Compendio Normativo de Incentivos

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COMPENDIO NORMATIVO DE INCENTIVOS Director Ejecutivo: Ing. Gary Medrano Villamor Redacción: Unidad de Normas (UN) Diseño y Diagramación: Unidad de Comunicación Institucional (UCI) AÑO 2017

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PRÓLOGO El Gobierno Nacional dentro de su política de atracción a las inversiones e impulso a la exploración y producción de hidrocarburos, ha desarrollado una estrategia de incentivos para este sector, con la finalidad de reponer e incrementar las reservas consumidas, así como aumentar la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos, consolidando la seguridad energética de nuestro país y reafirmando su vocación exportadora como un símbolo de sostenibilidad y productividad en la región, además de cumplir con la máxima petrolera de “Nunca dejar de explorar”; en ese sentido en este documento se recopila la normativa legal que corresponde a los diferentes instrumentos jurídicos que definen y reglamentan los incentivos de promoción para las inversiones en exploración y explotación que permitirán dinamizar la actividad del sector hidrocarburos en el Estado Plurinacional de Bolivia.

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ÍNDICE

LEY N° 767 , DE 11 DE DICIEMBRE DE 2015 ......................................9 DECRETO SUPREMO N° 2830 DE 6 DE JULIO DE 2016. ..............33 RESOLUCIÓN MINISTERIAL N° 28916 DE 16 DE DICIEMBRE DE 2016.............................................................79 RESOLUCIÓN ADMINISTRATIVA DE NORMAS RAN-ANH-UN N° 16/2017 DE 21 DE SEPTIEMBRE DE 2017..........................................................95

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LEY Nยบ767

DE 11 DE DICIEMBRE DE 2015

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LEY N° 767 LEY DE 11 DE DICIEMBRE DE 2015 EVO MORALES AYMA PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA

Por cuando, la Asamblea Legislativa Plurinacional, ha sancionado la siguiente Ley: LA ASAMBLEA LEGISLATIVA PLURINACIONAL, DECRETA: LEY DE PROMOCIÓN PARA LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÍFERA

CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES Artículo 1. (OBJETO). La presente Ley tiene por objeto promover las inversiones en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, mismas que se declaran de interés nacional en todo el territorio del Estado Plurinacional de Bolivia.

Artículo 2. (ALCANCE). La presente Ley tiene el siguiente alcance:

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I. Los Contratos de Servicios Petroleros suscritos y a suscribirse, cuando el Petróleo Crudo sea el hidrocarburo principal producido en el Área o Áreas de Explotación seleccionadas dentro del área de Contrato.

II. Los Contratos de Servicios Petroleros suscritos y a suscribirse, cuando el Gas Natural sea el hidrocarburo principal producido en el Área o Áreas de Explotación seleccionada dentro del área de Contrato.

III. Las actividades de Exploración y Explotación de hidrocarburos realizadas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB de manera directa.

Artículo 3. (ÁMBITO DE APLICACIÓN). Están sujetos a la aplicación de las disposiciones establecidas en la presente Ley, las personas jurídicas nacionales o extranjeras, que realizan actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en las formas establecidas en el ordenamiento jurídico vigente.

Artículo 4. (FINALIDAD). La presente Ley tiene como finalidad, promocionar las inversiones que permitan incrementa r las reservas y producción

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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: 1. 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.

2.

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.

3. 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.

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4. 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 de gas por barril y cuyo condensado asociado tenga una gravedad mayor a 55 ° API - Instituto Americano de Petróleo.

5. 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.

6. 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

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Probadas - Gas de Separador) superiores a cero punto cinco (0.5) Trillones de Pies Cúbicos podrá ser clasificado como campo gasífero pequeño.

7. 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.

8. Petróleo Crudo. Es la porción de petróleo que existe en la fase líquida en reservorios subterráneos naturales y que permanece líquido a presión y temperatura atmosférica.

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CAPÍTULO II INCENTIVOS PARA PROMOVER LAS INVERSIONES EN LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

Artículo 6. (INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO). l. 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. II. El incentivo por barril de petróleo crudo, dentro de los márgenes establecidos en los incisos a) y b) del Parágrafo I 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.

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III. 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. (INCENTlVO A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL).

I. Se establecen incentivos aplicables a la producción de Condensado asociado al gas natural resultante de la explotación de nuevos campos o nuevos reservorios 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. II. El incentivo por barril de petróleo, dentro de los márgenes establecidos en los incisos a) y b) del Parágrafo I del presente Artículo, será variable y estará sujeto, al menos, al precio internacional del Petróleo Crudo y la 16

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producción, a objeto de cumplir con la finalidad de la presente Ley. III. 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 ATURAL). LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS. 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.

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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.

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VI. Para efecto de la aplicación de los Parágrafos III, 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.

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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 diez (10) 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 II del presente Artículo.

Artículo 10. (DETERMINACIÓN DEL I N C E N T I V O A CAMPOS GASÍFEROS CON RESERVORJOS DE GAS SECO, CAMPOS MARGINALES Y/O PEQUEÑOS).

El incentivo para aquellos campos clasificados como Campos Gasiferos 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.

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CAPÍTULO III FONDO DE PROMOCIÓN A LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÍFERA Artículo 11. (FONDO DE PROMOCIÓN A LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HlDROCARBURÍFERA - FPIEEH). Se crea el Fondo de Promoción a la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburifera - 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).

I. El FPTEEH se financiará con el doce por ciento (12%) de los recursos provenientes del IDH, antes de la distribución a las Entidades Territoriales Autónomas, Universidades Públicas y todos los beneficiarios previstos en la Ley N ° 3058 de 17 de mayo de 2005, la Ley N° 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.

II. Los ingresos obtenidos por la aplicación de la presente Ley, serán distribuidos entre todos los beneficiarios conforme a normativa vigente.

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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 FPIFEEH 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 éstos 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.

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

V. Los recursos del Fondo serán utilizados únicamente contra entrega de la producción de Petróleo o Condensado resultante de las actividades de exploración y explotación exitosas, sujetas al ámbito de aplicación de la presente Ley, garantizando que dichos recursos económicos, luego de la comercialización de los hidrocarburos, generen réditos en favor de todos los beneficiarios.

VI. A la finalización de la aplicación de los incentivos, los saldos remanentes del FPIEEH , serán distribuidos entre los beneficiario s del IDH en los porcentajes de coparticipación de dicho impuesto, establecidos en normativa vigente.

VII.La presente disposición será reglamentada mediante Decreto Supremo.

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CAPÍTULO IV RECURSOS PARA EL FINANCIAMIENTO DE LOS INCENTIVOS A LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÍFERA. Artículo 14. (RECURSOS Y PROCEDIMIENTO PARA LOS INCENTlVOS A LA PRODUCClÓN DE PETRÓLEO CRUDO).

I. El 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.

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IV. A efectos de aplicación del Parágrafo III 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 ADlCIONAL 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, prevía autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, asignará los recursos del FPlEEH, sobre la base del resultado obtenido de la aplicación de la fórmula de cálculo establecida en el Decreto Supremo reglamentario.

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Artículo 16. (RECURSOS Y PROCEDIMIENTO PARA LOS INCENTIVOS 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 o reservorios 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 Energía, 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. 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 Energía, sobre la base de los re-

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sultados obtenidos de la aplicación de las fórmulas establecidas en el Decreto Supremo reglamentario.

Artículo 17. (MODALIDAD DE CONTRATOS). l.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 vigentes. ll. El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, establecerá los lineamientos para la suscripción de estos contratos y para la selección de empresas, mediante Resolución Ministerial.

Artículo 18. (TRAMITACIÓN DE LOS CONTRATOS). El trámite de negociación, autorización y aprobación de los Contratos de Servicios Petroleros, deberá ser priorizado en el ámbito administrativo y legislativo.

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.

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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 la presente 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 N° 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. DlSPOSIClÓN 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:

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“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 (5) 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, ésta deberá ser remitida a la Asamblea Legislativa Plurinacional.”

DISPOSICIÓN ABROGATORIA Y DEROGATORIA. ÚNICA. I. Se deroga el Articulo 4 del Decreto Supremo N° 29130 de 13 de mayo de 2007, modificado por el Decreto Supremo N° 0459 de 24 de marzo de 2010.

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

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Remítase al Órgano Ejecutivo para fines constitucionales.

Es dada en la Sala de Sesiones de la Asamblea Legislativa Plurinacional, a los nueve días del mes de diciembre del año dos mil quince.

Fdo. José Alberto Gonzales Samaniego, Lilly Gabriela Montaño Viaña, Rubén Medinaceli Ortiz, Maria Argene Simoni Cuellar, A. Claudia Tórrez Diez, Erik Morón Osinaga.

Por tanto, la promulgo para que se tenga y cumpla como Ley del Estado Plurinacional de Bolivia.

Palacio de Gobierno de la ciudad de La Paz, a los once días del mes de diciembre del año dos mil quince.

FDO. EVO MORALES AYMA, Juan Ramón Quintana Taborga, Luis Alberto Arce Catacora, Felix Cesar Navarro Miranda MINISTRO DE MINERÍA Y METALURGIA E INTERINO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA, Ana Verónica Ramos Morales.

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DECRETO SUPREMO N° 2830 DE 6 DE JULIO DE 2016.

PRESIDENTE CONSTTTUCIONAL DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA

CONSIDERANDO:

Que los numerales 2 y 4 del Artículo 316 de la Constitución Política del Estado, determina que la función del Estado en la economía consiste en dirigir la economía y regular, conforme con los principios establecidos en la Constitución, los procesos de producción, distribución, y comercialización de bienes y servicios; y participar directamente en la economía mediante el incentivo y la producción de bienes y servicios económicos y sociales para promover la equidad económica y social, e impulsar el desarrollo, evitando el control oligopólico de la economía.

Que el Artículo 356 del Texto Constitucional, establece que las actividades de exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales no renovables tendrán el carácter de necesidad estatal y utilidad pública.

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Que el Artículo 360 de la Constitución Política del Estado, dispone que el Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo integral , sustentable y equitativo , y garantizará la soberanía energética.

Que el Parágrafo I del Artículo 361 del Texto Constitucional,señala que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB es una empresa autárquica de derecho público, inembargable, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, en el marco de la política estatal de hidrocarburos. YPFB, bajo tuición del Ministerio del ramo y como brazo operativo del Estado, es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización.

Que el Artículo 367 de la Constitución Política del Estado, determina que la explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán sujetarse a un a política de desarrollo que garantice el consumo interno .

Que el Artículo 9 de la Ley N° 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos, establece que el Estado, a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía, establecerá la Política Hidrocarburífera del país en todos sus ámbitos. En lo equitativo, se buscará el mayor beneficio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo del sector.

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Que el inciso d) del Artículo 10 de la Ley N° 3058, dispone como uno de los principios que rigen las actividades petroleras, el de continuidad, que obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte y distribución, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida, así como el cumplimiento de los contratos de exportación.

Que el Artículo 64 de la Ley N ° 3058, señal a que la producción de hidrocarburos provenientes de campos marginales y pequeños tendrá un premio según el nivel de producción y la calidad del hidrocarburo, de acuerdo a Reglamento.

Que las conclusión es de la Agenda Patriótica rumbo al 2025 hacen referencia a la necesidad de mayor exploración en el territorio boliviano, con énfasis en la Zona No Tradicional - ZNT, coherentes con la construcción de políticas de Estado que lleven a la sociedad bolivi an a a ser más incluyente, participativa , democrática y libre en el pleno uso de sus recursos naturales.

