Proyecto de Ley de Promoción para la inversión en exploración y explotación hidrocarburífera.

ARTÍCULO 4.- (FINALIDAD). La presente Ley tiene como finalidad promocionar las inversiones que permitan incrementar las reservas y producción de hidrocarburos en el país mediante incentivos económicos para garantizar la seguridad, sostenibilidad y soberanía energética en el país.

ARTÍCULO 5.- (DEFINICIONES). Además de las definiciones establecidas en la Ley No 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos, para fines de la aplicación de la presente Ley, se establecen las siguientes definiciones:

i. Campo de Gas Seco: Es aquel campo que tiene hidrocarburos que están en forma gaseosa en el reservorio y no se condensan en superficie o genera una mínima cantidad de líquidos.

ii. Condensado: Mezcla de hidrocarburos que a condiciones originales de reservorio se encuentra en estado gaseoso y que a condiciones de presión y temperatura de superficie se obtiene en estado líquido asociado a la producción de gas natural.

iii.Contrato de Servicios Petroleros: Son los Contratos suscritos o a suscribirse por YPFB con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, cuyo objeto principal es la exploración y explotación de hidrocarburos a cambio de recibir una retribución o pago por sus servicios. Esta definición incluye a los Contratos de Operación vigentes.

iv.Campo Gasífero: Es aquel campo que produce gas natural como hidrocarburo principal, con una relación Gas/Petróleo superior a tres mil quinientos (3.500) Pies Cúbicos por barril y cuyo condensado asociado tenga una gravedad mayor a 55″ API – Instituto Americano de Petróleo;

v. Campo Gasífero Marginal: Es aquel campo gasífero desarrollado, que ha producido el noventa por ciento (90%) o más, de sus reservas probadas in situ de gas, como consecuencia de lo cual, se encuentra en etapa de declinación de su producción, por agotamiento natural de su energía.

vi.Campo Gasífero Pequeño: Es aquel campo gasífero desarrollado, cuyo nivel de producción fiscalizada de gas, condensado asociado y gasolina natural, expresado en caudal promedio diario mensual de barriles equivalentes de petróleo, es igual o menor a tres mil quinientos (3.500) barriles diarios equivalentes de gas natural, condensado asociado y gasolina natural. Ningún campo que cuente con reservas remanentes de gas natural (Reservas Probadas – Gas de Separador) superiores a cero punto cinco (0.5) Trillones de Pies Cúbicos podrá ser clasificado como campo gasífero pequeño.

vii. Campo Petrolífero: Es el campo que produce petróleo como hidrocarburo principal, con una gravedad menor o igual a 55″ API y una relación Gas/Petróleo menor o igual a tres mil quinientos (3.500) Pies Cúbicos por Barril.

viii. Petróleo Crudo: Es la porción de petroleo que existe en la fase

líquida en reservorios subterráneos naturales y que permanece líquido a

presión y temperatura atmosférica.

CAPÍTULO 11

INCENTIVOS PARA PROMOVER LAS INVERSIONES EN LAS ACTIVIDADES

DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

ARTÍCULO 6.- (INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE PETROLEO CRUDO). 

1. Se establecen incentivos aplicables a la producción por barril de petróleo crudo:

a) En Zona Tradicional, el incentivo se determinará en función al precio internacional de petróleo sujeto a reglamentación y tendrá un monto mínimo de 30 $us/Bbl y máximo de 50 $us/Bbl;

b) En Zona No Tradicional, el incentivo se determinará en función al precio internacional de petróleo sujeto a reglamentación y tendrá un monto mínimo de 35 $us/Bbl y máximo de 55 $us/Bbl.

11. El incentivo por barril de petroleo crudo, dentro de los márgenes establecidos en los incisos a) y b) del Parágrafo 1 del presente Artículo, será variable y estará sujeto, al menos, al precio internacional del Petróleo Crudo y la producción, a objeto de cumplir con la finalidad de la presente Ley.

111. El incentivo a la producción del petróleo sólo se aplicará cuando la producción sea asignada al mercado interno y será ajustado en caso de modificación de las condiciones del precio del mercado interno para el Petróleo Crudo.

ARTÍCULO 7.- (INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). 

