COMPLEMENT. %
1.- ANDINA Y CHACO
1.1.Hidrocarb. Existentes
1.2.Hidrocarb. Nuevos
1.3.Campos Marginales
2.- CONTRATOS DE
OPER. Y ASOC.
2.1.Hidrocarb. Existentes
2.2.Hidrocarb. Nuevos
3.- NUEVOS
Es el porcentaje de participación de Y.P.F.B. estipulado en los contratos originales de operación o asociación, que de acuerdo a Ley se pagará directamente al Tesoro General de la Nación.
VALORACIÓN DE HIDROCARBUROS PARA EL PAGO
Artículo 17.- Para efectos de valoración de los hidrocarburos se tomará en cuenta su comercialización en los mercados interno y externo, conforme se indica a continuación:
17.1 VALORACIÓN DEL PETRÓLEO
17.1.1 Mercado Interno
a) Para efectos de los pagos de las Participaciones, el valor del petróleo será el precio de venta para cada Titular correspondiente a la factura en concordancia a sus contratos de compra venta. Dichos contratos establecerán los puntos de entrega, que podrán ser en boca de pozo o en las instalaciones del comprador.
b) Las tarifas de transporte serán:
b.1) Tarifa de transporte durante el período transitorio:
1.05 $us/BBL
b.2) Las tarifas de transporte después del período transitorio serán establecidas de conformidad a las disposiciones del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos y aprobadas por la Superintendencia.
c) Valor de liquidación de las Participaciones:
Valor (a) - Valor (b.2), en $us/BBL
En el caso de ventas en boca de pozo el valor c) será el valor a).
17.1.2. Mercado Externo
a) El valor del petróleo será el valor de la canasta de petróleos indicado en el inciso (a) del numeral 14.1.1 publicado por la S.N.E y ajustado de acuerdo al inciso b) del mismo numeral.
b) Las tarifas de transporte a ser aplicadas serán:
b.1) Transporte interno y de exportación para el período transitorio:
b.2) Las tarifas de transporte después del período transitorio serán las definidas y aprobadas por la Superintendencia para los oleoductos internos y de exportación:
TTI (tarifa transporte interno)+TTE (tarifa transporte exportación), en $us/BBL.
c) El valor de liquidación de las Participaciones será:
17.2 VALORACIÓN DEL GAS NATURAL
17.2.1. Mercado Interno
a) El valor del gas natural será el promedio ponderado de las ventas en el mercado interno de los diferentes Titulares en los puntos de comercialización entre el Titular y comprador ajustados por las tarifas de transporte, si corresponde. La S.N.E. publicará mensualmente dicho valor, expresado en $us/MMBTU.
b) Las tarifas de transporte interno serán:
b.1) Tarifa de transporte interno en período transitorio:
0.41 $us/MPC / PCPMI, en $us/MMBTU.
PCPMI es el poder calorífico ponderado del mercado interno en MMBTU/MPC.
b.2) La tarifa de transporte después del período transitorio será fijada por la Superintendencia, considerando las estipulaciones del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos.
c) El valor del gas natural para efectos de liquidación de las Participaciones será:
Valor (a) - Valor (b.2), en $us/MMBTU.
17.2.2. Mercado Externo
a) El valor será el promedio ponderado de los precios de gas natural de los diferentes Titulares en las fronteras, publicado por la S.N.E., en $us/MMBTU.
b.1) Durante el período transitorio, el promedio ponderado de:
i) 0.18 $us/MPC / PCPMA, en $us/MMBTU (Tarifa de transporte desde boca de pozo a Yacuiba), y
ii) El valor de (i) en $us/MMBTU (Tarifa de transporte desde boca de pozo a Río Grande) + TEB (tarifa desde Río Grande a frontera con el Brasil, en $us/MMBTU).
PCPMA es el poder calorífico ponderado del mercado de exportación a la Argentina en MMBTU/MPC.
b.2) Después del período transitorio, el promedio ponderado de las siguientes tarifas establecidas y aprobadas por la Superintendencia y convertidas a $us/MMBTU:
i) Tarifa de transporte para gasoducto exportación a la Argentina, boca de pozo - Yacuiba, y