Que la Ley N° 767, 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, tiene por objeto promover las inversiones en las actividad es de exploración y explotación de hidrocarburos, mismas que se declaran de interés nacional en todo el territorio del Estado Plurinacional de Bolivia.

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Que la Disposción Transitoria Única de la Ley N°767, determinal a reglamentación por Decreto Supremo en un plazo de noventa (90) días calendario a partir de su publicación.

EN CONSEJO DE MINISTROS DECRETA:

CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES.

Artículo 1.- (OBJETO). El presente Decreto Supremo tiene por objeto reglamentar la Ley N° 767, de 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera.

Artículo 2. (DEFINICIONES). Además de las definiciones establecidas en la Ley N° 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos y la Ley N° 767, para fines de aplicación del presente Decreto Supremo se establecen las siguientes definiciones: El Ministerio de Economía y a) Finanzas Públicas, a solicitud de YPFB, previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 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 COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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el incentivo, se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas emitir NOCRE’s como mecanismo para garantizar la seguridad energética del país. 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 Energía, sobre la base de los resultados obtenidos de la aplicación de las fórmulas establecidas en el Decreto Supremo reglamentario. d) Nuevos Reservorios: Una o varias acumulacion es de Petró leo 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 desanollo 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 38

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declarados comerciales dentro de la porción d el Área d e Contrato que no comprenda un Área de Explotación.

CAPÍTULO II INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO.

Artículo3.(FACTORES PARA LA DETERMINACIÓN DEL INCENTIVO EN ZONA TRADICIONAL).

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

lt = (-4,623 + 11,491 ln(WTIt)) * Q t

SUJETO A :

20,35 < WTJ t < 116,00

DONDE: It = Incentivo mensual expresado en dólares americanos ($us).

WTIt = Precio promedio mensual del West Texas Intermediate (WTI) para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado

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por el Platts Oilgram Price Report, medido en dólares por barril ($us/Bbl).

Qt = Volúmen de producción de Petróleo Crudo medido en Punto de Fiscalización (PF), expresado en barriles (Bbls). t = Periódo de tiempo medido en un mes.

II. Cuando el precio internacional WTIt 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 No 767, se beneficiarán de un incentivo constante de 30 $us/Bbl (treinta 00/100 dólares por barril de Petróleo Crudo) otorgados mediante Notas de Crédito Fiscal - NOCRES. 40

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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 Desarrollo­PDDs o Plan es 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 inversion es aprobada 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) otorgado s mediante NOCRES. VI. 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. VII. 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.

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VIII. Cuando el precio internacional WTIt 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 del a producción de los Campos .

IX. El incentivo (It) será redondeado a dos (2) decimales.

Artículo 4. (FACTORES PARA LA DETERMINACIÓN INCENTIVO EN ZONA NO TRADICIONAL) .

DEL

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

l t = (0,377 + 11,491In(WTI t ) ) * Q t

SUJETO A :

20,35 < WTJ t < 116,00

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DÓNDE : It = Incentivo mensual expresado en $us.

WTIt = Precio promedio mensual del WTI para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, medido en $us/Bbl. Qt = Volúmen de producción de Petróleo Crudo medido en PF, expresado en Bbls. t = Periódo de tiempo medido en un mes.

II. Cuando el precio internacional WTIt alcance un valor por debajo de 20,35 $us/Bbl (veinte 35/ l00 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se suspende y YPFB, como brazo operativo el Estado, definirá las estrategias operativas para garantizar la continuidad de producción de los Campos.

III. Cuando el precio internacional WTIt supere el nivel máximo de 116 $us/Bbl (cientodeciséis 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo se definirá a partir de l a multiplicación de Qt 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 COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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a la publicación de la Ley N°767, otorgados mediante recursos d el FPIEEH. V. El incentivo (I t) será redondeado a dos (2) decimales.

CAPÍTULO III INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL. Artículo 5.- (FACTORES PARA LA DETERMINACIÓN DEL INCENTIVO EN ZONA TRADICIONAL).

I. La determinación del incentivo aplicable al a producción de Condensado asociado al Gas Natural resultante de Nuevos Campos de Gas Natural descubietios en ZT de manera posterior a la publicación de la Ley N° 767, será otorgado medi ante recursos del FPIEEH y se realizará a través de la siguiente fórmula:

l t : (-0,003 * WTI t2 + 0,1479 * WTI t + 48,173) * Q t

SUJETO A:

27,11 < WTI1<106,29

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DÓNDE : It = Incentivo mensual expresado en $us.

WTIt = Precio promedio mensual del WTI para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report, med ido en $us/Bbl. Qt = Volúmen de producción de Condensado medido en PF únicamente, expresado en Bbls. t = Periódo de tiempo medido en un mes.

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 WTIt 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 Condensado asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.

IV. Cuando el precio internacional WTIt supere un valor por encima de 106,29. $us/Bbl (ciento seis 29/100 dólares americanos por barril de petróleo),

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el incentivo a la producción de Condensado asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.

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

l t= (0,003 * WTI t2 + 0,1479 * WTI t + 53,173) * Qt

SUJETO A: 27,11 < WTI 1<106,29

DÓNDE : It = Incentivo mensual expresado en $us.

WTIt = Precio promedio mensual del WTI para el mes “t” bajo la denominación “spot average” publicado por el Platts Oil gram Price Report, medido en $us/Bbl. Qt = Volúmen de producción de Condensado medido en PF únicamente, expresado en Bbls. t = Periódo de tiempo medido en un mes.

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

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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 FPIEE H, en caso de que estos sean insuficientes, se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas emitir NOCRES .

III. Cuando el precio internacional WTIt alcance un valor por debajo de 27, 11 $us/Bbl (veintisiete l l/ 100 dólares americanos por barril de petróleo), el incentivo al a producción de Condensando asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.

IV. Cuando el precio internacional WTIt 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 Condensado asociado al Gas Natural se suspende para todos los casos.

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

Artículo 7.- (PLAZO DE APLICACIÓN

DEL INCENTIVO A LA

PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL).

I. Para los Contratos de Servicios Petroleros - CSP a ser suscritos posterior a la publicación de la Ley No 767, si corresponde el incentivo, el plazo de aplicación a considerarse al momento de la negociación se encontrará dentro d el límite establecido para cada

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

VANEt = pe * [ - l 0 + ∑nj =1

Fj

] + (1 - pe) * (-1s) = 0

(1 + i ) j

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DÓNDE : VANEt = Valor Actual Neto esperado teórico. p e = Probabilidad de éxito expl oratorio.

Qt = Probabilidad de fracaso exploratorio.

(1 - p e) = Periódo de tiempo medido en un mes. l 0 = Inversiones en Exploración y Desarrollo hasta el inicio de la Producción Comercial Regular a valor actual. l s = Inversión en exploración hasta el primer pozo exploratorio declarado seco a valor actual.

F j = Flujo neto en el periodo (j). i = Tasa de descuento. n= Horizonte de evaluación.

IV. Cuando el VANEt del Titular sea inferior a cero (0), se reajustará el plazo del incentivo hasta que el VANEt iguale a cero (O) 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 a l finalizar cada gestión, de forma que se apliquen en la siguiente gestión.

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VI. Para efectos de la aplicación d el 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 cual quier 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 VANEt del Titular y si corresponde, definirá el plazo del incentivo bajo el procedimiento establecido en los Parágrafos II, III, IV, V y VI del presente Artículo.

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

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mediante Resolución Ministerial emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

CAPÍTULO IV INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN ADICIONAL DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL ARTÍCULO 8.- (CONDICIONES PARA LA APLICACIÓN DEL INCENTIVO). Se beneficiará de este incentivo la producción adicional de Condensado asociado al Gas Natural proveniente de reservorios productores de aquellos Campos que se encuentren en Periodo de Explotación a la fecha de publicación de la Ley N° 767.

ARTÍCULO 9.- (DETERMINACIÓN DE LA LÍNEA BASE).

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

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línea base de producción, a partir de inversion es 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.

ARTÍCULO 10.- (FACTORES PARA LA DETERMINACIÓN DEL INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN ADICIONAL DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). I. La determinación del

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

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I t = [-0,6398 * WT It + 47,345] * Qt

SUJETO A: I2 7,11 < WTIt < 74

DÓNDE : It = Incentivo mensual expresado en $us.

WTIt = Es el precio promedio mensual del WTI para el mes t bajo la Denominación “spot average” publicado por el Platts Oilgram Price Report medido en $us/Bbl. Qt = Volúmen de Producción de Condensado asociado al Gas Natural en PF por encima de la Línea Base únicamente, expresado en Bbls. t = Periódo de tiempo medido en un mes.

II. Cuando el precio internacional WTIt 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 WTIt supere los 74 $us/Bbl (setenta y cuatro 00/100 dólares americanos por barril de Petróleo Crudo), el incentivo será de O $us/Bbl (cero 00/ 100 dólares amercanos por barril de Condensado).

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IV. El incentivo (It) será redondeado a dos (2) decimales.

ARTÍCULO 11 (PLAZO DE APLICACIÓN DEL INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN ADICIONAL DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL) l. 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.

CAPÍTULO V INCENTIVO A CAMPOS GASÍFEROS CON RESERVORTOS DE GAS SECO, CAMPOS MARGINALES Y/O PEQUEÑOS.

ARTÍCULO 12.- (PORCENTAJE DE MERCADO INTERNO CAMPOS MARGINALES Y/O PEQUEÑOS).

APORTE AL GASÍFEROS

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.

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II. Los Campos Gasíferos clasificados como Marginales y/o Pequeños, a la fecha de publicación de la Ley No 767, mantendrán la asignación prioritaria de mercado estipulada en el Parágrafo anterior.

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.

ARTÍCULO 13.- (PORCENTAJE DE APORTE AL MERCADO INTERNO RESERVORIOS DE GAS SECO).

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:

%MIt = %MIt-1 – 0.002 * I c* ( Yield ma.x. - Y iel d Res) * 100 % PME t-1 - PM t-1

DÓNDE : %MIt = Porcentaje de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco. lc = Promedio anual del factor de incentivo a la producción del Condensado determinado en el Artículo 5 ó 6, según corresponda, del

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presente Decreto Supremo, expresado en $us/Bbl.Report medido en $us/Bbl. Yield max = Relación Condensado Gas Natural, expresado en 10 Bbl/MMpc (diez barriles por millón de pie cúbico).

Yield

Res

= Periódo de tiempo medido en un mes.

%MI t - 1 = Porcentaje anual de asignación al mercado interno del Reservorio de Gas Seco del periodo t-1 .

PML t-1 = Precio promedio ponderado anual de venta del Gas Natural al mercado interno en PF en el periodo t-1 $/Mpc. (dólares por millar de pie cúbico).

PME t-1 = Precio promedio ponderado anual de venta del Gas Natural al mercado externo en PF en el periodo t- 1 $/Mpc. (dólares por millar de pie cúbico). $/Mpc. (dólares por millar de pie cúbico). t = Periodo medido en años.

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 sujeto al pago del incentivo estipulado en el presente Articulo, 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.

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

ARTÍCULO 14.- (CONDICIONES PARA LA APLICACIÓN DEL INCENTIVO A RESERVORIOS DE GAS SECO).