1. Se establecen incentivos aplicables a la producción de condensado asociado al gas natural resultante de la explotación de nuevos campos de gas natural descubiertos a partir de la

publicación de la presente Ley:

a) En Zona Tradicional, el incentivo se determinará en función al precio internacional de petróleo sujeto a reglamentación y tendrá un monto mínimo de 30 $us/Bbl y máximo de 50 $us/Bbl.;

b) En Zona No Tradicional, el incentivo se determinará en función al precio internacional de petróleo sujeto a reglamentación y tendrá un monto mínimo de 35 $us/Bbl y máximo de 55 $us/Bbl.

11. El incentivo por barril de petróleo, dentro de los márgenes establecidos en los incisos a) y b) del Parágrafo 1 del presente Articulo, será variable y estará sujeto, al menos, al precio internacional del Petróleo Crudo y la producción, a objeto de cumplir con la finalidad de la presente Ley.

111. El incentivo a la producción del Condensado asociado al gas natural sólo se aplicará cuando la producción sea asignada al mercado interno y será ajustado en caso de modificación de las condiciones del precio del mercado interno para el Condensado.

ARTÍCULO 8.- (PLAZO Y CONDICIONES PARA LA APLICACIÓN DEL INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). 

I. El incentivo en Zona Tradicional, establecido en el Artículo 7 de la presente Ley, tendrá una duración de hasta veinte (20) años, a partir de la producción comercial regular, plazo que será definido en función a criterios técnicos y económicos, a ser reglamentados mediante Decreto Supremo.

II. El incentivo en Zona No Tradicional, establecido en el Artículo 7 de la presente Ley, tendrá una duración de hasta veinticinco (25) años, a partir de la producción comercial regular, plazo que será definido en función a criterios técnicos y económicos, a ser reglamentados mediante Decreto Supremo.

III. Para poder beneficiarse del incentivo establecido en el Artículo 7 de la presente Ley, los Contratos de Servicios Petroleros que se encuentren con fecha efectiva a la publicación de la presente Ley, deben necesariamente empezar actividades de perforación exploratoria antes del 1 de enero de 2019.

IV. Para poder beneficiarse del incentivo establecido en el Artículo 7 de la presente Ley, los Contratos de Servicios Petroleros en Zona Tradicional, con fecha efectiva posterior a la publicación de la presente Ley, deben necesariamente empezar actividades de perforación exploratoria como máximo hasta el último día del cuarto año del Contrato, a partir de la fecha efectiva indicada.

V. Para poder beneficiarse del incentivo establecido en el Artículo 7 de la presente Ley, los Contratos de Servicios Petroleros en Zona No Tradicional, con fecha efectiva posterior a la publicación de la presente Ley, deben necesariamente empezar actividades de perforación exploratoria como máximo hasta el último día del quinto año del Contrato, a partir de la fecha efectiva indicada.

VI. Para efecto de la aplicación de los Parágrafos 111, IV y V del presente Artículo, se entiende por empezar actividades de perforación exploratoria, a la fecha de inicio del Desmontaje, Traslado y Montaje – DTM, del equipo de perforación correspondiente.

ARTÍCULO 9.- (INCENTIVOS A LA PRODUCCIÓN ADICIONAL DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). 

I. Se establece un incentivo aplicable a la producción adicional de Condensado asociado al gas natural, proveniente de campos que se encuentran en explotación a la fecha de publicación de la presente Ley.

II. Los parámetros para la aplicación del incentivo estarán establecidos en función a una línea base, que deberá considerar, al menos, las reservas actuales e inversiones adicionales a las aprobadas por YPFB, conforme a reglamentación mediante Decreto Supremo.

III. El incentivo tendrá un monto mínimo de O $us/Bbl y podrá alcanzar un monto máximo de 30 $us/Bbl, y será aplicable para Zona Tradicional. El monto del incentivo será variable y estará sujeto, al menos, al precio internacional del Petróleo Crudo.

IV. El incentivo a la producción adicional del Condensado asociado al gas natural sólo se aplicará cuando la producción sea asignada al mercado interno y será ajustado en caso de modificación de las condiciones del precio del mercado interno para el Condensado.

V. Los campos podrán beneficiarse de este incentivo por un periodo de hasta cinco (5) años a partir de la publicación de la presente Ley, conforme a la  actualización del Plan de Desarrollo a ser aprobado por YPFB, que incorpore la línea base establecida en el Parágrafo 11 del presente Artículo.