ii) TRG (Tarifa de transporte desde boca de pozo hasta Río Grande) + TEB (Tarifa desde Río Grande a la frontera con el Brasil).
c) El valor del gas de exportación para efectos de liquidación de las Participaciones será:
17.3 VALORACIÓN DEL GAS LICUADO (GLP)
Con el objeto de fijar el precio de referencia para el pago de las Participaciones correspondientes al gas licuado extraído de la corriente de gas natural o definido cromatográficamente del flujo de gas, se utilizará la equivalencia energética de dicho gas licuado y se aplicará el precio y tarifa ponderados, expresados en millón de BTU, procediéndose a efectuar los cálculos del valor del GLP conforme a las estipulaciones del numeral 15.2. (c).
PROCEDIMIENTO DE PAGO DE LAS REGALÍAS Y PARTICIPACIONES
INFORMACIÓN VOLUMETRICA,
VENTAS Y DECLARACIÓN
Artículo 18.- Para efectos del presente reglamento, el Titular deberá presentar a Y.P.F.B. informes diarios y mensuales sobre los volúmenes de hidrocarburos medidos en el punto de fiscalización (boca de pozo), clasificados como nuevos y/o existentes.
Artículo 19.- Previa verificación, dentro de los primeros veinte (20) días de cada mes, Y.P.F.B certificará ante la S.N.E. los volúmenes de hidrocarburos fiscalizados en boca de pozo de cada campo durante el mes anterior, indicando además la calidad y su distribución como hidrocarburos nuevos y/o existentes.
Artículo 20.- Si por las lecturas en los medidores de los volúmenes de hidrocarburos, Y.P.F.B. llegara a determinar que dentro del transcurso de un tiempo se han efectuado lecturas equivocadas, una vez detectado y corregido este error, los ajustes correspondientes a los nuevos volúmenes corregidos serán efectuados el primer día hábil del mes siguiente.
Artículo 21.- Para permitir la determinación del promedio ponderado del precio del gas natural, el Titular deberá informar a la S.N.E., hasta el quince (15) de cada mes, el volumen de gas natural introducido en el sistema de ductos, los puntos de venta y los precios de venta, expresados en $us por MMBTU y por MPC, establecidos en cada contrato, aclarando si las ventas son a empresas directa o indirectamente vinculadas al Titular. Esta información corresponderá al mes anterior.
Artículo 22.- El Titular, dentro de los veinticinco (25) días de cada mes, presentará a la S.N.E. una declaración jurada con los cálculos detallados de las Regalías y Participaciones que le corresponda cancelar por el mes anterior. Igualmente, deberá adjuntar el estado de conciliación de conformidad con el artículo 24, en relación a los adelantos efectuados. Esta declaración será firmada por el máximo ejecutivo del Titular presente en el país.
Artículo 23 .- El Titular efectuará pagos adelantados por concepto de Regalías y Participaciones en base a los montos correspondientes al penúltimo mes. Estos pagos adelantados podrán ser efectuados en una sola cuota el primer día hábil del mes o dividiéndolos en cuatro (4) cuotas iguales a ser canceladas en las siguientes fechas: 1o, 9, 17 y 25 de cada mes. En el caso de que una de las fechas indicadas corresponda a un día no hábil, el pago de la alícuota respectiva se efectuará el día hábil siguiente.
Artículo 24.- El Titular efectuará, hasta el último día hábil de cada mes, las conciliaciones sobre los pagos adelantados y los que efectivamente le corresponden por el mes precedente. En caso de que existan saldos en favor del Titular, estos serán deducidos del adelanto del mes siguiente. Si existen saldos en contra del Titular, estos serán abonados el primer día hábil del mes siguiente.
SISTEMA DE CANCELACIÓN
Artículo 25.- El Titular depositará, en dólares de los Estados Unidos de América, los montos indicados en los artículos 23 y 24, en las respectivas cuentas bancarias que para ese efecto abrirán en sus distritos las Prefecturas de los Departamentos productores, los Departamentos de Beni y Pando, Y.P.F.B. y el Tesoro General de la Nación.