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 100w 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 No 767, se considerará, para la aplicación de la fórmula establecida en el Parágrafo I del Artículo 13 del presente Decreto Supremo, la asignación de los mercados interno y externo de estos Campos de la gestión anterior.

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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.

CAPÍTULO VI PROCEDIMIENTO DE LOS INCENTIVOS PARA YACIMIENTOS PETROLÍFEROS FISCALES BOLIVIANOS OPERADOR ARTÍCULO 15.- (CONDICIONES GENERALES).

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: a) Determinación del plazo del incentivo, considerando el procedimiento establecido en el presente Decreto Supremo; b) Certificación de la producción de los Campos operados por YPFB casa matriz; e) Aprobación de los Planes de Desarrollo del Campo y planes anuales de operación de YPFB casa matriz, según corresponda de acuerdo a procedimiento establecido 58

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en el presente Decreto Supremo; d) Cálculo del monto del incentivo, según corresponda; e) Para el caso de Reservorios de Gas Seco, Campos Marg i nales y/o Pequeños, validación de la clasificación de Campos y Reservorios, efectuada por YPFB; f) Remisión de toda documentación requerida al Ministerio de Hidrocarburos y Energía, para la verificación del cálculo de los incentivos y la respectiva autorización, hasta el día 29 de fina lizado el mes de producción; misma que será comunicada al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas; g) Gestionar la solicitud de emisión de NOCRES o desembolso de recursos del FPIEEH, según corresponda.

CAPÍTULO VII ADMINISTRACIÓN E INVERSIÓN DE RECURSOS DEL FONDO DE PROMOCIÓN A LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS ARTÍCULO 16.- (INVERSIÓN DE RECURSOS DEL FONDO DE PROMOCIÓN A ‘LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS).

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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, diversificación 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 l as operaciones.

IV. El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a solicitud de YPFB y con la autorización del Ministerio de Hidrocarburo 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 a cuenta del FPIEEH .

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ARTÍCULO 17.- (ASIGNACIÓN PRESUPUESTARIA).

YPFB en base a la proyección anual de producción de Petróleo Crudo y Condensado asociado al Gas Natural, incluirá en el anteproyecto de presupuesto un monto por concepto de Incentivos a la Producción de Petróleo Crudo y Condensado asociado al Gas Natural, así como a la Producción Adicional de Condensado asociado al Gas Natural.

ARTÍCULO 18.- (ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA EL PAGO DE INCENTIVOS).

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 .

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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 apli-

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cación 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.

CAPÍTULO VIII EVALUACIÓN DE LOS INCENTIVOS. ARTÍCULO 19.- (EVALUACIÓN). l. 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.

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II. La ANH deberá emitir informes técnicos y económicos 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 utilizado 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 emit i do por la ANH. V. Cuando el incentivo sea aplicado para YPFB casa matriz, además de lo definido en el Parágrafo Il del presente Artículo, la ANH fungirá su rol de fiscalización, supervisión , control y seguimiento a las actividades de YPFB casa matriz, y presentará uninforme anual al Ministerio de Hidrocarburos y Energía de los logros del incentivo otorgados a YPFB casa matriz.

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CAPÍTULO IX ACTUALIZACIÓN DE LA ZONA TRADICIONAL ARTÍCULO

20.- (DELIMITACIÓN).

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 impmiantes 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 incorporacón 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 MinisteCOMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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rio 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.

DISPOSICIONES ADICIONALES DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA.- La presente normativa mantiene vigente las condiciones de comercialización de Petróleo Crudo en el mercado interno, establecido en el Decreto Supremo N° 27691, de 19 de agosto de 2004.

DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA.- Si el precio de referencia señalado en la Disposición Adicional Primera del presente Decreto Supremo, la metodología de cálcu lo del precio de comercia l ización del Gas Natural para los mercados interno y de exportación actua l es y/o el rég i men fiscal se modificasen; se deberá adecuar la presente nornativa para el ajuste de los incent ivos, en un plazo de noventa (90) días.

DISPOSICIÓN ADICIONAL TERCERA.- Los incentivos establecidos en el presente Decreto Supremo se aplican, si corresponde, a toda la producción resultante de la inversión que se realice en el

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marco de los CSP suscritos hasta el año 2020. En el caso de YPFB casa matriz se aplican, si corresponde, a los proyectos in iciados hasta el 2025 .

DISPOSICIÓN ADICIONAL CUARTA.- Los aspectos técnicos y operativos referentes a la recaudación, transferencia y otros relativos a la administración de recursos del FPIEEH, que no se encuentren contemplados en el presente reglamento, podrán ser definidos entre el BCB y el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.

DISPOSICIÓN ADICIONAL QUINTA.- Cuando los Campos lleguen a ser Marginales, se suspende cualquier incentivo que haya estado siendo aplicado, y se otorga el incentivo de priorización de asignación de mercado .

DISPOSICIONES TRANSITORIAS DISPOSICIÓN TRANSITORIA ÚNICA.- Se autoriza al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, realizar las modificaciones presupuestarias necesarias durante la gestión 2016 para llevar adelante la operativización de la Ley N° 767, de 11 de diciembre de 2015, a solicitud de YPFB, previa autorización del Ministerio de Hidrocarburos. y Energía mediante Resolución Ministerial.

DISPOSICIONES ABROGATORIAS Y DEROGATORIAS Se abrogan y derogan todas l as disposiciones contrarias al presente Decreto Supremo.

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Los señores Ministros de Estado en los Despachos de Economía y Finanzas Públicas; y de Hidrocarburos y Energía, quedan encargados de la ejecución y cumplimiento del presente Decreto Supremo.

Es dado en la ciudad de La Paz, a los seis días del mes de julio del año dos mil dieciséis.

FDO . EVO MORALES AYMA Fdo. David Choquehuanca Céspedes Fdo. Juan Ramón Quintana Taborga Fdo. Carlos Gustavo Romero Bonifaz Fdo. Reymi Luis Ferreira Justiniano Fdo. Rene Gonzalo Orellana Halkyer Fdo. Luis Alberto Arce Catacora Fdo. Luis Alberto Sanchez Fernandez Fdo. Ana Veronica Ramos Morales Fdo. Milton Claros Hinojosa Fdo. Félix Cesar Navarro Miranda Fdo. Virginia Velasco Condori Fdo. José Gonzalo Trigoso Agudo Fdo. Ariana Campero Nava Fdo. María Alexandra Moreira Lopez Fdo. Roberto Tván AguiJar Gómez Fdo. Cesar Hugo Cocarico Yana Fdo. Hugo José Siles Nuñez del Prado Fdo. Lenny Tatiana Valdivia Bautista Fdo. Marko Marcelo Machicao Bankovic Fdo. Marianela Paco Duran Fdo . Tito Rolando Montaña Rivera.

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ANEXO D.S.2830 DELIMITACIÃ&#x201C;N ZONA TRADICONAL

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RESOLUCIร N MINISTERIAL N ยบ 289 - 16 DE 16 DE DICIEMBRE DE 2016

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RESOLUCIÓN MINISTERIAL N° 289-16 La Paz, 16 DIC 2016

CONSIDERANDO: Que el Numeral 4 del Artículo 316 de la Constitución Política del Estado determina que la función del Estado en la economía consiste en participar directamente en la economía mediante el incentivo y la producción de bienes y servicios económicos y sociales para promover la equidad económica y social, e impulsar el desarrollo, evitando el control oligopólico de la economía.

Que el Artículo 356 del Texto Constitucional, establece que las actividades de exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales no renovables tendrán el carácter de necesidad estatal y pública.

Que el Artículo 360 de la Constitución Política del Estado, dispone que el Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética.

Que el Parágrafo I. del Artículo 361 del Texto Constitucional, señala que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB es una empresa autárquica de derecho público, inembargable, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, en el marco de la política estatal de hidrocarburos. YPFB, bajo tuición del Ministerio del ramo y como brazo operativo del Estado, es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización.

Que el Artículo 367 de la Constitución Política del Estado, determina que la explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán

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sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno.

Que el Artículo 9 de la Ley N° 3058 de Hidrocarburos, de 17 de mayo de 2005, establece que el Estado, a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía, establecerá la Política Hidrocarburífera del país en todos sus ámbitos. En lo equitativo, se buscará el mayor beneficio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favo rables para el desarrollo del sector.

Que el inciso d) del Artículo 10 de la citada Ley, dispone como uno de los principios que rigen las actividades petroleras, el de continuidad, que obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte y distribución, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida, así como el cumplimiento de los contratos de exportación.

Que el Artículo 64 de la Ley N° 3058, establece que la producción de hidrocarburos provenientes de Campos Marginales y Pequeños tendrá un premio según el nivel de producción y la calidad del hidrocarburo, de acuerdo a Reglamento.

Que las conclusiones de la Agenda Patriótica rumbo al 2025 hacen referencia a la necesidad de mayor exploración en el territorio boliviano, con énfasis en la Zona No Tradicional - ZNT, coherentes con la construcción de políticas de Estado que lleven a la sociedad boliviana a ser más incluyente, participativa, democrática y libre en el pleno uso de sus recursos naturales.

Que la Ley No 767, de 11 de diciembre de 2015, de Promoción para la Inversión en Exploración y ExplotaCOMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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ción Hidrocarburífera, tiene por objeto promover las inversiones en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, mismas que se declaran de interés nacional en todo el territorio del Estado Plurinacional de Bolivia.

Que el Decreto Supremo No 2830 (D.S. 2830), de 6 de julio de 2016, reglamenta la Ley N° 767, de 11 de diciembre de 2015, estableciendo los mecanismos de aplicación de incentivos a la exploración y producción de petróleo crudo y condensado asociado al gas natural.

Que el Artículo 7 de la Resolución Ministerial (R.M.) N° 255/06 de 22 de diciembre 2006 establece que los campos marginales y pequeños aportarán al mercado interno un volumen de gas equivalente al 0.5% de su producción en relación al año anterior, hasta el agotamiento de sus reservas.

POR TANTO: El Ministro de Hidrocarburos y Energía en ejercicio de las atribuciones conferidas por Ley y disposiciones conexas; RESUELVE: ARTÍCULO 1.- (OBJETO).

La presente Resolución tiene por objeto: 1) Determinar el plazo del incentivo para Nuevos Reservorios de Gas Natural, descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de promulgación de la Ley N° 767.

2) Establecer el mecanismo de conciliación a ser aplicado cuando existan modificaciones a los montos por pago de incentivos, autorizados por el Ministerio de Hidrocar82

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buros y Energía a través del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

3) Establecer los procedimientos para la aplicación del incentivo a la producción de Petróleo Crudo, Condensado asociado al Gas Natural, Condensado Adicional asociado al Gas Natural, Campos Marginales y Pequeños , y Campos Gasíferos con Reservorios de Gas Seco.

ARTÍCULO 2.- (DEFINICIONES).- A efectos del presente Reglamento, se adoptan las siguientes definiciones: 1) Plan Quinquenal de Inversión.- Comprende la planificación quinquenal de actividades de explotación y sus respectivas inversiones, a ejecutarse durante el plazo de vigencia de dicho plan considerando las características específicas de cada Campo.

2) Inversión Continua.- Se considerará inversión continua a aquella comprometida y ejecutada, acorde a las características de un campo, desde la aprobación de los proyectos y/o actividades plasmadas en un Plan de Desarrollo (PDD) y/o Plan Quinquenal de Inversiones (PQI), hasta que ésta se materialice y/o continúe generando resultados.

