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Área: Economía >> Energía e hidrocarburos
Actualizado el 2004-03-08 a horas: 16:58:56

Borrador de proyecto de ley de hidrocarburos

Borrador de proyecto de ley de hidrocarburos Por la importancia del tema, Bolpress.com pone a disposición de sus lectores un borrador del proyecto de ley de hidrocarburos que el gobierno negocia con las petroleras.

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Borrador de proyecto de ley de hidrocarburos

TÍTULO 1

DISPOSICIONES GENERALES

CAPÍTULO I

ALCANCE DE LA LEY

Artículo 1. Las disposiciones de la presente Ley de Hidrocarburos establecen los principios, procedimientos y normas fundamentales del régimen jurídico de los hidrocarburos bolivianos.

Artículo 2.El aprovechamiento de los recursos naturales debe responder a la política del Estado, resguardando la seguridad del mismo en procura, del. bienestar del pueblo boliviano.

CAPÍTULO II:

DE LA PROPIEDAD DE LOS HIDROCARBUROS Y DE LOS PRINCIPIOS GENERALES.

Artículo 3. De conformidad a lo establecido por la Constitución Política del Estado en su artículo 139, los yacimientos de hidrocarburos, cualquiera sea el estado en que se encuentren o la forma en que se presenten, son del dominio directo, inalienable e imprescriptible del Estado. Ninguna concesión o contrato podrá conferir la propiedad, de los yacimientos de hidrocarburos.

El aprovechamiento de los hidrocarburos deberá promover y priorizar el desarrollo integral y sostenible del país.

El derecho de explorar y de explotar los campos de hidrocarburos y de comercializar la producción obtenida, se ejerce por el Estado mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

YPFB ejecutará las actividades de exploración, explotación y comercialización mediante contratos de Riesgo Compartido, de Producción Compartida o de Operación, suscritos con personas individuales o colectiva nacionales o extranjeras, de conformidad a lo dispuesto en la presente Ley.

YPFB podrá ejecutar actividades de explotación y comercialización mediante Contratos de Asociados suscritos con el Titular de un Contrato de Operación.

El transporte de hidrocarburos y la distribución de gas natural por redes será otorgada mediante concesión administrativa de la Superintendencia de Hidrocarburos, por tiempo limitado, en favor de personas individuales o colectivas.

Las actividades de refinación, industrialización, comercialización de productos refinados de petróleo y almacenaje, se ejercerán mediante personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas.

Artículo 4. Las actividades petroleras se regirán por principios de eficiencia, transparencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad y libre competencia.

a) El principio de eficiencia obliga a la óptima asignación y utilización de los recursos para el desarrollo sostenible del sector de hidrocarburos.

b) El principio de transparencia, obliga a las autoridades responsables de los procesos regúlatenos, a conducirlos de manera pública, asegurando el acceso a la información a toda autoridad competente y personas individuales y colectivas que demuestren interés. Las autoridades regulatorios deberán rendir cuentas en cada. gestión sobre el comportamiento y desarrollo del mercado, la asignación y utilización de sus recursos.

c) El principio de calidad, obliga a cumplir los requisitos técnicos que establezcan los reglamentos para cada actividad.

d) El principio de continuidad obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente.

e) El principio de adaptabilidad promueve la incorporación de tecnología y sistemas de administración modernos, que aporten mayor calidad y eficiencia, en la. prestación de los servicios.

f) El principio de neutralidad, obliga al tratamiento imparcial. a todas las empresas que realizan actividades petrolera. Las prácticas discriminatorias o preferenciales están prohibidas.

g) Las personas individuales o colectivas dedicadas a las actividades del sector hidrocarburos, desarrollarán sus actividades en el marco de la libre competencia con sujeción a la Ley.

Articulo 5. En concordancia, con lo establecido en el artículo 25 de la Constitución Política, del Estado, dentro de los cincuenta (50) kilómetros de las fronteras nacionales, los extranjeros no podrán adquirir ni poseer propiedades inmuebles por ningún título, excepto el caso de necesidad nacional declarada por ley expresa.

Dentro de la zona de exclusión señalada, YPFB en representación del Estado, podrá realizar con personas extrajeras individuales o colectivas las actividades petroleras señaladas en el artículo 11 de la presente Ley, manteniendo en todo caso la titularidad, del derecho propicio sobre los inmuebles que, para fines de la industria petrolera se edifiquen dentro de dicha zona., estando incluso facultado a ejercer posesión sobre dichos inmuebles aún por medio de terceros.

Articulo 6. Es libre la importación, la exportación y la comercialización de los hidrocarburos, los productos refinados de petróleo, GLP de Plantas y productos industrializados, previa, la. provisión de los volúmenes de gas natural requeridos para cumplir los contratos de exportación pactados por

YPFB con anterioridad a la vigencia de la presente Ley, los volúmenes requeridos para satisfacer la demanda del mercado interno de petróleo, gas natural, gas licuado de petróleo, GLP de Plantas, productos refinados de petróleo y los volúmenes de materia prima requeridos por la industria petroquímica instalada en territorio nacional. Los volúmenes citados serán establecidos por la Superintendencia de Hidrocarburos.

Los precios de la comercialización del petróleo, los productos refinados de petróleo, GLP, con destino a. satisfacer la demanda del mercado interno se determinaran a la. Paridad de Exportación del producto de referencia.

Los precios de la comercialización del. gas natural con destino a satisfacer la demanda en el mercado interno, en lanío, la oferta sea mayor a la demanda, deberá reflejar un costo marginal de largo plazo.

Los procedimientos para la determinación de los precios de comercialización de. los productos mencionados en los dos párrafos precedentes serán reglamentados.

Artículo 7. Las personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras, pública o privadas, que realicen las actividades señaladas en los incisos c), d) y g) del Artículo 11 de la presente Ley, pagarán, para cubrir el presupuesto de funcionamiento de la Superintendencia de Hidrocarburos y de la alícuota parte que corresponda a. la Superintendencia General del SIRESE, las tasas que se señalan a continuación:

Hasta el 1 % del valor bruto obtenido de las tarifas de. Transporte de hidrocarburos por dudo.

Hasta el 1 % del valor bruto de lis ventas de las refinerías de petróleo.

Hasta, el 1 % del valor de las ventas brutas de los concesionarios para la. distribución de gas natural por redes.

Dichos recursos estarán incluidos en el Presupuesto General de la Nación.

Artículo 8. La quema o venteo de gas natural sólo podrá, efectuarse con aprobación expresa del Ministerio de Minería e Hidrocarburos y supervisión de la Superintendencia de Hidrocarburos. Esta además informará a las autoridades sectoriales y de medio ambiente sobre violaciones a la Ley del Medio Ambiente y sus Reglamentos.

Artículo 9. La nominación de áreas de interés hidrocarburífero para su posterior licitación, cuando se encuentren en áreas protegidas, será precedida, por consultas del Ministerio de. Minería e Hidrocarburos a las comunidades indígenas y campesinas que habitan dichas áreas.

Los permisos para realizar actividades petroleras en áreas protegidas, deben ser aprobados por los Ministerios de Minería e Hidrocarburos y de Desarrollo Sostenible y Planificación. Esta aprobación no implica el levantamiento definitivo ni total del área protegida.

Los procedimientos de la consulta y la otorgación de los permisos serán reglamentados.