CRÉDITO POR APLICACIÓN DE LOS ARTÍCULOS 72 Y 77
Artículo 26.- En un mes determinado, si el valor de los hidrocarburos en boca de pozo para efectuar los cálculos de las Regalías es mayor que el valor correspondiente para el pago de las Participaciones, el Titular tiene derecho a un crédito contra la Participación exigida en el numeral 1 inciso b) del Artículo 72 de la Ley o el numeral 3 inciso a) del Artículo 77 de la Ley, según corresponda.
Para los efectos anteriores, se procederá al recálculo del monto de las Regalías, utilizando el valor de los hidrocarburos establecido para fines del cálculo de las Participaciones. La diferencia entre el cálculo original y el recálculo indicado, representa el monto a ser acreditado contra el pago de la Participación Nacional a tiempo de efectuar la conciliación de acuerdo al artículo 24.
CRÉDITO POR APLICACIÓN DEL
ARTICULO 83 DE LA LEY
Artículo 27.- Los pagos realizados por concepto del impuesto a las utilidades y del impuesto a la remisión de utilidades al exterior, atribuibles a los hidrocarburos existentes, son acreditables contra la Regalía Nacional Complementaria del 13%, utilizando el procedimiento establecido en el Artículo 83 de la Ley.
El Titular, para hacer efectiva la acreditación indicada anteriormente, deberá presentar los cálculos necesarios y la manera en que han sido determinados los hidrocarburos existentes, así como la evidencia de que los impuestos han sido pagados.
Si el crédito excede el monto de la Regalía Nacional Complementaria en el mes de su requerimiento, el excedente será aplicado en los meses siguientes hasta su completa utilización.
REGLAS DE INTERPRETACIÓN Y APLICACIÓN
Artículo 28.- Para fines de la determinación de las Regalías y Participaciones correspondientes al mes de producción de petróleo, el volumen de producción por cada área de contrato será prorrateado entre el mercado interno y externo basado en las ventas que el Titular efectuó en cada uno de tales mercados, en ese mes o en el último mes en que se efectuaron ventas.
Artículo 29.- En el caso de que el Titular tenga producción de hidrocarburos existentes y nuevos, para determinar los volúmenes destinados al mercado interno y externo se procederá a prorratear estos volúmenes en la misma proporción que la totalidad de la producción de dichos hidrocarburos por cada área de contrato.
Artículo 30.- Las referencias a mes en el presente reglamento significan el período que comienza a las 6:00 a.m. del primer día del mes y termina a las 6:00 a.m. del primer día del mes siguiente.
Artículo 31.- Para efectos de este reglamento, los informes de los volúmenes de hidrocarburos deberán expresarse en:
a) Barriles a la temperatura de 60o F y presión 14.6959 p.s.i: (101325 Pa), para el petróleo; y
b) Miles de pies cúbicos y su contenido calórico en B.T.U., en condiciones estándar de presión y temperatura, para el gas natural.
Artículo 32.- Para efectos del cálculo del precio ponderado de las ventas de gas natural, la S.N.E. tomará en cuenta las ventas a los consumidores que estén por encima de los 450.000 PC/Día en base a un promedio mensual. La S.N.E., para efectos del cálculo del promedio ponderado, podrá eliminar cualquier venta que en su opinión no refleje el precio real del gas natural en el mercado a tiempo de la contratación del suministro.