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SECCIÓN I CLASIFICACIÓN DE CAMPOS Y RESERVORIOS Y CERTIFICACIÓN DE VOLUMENES

ARTÍCULO 3.- (ASPECTOS GENERALES DE LA CLASIFICACIÓN). l. La clasificación de Campos y Reservorios deberá ser realizada anualmente por YPFB y aprobada por la ANH .

II. La aplicación de los incentivos se realizará desde el primer día de la siguiente gestión, una vez cumplido lo establecido en el parágrafo precedente.

ARTÍCULO 4.- (CLASIFICACIÓN DE CAMPOS Y RESERVORIOS).

I. La clasificación de Campos y Reservorios la realizará YPFB conforme a los parámetros establecidos en la Ley No 767, a partir de la información de producción certificada para el periodo comprendido entre diciembre de la gestión anterior a noviembre de la gestión en la que se realiza la clasificación.

II. YPFB remitirá a la ANH, hasta el día 20 de diciembre, la clasificación de Campos y Reservorios adjuntando la información de respaldo correspondiente.

III. La ANH validará y aprobará la clasificación realizada por YPFB hasta el antepenúltimo día hábil de diciembre, dicha entidad remitirá la clasificación al MHE para su conocimiento, una vez absueltas sus observaciones.

IV. Para Campos que ingresen en producción durante el año para el cual se realice la clasificación, solamente se tomará en cuenta aquellos que cuenten con Declaratoria de Comercialidad o Plan de Desarrollo, aprobado a la fecha de realizada la clasificación por parte de YPFB. 84

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En caso de que los campos sean declarados comerciales posterior a la fecha de realizada la clasificación, YPFB deberá clasificar el campo en un plazo de tres (3) días calendario de aprobada la Declaratoria de Comercialidad y la ANH deberá validar y aprobar dicha clasificación en cinco (5) días hábiles de comunicada la clasificación; a efecto de los incentivos esta será válida a partir del primer día calendario del mes siguiente de su aprobación.

Para aquellos campos que no cuenten con producción de la gestión anterior, para su clasificación, se tomará en cuenta la información contenida en la Declaratoria de Comercialidad o PDD.

SECCIÓN II CERTIFICACIÓN DE VOLÚMENES SUJETOS A INCENTIVOS

ARTÍCULO 5.- (PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN).

I. De forma mensual, YPFB calculará los volúmenes de hidrocarburos sujetos a incentivos y sus respectivos montos, y remitirá dichos valores a la ANH con copia al MHE, hasta el día 29 de finalizado el mes de producción, adjuntando la respectiva documentación de respaldo, según formatos y procedimientos a ser establecidos por la ANH. II. A efectos de validación del cálculo de incentivos, YPFB remitirá a la ANH hasta el día 20 de cada mes una copia de las certificaciones de producción mensuales. Asimismo, hasta el día 25 de cada mes, deberá remitir toda la información de respaldo que la ANH considere necesaria para este fin.

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ARTÍCULO 6.- (OBSERVACIONES). l. Si existen observaciones sobre la información, la ANH comunicará las mismas a YPFB en el plazo de 3 días hábiles después de la recepción de dicha información, a objeto de que, YPFB presente las complementaciones, aclaraciones y/o rectificaciones correspondientes en el plazo de 2 días hábiles computados a partir del día siguiente de la comunicación con dichas observaciones.

II. Una vez vencido el plazo establecido en el párrafo anterior y de no efectuarse las complementaciones, aclaraciones y/o rectificaciones solicitadas, se tendrá como no presentada la información.

III. En caso de que las complementaciones, aclaraciones y/o rectificaciones presentadas no resultaran suficientes de acuerdo a criterio técnico, la ANH comunicará oficialmente sus observaciones a YPFB en el plazo de 2 días hábiles de haber recibido las mismas y aplicará el mismo procedimiento establecido en el párrafo l.

ARTÍCULO 7.- (CERTIFICACIÓN). l. La ANH aprobará la Certificación de datos de producción mediante Resolución Administrativa, en la cual se determinará expresamente los volúmenes sujetos de incentivo y los respectivos montos, desagregados por Campo, Reservorio e incentivo por producto; con base a la documentación presentada por YPFB, verificando la exactitud y veracidad de la misma.

II. La Certificación se aprobará en un plazo de hasta 5 días hábiles computables, desde la presentación de la documentación de YPFB de no existir observaciones; o en su defecto, desde el cumplimiento del plazo de complementaciones, aclaraciones y/o rectificaciones.

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III. Una vez aprobada la Certificación se pondrá en conocimiento de YPFB en el plazo de hasta 2 días hábiles posteriores a la fecha de aprobación.

ARTÍCULO 8.- (RECTIFICACIÓN). l. Si existiesen observaciones a los datos contenidos en la Certificación, YPFB podrá solicitar a la ANH la rectificación en el plazo de hasta 2 días hábiles, computables desde el conocimiento oficial de la misma.

II. La ANH realizará la rectificación de la Certificación o confirmará la misma, en el plazo de hasta 3 días hábiles desde la presentación de la solicitud de rectificación por parte de YPFB .

ARTÍCULO 9.- (REMISIÓN). La ANH remitirá al Ministerio de Hidrocarburos y Energía la Certificación, aprobada mediante Resolución Administrativa, y la documentación de respaldo al día siguiente hábil de vencidos los plazos establecidos en el Artículo 8.

ARTÍCULO 10.- (AUTORIZACIÓN DE TRANSFERENCIA).

El MHE, a través del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, mediante Resolución Administrativa autorizará la transferencia de los recursos del incentivo a favor de YPFB, en base a la Certificación aprobada por la ANH.

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SECCIÓN III CONDICIONES PARA LA APROBACIÓN DE PLANES DE DESARROLLO Y PLANES QUINQUENALES DE INVERSIÓN.

ARTÍCULO 11.- (PLAN DE DESARROLLO ACTUALIZADO o PLAN QUINQUENAL DE INVERSION) l. YPFB , en el marco de lo establecido en el Artículo 3 del D.S. N° 2830 como requisito para que los volúmenes de Petróleo Crudo sean sujetos de incentivo, realizará el análisis respectivo y emitirá la aprobación o rechazo de los Planes de Desarrollo, según corresponda . Los Planes de Desarrollo aprobados deben incluir las alternativas de actividades e inversiones que permitan incrementar el factor de recuperación final del Campo o atenuar la declinación natural de su curva de producción según corresponda; además de los perfiles de producción, en escenarios con y sin la aplicación del incentivo.

II. YPFB , en el marco de lo establecido en el Artículo 9 del D.S. N° 2830 como requisito para que los volúmenes adicionales de Condensado asociado al Gas Natural sean sujetos de incentivo , realizará el análisis y emitirá la aprobación o rechazo de los Planes de Desarrollo , según corresponda .

Los Planes de Desarrollo aprobados deben incluir las alternativas de actividades e inversiones tendientes a: incrementar reservas probadas a través de la movilización de reservas de menor categoría (probable y posible), y/o a recategorizar los recursos contingentes a reservas probadas, o a maximizar el factor de recuperación final del Campo según corresponda. Los perfiles de producción en escenarios con y sin la aplicación del incentivo deben estar incluidos en el informe de respaldo de los Planes de Desarrollo aprobados.

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III. En caso de que por razones técnicas y económicas debidamente justificadas y aprobadas por YPFB , el Titular de los Campos existentes en actual explotación no presente un PDD y presentase Planes Quinquenales de Inversión (PQI), YPFB deberá verificar al momento de realizar el análisis , previo a la aprobación o rechazo, según corresponda; que los mismos incluyan las alternativas de actividades , inversiones y perfiles de producción del hidrocarburo respectivo, en escenarios con y sin la aplicación del incentivo correspondiente.

IV. Los PDD actualizados y los PQI, deberán ser revisados por YPFB, el cual es el responsable de verificar que los mismos sean elaborados de acuerdo a las características y condiciones de cada campo, antes de aprobar o rechazar los mismos conforme a sus atribuciones.

V. Una vez aprobados los PDD y PQI, los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) posteriores deberán contemplar las actividades planteadas en los PDD mencionados en los Parágrafos I y II, o en el PQI señalado en el Parágrafo III del presente Artículo.

VI. De acuerdo a los PTP modificados y aprobados por YPFB conforme lo establecido en el Parágrafo V del presente Artículo; el Titular, en un plazo no mayor a treinta (30) días calendario, a partir de la notificación con la aprobación del mismo, deberá iniciar la ejecución de actividades aprobadas en el cronograma correspondiente. En caso de incumplimiento, se procederá en función a lo establecido en la normativa vigente y el Contrato respectivo.

ARTÍCULO 12.- (CUMPLIMIENTO DE LAS ACTIVIDADES COMPROMETIDAS). Los Campos podrán ser beneficiarios del incentivo correspondiente siempre y cuando YPFB haya aprobado los PDD o PQI, según coCOMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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rresponda, y los operadores realicen y ejecuten las actividades e inversiones comprometidas en los mismos.

ARTÍCULO 13.- (MODIFICACIÓN Y ACTUALIZACION DE PDD O PQI). l. Los PDD o PQI aprobados por YPFB, podrán ser modificados únicamente en caso de que existan justificaciones técnicas y económicas suficientes, validadas y aprobadas por YPFB. II. Antes de cumplirse el plazo de vigencia de los POI aprobados por YPFB, los titulares deberán poner en consideración de YPFB nuevos PQI para su aprobación o rechazo, con el objeto de dar continuidad a los incentivos, si correspondiese.

SECCIÓN IV CONDICIONES Y PLAZO DE APLICACIÓN DEL INCENTIVO

ARTÍCULO 14.- (PLAZO DE APLICACIÓN DEL INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL). l. Para Nuevos Reservorios de Gas Natural descubiertos en Áreas de Explotación posterior a la fecha de promulgación de la Ley No 767, el plazo de aplicación del incentivo, si corresponde, será definido por YPFB en base a una evaluación económica y estará comprendido dentro del límite establecido para cada nivel de reservas del Campo o los Campos en Explotación, conforme a la siguiente tabla:

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RESERVAS DEL O LOS CAMPOS EN UN ÁREA DE EXPLOTACIÓN (TCF) II. La evaluación económica deberá considerar el flujo económico de toda el Área de Contrato. El incentivo sólo será aplicable cuando, según la evaluación realizada, los proyectos exploratorios a ejecutarse en el Área de Explotación necesiten de incentivos para ser viables.

III. El plazo de aplicación de los incentivos determinados por YPFB, cuando corresponda, deberá ser el mínimo necesario para viabilizar la ejecución de dichos proyectos.

ARTÍCULO 15.- (RECTIFICACIÓN A LOS CÁLCULOS APROBADOS POR LA ANH). l. En caso de requerirse rectificaciones al cálculo de la producción sujeta a incentivos y/o los montos certificados por la ANH y remitidos al MHE; YPFB debe enviar las mismas a la ANH debidamente justificadas, hasta los doce (12) meses posteriores a la fecha inicial de presentación de la Certificación.

II. La ANH deberá remitir al MHE la certificación aprobada mediante resolución administrativa, conforme al procedimiento establecido en la sección II de la presente resolución Ministerial, en la cual se encuentren los volúmenes sujetos a incentivos y/o montos respectivos debidamente rectificados.