CAPÍTULO III

DEFINICIONES

Articulo 10. A los efectos de la presente Ley, se adoptan las siguientes definiciones: Almacenaje.- Es la actividad de acumular hidrocarburos, productos refinados de petróleo y GLP en tanques estacionarios para su comercialización.

Área Nominada.- Es el área de interés petrolero, seleccionada, por una persona individual o colectiva o por el Ministerio de Minería e Hidrocarburos, para ser licitada.

Boca de Pozo.- Es el. punto de salida de la corriente total de fluidos que produce un pozo (Petróleo, gas natural, agua de formación y sedimentos), previos a ser conducidos a. un Sistema de Adecuación.

Campo.- Un área de sucio debajo del cual existen uno o mas reservorios de hidrocarburos en una o más formaciones en la misma estructura o entidad, geológica.

Contratista o Titular.- Es toda persona individual o colectiva, que suscriba Contrato de Operación, Contratos de Riesgo Compartido, Contratos de Producción Compartida y Contratos de Asociación con YPFB.

Contrato de Asociación.- Es el contrato suscrito entre YPFB y una persona individual o colectiva, nacional o extranjera, para ejecutar las actividades de explotación y comercialización, adoptando el régimen de los Contratos de Asociación Accidental o Cuentan en Participación establecidos en el Código de Comercio.

Contrato de Operación.- Es el contrato suscrito con YPFB, por el cual una persona individual o colectiva, nacional o extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su. exclusiva cuenta y riesgo las actividades de exploración y explotación dentro del área. materia del Contrato, bajo un sistema de retribución, en caso de ingresar a la fase de explotación.

Contrato de Producción Compartida.- Es el contrato suscrito con YPFB, por el cual una persona individual o colectiva, nacional extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo de actividades de exploración y explotación donde YPFÍ3 tiene una participación en la producción total y otra en la producción neta.

Contrato de Riesgo Compartido.- Es el contrato suscrito con YPFB, por el cual una persona individual o colectiva, nacional o extranjera, ejecuta con sus propios medios y por su. Exclusiva cuenta y riesgo las actividades de exploración, explotación y comercialización.

Conversión de Gas Natural en Líquidos.- Es el. proceso mediante el cual se transforma. Gas Natural en líquidos sintéticos mediante procesos químicos, denominado gas a líquidos (GTL)

Comercialización de productos resultantes de la explotación.- La compra venta de petróleo, gas natural GLP de plantas y otros hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización.

Comercialización de productos refinados de petróleo e industrializados.- La compra - venta de productos resultantes de los procesos de refinación de petróleo e industrialización.

Descubrimiento.- Es el hallazgo de hidrocarburos dentro del área del contrato que, en opinión de YPFB y del Contratista, no justifica el. desarrollo, la explotación y producción.

Descubrimiento Comercial.- Es el hallazgo de hidrocarburos dentro del. área del contrato que, en opinión de YPFB y del Contratista, justifica el desarrollo, la explotación y producción.

Distribución de Gas por Redes.- Es la actividad, de proveer gas natural, en calidad de servicio público, a los usuarios del. área de concesión, además de construir las redes, administrar y operar el servicio bajo los términos indicados en la presente Ley.

Exploración.- El reconocimiento geológico de superficie, levantamientos aereofotogramétricos, topográficos, gravimétricos, magnetométricos, sismológicos, geoquímicos, perforación de pozos y cualquier otro trabajo tendiente a determinar la existencia de hidrocarburos en un área o zona, geográfica. Es una actividad sujeta a fiscalización y control de la Superintendencia de Hidrocarburos, Explotación.- La perforación de pozos de desarrollo y de producción, tendido de líneas de recolección, construcción e instalación de plantan de almacenaje, de procesamiento y separación de líquidos y licuables, de recuperación primaria, secundaria y mejorada, y toda otra. actividad en el suelo y en el subsuelo dedicada a la producción, separación, procesamiento, compresión y almacenaje de hidrocarburos. Es una actividad sujeta a fiscalización y control de la Superintendencia de Hidrocarburos.

Gas Natural.- Los hidrocarburos que en condiciones normalizadas de presión y temperatura se presentan en estado gaseoso.

Gas Licuado de Petróleo (GLP).- Mezcla de propanos y butanos en proporciones variables, que puede encontrarse en fase gaseosa o fase líquida. El GLP producido en d Punto de Fiscalización del Sistema de Adecuación se denomina GLP de Plantas.

Hidrocarburos.- Los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo los elementos asociados, que se presentan en la naturaleza, ya sean en el suelo o en el subsuelo, cualquiera sea su estado físico.

Hidrocarburos Existentes.- Los hidrocarburos correspondientes a. las reservas probadas de los reservorios definidos en la Ley No. 172.1. de fecha. 25 de noviembre de 1996.

Hidrocarburos Nuevos.- Todos los hidrocarburos no contemplados en la definición de hidrocarburos existentes.

Industrialización.- Las actividades de transformación química de los hidrocarburos y los procesos industriales que tienen por finalidad añadir valor agregado al gas natural: Petroquímicos, Gas a. Líquidos (GTL), producción de fertilizantes, úrea, amonio y metanol. La licuefacción de gas natural se considera como proyecto de industrialización.

Licuefacción de Gas Natural.- Proceso que permite modificar el estado físico del Gas Natural, en un componente líquido.

Línea Lateral o Ramal.- Todas aquellas tuberías que se interconectan con el Sistema Troncal de Transporte de hidrocarburos por ducto.

Líneas de Recolección.- Son las tuberías mediante las cuales el productor recolecta, y traslada, la producción de sus pozos hasta la. entrada del Sistema, de Adecuación.

Operador.- Es el ejecutor de cualquiera de los contratos establecidos en la. presente Ley para efectuar las actividades de exploración y explotación designado por el o los Titulares.

Parcela.- La unidad de medida de las áreas de exploración y explotación de hidrocarburos.

Planimétricamente, corresponde a un cuadrado de 5.000 (cinco mil) metros de lado y a una superficie total de 2.500 (dos mil quinientos) hectáreas. Sus vértices superficiales están determinados mediante coordenadas de la Proyección Universal y Transversa de Mercator (UTM), referidos al Sistema Geodésico Internacional WGS - 84 Cada parcela esta identificada por el número de la Carta Geográfica Nacional y por un sistema, rnatricial de cuadrículas petroleras establecido por el Ministerio de Minería e Hidrocarburos.

Paridad de Exportación.- Corresponde al mejor precio de venta al cual un productor local puede colocar su producción en un mercado relevante de exportación.

Paridad de importación.- Corresponde al mejor precio de venta, al cual un consumidor local puede conseguir el producto que se produce en un mercado relevante de importación.

Petróleo.- Los hidrocarburos que en condiciones normalizadas de temperatura y presión se presentan en estado líquido, así como la gasolina, natural y los hidrocarburos líquidos que se obtienen en los procesos de separación del gas.

Petroquímica.- Procesos químicos que permiten reestructurar las moléculas de los hidrocarburos, en polímeros, resinas, plásticos, fertilizantes y oíros los cuales son comúnmente denominados productos petroquímicos.

Producción Fiscalizada.- Los volúmenes de Hidrocarburos medidos en Punto de fiscalización de la Producción.

Productos Refinados de Petróleo.- Se entiende por Productos Refinados de Petróleo los que se obtienen de los procesos de refinación del Petróleo.

