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Timestamp: 2018-02-21 03:18:17
Document Index: 178026073

Matched Legal Cases: ['Artículo 316', 'Artículo 356', 'Artículo 360', 'Artículo 361', 'Artículo 367', 'Artículo 9', 'Artículo 10', 'Artículo 64', 'Artículo 1', 'Artículo 2', 'Artículo 3', 'Artículo 4', 'Artículo 5', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'Artículo 8', 'Artículo 8', 'Artículo 9', 'Artículo 10', 'Artículo 11', 'Artículo 12', 'Artículo 13', 'Artículo 5', 'Artículo 7', 'Artículo 14', 'Artículo 2', 'Artículo 13', 'Artículo 13', 'Artículo 15', 'Artículo 16', 'Artículo 18', 'Artículo 17', 'Artículo 18', 'Artículo 13', 'Artículo 19', 'Artículo 20', 'Artículo 34']

Decreto Supremo 2830 de 6 de julio de 2016 | plataformaenergetica.org
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.
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:
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;
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;
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;
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;
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.
Incentivo a la producción de petróleo crudo
Artículo 3°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona tradicional)
La determinación del incentivo aplicable a la producción de Petróleo Crudo en Zona Tradicional - ZT se realizará aplicando la siguiente fórmula:
Incentivo mensual expresado en dólares americanos ($us).
Precio promedio mensual del West Texas Intermediate (WTI) para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, medido en dólares por barril ($us/Bbl).
Volumen de producción de Petróleo Crudo medido en Punto de Fiscalización (PF), expresado en barriles (Bbls).
Periodo de tiempo medido en un mes.
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).
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.
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.
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.
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.
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.
El incentivo (It) será redondeado a dos (2) decimales.
Artículo 4°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona no tradicional)
La determinación del incentivo aplicable a la producción de Petróleo Crudo en ZNT se realizará aplicando la siguiente fórmula:
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).
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.
Incentivo a la producción de condensado asociado al gas natural
Artículo 5°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona tradicional)
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:
Incentivo mensual expresado en $us.
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.
Volumen de producción de Condensado medido en PF únicamente, expresado en Bbls.
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.
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.
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.
El incentivo (It) aplicable será redondeado a dos (2) decimales.
Artículo 6°.- (Factores para la determinación del incentivo en zona no tradicional)
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:
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.
Artículo 7°.- (Plazo de aplicación del incentivo a la producción de condensado asociado al gas natural)
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
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.
El VANEt será calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:
Valor Actual Neto Esperado teórico.
Probabilidad de éxito exploratorio.
(1-pe)
Probabilidad de fracaso exploratorio.
Inversiones en Exploración y Desarrollo hasta el inicio de la Producción Comercial Regular a valor actual.
Inversión en exploración hasta el primer pozo exploratorio declarado seco a valor actual.
Flujo neto en el periodo (j).
Tasa de descuento.
Horizonte de evaluación.
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.
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.
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.
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.
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.
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)
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.
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.
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)
La determinación del incentivo aplicable a la producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural, se realizará aplicando la siguiente fórmula:
Es 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.
Volumen de Producción de Condensado asociado al Gas Natural en PF por encima de la Línea Base únicamente, expresado en Bbls.
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).
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)
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.
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.
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)
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.
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.
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)
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:
%MIt
Porcentaje de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco.
Promedio 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.
Relación Condensado Gas Natural, expresado en 10 Bbl/MMpc (diez barriles por millón de pie cúbico).
Yieldres
Relación Condensado Gas Natural del Reservorio de Gas Seco, expresado en Bbl/MMpc.
%MIt-1
Porcentaje anual de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco del periodo t-1.
PMIt-1
Precio 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-1
Precio 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).
Periodo medido en años.
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.
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.
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)
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.
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.
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.
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.
Procedimiento de los incentivos para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Operador
Artículo 15°.- (Condiciones generales)
Los montos de los incentivos son los mismos que los detallados en el presente Decreto Supremo.
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.
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)
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.
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.
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.
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)
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Evaluación de los incentivos
Artículo 19°.- (Evaluación)
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.
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.
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.
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.
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.
Actualización de la zona tradicional
Artículo 20°.- (Delimitación)
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.
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.
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.
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 .