ARTÍCULO 16.- (CONCILIACIONES). l. En caso de suscitarse lo establecido en el Artículo 15, se procederá a realizar las conciliaciones de forma anuales, entre los montos de incentivos transferidos y rectificados.

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II. El MHE, a través del VMEEH procederá a emitir una Resolución Administrativa, con los resultados de la conciliación que será remitida al MEFP para ser considerados en el siguiente desembolso.

III. Con el fin de realizar el seguimiento adecuado al pago de incentivos, YPFB deberá cumplir con el pago oportuno de los mismos y remitir al MHE, la documentación respectiva que acredite cada pago.

ARTÍCULO 17.- (YPFB OPERADOR). En caso de que YPFB asuma la operación de algún Campo en explotación, se acogerá a los incentivos detallados en los Artículos 3 y 9 del Decreto Supremo No 2830 , para lo que deberá presentar a la ANH el Plan de Desarrollo del Campo o los planes de operación quinquenal , según corresponda y los planes de operación anuales respectivos.

ARTÍCULO 18.- (CAMPOS CON NUEVOS RESERVORIOS DE GAS SECO). l. Los Campos con Nuevos Reservorios de Gas Seco, además de cumplir con lo establecido en la normativa vigente, deberán contar con las condiciones apropiadas y aprobadas por YPFB, para realizar la medición independiente de los volúmenes de gas provenientes de estos Reservorios.

II. Una vez cumplido el porcentaje de aporte al mercado interno, se deberá establecer la asignación de la producción de los Campos con Nuevos Reservorios de Gas Seco, considerando únicamente la producción de estos reservorios.

III. El Titular deberá notificar la disponibilidad diaria del volumen a entregar proveniente de los Nuevos Reservorios de Gas Seco, un día antes del día operativo para la realización individual de su asignación diaria en el proceso de nominación.

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IV. El Titular deberá reportar diariamente a YPFB los volúmenes producidos medidos y entregados a gasoducto del o los Reservorios de Gas Seco.

DISPOSICIONES ADICIONALES DISPOSICION ADICIONAL ÚNICA.- Los incentivos a la producción de condensado asociado al Gas Natural, Condensado adicional asociado al Gas Natural y Campos Gasíferos con reservorio de Gas Seco, no se podrán aplicar al mismo tiempo a la producción proveniente de un mismo reservorio.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS DISPOSICION TRANSITORIA ÚNICA.- Los Titulares de aquellos Campos que tengan PDD o PQI aprobados por YPFB, deberán reformular su PTP para la gestión 2017, los que deberán ser presentados hasta 30 días hábiles después de la notificación con la aprobación por parte de YPFB.

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RESOLUCIÃ&#x201C;N ADMINISTRATIVA DE NORMAS RAN - ANH - UN 16/2017 DE 21 DE SEPTIEMBRE DE 2017

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RESOLUCIÓN ADMINISTRATIVA DE NORMAS RAN-ANH-UN N° 16/2017 La Paz, 21 de septiembre de 2017

VISTOS: El Informe INF - DPR 0115/2017 de 12 de septiembre de 2017, sobre aprobación de formularios de incentivos de acuerdo al D.S. 2830 y R.M. 289-16.

CONSIDERANDO: Que, la Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia en el Artículo 365 establece: “Una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio del ramo, será responsable de regular, controlar, supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización, en el marco de la política estatal de hidrocarburos conforme con la ley”.

Que, mediante Ley N° 1600 de 28 de octubre de 1994, se crea el Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE), cuyo objetivo es regular, controlar y supervisar todas las actividades sujetas a su jurisdicción y competencia, entre las cuales se encuentran las actividades referidas al sector de hidrocarburos, sometiéndolas a las regulaciones establecidas en las respectivas normas sectoriales.

Que, la Ley N° 2341 de 23 de abril de 2002 de Procedimiento Administrativo, dispone que el acto 96

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administrativo es toda declaración, disposición o decisión de la Administración Pública, de alcance general o particular, y que produce efectos jurídicos sobre el administrado. Es obligatorio, exigible, ejecutable y se presume legítimo.

Que, la norma referida también dispone que los actos administrativos se emiten por el órgano administrativo competente y su contenido se ajustará a lo dispuesto en el ordenamiento jurídico.

Los actos serán proporcionales y adecuados a los fines previstos por el ordenamiento jurídico.

Que, el Artículo 25, inciso h) de la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005, referido a las atribuciones del Ente Regulador, señala entre otras la de, requerir de las personas individuales y colectivas que realizan actividades hidrocarburíferas, información, datos, contratos y otros que considere necesarios para el ejercicio de sus atribuciones.

Que, la Ley Nº 466 de Empresas Públicas de 26 de diciembre de 2013, establece entre otros aspectos que la empresa pública transparenta su gestión, difundiendo su información en forma veraz, oportuna, comprensible y confiable, asimismo señala que las empresas públicas se sujetan a las normas de regulación del sector al que pertenecen.

Que, la Ley N° 466 de 26 de diciembre de 2013 de la Empresa Pública, en su Disposición Final Séptima, COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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señala: “Para el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 365 de la Constitución Política del Estado, la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH queda encargada de emitir la normativa técnico jurídica necesaria para el cumplimiento de sus atribuciones de regulación, control, supervisión y fiscalización de todas las actividades del circuito productivo”.

Que, la Ley Nº 767 de 11 de diciembre de 2015, de promoción para la inversión en exploración y explotación hidrocarburifera, tiene por objeto promover las inversiones en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, mismas que se declaran de interés nacional en todo el territorio del Estado Plurinacional de Bolivia.

CONSIDERANDO: Que, el Decreto Supremo N° 24504 de 21 de febrero de 1997, Reglamenta la Ley SIRESE, establece en el Artículo 10 inciso b) que es función de la Agencia Nacional de Hidrocarburos dictar resoluciones (administrativas) sobre las materias de su competencia.

Que, el Decreto Supremo N° 27113 de 23 de julio de 2003, Reglamenta la Ley N° 2341 de 23 de abril de 2002, de Procedimiento Administrativo para su aplicación en el Poder Ejecutivo, manifiesta que “el acto administrativo debe emanar de un órgano que ejerza las atribuciones que le fueron conferidas por el ordenamiento jurídico en razón de la materia, territorio, tiempo y/o grado”.

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AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Que, el Decreto Supremo N° 29894 de 07 de febrero de 2009, establece la Estructura Organizativa del Órgano Ejecutivo del Estado Plurinacional, en su Artículo 138 señala que la Superintendencia de Hidrocarburos, pasa a denominarse “Agencia Plurinacional de Hidrocarburos”, razón social que fue modificada por “Agencia Nacional de Hidrocarburos” mediante publicación de FE DE ERRATAS en la Gaceta Oficial de Bolivia N° 0004 de 19 de febrero de 2009. En ese marco se emitieron Resoluciones Administrativas SSDH N° 0474/2009 de 06 mayo de 2009 y ANH N° 0475/2009 de 07 de mayo de 2009, mediante las cuales se adecuo la modificación de la razón social de la Superintendencia de Hidrocarburos por la de Agencia Nacional de Hidrocarburos.

CONSIDERANDO: Que, el Decreto Supremo Nº 2830 de 06 de julio de 2016, que reglamenta a la Ley Nº 767, establece en el parágrafo II del artículo 15 las funciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos cuando YPFB casa matriz opera por si misma.

Que, la Resolución Ministerial Nº 289-16 de 16 de diciembre de 2016, en su artículo 3, dispone que la clasificación de Campos y Reservorios deberá ser realizada anualmente por YPFB y aprobada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

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Que, la Resolución Ministerial Nº 289-16 de 16 de diciembre de 2016, en su parágrafo I, artículo 5 establece que YPFB calculará los volúmenes de hidrocarburos sujetos a incentivos y sus respectivos montos y remitirá dichos valores a la Agencia Nacional de Hidrocarburos adjuntando la respectiva documentación de respaldo, según formatos y procedimientos a ser establecidos por la misma.

Que, la Resolución Ministerial Nº 289-16 de 16 de diciembre de 2016, en su parágrafo I, artículo 7 establece que la ANH aprobará la certificación de datos de producción mediante Resolución Administrativa, en la cual se determinará expresamente los volúmenes sujetos de incentivos y los respectivos montos, desagregados por campo, reservorio e incentivo por producto; con base a la documentación presentada por YPFB, verificando la exactitud y veracidad de la misma.

Que, la Agencia Nacional de Hidrocarburos mediante nota con cite ANH 9484 DTEP 0501/2017 de 11 de julio de 2017 remite al Ministerio de Hidrocarburos el borrador de los formularios a emitirse en el marco de lo establecido en el Decreto Supremo Nº 2830 que reglamenta la Ley Nº 767, en la cual se solicita al MH aclaraciones y definiciones para la aprobación de éstos formularios.

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AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Que, el Ministerio de Hidrocarburos mediante nota con cite MH 04063 DESP 0866 de 16 de agosto de 2017, señala “dar estricto cumplimiento a lo establecido en la Ley Nº 767 y su reglamentación y, emitir y publicar los formatos y procedimientos, conforme a lo establecido en el artículo 5 de la R.M. Nº 289-16.”

Que, el Informe INF - DPR 0115/2017 de 12 de septiembre de 2017, sobre aprobación de formularios de incentivos de acuerdo al D.S. 2830 y R.M. 289-16 concluye: - La RM 289-16 recepcionada en nuestra institución el 19 de diciembre de 2016, dispone que la ANH validará y aprobará la clasificación realizada por YPFB hasta el antepenúltimo día hábil de diciembre, asimismo debe aprobar y remitir la Clasificación de Campos y Reservorios al MH. - La RM 289-16 establece que la ANH validará y aprobará la certificación de volúmenes sujetos a incentivos y sus montos correspondientes realizada por YPFB mediante Resolución Administrativa verificando la exactitud y veracidad de la información.

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AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

- Los formularios A, B, y C constituyen los registros anuales para realizar la clasificación de campos y reservorios en cumplimiento a la Resolución Ministerial N° 289-16.

- Los formularios D y E constituyen los registros mensuales de clasificación de campos sujetos a incentivo.

- Los formularios F, G y H constituyen los registros mensuales de cálculo de incentivo.

Y recomienda “se emita el acto administrativo que corresponda para aprobar los siguientes formularios y sus respectivos instructivos de llenado: - ANEXO I: Formulario A, Clasificación Anual de Campos Gasíferos y Petrolíferos - ANEXO II: Formulario B, Clasificación Anual de Campos Gasíferos Marginales y/o Pequeños.

- ANEXO III: Formulario C, Clasificación Anual de Campos Gasíferos con Reservorio de Gas Seco - ANEXO IV: Formulario D, Clasificación Mensual de Campos y Reservorios Sujetos a Incentivo a La Producción De Petróleo Crudo.

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- ANEXO V: Formulario E, Clasificación Mensual de Campos Sujeto a Incentivo por la Producción de Condensado Asociado al Gas Natural - ANEXO VI: Formulario F, Planilla Mensual de Cálculo de Incentivo a la Producción de Petróleo - ANEXO VII: Formulario G, Planilla Mensual de Cálculo de Incentivo a la Producción de Condensado Asociado al Gas Natural.

- ANEXO VIII: Formulario H, Planilla Mensual de Cálculo de Incentivo a la Producción Adicional de Condensado Asociado al Gas Natural.