Punto de Fiscalización de la Producción.- El lugar donde son medidos los hidrocarburos resultantes de la. explotación en el campo después que los mismos han. sido sometidos a un Sistema de Adecuación para ser transportados.

a). Para campos con facilidades de extracción, el Punto de Fiscalización de la Producción, será a la salida, de la planta ubicada, antes del Sistema de Transporte y debe cumplir con los requerimientos de adecuación del gas de acuerdo a. reglamentación

b). En los campos donde no existan facilidades de extracción de GLP y/o gasolina natural, el Punto de Fiscalización de la. Producción será a. la salida del sistema, de separación de fluidos. Para este efecto, los productores instalarán los instrumentos necesarios, como ser:

gravitó metros, registradores multiflujo, medidores másicos, cromató grafos para análisis cualitativos y cuantitativos, registradores de presión y temperatura y todo equipo que permita establecer las cantidades de GLP de planta y/o gasolina natural incorporadas- en la corriente de gas natural despachada.

Refinación.- Procesos que convierten los hidrocarburos en productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que generen dichos procesos.

Regulación.- Es la actividad, realizada por la Superintendencia de Hidrocarburos de cumplir y hacer cumplir la Ley y la. normativa. sectorial en materia de regulación económica, fiscalización y control, disposiciones antimonopólicas y defensa de la competencia y cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad.

Reservas Certificadas.- Son las reservas de hidrocarburos cuantificadas por empresas especializadas que corresponden a la suma de Reservas Probadas y Preservas Probables.

Reservan Probadas.- Son las cantidades de hidrocarburos que de acuerdo a informaciones geológicas y de ingeniería de reservorios, demuestran con razonable certeza, que en el futuro, serán recuperables los hidrocarburos de los reservorios bajo las condiciones económicas y operacionales existentes.

Reservas Probables.- Son reservas de hidrocarburos no probadas, en las que los estudios geológicos y los datos científicos sugieren que es más probable que sean recuperables a que no lo sean.

Reservorio de Hidrocarburos.- Uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o sean capaces de producir hidrocarburos, con un sistema común de presión, en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén rodeados por roca impermeable o agua Para fines de la presente Ley, Yacimiento y Reservorio de Hidrocarburos son sinónimos.

Sistema de Adecuación.- Son las instalaciones necesarias para acondicionar los hidrocarburos a ser transportados, de acuerdo a reglamentación. El sistema de adecuación deberá ajustarse a la naturaleza de los hidrocarburos que produzca el campo.

Sistema de Transporte.- Es el Sistema Troncal de Transporte, más las líneas laterales o ramales. No incluye las líneas de recolección.

Sistema Troncal de Transporte.- Conjunto de tuberías de transporte de hidrocarburos por ducto que tiene concesión otorgada por la Superintendecia de Hidrocarburos.

Subparcela.- Unidad de medida de área, sin solución de continuidad o conexa, igual a un rectángulo de 2,500 (dos mil. quinientos) metros por 5,000 (cinco mil) metros, equivalente a media parcela.

Tarifa Estampilla - Es la tarifa única que se aplica a las concesiones de Transporte sin importar la distancia, transportada.

Transporte.- Es la actividad de trasladar Hidrocarburos, productos refinados de petróleo y G-LP de un lugar a otro, por medio de tuberías cumpliendo especificaciones y utilizando instalaciones complementarias. Se excluye de esta definición la distribución. de gas por redes y líneas de recolección.

Unidades de Trabajo.- Las obligaciones de trabajo expresadas en números, para las actividades exploratorias (geofísica, magnetometría, gravimetría, perforación de pozos exploratorios y otras actividades exploratorias), que deberán ser ejecutadas por el Contratista de un Contrato en las diferentes fases de exploración.

Unidades de Liquidación.- Volumen o energía equivalente a la alícuota del Impuesto Complementario a los Hidrocarburos que valorizada, en bo livianos, corresponde a dicho impuesto.

YPFB.- Empresa Pública creada por Decreto Ley de 21 de diciembre de 1936.

YPFB Operaciones SAM.- Sociedad de Economía Mixta de derecho privado creada, al amparo del Código de Comercio para. participar en actividades petroleras.

Zona Tradicional.- Región con información geológica donde existe producción de hidrocarburos con explotación comercial. El Poder Ejecutivo, mediante Decreto Supremo designará las Zonas

Tradicionales Hidrocarburíferas.

Zona No Tradicional.- Región no comprendida en la definición de Zona Tradicional.

TÍTULO- II

DE LA CLASIFICACION DE LAS ACTIVIDADES PETROLERAS PROHIBICIONES Y HABILITACIONES

CAPÍTULO I

ACTOVIDADES PETROLERAS

Artículo 11. Las actividades petroleras se clasifican en:

a).- Exploración

b).- Explotación

c).- Transporte por ductos

d).- Refinación

e).- Industrialización

f),- Comercialización

g).- Distribución de gas natural por redes

h).- Almacenaje

Artículo 12. Cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera, pública o privada, podrá ejecutar las actividades señaladas en los incisos a), b) y f) del artículo 11 por medio de Contratos de Operación, de Contratos de Riesgo Compartido y de Contratos de Producción Compartida con sujeción a la presente Ley.

Las actividades señaladas en los incisos c), d) e), f) g) y h) del artículo 11 se realzarán mediante personas individuales o colectivas, con sujeción a la presente Ley al Código de Comercio y otras disposiciones aplicables.

Previa autorización del Ministerio de Minería e Hidrocarburos, cualquier persona podrá realizar trabajos de reconocimiento superficial consistentes en prospección sísmica y perforación de pozos para fines geofísicos, en áreas bajo contrato o en áreas libres. El Ministerio de Minería e Hidrocarburos concederá tales permisos para. efectuar los trabajos indicados en áreas bajo contrato previa notificación y coordinación con los Contratistas.

Quienes realizaren las actividades descritas en el párrafo precedente ejecutaran sus labores sin interferir ni causar perjuicio alguno a las operaciones bajo contrato y quedarán obligados a indemnizar a los Contratistas, al Estado o a terceros, por cualquier daño ambiental o de otra naturaleza, que produjeran.

CAPITULO II

CARÁCTER DE UTILIDAD PÚBLICA

Artículo 13. Se declaran de utilidad publica, encontrándose bajo protección del Estado, las actividades de exploración, explotación, transporte de hidrocarburos por duelos y distribución de gas por redes, que desarrollen las personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras bajo una o mas de las modalidades previstas en la presente Ley.

CAPITULO III

PROHIBICIONES E INHABILITACIONES

Artículo 14. No pueden participar con YPFB en ninguna de las modalidades de contratación establecidas en la presente Ley, ni obtener concesiones ni licencias, ni formar parte de sociedades comerciales para realizar las actividades petroleras descritas en el Artículo 11, ni obtener concesiones, directa o indirectamente, bajo sanción de nulidad del acto:

a). El Presidente y el Vicepresidente de. la. República; los Senadores y Diputados; los Ministros de Estado; el Presidente y Ministros de la Corte Suprema de Justicia, del Tribunal Constitucional y del Consejo de la Judicatura; el Fiscal General de la República, el Defensor del Pueblo, el Contralor y los Subcontralores de la República; el Superintendente General, los Superintendentes Sectoriales y funcionarios del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE); los funcionarios del Ministerio de Minería, e Hidrocarburos y de las entidades de su dependencia y de YPF3, los Generales, Jefes y Oficiales de las Fuerzas Armadas y de la Policía Nacional, en servicio activo; los Prefectos de los departamentos, y

b). Los cónyuges de las personas a que se refiere el inciso anterior, sus ascendientes, descendientes y parientes colaterales hasta el segundo grado de consanguinidad, o de afinidad.