ARTÍCULO 10.- (DETERMINACIÓN DEL INCENTIVO A CAMPOS GASÍFEROS CON RESERVORIOS DE GAS SECO, CAMPOS MARGINALES Y / O PEQUENOS).
El incentivo para aquellos campos clasificados como Campos Gasíferos con Reservorios de Gas Seco, marginales y/o pequeños, consistirá en la asignación prioritaria de mercados de exportación de gas natural de acuerdo a parámetros y procedimientos establecidos en reglamentación mediante Decreto Supremo.

ARTÍCULO 11.- (FONDO DE PROMOCIÓN A LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÍFERA – FPIEEH). 

Se crea el Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera – FPIEEH con recursos provenientes del Impuesto Directo a los Hidrocarburos – IDH, para incentivar la exploración y explotación de los hidrocarburos en el Estado Plurinacional de Bolivia.

ARTÍCULO 12.- (FINANCIAMIENTO DEL FPIEEH). EI FPIEEH se financiará con el doce por ciento (12%) de los recursos provenientes del IDH, antes de la distribución prevista en la Ley No 3058, Ley No 3322, de 16 de enero de 2006, y Decretos Supremos reglamentarios, aplicable sobre los recursos de IDH percibidos a partir del mes de enero de la gestión 2016, considerando la producción fiscalizada del mes que corresponda, de acuerdo a normativa vigente.

ARTÍCULO 13.- (ADMINISTRACIÓN E INVERSIÓN DE RECURSOS DEL FPIEEH). 

I. Los recursos del FPIEEH serán abonados de forma automática en una cuenta habilitada en el Banco Central de Bolivia – BCB.

II. Los recursos del FPIEEH quedarán en custodia del BCB, pudiendo éste invertir estos recursos en instrumentos financieros, siguiendo los lineamientos establecidos para la administración e inversión de las Reservas Internacionales, garantizando la liquidez del FPIEEH. Los rendimientos de las inversiones realizadas deberán ser incorporados al FPIEEH.

III. Los recursos del FPIEEH y los rendimientos que estos generen como resultado de la inversión, no serán objeto del pago de tributos, gravámenes, derechos y otros de cualquier naturaleza establecidos en el Estado Plurinacional de Bolivia y tampoco serán objeto de comisiones por transferencias de divisas del o al exterior realizadas por el BCB. 

IV. Los recursos del FPIEEH y los rendimientos que estos generen como resultado de la inversión, son inembargables y no podrán ser objeto de medidas precautorias, administrativas o judiciales.

V. La presente disposición será reglamentada mediante Decreto Supremo.

CAPÍTULO IV

RECURSOS PARA EL FINANCIAMIENTO DE LOS INCENTIVOS A LA

INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÏFERA

ARTÍCULO 14.- (RECURSOS Y PROCEDIMIENTO PARA LOS INCENTIVOS A LA PRODUCCION DE PETRÓLEO CRUDO). 

I. EI financiamiento de los incentivos aplicables a la producción de Petróleo Crudo para campos existentes en Zona Tradicional y en Zona No Tradicional, se efectuará a través de la emisión de Notas de Crédito Fiscal – NOCRE’s.

II. Las NOCRE’s serán emitidas por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas a solicitud de YPFB, previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, sobre la base de los resultados obtenidos de la aplicación del Artículo 6 de la presente Ley.

III. El financiamiento de los incentivos aplicables a la producción de Petróleo Crudo para campos nuevos en Zona Tradicional y en Zona No Tradicional se efectuará a través de recursos provenientes del FPIEEH. 

IV. A efectos de aplicación del Parágrafo 111 del presente Artículo, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a solicitud de YPFB, asignará los recursos del FPIEEH previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, sobre la base del resultado obtenido de la aplicación de la fórmula de cálculo establecida en el Decreto Supremo reglamentario.

ARTÍCULO 15.- (RECURSOS Y PROCEDIMIENTO PARA LOS INCENTIVOS A LA PRODUCCION ADICIONAL DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). 

I. El financiamiento de los incentivos aplicable a la producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural se efectuará a través de recursos provenientes del FPIEEH.

II. El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a solicitud de YPFB previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energia, asignará los recursos del FPIEEH, sobre la base del resultado obtenido de la aplicación de la fórmula de cálculo establecida en el Decreto Supremo reglamentario.

ARTÍCULO 16.- (RECURSOS Y PROCEDIMIENTO PARA LOS INCENTWOS A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). 