Artículo 33.- Cualquier consulta sobre la interpretación de este reglamento será resuelta únicamente mediante el siguiente recurso jerárquico: Deberá será formulada ante la S.N.E. por quien acredite tener interés legítimo y directo, con absoluta claridad y con la correspondiente documentación de respaldo, expresando en la misma su propia interpretación. La S.N.E. resolverá la consulta en primera instancia en el plazo máximo de diez días hábiles. Si no se absolviera la consulta dentro de ese plazo, se entenderá aceptable provisionalmente la interpretación del consultante, hasta tanto se manifieste la S.N.E.
En caso de no estar satisfecho con la respuesta de la S.N.E., el interesado podrá recurrir dentro de los dos días hábiles siguientes ante el Ministro de Desarrollo Económico, quien en el plazo de diez días hábiles dará su interpretación definitiva mediante Resolución motivada, contra la cual no se podrá oponer ningún recurso ulterior. En tanto no se pronuncie el Ministro, prevalecerá la interpretación de la S.N.E. En ningún caso una consulta sobre la interpretación suspenderá las obligaciones establecidas por el presente reglamento, las cuales, si corresponde, serán reliquidadas una vez resuelta la consulta.
Artículo 34.- En el caso de que el Titular no presente la declaración de Regalías y Participaciones de acuerdo al artículo 22, el informe mensual indicado en el artículo 18, ó la documentación correspondiente a sus ventas requerida por el artículo 21, se hará pasible a una multa en favor de la S.N.E. de $us 1.000.- (Un mil dólares de los Estados Unidos de América) por cada día de atraso.
Artículo 35.- En caso de que el Titular no cumpla con los pagos indicados en las fechas indicadas en los Artículos 23 y 24 del presente reglamento, se hará pasible a una penalidad que será el interés anual LIBOR más 10%, por cada día de retraso de los montos no cancelados oportunamente a quienes corresponda, junto con el total del monto adeudado.
Articulo 36.- En caso de que el incumplimiento del pago de las Regalías o Participaciones exceda los treinta (30) días calendario, el contrato del Titular se resolverá a los quince (15) días de recibida por el Titular la correspondiente comunicación notarial de Y.P.F.B., con todos los efectos previstos en el mismo, y sin perjuicio de las acciones legales necesarias para la recuperación del monto adeudado.
Artículo 37.- Si como resultado de las auditorías realizadas, se constatase que los montos que correspondía pagar por concepto de Regalías y Participaciones son mayores a los cancelados en un período, la S.N.E. impondrá una penalidad del cien por ciento (100%) de la diferencia en favor de quienes corresponda, y adicionalmente el Titular tendrá que cancelar la diferencia y la multa el primer día hábil del mes siguiente, siempre que dicha diferencia no sea causada por informaciones certificadas por Y.P.F.B. El incumplimiento de lo previsto en este artículo está sujeto a las disposiciones de los artículos 35 y 36.
Articulo 38.- Los Titulares de los contratos de riesgo compartido resultantes de la capitalización de Y.P.F.B. que estén en la etapa de explotación, deberán pagar por adelantado sus obligaciones por Regalías y Participaciones correspondientes a los meses de abril y mayo de 1997 en los plazos previstos en los artículos 23, 25 y 40 sobre la producción fiscalizada de hidrocarburos de cada campo registrada en el mes de enero de 1997. Para tal efecto, deberán aplicar los precios de los hidrocarburos y tarifas de transporte publicados por la S.N.E.
Articulo 39.- Para los Titulares de los contratos de riesgo compartido resultantes de la conversión de los contratos de operación o asociación que se encuentren en la etapa de producción de hidrocarburos, el pago de sus obligaciones por concepto de Regalías y Participaciones se adecuará al siguiente procedimiento:
a) Durante el período comprendido entre el 29 de julio de 1996 y la fecha de protocolización del Contrato de Riesgo Compartido, Y.P.F.B. deberá continuar efectuando las retenciones por concepto de Regalías y Participaciones conforme a los contratos de operación o asociación originales.