Artículo 15. Las prohibiciones establecida en el artículo anterior no se aplican:

a) A los derechos emergentes de los contratos celebrados por las personas a que se refiere el artículo 14 de la presente Ley, con anterioridad o posterioridad al ejercicio de las respectivas funciones. En este ultimo caso la prohibición subsiste hasta un ano después del cese de la función pública.

b) A los derechos emergentes de las sociedades constituidas antes del ejercicio de las funciones públicas del inhabilitado y en las cuales éste no ejerza ninguna, actividad.

c) A los derechos referidos en la primera parte del. articulo 14 que sean propios del cónyuge del inhabilitado, adquiridos antes del matrimonio, ni

d) A dichos derechos cuando sean adquiridos por sucesión.

Artículo 16. Ningún funcionario del Estado que haya desempeñado los cargos de Ministro de Minería e Hidrocarburos, Vice-Ministro de Hidrocarburos y Directores Generales en el Ministerio de Minería e Hidrocarburos, miembros del Directorio de YPFB, Presidente Ejecutivo, Vicepresidentes y Gerentes o su equivalente en YPFB e YPPB Operaciones SAM, Superintendente de Hidrocarburos, Intendente de Hidrocarburos y Directores de Área de la Superintendencia de Hidrocarburos, podrá, trabajar directamente en las empresas petroleras que tengan relación contractual con YPFB y/o tengan concesiones de la Superintendencia, de Hidrocarburos, por tres años desde el cese de sus funciones en la administración pública.

TÍTULO III

DE LOS CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO, CONTRATOS DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA, CONTRATOS DE OPERACION Y CONTRATOS DE ASOCIACION

CAPÍTULO I

CONDICIONES GENERALES

Artículo 17. YPFB en representación del Estado, celebrará Contratos de Riesgo Compartido, Producción Compartida y de Operación para ejecutar las actividades señaladas en los incisos a) y b) del Artículo 11. de la presente Ley.

YPFB podrá suscribir Contratos de Asociación con el. Contratista de un Contrato de Operación para ejecutar las actividades de explotación y comercialización de la producción.

CAPÍTULO II

CONDICIONES COMUNES A LOS CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO, CONTRATOS DE PRODUCCION COMPARTIDA Y CONTRATOS DE OPERACION

Artículo 18. El Poder Ejecutivo, aprobará los modelos de Contratos de Riesgo Compartido, Producción Compartida y de Operación, mediante Decreto Supremo. Los contratos antes señalados no excederán el plazo de cuarenta años.

Artículo 19. Las controversias que se susciten entre YPFB y los Contratistas, con motivo de la interpretación, aplicación y ejecución de los contratos se solucionarán, mediante arbitraje conforme a Ley.

Artículo 20. A fin de definir el área de los Contratos de Riesgo Compartido, de Producción Compartida o de Operación, el territorio nacional se dividirá en parcelas que conformarán las áreas de contrato, en zonas declaradas tradicionales y no tradicionales, mediante Decreto Supremo que periódicamente determinará las respectivas extensiones y cantidades, en base a criterios de conocimiento geológico, producción comercial de hidrocarburos e infraestructura existente.

Cualquier cambio en la definición de zonas, no se aplicará a los contratos existentes.

El área de un Contrato de Riesgo Compartido, Producción Compartida, o de Operación, para. Las actividades a) y b) del artículo 11 de la presente Ley, estará conformada por una extensión máxima de 40 parcelas en las Zonas Tradicionales y de 400 parcelas en las Zonas No Tradicionales.

Artículo 21. El Ministerio de Minería e Hidrocarburos establecerá la. periodicidad de las licitaciones, nominará de oficio o admitirá solicitudes para la nominación de áreas y fijará la garantía de seriedad de propuesta a cargo de los interesados.

Ministerio de Minería e Hidrocarburos definirá para la licitación de cada área nominada la valoración de la adjudicación, teniendo en consideración uno o más de los siguientes criterios:

a) Unidades de Trabajo para la primera fase obligatoria del periodo de exploración, en adición a las mínimas determinadas mediante Reglamento.

b) Pago de un Bono a la firma de Contrato, con destino al Tesoro General de la Nación.

e). Pago de una participación adicional a la fijada en el numeral 3 del artículo 66 de la. presente Ley, con destino al Tesoro General de la Nación.

El adjudicatario de un área nominada, deberá, firmar el Contrato para el cual fue. licitada, el área.

Artículo 22. La adjudicación de áreas nominadas GC efectuará mediante licitaciones públicas internacionales, convocadas por la Superintendencia de Hidrocarburos quedan expresamente prohibidas las modalidades de contratación por invitación directa, o por excepción.

Artículo 23. Los Contratos de Riesgo Compartido, de Producción Compartida o de Operación que suscriban personas individuales o colectivas con YPFB, así como sus modificaciones y enmiendas, deberán ser celebrados mediante escritura, otorgada ante un Notario de Fe Publica y contener, bajo sanción de nulidad, cláusulas referentes a:

a) Objeto del contrato

b) Duración del contrato

c) Domicilio y representación legal de las partes en el país.

d) Antecedentes, capacidad técnica y financiera, y personería.

e) Garantía suficiente de cumplimiento de Contrato. En el caso de empresas subsidiarias o vinculadas, la garantía, será otorgada por la casa. matriz.

f) Confidencialidad de la información recabada durante la relación contractual, frente a terceros.

g) Facilidades para YPFB y la Superintendencia de Hidrocarburos de acceso a toda la información que se obtenga durante la relación contractual.

h) El arca objeto del Contrato y las parcelas correspondientes, los datos relativos a su localización con referencia a la división administrativa, de la República.

i) La participación de cada una de las partes en los Contratos.

j) Obligaciones contractuales de las partes, contribuciones de capital, cantidad de Unidades de Trabajo comprometidas, montos, formas y plazos de pago convenido en dinero.

k) Los niveles de supervisión y control a establecerse para. la. ejecución de todas las operaciones programadas.

l) Causas de desvinculación contractual y el régimen de daños y perjuicios por incumplimiento de obligaciones contraídas.

m) Compromiso de formación y entrenamiento de personal técnico de YPFB en entidades especializadas, bajo cualquier tipo de modalidad.

n) La participación en la producción de cada una de las partes, cuando corresponda.

o) Régimen de solución de controversias.

p) Compromiso de priorizar la contratación de mano de obra, de bienes y de servicios nacionales.

q) El derecho del Contratista para comercializar la parte de la producción que le corresponde con la obligación de abastecer con carácter preferente el mercado interno.

r) Elevar informes periódicos a YPFB sobre la ejecución del contrato.

Artículo 24. Quienes suscriban Contratos de Riesgo Compartido, de Producción Compartida o de Operación con YPFB, no podrán ceder, transferir o subrogar, en forma total o parcial, directa o indirectamente, sus derechos y obligaciones emergentes de los mismos, salvo aceptación de YPFB.

Este no podrá negar la cesión, transferencia o subrogación cuando el beneficiario de la operación tenga la capacidad técnica y financiera que le permita, cumplir con las obligaciones establecidas en el respectivo contrato

Artículo 25. Quienes suscriban Contratos de Riesgo Compartido, de Producción Compartida o de Operación, tendrán el derecho de construir y operar ductos para el transporte de su propia producción y la de terceros, quedando estas actividades sujetas a las disposiciones de la presente Ley relativas a la actividad de Transporte.