El Informe Legal UN 0052/2017 de 21 de septiembre de 2017, concluye que “habiéndose trabajado el proyecto de normativa conjuntamente con la Dirección Técnica de Exploración y Producción, mismo que se encuentra reflejado en actas, no existe óbice legal alguno que impida la aprobación con una Resolución Administrativa de los Anexos I, II, III, IV, V, VI, VII y VIII, para la remisión de Información de la clasificación de campos y reservorios, el cálculo de los volúmenes de hidrocarburos sujetos a incentivos y sus respectivos montos, por parte de YPFB, en COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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cumplimiento de la Ley Nº 767 de 11 de diciembre de 2015, del Decreto Supremo Nº 2830 de 06 de julio de 2016 y de la Resolución Ministerial Nº 28916 de 16 de diciembre de 2016.”

CONSIDERANDO: Que, mediante Resolución Suprema N° 05747 de 5 de julio de 2011, se designó al Ing. Gary Andrés Medrano Villamor como Director Ejecutivo Interino de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

POR TANTO: El Director Ejecutivo Interino de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en uso de sus facultades y atribuciones: RESUELVE: PRIMERO.- (OBJETO) Aprobar los Anexos I, II, III, IV, V, VI, VII y VIII, que son parte integrante e indivisible de la Presente Resolución Administrativa; para la remisión de Información de la clasificación de campos y reservorios, el cálculo de los volúmenes de hidrocarburos sujetos a incentivos y sus respectivos montos.

SEGUNDO.- (AMBITO DE APLICACION) La presente Resolución Administrativa es de cumplimiento obligatorio para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB.

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TERCERO.- (REMISION DE INFORMACION) I. La información remitida deberá ser registrada por YPFB en el formato establecido en los formularios de los Anexos de la presente Resolución Administrativa y tendrán carácter de Declaración Jurada, adjuntando los respaldos correspondientes, mismos que deberán ser presentados en medio físico y digital.

II. Los formularios de los Anexos I, II y III, deberán presentarse conforme a lo establecido en el parágrafo II, del Articulo 4, de la Resolución Ministerial N° 289-16 de 16 de diciembre de 2016; para la efectiva aplicación del pago de incentivos.

III. Los formularios de los Anexos IV, V, VI, VII y VIII, deberán presentarse conforme a lo establecido en el parágrafo I, del Artículo 5, de la Resolución Ministerial N° 289-16 de 16 de diciembre de 2016; para la efectiva aplicación del pago de incentivos.

IV. Los formularios de los Anexos I, II, III, IV, V, VI, VII y VIII y los respaldos que contengan tablas de cálculo, deberán ser remitidos en formato digital editable (Hojas de Cálculo).

V. Conforme al plazo establecido en el parágrafo II, del Articulo 5, de la Resolución Ministerial 289-16 de 16 de diciembre de 2016, YPFB deberá remitir a la ANH en medio físico y digital editable (hojas

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Excel), una copia de las certificaciones mensuales en cumplimiento al parágrafo I, del artículo 18, del Decreto Supremo N° 2830 de 06 de julio de 2016.

VI. YPFB casa matriz remitirá a la ANH el Plan Anual de Operación de Exploración, en el plazo de 10 días hábiles administrativos posteriores a su aprobación interna.

VII. La Agencia Nacional de Hidrocarburos podrá automatizar la remisión de información en medio digital, instruyendo a YPFB el uso del sistema informático dispuesto para tal efecto.

CUARTO.- (SUPERVISION) La ANH podrá realizar la supervisión in situ del cumplimiento de las actividades comprometidas en los Planes de Desarrollo, Planes Quinquenales de Inversión, Programas de Trabajo y Presupuesto, y Planes Anuales de Operación; para lo cual YPFB, en coordinación con sus operadores, deberá prestar toda la colaboración técnica y logística que requieran aquellos funcionarios de la ANH encargados de realizar el seguimiento, control y supervisión.

QUINTO.- (VIGENCIA) La presente Resolución Administrativa entrará en vigencia a partir de su publicación en un medio de prensa a nivel nacional.

Regístrese, publíquese y cúmplase.

Conforme:

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ANEXOS

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ANEXO 1

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FORMULARIO A: CLASIFICACIÓN ANUAL DE CAMPOS GASÍFEROS Y PETROLÍFEROS. INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 – Titular: Especificar el nombre o los nombres de las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburíferas de Exploración y Explotación.

2. Columna 2 – Operador: Especificar el nombre de la empresa designada por el Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 3. Columna 3 – Campo: Especificar el nombre del área de explotación debajo del cual existen uno o más reservorios de hidrocarburos en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica, misma que guarda relación con los datos reportados en las columnas que integran el formulario A. COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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4. Columna 4 – Reservorio: Especificar el nombre del estrato que esté produciendo o sea capaz de producir hidrocarburos (ver definición de nuevos reservorios artículo 2 inciso d) D.S. 2830).

5. Columna 5 - Gas Natural Producido: Es el volumen total de gas natural producido correspondiente al periodo comprendido entre diciembre del año anterior a noviembre del año de realización de la clasificación, medido a la salida del separador. Expresado en MPC (Miles de pies cúbicos).

6. Columna 6 - Petróleo Crudo/Condensado Producido: Es el volumen de petróleo y/o condensado producido correspondiente al periodo comprendido entre diciembre del año anterior a noviembre del año de realización de la clasificación, medido en los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en MBBL (Miles de Barriles).

7. Columna 7 - Relación Gas/Petróleo: Es la relación del volumen de gas producido sobre el volumen de petróleo/ condensado producido, correspondiente al periodo comprendido entre diciembre del año anterior a noviembre del año de realización de la clasifica-

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ción, expresado en PC/BBL (Pies Cúbicos por Barril). Es decir, la Columna 5 dividida entre la Columna 6.

8. Columna 8 - Gravedad API: Expresada en grados API y medida en los tanques de almacenaje.

9. Columna 9 - Clasificación del Campo: Especificar el tipo de campo con base en los siguientes criterios: • 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 de gas por Barril (PC/ BBL) y cuyo condensado asociado tenga una gravedad mayor a 55° API (Articulo 5, Ley Nº 767).

• Campo Petrolífero: Es aquel campo que produce petróleo como hidrocarburo principal, con una gravedad menor o igual a 55° API y/o una Relación Gas/Petróleo menor o igual a tres mil quinientos (3.500,00) Pies Cúbicos de gas por Barril (PC/ BBL) (Articulo 5, Ley Nº 767).

Cuando un Campo no cumpla con algunas de las dos condiciones establecidas en la definición de Campo Petrolífero, COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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YPFB tomara en cuenta únicamente la relación gas/petróleo como parámetro para definir la clasificación del Campo. Para este efecto, utilizara la información del estudio de fluidos PVT (presión, volumen y temperatura) para corroborar dicha clasificación.

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ANEXO II

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FORMULARIO B: CLASIFICACIÓN ANUAL DE CAMPOS GASÍFEROS MARGINALES Y/O PEQUEÑOS INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Titular: Especificar el nombre o los nombres de las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburiferas de Exploración y Explotación.

2. Columna 2 – Operador: Especificar el nombre de la empresa designada por el Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 3. Columna 3 – Campo: Especificar el nombre del Campo que haya sido clasificado como Gasífero, de acuerdo al formulario Anual A.

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4. Columna 4 – Reservorio: Especificar el nombre del estrato que esté produciendo o sea capaz de producir hidrocarburos (ver definición de nuevos reservorios artículo 2 inciso d) D.S. 2830).

5. Columna 5 – Reserva Probada: Especificar las reservas probadas de gas cuantificadas por empresas especializadas en MPC (Miles de pies cúbicos), que corresponden a la última certificación oficial de reservas realizada por YPFB de acuerdo a la Ley 3740 del 31 de agosto de 2007, Ley de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos.

6. Columna 6 – Producción Acumulada: Los volúmenes de gas natural, desde el inicio de la producción del Campo hasta la fecha del periodo de elaboración del formulario, en MPC. 7. Columna 7 – Reservas Probadas Originales Recuperables: Es la sumatoria de las reservas probadas originales de los reservorios que forman parte del Campo. Corresponde a la cantidad de gas que se estima recuperar del Campo bajo condiciones económicas y operativas existentes, en MPC.

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8. Columna 8 – Reserva Probada Remanente: Es la Reserva Probada Original menos la Producción Acumulada del Campo, de acuerdo a la última Certificación Oficial de Reservas, en MPC. 9. Columna 9 – Porcentaje de Reserva Producida: Porcentaje de reserva que ya fue producida, es la relación de la Producción Acumulada sobre la Reserva Probada Original Recuperable en % (porcentaje).

10. Columna 10 – Clasificación: Campo Gasífero Marginal: Es el Campo Gasífero desarrollado, que ha producido el noventa por ciento (90%) o más de sus reservas probadas in situ de gas (Reservas Probadas Originales Recuperables). Colocar SI cuando corresponda y NO cuando no cumpla con la característica de marginal.

11. Columna 11 – Reserva Probada Remanente ≤ 0.5 Trillones de Pies Cúbicos: Colocar la Reserva Probada Remanente del campo que tenga un valor menor o igual a 0.5 Trillones de Pies Cúbicos de acuerdo a lo establecido en la Columna 8, en MPC. 12. Columna 12 – Producción Fiscalizada de Gas Natural: Es el volumen de gas natural medido en el Punto de Fiscalización de la producción en MPCD (Miles de pies cúbicos por Día), para el

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periodo diciembre del año anterior a noviembre del año de la realización de la clasificación, al cual se le descontaran los volúmenes obtenidos de la penalización por quema o combustible.

13. Columna 13 – Producción Fiscalizada de Gas Natural: Es el volumen de gas natural medido en el Punto de Fiscalización de la producción expresado en BOED (Barril Equivalente de Petróleo por Día), para el periodo diciembre del año anterior a noviembre del año de la realización de la clasificación, al cual se le descontaran los volúmenes obtenidos de la penalización por quema o combustible. Se considera que 6 MPC (seis mil pies cúbicos) de Gas Natural equivalen a 1 BOE (un Barril Equivalente de Petróleo).

14. Columna 14 – Producción Fiscalizada de Gasolina Natural: Es el volumen de gasolina natural efectivamente recuperada en la planta desgasolinadora y/o calculada si corresponde, asignada al Campo en Punto de Fiscalización para el periodo diciembre del año anterior a noviembre del año de la realización de la clasificación, medida en BPD (Barriles Por Día).

15. Columna 15 – Producción Fiscalizada de Condensado: Es el volumen de condensado medido en los tanques de COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BPD, y que corresponden al Punto de Fiscalización antes de su entrega para ser transportados, correspondiente al periodo diciembre del año anterior a noviembre del año de realización de la clasificación.

16. Columna 16 – Producción Total de Gas Natural, Gasolina Natural y Condensado: Sumatoria de los volúmenes de Gas Natural, Gasolina Natural y Condensado producidos medidos en Punto de Fiscalización y convertidos en BOED, correspondientes al periodo diciembre del año anterior a noviembre del año de realización de la clasificación. Es decir, la suma de las Columnas 13, 14 y 15.

17. Columna 17 – Clasificación Campo Gasífero Pequeño: Es el 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, para el periodo diciembre del año anterior a noviembre del año de realización de dicha clasificación, es igual o menor a 3.500 barriles diarios equivalentes de gas natural, condensado asociado y gasolina natural. Ningún Campo que 120

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cuente con reservas remanentes de gas natural (Reservas Probadas – Gas separador) superiores a 0,5 TCF (cero punto cinco Trillones de Pies Cúbicos) podrá ser clasificado como Campo Gasífero Pequeño, se colocara SI, si corresponde la clasificación o NO si no fuera el caso.