El financiamiento de los incentivos aplicables a la producción de Condensado asociado al Gas Natural, resultado de nuevos campos descubiertos, se efectuará a través del FPIEEH conforme al siguiente procedimiento:

a) El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a solicitud de YPFB previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energia, asignará los recursos del FPIEEH, sobre la base del resultado obtenido de la aplicación de la fórmula de cálculo establecida en el Decreto Supremo

reglamentario.

b) En caso de que los recursos del FPIEEH sean insuficientes para otorgar el incentivo, se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas emitir NOCRE’s como mecanismo para garantizar la seguridad energética del país, previa evaluación económica y financiera de los recursos del Tesoro General de la Nación – TGN.

c) La emisión de NOCRE’s será realizada por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas a solicitud de YPFB, previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energia, sobre la base de los resultados obtenidos de la aplicación de las fórmulas establecida en el Decreto Supremo

reglamentario.

ARTÍCULO 17.- (MODALIDAD DE CONTRATOS). 

I. Para la ejecución de actividades de exploración y explotación, YPFB podrá suscribir, tanto en áreas reservadas como en áreas libres, Contratos de Servicios Petroleros con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, bajo cualquiera de las modalidades contractuales a ser establecidas por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía mediante Resolución Ministerial.

II. Para la suscripción de estos contratos, con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía establecerá los lineamientos de selección de empresas.

ARTÍCULO 18.- (TRAMITACIÓN ADMINISTRATIVA DE LOS CONTRATOS). Con la finalidad de agilizar el trámite de negociación, autorización y aprobación de los Contratos de Se~cios Petroleros, mediante reglamentación se establecerán los procedimientos y plazos que correspondan.

ARTÍCULO 19.- (INCENTIVOS PARA YPFB). cuando YPFB realice actividades de exploración y explotación de Petróleo Crudo y gas natural, se beneficiará de los incentivos establecidos en la presente Ley, cuyas condiciones operativas serán determinadas en reglamentación.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

DISPOSICIÓN TRANSITORIA ÚNICA.- 

I. La presente Ley, en lo que corresponda será reglamentada mediante Decreto Supremo, en un plazo de hasta noventa (90) días calendario a partir de su publicación.

II. Los Contratos de Servicios Petroleros autorizados y aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional, con anterioridad a la promulgación de lapresente Ley, conservarán los términos con los cuales fueron aprobados respecto a las nuevas zonas delimitadas.

III. En tanto se reglamente el Artículo 6 de la presente Ley, se mantendrá vigente la aplicación del Decreto Supremo No 1202, de 18 de abril de 2012.

IV. Mediante Decreto Supremo se realizará una nueva delimitación de la Zona Tradicional y Zona No Tradicional, en un plazo de hasta noventa (90) días calendario desde la publicación de la presente Ley.

DISPOSICIONES ABROGATORIAS Y DEROGATORIAS 

DISPOSICIONES DEROGATORIAS.- Se deroga el Artículo 4 del Decreto Supremo No 29 130, de 13 de mayo de 2007, modificado por el Decreto Supremo No 0459, de 24 de marzo de 2010.

Se abrogan y derogan todas las disposiciones contrarias a la presente Ley.

DISPOSICIONES FINALES

DISPOSICIÓN FINAL ÚNICA.- Se modifica y complementa el tercer párrafo del Artículo 42 de la Ley No 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos, con el siguiente texto: «Si los campos del área del contrato de operación estuvieran en producción comercial regular a tiempo de finalizar el plazo del contrato, YPFB podrá operarlos por sí misma, y, previa justificación de YPFB, podrá operarlo mediante un contrato bajo el régimen de prestación de servicios o con el titular del contrato mediante la suscripción de una adenda por única vez, cuyo plazo podrá ser hasta explotar las reservas probadas certificadas dentro del plazo del contrato principal. En este último caso, la adenda podrá ser suscrita dentro del plazo de hasta cinco años antes de la finalización del contrato de operación principal, debiendo YPFB negociar a tal efecto nuevas condiciones técnicas, económicas siempre que convengan a los intereses del Estado. Una vez efectivizada la suscripción de la adenda y a los efectos de su aprobación, esta deberá ser remitida a la

Asamblea Legislativa Plurinacional.»

Es dada en la Sala de Sesiones de la Asamblea Legislativa Plurinacional.