Quienes se acojan al derecho establecido en el presente artículo deberán llevar una contabilidad separada para sus actividades de transporte.

Artículo 26. El plazo inicial de exploración no podrá exceder de siete anos en Zona. Tradicional y de 10 años en Zona No Tradicional, dividido en tres fases:

Zona Tradicional

Fase 1: Años 1 al 3.

Fase 2: Años 4 y 5.

Fase 3: Años 6 y 7.

Zona No Tradicional

Años 1 al 5.

Años 6 al 8.

Años 9 y 10.

Al finalizar la Fase 1, se deberá renunciar y devolver no menos del 20 % del área original de exploración, en exceso de 10 parcelas para Zona Tradicional y de 100 parcelas para Zona No Tradicional. Al finalizar la Fase 2, se deberá renunciar y devolver no menos del 30 % del área original de exploración, en exceso de 10 parcelas en. Zona Tradicional y de 100 parcelas en Zona No Tradicional. Al finalizar la Fase 3, se podrá retener un máximo del 30 % del área original de exploración que en adelante se denominará área remanente.

El mínimo de Unidades de Trabajo para cada fase será determinado mediante reglamentación.

Articulo 27. Si YPFB o la parte que hubiera celebrado el Contrato con YPFB, declarase uno o más descubrimientos comerciales durante el transcurso de las tres Fases de exploración establecidas en el artículo precedente, podrá retener el área remanente por un período adicional de hasta siete años, computables desde la nacionalización de la tercera fase, para continuar explorando.

El período adicional de exploración comprenderá las siguientes fases:

Zona Tradicional Zona No Tradicional.

Fase 4 : Años 8 al 10. Años 11 al 13.

Fase 5 : Años 11 y 12. Años 14 al 15.

Fase 6 : Años 13 y 14. Años 16 y 17.

Al finalizar la Fase 4, se deberá renunciar y devolver no menos del 20% del área remanente, en exceso de 10 parcelas para Zona Tradicional y de 100 parcelas para Zona no Tradicional y al finalizar la Fase 5, se deberá renunciar y devolver no menos del 30 % del área remanente, en exceso de 10 parcelas para Zona Tradicional y de 100 parcelas para Zona no Tradicional.

El mínimo de Unidades de Trabajo para cada fase será determinado mediante reglamentación.

Artículo 28. YPFB o el Titular de un Contrato de Riesgo Compartido, de Producción Compartida o de. Operación que haya declarado un descubrimiento comercial ante la Superintendencia de Hidrocarburos, podrá seleccionar un área para. su explotación que comprenda uno o más campos, con o sin solución de continuidad.

El área de explotación seleccionada, dentro del área del contrato por cada descubrimiento comercial, tendrá una superficie máxima de 10 parcelas. Se admitirá un máximo de 4 (cuatro) subparcelas en el área de explotación seleccionada, debiendo estar constituida el resto del. área, obligatoriamente por parcelas completas. El establecimiento de las cuatro subparcelas en el área de explotación, obligará al contratista, a efectuar un pago anual de trescientos cincuenta mil dólares estadounidenses ($us. 350.000) con destino al Tesoro General de la Nación.

Si la extensión de las diez parcelas, conforme al párrafo anterior, no fuera suficiente para cubrir la totalidad del campo descubierto, el interesado podrá solicitar a la Superintendencia de Hidrocarburos un mayor número de parcelas, fundamentando su solicitud y manteniendo inalterable el límite máximo de cuatro (A) subparcelas en el área de explotación.

Artículo 29. Si en el plazo de cinco años, desde la declaratoria de Descubrimiento Comercial ante la Superintendencia de Hidrocarburos, el interesado no hubiese efectuado la perforación de al menos un pozo productor o de inyección en cada una de las parcelas completas seleccionadas o no hubiese llegado mediante la perforación de pozos direccionados a cada una de las parcelas seleccionadas, el área de explotación seleccionada será obligatoria e inmediatamente devuelta a YPFB.

Para retener el arca seleccionada y quedar liberado de la obligación de efectuar la perforación de al menos un pozo productor o de inyección en cada una de las parcelas seleccionada el Contratista podrá declinar la. inversión requerida para. perforar dichos pozos a la realización de alguna de las siguientes actividades, dentro del mismo plazo acordado en el Plan de Desarrollo del Área:

1. Proyectos de industrialización de gas natural.

2. Distribución de gas por redes

3. Exploración en Áreas No Tradicionales

El plan de inversiones de dichas actividades deberá ser aprobado por el Ministerio de Minería e Hidrocarburos.

Los procedimientos administrativos y operativos para la ejecución de los proyectos antes mencionados serán reglamentados.

Artículo 30. Cuando el Contratista efectuase el descubrimiento de uno o más campos de hidrocarburos, los cuales no fueran declarados comerciales, previa Resolución de la Superintendencia de Hidrocarburos podrá, retener el área del campo por un plazo de diez años, calculados desde la fecha de la mencionada resolución. De subsistir las limitaciones señaladas después del plazo de 10 años, previa demostración fundamentada, se podrá, prorrogar la retención por un nuevo período, que no podrá ser mayor a 5 años.

El área máxima susceptible de retención por cada descubrimiento será de diez parcelas. En ningún caso, el periodo de esta retención se añadirá al plazo del contrato.

Artículo 31. Las operaciones cié explotación, deberán ejecutarse de acuerdo a. un plan de desarrollo a ser aprobado por YPFB y puesto en conocimiento de la Superintendencia de Hidrocarburos, Este plan, elaborado y aprobado de acuerdo con lo dispuesto en la reglamentación, deberá incluir obligatoriamente:

a). El procesamiento de la producción en una planta de separación de líquidos y licuables.

b). El inicio de operaciones en el área seleccionada, en un lapso no mayor a seis meses, computable desde la fecha de declaratoria de descubrimiento comercial.

c). La producción de hidrocarburos, en forma regular y sostenida, deberá iniciarse, en el plazo de tres años en Zona Tradicional y de cinco anos en Zona. No Tradicional. Estos plazos se computaran desde la fecha de inició de las operaciones de explotación.

Artículo 32. A la finalización de un contrato por vencimiento de plazo, el Titular esta obligado a dejar las instalaciones en condiciones operativas para la continuidad de las actividades estipuladas en su contrato.

La parte cesante en un contrato firmado con YPFB por vencimiento de plazo del mismo, podrá participar en la nueva licitación.

Si los campos del área del contrato estuvieren en producción a. tiempo de finalizar el mismo, YPFB podrá operarlos directamente o por medio de terceros en tanto se adjudique el área a. un nuevo interesado.

Artículo 33. AI vencimiento del plazo de cualquiera de los contratos o a. su terminación por cualquier causa, el área será devuelta al Estado, para ser nominada, licitada y adjudicada conforme a lo dispuesto por la presente Ley.

CAPITULO III

CONDICIONES ESPECÍFICAS DE LOS CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO

Artículo 34. El Contrato de Riesgo Compartido será administrado por el 0perador.