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ANEXO III

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FORMULARIO C: CLASIFICACIÓN ANUAL DE CAMPOS GASÍFEROS CON RESERVORIO DE GAS SECO INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Titular: Especificar el nombre o los nombres de las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburíferas de Exploración y Explotación.

2. Columna 2 – Operador: Especificar el nombre de la empresa designada por el Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 3. Columna 3 – Campo: Especificar el nombre del Campo que haya sido clasificado como Gasífero, de acuerdo al Certificado Anual A.

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4. Columna 4 – Reservorio: Especificar el nombre del Reservorio productor de gas seco de acuerdo a definición del artículo 2 inciso c) del D.S. 2830.

5. Columna 5 – Composición C1: Especificar el porcentaje molar de metano del fluido producido por el Reservorio de gas seco en porcentaje (%).

6. Columna 6 – Yield de Condensado: Especificar la relación Condensado Gas Natural del Reservorio, expresada en BBL/MMPC (Barriles por Millón de Pies Cúbicos).

Nota: los datos consignados en la columna 5 y en la columna 6 deberán ser respaldados por informes de Presión Volumen Temperatura – PVT iniciales, representativos y aprobados por YPFB Conforme lo requerido en el Artículo 14 parágrafo II del D.S. 2830.

7. Columna 7 - Caudal promedio (MMPCD): Especificar el nivel de producción anual de Gas proveniente del Reservorio, expresado en MMPCD (Millones de Pies Cúbicos por Día).

8. Columna 8 – Aplicación de Incentivo: Se colocara SI, sí corresponde la aplicación del incentivo a Reservorios de Gas Seco o NO si no fuera el caso; para determinar la aplicación del incentivo se observará lo establecido en el Artículo 14 del D.S. 2830.

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ANEXO IV

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FORMULARIO D: CLASIFICACIÓN MENSUAL DE CAMPOS Y RESERVORIOS SUJETOS A INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Titular: Especificar el nombre o los nombres de las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburíferas de Exploración y Explotación.

2. Columna 2 – Operador: Especificar el nombre de la empresa designada por el Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 3. Columna 3 – Campo: Especificar el nombre del Campo productor de Petróleo Crudo.

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4. Columna 4 – Nuevo Campo: Llenar con la palabra “SI” si el campo se encuentra dentro de la definición establecida en el Artículo 2 inciso e) del Decreto Supremo N° 2830 y fue descubierto después de la publicación de la Ley N° 767, caso contrario utilizar la opción “NO”.

5. Columna 5 – Fecha de Declaratoria de Comercialidad del Campo: Especificar fecha efectiva en la cual YPFB aprueba la solicitud efectuada por el Titular del CO o CSP para declarar la comercialidad del campo. Expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa) (Conforme a lo estipulado en la Ley de Hc’s art.

38, Reglamento devolución áreas Art. 35).

6. Columna 6 – Reservorio: Especificar el nombre del Reservorio productor de petróleo crudo.

7. Columna 7 – Nuevo Reservorio: Llenar con la palabra “SI” si el reservorio es nuevo conforme la definición establecida en el Artículo 2 inciso d) del Decreto Supremo N° 2830 y se cumple con lo estipulado en el Artículo 3 parágrafo IV del Decreto Supremo N° 2830, caso contrario utilizar la opción “NO”. YPFB deberá adjuntar el informe final de la prueba de formación o potencial productivo (DST) realizada en el primer pozo exploratorio descubridor.

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8. Columna 8 – Fecha de Descubrimiento del Reservorio: Especificar el día, mes y año en el que se descubrió y probó acumulaciones de petróleo crudo o gas natural, que constituyen volúmenes significativos de Petróleo Crudo o Gas Natural potencialmente explotables y representan una oportunidad de desarrollo potencial, y que no están referidos a criterios utilizados para determinar su comercialidad. (Artículo 2 inciso d) D.S. 2830).

9. Columna 9 – Etapa de Evaluación: Especificar con la palabra “SI” si el nuevo reservorio se encontraba en etapa de evaluación a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, conforme a lo definido en la normativa vigente aplicable para “Etapa de Evaluación” y lo definido en los Contratos de Servicios Petroleros vigentes; caso contrario utilizar la opción “NO”; para el caso afirmativo “SI” enviar información de respaldo a la ANH que contenga las operaciones y resultados de la etapa de evaluación correspondiente del reservorio.

10. Columna 10 – Fecha de Declaratoria de Comercialidad del Reservorio: Especificar fecha efectiva en la cual YPFB aprueba la solicitud efectuada por el Titular del CO o CSP para declarar la comercialidad del 128

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reservorio. Expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa) (Conforme a lo estipulado en la Ley de Hc’s art. 38, Reglamento devolución áreas Art. 35).

11. Columna 11 – En producción a la Fecha de Publicación Ley N° 767: Especificar con la palabra “SI” si el Reservorio de Petróleo Crudo se encontraba en producción a la fecha de la publicación de la Ley Nº 767, y con la palabra “NO” si no se encontraba en producción.

12. Columna 12 – Fecha de Presentación de nuevos PDD o Planes de Inversión Quinquenal por parte de los Titulares a YPFB: Especificar la fecha de presentación de los nuevos Planes de Desarrollo (PDDs) o Planes de Inversión Quinquenales (PIQ) presentados por el titular a YPFB conforme lo establecido en el Artículo 3 parágrafo V del Decreto Supremo N° 2830. Expresar las fechas señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

13. Columna 13 – Fecha de Aprobación nuevo PDD o Plan de Inversión Quinquenal: Especificar la fecha de aprobación de los nuevos Planes de Desarrollo o Planes de Inversión quinquenales presentados a partir de la aprobación del Decreto Supremo N° 2830, conforme lo establecido en el Artículo COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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3 parágrafo V del Decreto Supremo N° 2830. Expresar las fechas señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

14. Columna 14 – Inversión Comprometida: Consignar el monto de la inversión aprobada por YPFB y comprometida en los nuevos Planes de Desarrollo o Planes de Inversión quinquenales conforme lo establecido en el Artículo 3 parágrafo V del Decreto Supremo Nº 2830.

Expresar el monto de la inversión en Dólares Americanos ($us).

15. Columna 15 – Inversión Ejecutada Acumulada: Consignar el monto de la inversión ejecutada acumulada de manera mensual desde la fecha de aprobación por YPFB de los nuevos Planes de Desarrollo o Planes de Inversión Quinquenales presentados hasta sesenta días a partir de la aprobación del Decreto Supremo Nº 2830, Expresar el monto de la inversión en Dólares Americanos ($us).

16. Columna 16 – Porcentaje de Ejecución de Inversión: Expresar en porcentaje la relación entre la Inversión Ejecutada Acumulada y la Inversión Comprometida.

17. Columna 17 – F.R. Final Estimado Antes de la Ley Nº 767: Expresar en porcentaje el valor del factor de recuperación

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(F.R.) final del campo consignado en los Planes de Desarrollo o Planes de Inversión Quinquenales vigentes antes de la promulgación de la Ley Nº 767.

18. Columna 18 – F.R. Final Estimado Después de la Ley Nº 767: Expresar en porcentaje el valor del factor de recuperación (F.R.) final del campo consignado en los nuevos PDDs o Planes de Inversión Quinquenales aprobados por YPFB y presentados hasta sesenta (60) días a partir de la aprobación del Decreto Supremo Nº 2830.

19. Columna 19 – Pronóstico de Producción de petróleo crudo en PDD o PQI Antes de la fecha de promulgación del D.S. 2830: Expresar Pronósticos de producción de petróleo crudo en BPD (Barriles Por Día) en los PDDs o PQI vigentes antes de la fecha de promulgación del D.S. 2830 al periodo que corresponda.

20. Columna 20 – Pronóstico de Producción de petróleo crudo en PDD o PQI Actualizados después de la fecha de promulgación del D.S. 2830. Pronósticos de producción de petróleo crudo en BPD (Barriles Por Día) en los PDD o PQI actualizados después de la fecha de promulgación del D.S. 2830 al periodo que corresponda.

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AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

21. Columna 21 – Producción mensual de petróleo crudo: Es la producción mensual del mes de elaboración del certificado en BPD (Barriles Por Día).

22. Columna 22 – Acumulación no Comercial: Llenar con la palabra “SI” si la producción de petróleo crudo proviene de una acumulación descubierta no comercial que haya sido puesta en producción de manera posterior a la fecha de publicación de la Ley Nº 767, y con la palabra “NO” si no fuera el caso.

23. Columna 23 – Fecha Inicio de Producción: Señalar la fecha en la que la acumulación descubierta no comercial y el campo cerrado fueron puestos en producción. Expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

24. Columna 24 – Campo cerrado antes de la fecha de publicación de la Ley 767: Llenar con la palabra “SI” si la producción de petróleo crudo proviene de un campo cerrado antes de la fecha de publicación de la Ley Nº 767, y con la palabra “NO” si no fuera el caso.

25. Columna 25 – Fecha Reactivación: Señalar la fecha en la que el campo cerrado fue reactivado y puesto en producción. Expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

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ANEXO V

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FORMULARIO E: CLASIFICACIÓN MENSUAL DE CAMPOS SUJETO A INCENTIVO POR LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Titular: Especificar el nombre o los nombres de las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburiferas de Exploración y Explotación.

2. Columna 2 – Operador: Especificar el nombre de la empresa designada por el Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 3. Columna 3 – Campo: Especificar el nombre del área de explotación debajo de la cual existen uno o más reservorios de Hidrocarburos en una o más formaciones en la misma estructura o

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entidad geológica, misma que guarda relación con los datos reportados en las columnas que integran el formulario A. 4. Columna 4 – Nuevo Campo: Llenar con la palabra “SI” si el campo se encuentra dentro de la definición establecida en el Artículo 2 inciso e) del Decreto Supremo N° 2830 y fue descubierto después de la publicación de la Ley N° 767, caso contrario utilizar la opción “NO”.

5. Columna 5 – Fecha de Declaratoria de Comercialidad del Campo: Especificar fecha efectiva en la cual YPFB aprueba la solicitud efectuada por el Titular del CO o CSP para declarar la comercialidad del campo. Expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa) (Ley de Hidrocarburos art. 38, Reglamento devolución áreas Art. 35).

6. Columna 6 – Reservorio: Especificar el nombre del Reservorio productor de Condensado asociado al Gas Natural.

7. Columna 7 – Nuevo Reservorio: Llenar con la palabra “SI” si el reservorio es nuevo conforme la definición establecida en el Artículo 2 inciso d) del Decreto Supremo N° 2830, caso contrario utilizar la opción “NO”. YPFB deberá adjuntar el

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informe final de la prueba de formación o potencial productivo (DST) realizada en el primer pozo exploratorio descubridor.

8. Columna 8 – Fecha de Descubrimiento del Reservorio: Especificar el día (dd), mes (mm) y año (aaaa) en el que se descubrió y probó acumulaciones gas natural con condensado asociado, que constituyen volúmenes significativos potencialmente explotables y representan una oportunidad de desarrollo potencial, y que no están referidos a criterios utilizados para determinar su comercialidad. (Artículo 2 inciso d) D.S. 2830).