A partir de la fecha del cierre de la Capitalización de las unidades de exploración y producción de Y.P.F.B. y hasta la fecha de protocolización del respectivo contrato de riesgo compartido resultante de la conversión, las retenciones efectuadas por Y.P.F.B. deberán ser efectuadas en dinero, valorizando el Impuesto Nacional y las Regalías Departamentales de acuerdo al sistema utilizado de conformidad con la anterior Ley de Hidrocarburos (Ley No 1194), aplicando la misma modalidad de valorización del Impuesto Nacional a los porcentajes de Participación en favor de Y.P.F.B. que figuran en los contratos originales de operación o asociación.
b) Durante el período comprendido entre el 29 de julio de 1996 y la fecha de protocolización del respectivo contrato de riesgo compartido definitivo, las obligaciones del Titular por concepto de Regalías y Participaciones correspondientes a hidrocarburos existentes serán consideradas como cumplidas mediante las retenciones efectuadas por Y.P.F.B. durante el mencionado período, conforme a los contratos de operación o asociación originales. Para dicho efecto, la Secretaría Nacional de Hacienda extenderá al Titular la certificación correspondiente.
El Estado, a través de la Secretaría Nacional de Hacienda, efectuará la conciliación y nueva distribución de los montos retenidos por Y.P.F.B. desde el 29 de julio de 1996 a la fecha de protocolizacion de los contratos de riesgo compartido, sobre la base de las nuevas disposiciones sobre Regalías y Participaciones establecidas en la Ley. Sin embargo, las Regalías pagadas se considerarán consolidadas.
c) Para efectos de la conciliación definitiva que debe realizar la Secretaría Nacional de Hacienda y en el caso de la producción de hidrocarburos nuevos, los porcentajes de la producción en exceso al 18% retenidos por Y.P.F.B. en el período comprendido entre el 29 de julio de 1996 y la fecha de protocolización del respectivo contrato de riesgo compartido definitivo, valorizados de acuerdo al inciso a) del presente artículo, podrán ser utilizados por el Titular para el pago de cualquier impuesto cuya recaudación esté a cargo de la Dirección General de Impuestos Internos mediante Notas Fiscales extendidas para este efecto por la Secretaría Nacional de Hacienda.
d) Los Titulares pagarán por adelantado sus obligaciones por concepto de Regalías y Participaciones correspondientes al mes de protocolización de sus contratos definitivos y al mes siguiente al mismo, utilizando como base sus producciones del mes de enero y los precios y tarifas de transporte publicados por la S.N.E., tomando en cuenta los procedimientos de los artículos 23, 25 y 40.
Artículo 40.- En el caso de los contratos de riesgo compartido indicados en el artículo 38, o cuando la fecha deprotocolización del contrato de riesgo compartido referido en el artículo 39 ocurra en un día intermedio del mes, los montos por concepto de Regalías y Participaciones serán calculados proporcionalmente y serán divididos en partes iguales entre el número de fechas de vencimiento restantes en el mes.

References: Artículo 1

Artículo 2
 Artículo 8

Artículo 3

Artículo 4

Artículo 5

Artículo 6

Artículo 7

Artículo 8

Artículo 9

Artículo 10

Artículo 11

Artículo 12
 artículo 50

Artículo 15

Artículo 16

Artículo 17

Artículo 18

Artículo 19

Artículo 20

Artículo 21

Artículo 22
 artículo 24

Artículo 23

Artículo 24

Artículo 25

Artículo 26
 Artículo 72
 Artículo 77
 artículo 24

Artículo 27
 Artículo 83

Artículo 28

Artículo 29

Artículo 30

Artículo 31

Artículo 32

Artículo 33
 Resolución 

Artículo 34
 artículo 22
 artículo 18
 artículo 21

Artículo 35

Artículo 37

Artículo 40
 artículo 38
 artículo 39