Artículo 35. De la producción medida en el Punto de Fiscalización, el Titular pagará al Tesoro General de la Nación una Participación Nacional Extraordinaria, la. cual será valorizada de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 66 de la presente Ley. Dicha participación no podrá exceder del veinticinco por ciento (25%) de la producción medida en el Punto de Fiscalización en Área Tradicional. La tasa de esta participación en Área No Tradicional es del cero por ciento (0%)

La Participación Nacional Extraordinaria señalado en el párrafo anterior será acreditable contra el Impuesto Complementario a los Hidrocarburos, dicho porcentaje deberá estar incluido en el Contrato de Riesgo Compartido

Las formalidades, condiciones, porcentajes y liquidación de dicha Participación, y su respectiva acreditación, serán objeto de reglamentación.

Artículo 36. El Titular de un Contrato de Riesgo Compartido está obligado a. pagar además de la Participación Nacional Extraordinaria, mencionada en el artículo anterior, las regalías, participaciones e impuestos, establecidos en los Capítulos II y III del Título VI de la presente Ley y de corresponder, los impuestos del régimen general establecidos en. la Ley No. 843, sus normas complementarias y reglamentos.

CAPÍTULO IV

CONDICIONES ESPECÍFICAS DE LOS CONTRATOS

DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA

Artículo 37. La administración de los contratos está a cargo de una. Junta Directiva conformada por dos representantes por cada. Titular y un representante de YPFB. La. Junta, designa el Operador del Contrato.

El Contrato de Producción Compartida incluirá funciones y atribuciones de la Junta. Directiva y del Operador.

Artículo 38. La producción total será medida en el Punto de Fiscalización y valorizada, de acuerdo a precios de referencia internacionales pura líquidos y precios de mercado de destino para el gas natural.

A fines de determinar la producción neta de la producción total valorizada de acuerdo a lo mencionado en el párrafo anterior, se deducirán los costos de producción.

Los porcentajes de las participaciones, en la producción total y la producción neta de YPFB serán determinadas en función de los volúmenes de producción del campo y deberán estar incluidos expresamente en el Contrato de Producción Compartida

Las participaciones señaladas en el presente artículo serán acreditables con el Impuesto Complementario a los Hidrocarburos.

Las formalidades, los costos deducibles y sus límites, condiciones, liquidación de dichas participaciones y sus respectivas acreditaciones serán objeto de reglamentación.

Artículo 39. YPFB y el Contratista de un Contrato de Producción Compartida, están obligados a pagar, según corresponda, las regalías, participaciones e impuestos establecidos en los Capítulos II y III del Título VI de la presente Ley, sobre el valor de la producción correspondiente a cada una de las partes y de corresponder, los impuestos del régimen general establecidos en. la Ley 343, sus normas complementarias y reglamentos.

CAPÍTULO V

CONDICIONES ESPECIFICAS DE LOS CONTRATOS DE OPERACIÓN

Artículo 40. Una vez iniciada la producción, el Contratista esta obligado a. entregar a YPFB, la totalidad de los hidrocarburos producidos, con la única excepción de los volúmenes utilizados en la producción.

YPFB pagará al Contratista, como única retribución en especie por las operaciones realizadas, un porcentaje de la producción medida en el Punto de Fiscalización. Dicho porcentaje será determinado de acuerdo a las inversiones realizadas, volúmenes de producción, rendimientos técnicos y económicos de cada campo la escala para determinar dicha retribución, será establecida por reglamentación.

Artículo 41. YPFB pagará las regalías y participaciones establecidas en el CAPÍTULO II del TÍTULO VI de la presente Ley del cien por ciento (100%) de la. producción entregada por el Contratista, además pagara el Impuesto Complementario a los Hidrocarburos (ICH) establecido en el Capítulo III del Título VI de la presente Ley.

La transferencia de la producción de YPFB al Contratista en calidad de retribución, por el servicio de operación prestado, esta gravada por el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y exenta del Impuesto a las Transacciones (ÍT).

La recepción, de la producción entregada por YPFB al Contratista en calidad, de retribución por el servicio de operación prestado, esta gravada por el Impuesto al Valor Agregado (IVA) y exenta del Impuesto a las Transacciones (IT), Por las ventas realizadas a terceros por parte de YPFB y el Contratista, éstos están obligados a pagar, según corresponda, los impuestos del régimen general establecidos en la Ley 843, sus normas complementarias y sus reglamentos.

CAPÍTULO VI

CONTRATOS DE ASOCIACIÓN

Artículo 42. YPFB podrá asociarse, mediante un Contrato de Asociación, hasta un 50% de participación, con el Titular de un Contrato de Operación que haya efectuado un Descubrimiento Comercial.

La administración y operación estarán bajo la responsabilidad de un Operador designado por los Asociados.

Artículo 43. Para ejercer su opción de asociarse YPFB debe rembolsar al Contratista un porcentaje de las inversiones realizadas en exploración desde la firma del Contrato de Operación hasta la declaratoria de comercialidad del campo, previo informe de auditoria externa. El monto del reembolso de la inversión determina la participación de YPFB en la Asociación.

YPFB asume los beneficios y riegos derivados de las operaciones que realiza 1a Asociación en función proporcional a su participación a partir de la suscripción del contrato. El modelo de Contrato de Asociación será aprobado mediante reglamento.

Artículo 44. A. la extinción de un. Contrato de Asociación se procederá, conforme a lo establecido en los artículos 32 y 33 de la presente Ley.

El Ministerio de Minería e Hidrocarburos definirá para la licitación, la valoración de la adjudicación sobre la base del pago de un bono con destino al Tesoro General de la Nación, a la firma del nuevo Contrato.

Artículo 45. El Operador distribuirá a los asociados su participación neta de regalías, participaciones e impuestos.

El Operador es el sustituto obligado a pagar las regalías participaciones e impuestos establecidos en los Capítulos II y II[ del Título VI de la presente Ley y de corresponder, los impuestos del régimen general establecidos en la Ley 843, sus normas complementarias y reglamentos.

TÍTULO IV

DE LAS CONCESIONES PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS Y PARA LA DISTRIBUCIÓN DE GAS POR REDES

CAPITULO I

DISPOSICIONES COMUNES PARA LAS CONCESIONES

Artículo 46. La actividad de Transporte y de Distribución de Gas por Redes son servicios públicos sujetos a Regulación.

Cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera, podrá construir y operar duelos para el Transporte o para la distribución de gas natural por redes, debiendo para el. efecto obtener de la Superintendencia de Hidrocarburos, la concesión administrativa correspondiente. Dicha concesión en ningún caso podrá exceder los 40 años.

Artículo 47. Las tarifas para el Transporte y para. la Distribución de Gas Natural por Redes, deberán ser aprobadas por la Superintendencia de Hidrocarburos, bajo los siguientes principios:

a) Asegurar la tarifa más baja a los usuarios precautelando la seguridad, continuidad del servicio y la expansión de los mismos a nivel nacional.

b) Permitir a los concesionarios, bajo una administración racional, prudente y eficiente, percibir los ingresos suficientes para cubrir todos sus costos operativos, impuestos, con excepción del Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior, depreciaciones y costos financieros y obtener rendimientos adecuados y razonables sobre sus inversiones.

c) Asegurar eficiencia, de las operaciones y optimizar las inversiones y costos de los concesionarios.

