Decreto Supremo 2830

a)

BOE: Barril Equivalente de Petróleo. Se considera que 6 Mpc (seis mil pies cúbicos) de Gas Natural equivalen a un (1) Barril Equivalente de Petróleo;

b)

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;

c)

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 pies cúbicos) y un porcentaje molar de metano (Cl) mayor a noventa por ciento (90%) en la composición del fluido a condiciones de reservorio, sin considerar gases inertes;    

d)

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;

e)

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.

I.

La determinación del incentivo aplicable a la producción de Petróleo Crudo en Zona Tradicional – ZT se realizará aplicando la siguiente fórmula:

I_t = (-4,623 + 11,491 ln(WTI_t)) * Q_t

Sujeto a:

20,35 < WTI_t < 116,00

Dónde:

II.

Cuando el precio internacional WTI_t  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 Qt por el monto máximo de incentivo de 50 $us/Bbl (cincuenta 00/100 dólares por barril de Petróleo Crudo).

III.

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 N° 767, otorgados mediante recursos del Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos – FPIEEH.

IV.

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 N° 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.

V.

Aquellos Reservorios de Petróleo Crudo que hayan estado produciendo a la fecha de la publicación de la Ley N° 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.

VI.

La producción de Petróleo Crudo proveniente de acumulaciones descubiertas no comerciales y de Campos cerrados antes de la fecha de publicación de la Ley N° 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.

VII.

Cuando el precio internacional WTI_t  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.

VIII.

El incentivo (I_t) será redondeado a dos (2) decimales.

I.

La determinación del incentivo aplicable a la producción de Petróleo Crudo en ZNT se realizará aplicando la siguiente fórmula:

I_t = (0,377 + 11,491 ln (WTI_t)) * Qt

Sujeto a:

 20,35 < WTI_t < 116,00

Donde:

II.

Cuando el precio internacional WTI_t  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.

III.

Cuando el precio internacional WTI_t  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 Q_t  por el monto máximo de incentivo de 55 $us/Bbl (cincuenta y cinco 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo).

IV.

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 N° 767, otorgados mediante recursos del FPIEEH.

V.

El incentivó (I_t) será redondeado a dos (2) decimales.

I.

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 N° 767, será otorgado mediante recursos del FPIEEH y se realizará a través de la siguiente fórmula:

I_t = (-0,003 * WTI_t² + 0,1479 * WTI_t + 48,173) * Q_t

Sujeto a:

27,11 < WTI_t < 106,29

Dónde:

II.

En el caso de Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de publicación de la Ley N° 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.

III.

Cuando el precio internacional WTI_t  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.

IV.

Cuando el precio internacional WTI_t  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.

V.

El incentivo (I_t) aplicable será redondeado a dos (2) decimales.

I.

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 N° 767, será otorgado mediante recursos del FPIEEH y se realizará a través de la siguiente fórmula:

I_t = (-0,003 * WTI_t + 0,1479 * WTI_t + 53,173) * Q_t
Sujeto a:

27,11 < WTI_t < 106,29

Donde:

II.

En el caso de Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de publicación de la Ley N° 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.

III.

Cuando el precio internacional WTI_t  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.

IV.

Cuando el precio internacional WTI_t  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.

V.

El incentivo (I_t) aplicable será redondeado a dos (2) decimales.

I.

Para los Contratos de Servicios Petroleros - CSP a ser suscritos posterior a la publicación de la Ley N° 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.

II.

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 - VANE_t. Con el VANE_t, YPFB definirá el plazo de aplicación del incentivo en base a la reserva declarada.

III.

El VANE_t  será calculado de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde:

IV.

Cuando el VANE_t  del Titular sea inferior a cero (0), se reajustará el plazo del incentivo hasta que el VANE_t  iguale a cero (0) o llegue al plazo máximo respectivo establecido en la tabla del Parágrafo I del presente Artículo.

V.

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.

VI.

Para efectos de la aplicación del Artículo 8 de la Ley N° 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.

VII.

Para los CSP negociados a la fecha de publicación de la Ley N° 767, YPFB, al momento de aprobar la Declaratoria de Comercialidad calculará el VANE_t  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

VIII.

En el caso de Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de publicación de la Ley N° 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.

I.

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 N° 767, según la última información disponible por YPFB.

II.

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.

III.

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.

I.

La determinación del incentivo aplicable a la producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural, se realizará aplicando la siguiente fórmula:

I_t = [-0,6398 * WTI_t + 47,345] * Q_t

Sujeto a:

27,11 < WTI_t < 74

Donde:

II.

Cuando el precio internacional WTI_t  alcance un valor por debajo de 27,11 $us/Bbl (veintisiete 11/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se suspende.

III.

Cuando el precio internacional WTI_t  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).

IV.

El incentivo (4) será redondeado a dos (2) decimales.

I.

El plazo de aplicación del incentivo inicia en la fecha de publicación de la Ley N° 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.

II.

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 N° 767.

I.

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.

II.

Los Campos Gasíferos clasificados como Marginales y/o Pequeños, a la fecha de publicación de la Ley N° 767, mantendrán la asignación prioritaria de mercado estipulada en el Parágrafo anterior.

III.

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.

I.

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:

Donde:

II.

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.

III.

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.

IV.

El plazo de aplicación de este incentivo será el mismo que se establece en el Artículo 7 del presente Decreto Supremo.

I.

Serán beneficiarios de este incentivo los Nuevos Reservorios de Gas Seco descubiertos a partir de la publicación de la Ley N° 767, que consideren hasta un nivel de producción de Gas Seco de 100 MMpcd (cien millones de pies cúbicos por día). Los volúmenes que excedan este límite, serán asignados como la producción de cualquier Campo de Gas Natural.

II.

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.

III.

Para los Nuevos Reservorios de Gas Seco de Campos en producción comercial regular a la fecha de publicación de la Ley N° 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.

IV.

Para los Reservorios de Gas Seco de Campos descubiertos de manera posterior a la publicación de la Ley N° 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.

I.

Los montos de los incentivos son los mismos que los detallados en el presente Decreto Supremo.

II.

Para fines de aplicación de los incentivos, cuando YPFB casa matriz opera por sí misma, la ANH cumplirá las siguientes funciones:

I.

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.

II.

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, diversifícación y rentabilidad. Los recursos originados de la inversión serán reinvertidos en la misma cuenta.

III.

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.

IV.

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.

I.

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.

II.

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.

III.

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.

IV.

La distribución de los recursos del FPIEEH para financiar los incentivos a la fecha de aplicación de la Ley N° 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.

V.

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.

VI.

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.

VII.

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 le 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.

I.

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 N° 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.

II.

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.

III.

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.

IV.

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.

V.

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.

I.

Para los fines señalados en el Artículo 34 de la Ley N° 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 setecientos 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.

II.

Para efectos de aplicación de los incentivos, las Áreas de los CSP firmados con anterioridad a la publicación de la Ley N° 767 conservarán su condición en cuanto a su ubicación respecto a la ZT delimitada al momento de su suscripción.