Artículo 48. Se producirá causal de declaratoria de caducidad y de revocatoria, de la. Concesión en los siguientes casos:

a) Cuando el Concesionario no inicie, complete obras o instalaciones, ni efectúe las inversiones comprometidas, en los plazos y condiciones establecidos en su concesión, salvo casos de imposibilidad sobreviniente debidamente comprobados.

b) Cuando el Concesionario modifique el objeto de la concesión o incumpla con las obligaciones relativas a la concesión, establecidas por la presente Ley y su reglamentación.

c) Cuando el Concesionario no corrija su conducta, luego de haber recibido de la Superintendencia de Hidrocarburos una notificación con el plazo para la corrección, sobre incumplimiento de normas legales, reglamentarias, cuando suspenda los servicios a su cargo sin previa autorización o cuando el regulador haya recibido reiteradas quejas comprobadas de los consumidores y/o usuarios del servicio que presta.

d) Cuando el Concesionario no permita el acceso abierto para el uso de sus instalaciones de Transporte.

e) Cuando el Concesionario vulnere en forma grave o reiteradamente las normas antimonopólícas y de defensa de la competencia.

f) Cuando el concesionario o licenciatario vulnere las normas de protección del medio ambiente, sujeto a la norma aplicable.

g) Cuando quede en firme un auto declaratorio de quiebra, conforme a Ley, en contra del Concesionario.

CAPITULO II

DEL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS

Artículo 49. Los interesados en obtener una concesión para la construcción y operación de ductos y estaciones para el Transporte de hidrocarburos, deberán presentar su solicitud a la Superintendencia de Hidrocarburos, la misma que otorgará la concesión por Resolución Administrativa.

El Ministerio de Minería e Hidrocarburos, mediante Resolución Ministerial, cuando así lo considere necesario, dispondrá que la Superintendencia de Hidrocarburos, proceda a la licuación de determinados duelos para el Transporte de hidrocarburos, productos refinados de petróleo y GLP de plantas.

Artículo 50. El Transporte, se rige por el. principio de libre acceso, sujeto a. disponibilidad de capacidad, que permite a todo usuario o cargador utiliza las instalaciones de las empresas de transporte de hidrocarburos por ducto.

Se presume que existe disponibilidad, de capacidad, en tanto el concesionario no demuestre lo contrario, ante la Superintendencia de Hidrocarburos.

Artículo 51. Los concesionarios para el Transporte por ductos de hidrocarburos no podrán, bajo pena de caducidad de su concesión:

a) Ser concesionarios ni participar en concesiones para la distribución de gas natural por redes

b) Ser compradores y vendedores de gas natural.

c) Ser concesionarios ni participar en la generación de energía eléctrica.

Se exceptúan de las prohibiciones precedentes, previa calificación expresa, de la. Superintendencia de Hidrocarburos, los proyectos que:

1) Correspondan a sistemas aislados, que no puedan ínterconectarse al Sistema de Transporte.

2) Sean fínanciables, técnicamente factibles y económicamente rentables sólo con participación del transportador.

3) Signifiquen el desarrollo de nuevos mercados internacionales y domésticos de gas natural y de construcción de redes de gas natural en el territorio nacional.

Artículo 52. Se crea e! Fondo de Expansión del Sistema de Transporte de Gas por duelos para el mercado interno, con el aporte no reembolsable de los productores de gas natural para la exportación, con. un. monto de 0.04 dólares por mi! pies cúbicos de gas natural, contratados para su transporte y con el aporte no reembolsable de los concesionarios de transporte de gas para exportación, aporte que no podía ser transferido al usuario, de 0.01 dólares por mil pies cúbicos de gas natural contratados para su transporte.

El Fondo de Expansión del Sistema de Transporte de Gas por ductos se destinará a.:

i) A financiar los proyectos de expansión del Sistema de Transporte del Gas para el mercado interno.

ii) Contribuir a la sostenibilidad de la Tarifa Estampilla para el mercado interno mercado interno

Mediante Reglamento, se normará e1 funcionamiento y administración del Fondo de Expansión del Sistema de Transporte Gas.

Artículo 53. Las tarifas de Transporte deberán ser aprobadas por la Superintendencia ¡as siguientes condiciones especificas:

a) Aplicar tarifas de eficiencia económica de largo plazo.

b) En tanto el Sistema de Transporte evolucione y se puedan aplicar las tarifas señaladas en. El inciso anterior, se aplicara la Tarifa Estampilla para el mercado interno en los duelos del Sistema Troncal de Transporte, exceptuando aquellos proyectos de industrialización a los que se aplicarán tarifas increméntales, previa evaluación de la Superintendencia de Hidrocarburos. Dichos proyectos deberán considerar el pago al Fondo de Expansión del Sistema de Transporte de Gas, sin considerar el destino de los volúmenes.

Para la aplicación de la Tarifa Estampilla para el mercado interno, la reglamentación establecerá los criterios económicos que podrían ser necesarios para, viabilizar su sostenibilidad.

Artículo 54. La Superintendencia de Hidrocarburos controlará que los productores no afecten las tarifas del Sistema Troncal de Transporte y en caso de corresponder establecerá un cargo especial compensatorio.

CAPÍTULO III

DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS POR REDES

Artículo 55. Las concesiones para este servicio se otorgarán mediante Licitación Pública convocada por la. Superintendencia de Hidrocarburos a personas individuales o colectivas nacionales o extranjeras, públicas o privadas, que demuestren capacidad técnica y financiera cumplan las normas de desarrollo municipal, de seguridad, de protección del medio ambiente y las reglamentaciones que se emitan a la presente Ley.

La Superintendencia de Hidrocarburos coordinara con los gobiernos municipales las autorizaciones correspondientes para el tendido de redes.

Artículo 56. Los concesionarios de distribución de gas natural por redes tendrán el derecho exclusivo de proveer gas natural a lodos los consumidores del área. geográfica de su concesión, con excepción de las plantas generadoras termoeléctricas, las refinerías y los proyectos de industrialización de gas natural.

El Poder Ejecutivo reglamentará la distribución de gas natural por redes.

TITULO V

CAPITULO ÚNICO

DE LA REFINACIÓN, ALMACENAJE E INDUSTRIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS

Artículo 57. La refinación de los hidrocarburos, podrá ser realizada, por personas naturales o jurídicas, previa licencia otorgada por la Superintendencia de Hidrocarburos y de acuerdo a reglamentos específicos que normen esta actividad.

Artículo. 58. La refinación de hidrocarburos es una. actividad libre sujeta a regulación a fines del cumplimiento de las normas técnicas .y de seguridad por parte de la Superintendencia de Hidrocarburos.

Cuando exista posición de dominio de mercado en esta actividad, la misma será sujeta a Regulación por parte de la Superintendencia de Hidrocarburos. Dicha posición será calificada por la Superintendencia de Hidrocarburos a. los efectos de considerar en. el futuro la supresión de la Regulación, previo informe fundamentado al Poder Ejecutivo.

Artículo 59. El Almacenaje de hidrocarburos es una actividad libre sujeta a regulación técnica por parte de la Superintendencia. Cuando exista posición de dominio de mercado en esta actividad, la misma será sujeta a regulación económica por parte de la Superintendencia. Dicha posición será calificada por la Superintendencia de Hidrocarburos a los efectos de considerar en el futuro la supresión de la. regulación económica, previo informe fundamentado elevado al Poder Ejecutivo.

Artículo 60. Las empresas que realicen Industrialización del gas natural y exporten el 70% de su producción estarán exentas del pago del Gravamen Arancelario (GA) y del Impuesto al Valor Agregado (IVA) aplicable a la importación de bienes de capital e insumos necesarios para los correspondientes procesos productivos.

Artículo 61. Las empresas que realicen industrialización del Gas Natural tendrán derecho a construir y operar los ductos necesarios para el transporte del gas natural a ser utilizado como materia prima para su producción, sujeto a reglamentación.

Estas empresas contribuirán al Fondo de Expansión del Sistema de Transporte de Gas, creado en el artículo 52 anterior, dicho aporte no reembolsable equivale a un monto de 0.04 dólares por mil pies cúbicos de gas natural trasportado.

TÍTULO VI

DE LAS PATENTES, IMPUESTOS Y REGALÍAS PETROLERAS

CAPITULO I

DE LAS PATENTES

Artículo 62. Como agente de retención, la Superintendencia de Hidrocarburos pagará al Tesoro General de la Nación las patentes anuales establecidas en. la presente Ley por las áreas sujetas a Contratos de Operación. Las patentes se pagarán por anualidades adelantadas e inicialmente a la suscripción de cada contrato por duodécimas si no coincidiera el plazo con un año calendario, independientemente de los impuestos que correspondan alas actividades señaladas.

Artículo 63. Si el área de un Contrato de Operación se deduce por renuncia parcial, las patentes se pagarán solo por el área que se retenga después de la reducción y se harán efectivas a partir del primero de enero del año siguiente, no habiendo lugar a devolución o a compensación por períodos menores a. un año calendario.

Artículo 64. En los Contratos de Operación, las patentes anuales a. que se refiere el artículo 48 de la presente Ley, en las áreas calificadas como tradicionales, se pagaran, en moneda, nacional con mantenimiento de valor, de acuerdo a la siguiente escala actualizada a diciembre de 2003:

Del primer al tercer año inclusive, Bs. 4,67 por Hectárea.

Del cuarto al quinto año inclusive, Bs.9,34 por Hectárea..

Del sexto al séptimo año inclusive, Bs.18,68 por Hectárea.

Del octavo año en adelante, Bs. 37,37 por Hectárea.

Las patentes para las Zonas no Tradicionales, se establecen en el 50 % de los valores señalados para las Zonas Tradicionales.

Cualquier período de retención y de explotación en Zonas Tradicionales o no Tradicionales, obligará al pago de Bs. 37,37 por Hectárea, con mantenimiento de valor.

La modalidad de pago y mantenimiento de valor de las patentes será objeto de reglamentación.

El 10% de las recaudaciones de las patentes serán, transferidas y destinadas al Ministerio de Minería e Hidrocarburos a fines de su fortalecimiento institucional con el objeto de financiar sus costos operativos, de investigación y desarrollo, dichos fondos serán transferidos en un período de 30 días de cobradas las patentes El Ministerio de Minería e Hidrocarburos debe inscribir estos recursos en el Presupuesto General de la Nación.

Artículo 65. Los Contratistas reembolsaran a la Superintendencia de Hidrocarburos la totalidad o la cuota parte según corresponda de los montos que la Superintendencia de Hidrocarburos haya pagado por concepto de patentes reembolso que se liará efectivo dentro de los treinta días de ser notificados con la correspondiente certificación de pago. Los montos reembolsados por este concepto constituirán un gasto a contabilizarse por quién efectúa el reembolso pero no podrán utilizarse como crédito fiscal.

CAPÍTULO II

DE LAS REGALIAS Y PARTICIPACIONES

Artículo 66. YPFB o el Titular de un contrato, esta sujeto al pago de regalías y participaciones sobre la producción fiscalizada, de acuerdo a la siguiente distribución:

1. Una participación denominada regalía departamental equivalente al once por ciento (11 % ) de la producción fiscalizada de hidrocarburos, pagadera en beneficio del departamento donde se origina la producción.

2. Una regalía nacional compensatoria del. uno por ciento (1%) de la producción, fiscalizada de los hidrocarburos, pagadera a los departamentos de Beni y Pando, de conformidad a lo dispuesto en la Ley 981 de 7 de marzo de1938.

3 Una participación del seis por ciento (6 %) de la producción, fiscalizada de hidrocarburos, pagadera de la siguiente manera: tres por ciento (3 %) en favor de YPFB destinadas presupuestariamente a su programa de inversiones; dos y medio por ciento (2,5 %) en favor del Tesoro General de la Nación y medio por ciento (0,5 %) en favor de la Superintendencia de Hidrocarburos para cubrir los gastos operativos de fiscalización y control de las actividades de exploración y explotación.

4. Una Regalía Nacional Complementaria a la producción de Hidrocarburos Existentes del trece por ciento (13 %) del. valor de la producción fiscalizada de Hidrocarburos Existentes, que se liquidará y abonará mensualmente y en forma directa por los productores al Tesoro General de la Nación.

5. Una participación Nacional del diez y nueve por ciento (19 %) sobre el valor de la producción fiscalizada de los Hidrocarburos Existentes, que se pagará al Tesoro General de la Nación, ajustada por el diferencial del valor resultante de la aplicación de lo dispuesto en los numerales 1 y 2 anteriores.

6. Los Departamentos beneficiarios de las Regalías establecidas en los numerales 1 y 2 anteriores, recibirán dichas regalías en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica o su equivalente en moneda nacional, de acuerdo a los siguientes criterios de valoración:

a) Los precios de petróleo:

i- Para la venta al mercado interno, se basaran en los precios de referencia de una canasta de petróleos del mercado internacional, de calidad y características similares al boliviano, ajustable por calidad, y

ii- Para. la. exportación, ei precio real de exportación ajustable por calidad.

b) El precio del gas natural:

iii- Para la. venta al mercado interno, será el precio de venta en el mercado interno ajustado por calidad. En tanto el mercado se desarrolle y por un período de dos años, será el precio promedio ponderado de ventas de exportación en las fronteras y las venías en. El mercado interno, ajustado por calidad.

iv- Para la exportación, el precio será el precio de referencia del. mercado de destino publicado por el Ministerio de Minas e Hidrocarburos. En tanto el mercado se desarrolle y por un período de dos años, será el precio promedio ponderado de ventas de exportación en las fronteras y las ventas en el. mercado interno, ajustado por calidad.

c) A la valoración de los productos referidos en los literales a) y b) precedentes, se deducirá únicamente las tarifas de transporte promedio ponderadas de los ductos bolivianos, aprobadas por la. Superintendencia de Hidrocarburos.

II Para efecto del cálculo de los pagos de:

a) La Participación del seis por ciento 6 % , conforme al numeral 3 del presente artículo.

b) La Regalía Nacional Complementaria, conforme al numeral 4 del presente artículo.

c) La Participación Nacional del 19 %, conforme al numeral. 5 del presente artículo.

d) La. Participación de YPFB, conforme a los contratos firmados bajo la Ley 1194.

El valor de los hidrocarburos en el Punto de Fiscalización, será el valor del mercado internacional determinado en el lugar de exportación o de comercialización interna, deducida la tarifa de transporte desde el Punto de fiscalización hasta el. lugar de exportación o comercialización interna, respectivamente, de acuerdo a los siguientes criterios de valoración:

a) Los precios de petróleo:

v- Para la venta al mercado interno, se basaran en los precios de venta reales.

vi- Para la exportación, el precio real de expoliación ajustable por calidad.

b) El precio del gas natural:

i Para la venta al mercado interno, será el precio de venta en el mercado interno ajustado por calidad. En tanto el mercado se desarrolle y por un período de dos años, será el precio promedio ponderado de ventas al mercado interno, ajustado por calidad.

ii Para la exportación será el precio de referencia del mercado de destino publicado por el Ministerio de Minas e Hidrocarburos publicará dichos precios. En tanto el mercado se desarrolle y por

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