9. Columna 9 – Periodo de Evaluación: Especificar fecha de inicio y conclusión de la etapa de pruebas oficiales de producción, expresar las fechas señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

10. Columna 10 – Fecha de Declaratoria de Comercialidad del Reservorio: Especificar fecha efectiva en la cual YPFB aprueba la solicitud efectuada por el Titular del CO o CSP para declarar la comercialidad del reservorio. Expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa) (Conforme a lo estipulado en la Ley de Hidrocarburos art.

38, Reglamento devolución áreas Art. 35).

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11. Columna 11 – Fecha de Suscripción de contrato de Servicios Petroleros: Señalar la fecha en la que fue suscrito el Contrato de Servicios Petroleros – CSP posterior a la promulgación de la ley Nº 767; expresar la fecha señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

12. Columna 12 – Rango de recursos Prospectivos: Especificar en TCF (Trillones de Pies Cúbicos) el nivel de Recursos Prospectivos del área objeto del Contrato de Servicios Petroleros.

13. Columna 13 y 14 - Plazo del Incentivo: Señalar la cantidad de años que corresponde la aplicación del incentivo a la producción de condensado asociado al gas natural. Plazo que deberá determinarse en función al rango en el que se encuentre el nivel de recursos prospectivos del área y si la misma se encuentra ubicada en Zona Tradicional (ZT) o Zona No Tradicional (ZNT) conforme criterios establecidos en el artículo 7 parágrafo I del D.S. N° 2830.

14. Columna 15 – Fecha de presentación PDD actualizado del Titular a YPFB: Especificar la fecha de presentación de los Planes de Desarrollo actualizados a YPFB después de la aprobación del Decreto Supremo N° 2830. Expresar las fechas señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

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15. Columna 16 – Fecha de Aprobación PDD actualizado/Fecha de Remisión al Ministerio de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Hidrocarburos: Especificar fecha de aprobación de los Planes de Desarrollo (PDDs) actualizados presentados por las operadoras después de la aprobación del Decreto Supremo N° 2830, y aprobados por YPFB. Los PDDs actualizados deberán comprometer inversiones y actividades adicionales que permitan que el Campo alcance una producción por encima de la línea base de producción. Especificar la fecha en la que YPFB remitió al Ministerio de Hidrocarburos (MH) y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) los PDDs aprobados conforme lo establecido en el artículo 9 parágrafo II del Decreto Supremo N° 2830 Expresar las fechas señalando día (dd), mes (mm) y año (aaaa).

16. Columna 17 – Inversión Comprometida en PDD actualizado: Consignar el monto de la inversión aprobada por YPFB y comprometida por los Titulares en los Planes de Desarrollo actualizados, que permita que el Campo alcance una producción por encima de la línea base de producción. Expresar el monto de la inversión en Dólares Americanos ($us).

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17. Columna 18 – Inversión Ejecutada Acumulado: Consignar el monto de la inversión ejecutada acumulado desde la fecha de aprobación por parte de YPFB del Plan de Desarrollo Actualizado para el campo que se encuentre en Periodo de Explotación a la fecha de publicación de la Ley N° 767, Expresar el monto de la inversión en Dólares Americanos ($us).

18. Columna 19 – Porcentaje de Inversión Ejecutada: Expresar en porcentaje la relación entre la Inversión Ejecutada y la Inversión Comprometida.

19. Columna 20 – Línea Base de Producción de Condensado Adicional: Especificar la producción de condensado asociado al gas Natural determinada por YPFB en la línea base de Producción 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. Los 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. Expresarlos en Barriles por Día (BPD).

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20. Columna 21 – Variación de Producción de Condensado Fiscalizada con relación a la línea base: Especificar los volúmenes de Condensado asociado al Gas Natural que se encuentran por encima la línea base de producción y que son sujetos de incentivo, la variación de producción será determinada de la resta entre el Volumen de Producción de Condensado en el mes sujeto a determinación de incentivo menos el Volumen de Producción de Condensado determinado en la Línea Base. Expresarlos en Barriles por Día (BPD).

21. Columna 22 – Objetivo de la inversión (de acuerdo a articulo 9 parágrafo III) del D.S. 2830: Especificar el objetivo de la inversión considerada para el incremento de reservas probadas a través de la movilización de las reservas de menor categoría (probables y posibles) y/o re categorización de recursos contingentes a reservas probadas, o mediante la maximización del factor de recuperación final del campo de acuerdo al artículo 9, parágrafo III del D.S. 2830; el objetivo de la inversión seleccionada deberá ser respaldado por un informe detallado.

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ANEXO VI

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FORMULARIO F, PLANILLA MENSUAL DE CALCULO DE INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

WTI: Es el promedio mensual del precio del West Texas Intermediate (WTI) establecido en el Platt´s Oilgram.

Gestión: Especificar el año para el cual se realiza la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Número correlativo: Es el número correlativo que se debe colocar por cada una de las filas de acuerdo a los Titulares de los campos.

2.- Columna 2 - Titular: Especificar el nombre de la Empresa o las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburiferas de Exploración y Explotación.

3. Columna 3 – Operador: Es el nombre de la empresa designada por el Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP.

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4. Columna 4 – Campo: Es el nombre del Campo cuya producción de petróleo se beneficie con el incentivo.

5. Columna 5 – Reservorio: Es el nombre de una o varias acumulaciones de Petróleo Crudo descubiertas, probadas y aprobadas por YPFB que está siendo sujeta al incentivo.

6. Columna 6 – Volumen de Producción de petróleo fiscalizado: Es el volumen de petróleo producido fiscalizado correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

7. Columna 7 – Volumen de Producción de líquido fiscalizado: Es el volumen de petróleo más el volumen de condensado producido fiscalizado correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

8. Columna 8 – Porcentaje de producción de petróleo: Es la relación porcentual del volumen de producción del petróleo fiscalizado (columna 6) sobre el volumen de Producción de líquido (petró-

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leo crudo/ condesado) fiscalizado (columna 7), correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

9. Columna 9 – Volumen total de líquidos comercializados en mercado externo: Es el volumen total de petróleo más el volumen de condensado comercializados al mercado externo correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

10. Columna 10 – Volumen total de líquidos comercializado en mercado interno: Es el volumen de petróleo más el volumen de condensado comercializados al mercado interno correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

11. Columna 11 – Volumen total de petróleo comercializado en mercado externo: Es el valor obtenido de la multiplicación del Porcentaje de producción de petróleo (columna 8) por el Volumen total de líquidos comercializado en mercado externo (columna 9).

12. Columna 12 – Volumen total de petróleo comercializado en mercado interno: Es el valor obtenido de la multiplicación del Porcentaje de producción de petróleo (columna 8) por

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el volumen de comercialización de líquidos en el mercado interno (columna 10) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

13. Columna 13 – Volumen total de petróleo comercializado: Es la sumatoria del Volumen total de petróleo comercializado en mercado externo (columna 11) y el Volumen total de petróleo comercializado en mercado interno (columna 12) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

14. Columna 14 – Destino de la producción del petróleo crudo, Mercado externo: Es la relación porcentual del Volumen de petróleo comercializado en el mercado externo (columna 11) entre el volumen total comercializado de petróleo (columna 13) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

15. Columna 15 – Destino de la producción del petróleo crudo, Mercado interno: Es la relación porcentual del volumen de petróleo comercializado en el mercado interno (columna 12) entre el volumen total comercializado de petróleo (columna 13) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

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Nota aclaratoria.- La sumatoria de la Columna 14 y 15 deberá ser igual a 100%.

16. Columna 16 – Qt Volumen de petróleo sujeto a incentivo: Es el resultado de la multiplicación del Volumen de producción de petróleo fiscalizado (columna 6) y el destino de la producción del petróleo crudo, Mercado interno (columna 15), expresado en barriles.

17. Columna 17 – Zona Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos campos: Es el resultado de la aplicación del Capítulo II, articulo 3 parágrafos I, II y III. 18. Columna 18 – Zona Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos reservorios en áreas de explotación existentes: Es el resultado de la aplicación del Capítulo II, articulo 3 parágrafos IV. 19. Columna 19 – Zona Tradicional Formula del incentivo – Reservorio de petróleo en producción a la fecha de publicación de Ley 767: Es el resultado de la aplicación del Capítulo II, articulo 3 parágrafos V. 20. Columna 20 – Zona Tradicional Formula del incentivo – Acumulaciones descubiertas no comerciales y de campos cerrados, puestos en producción y reactivados a la fecha de pu146

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blicación de la Ley 767: Es el resultado de la aplicación del Capítulo II, articulo 3 parágrafos VI. 21. Columna 21 – Zona No Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos campos: Es el resultado de la aplicación del Capítulo II, articulo 4 parágrafos I, III y IV. 22. Columna 22 – Monto total incentivo $us: Es el resultado el valor monetario calculado por cada incentivo

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ANEXO VII

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FORMULARIO G, PLANILLA MENSUAL DE CALCULO DE INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

WTI: Es el promedio mensual del precio del West Texas Intermediate (WTI) establecido y publicado en el Platt´s Oilgram.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Número correlativo: Es el número correlativo que se debe colocar por cada una de las filas de acuerdo a los Titulares de los campos.

2.- Columna 2 - Titular: Especificar el nombre o los nombres de las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburiferas de Exploración y Explotación.

3. Columna 3 – Operador: Especificar el nombre de la empresa designada por el

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Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 4. Columna 4 – Campo: Especificar el nombre del Campo cuya producción de Condensado Asociado al Gas Natural se beneficie con el incentivo.

5. Columna 5 – Reservorio: Es el nombre de una o varias acumulaciones de Condensado Asociado al Gas Natural descubiertas, probadas y aprobadas por YPFB que está siendo sujeta al incentivo.

6. Columna 6 – Volumen de Producción de condensado fiscalizado: Es el volumen total de producción de Condensado Asociado al Gas Natural fiscalizado correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

7. Columna 7 – Volumen de Producción de líquido producido fiscalizado: Es el volumen de petróleo más el volumen de condensado producido fiscalizado correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento

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del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

8. Columna 8 – Porcentaje de producción de Condensado: Es la relación porcentual del volumen de producción del condensado fiscalizado (columna 6) sobre el volumen total de líquido producido (petróleo crudo/ condesado) fiscalizado (columna 7), correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

9. Columna 9 – Volumen total de líquidos comercializados en mercado externo: Es el volumen total de petróleo más el volumen de condensado comercializados al mercado externo correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

10. Columna 10 – Volumen total de líquidos comercializado en mercado interno: Es el volumen de petróleo más el volumen de condensado comercializados al mercado interno correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

11. Columna 11 – Volumen total de condensado comercializado en mercado externo: Es el valor obtenido de

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la multiplicación del Porcentaje de producción de condensado (columna 8) por el Volumen total de líquidos comercializado en mercado externo (columna 10).

12. Columna 12 – Volumen total de condensado comercializado en mercado interno: Es el valor obtenido de la multiplicación del Porcentaje de producción de condensado (columna 8) por el volumen de comercialización de líquidos en el mercado interno (columna 11) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

13. Columna 13 – Volumen total de condensado comercializado: Es la sumatoria del Volumen total de condensado comercializado en mercado externo (columna 12) y el Volumen total de condensado comercializado en mercado interno (columna 13) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

14. Columna 14 – Destino de la producción del condensado, Mercado externo: Es la relación porcentual del Volumen de condensado comercializado en el mercado externo (columna 12) entre el volumen total comercializado de condensado (columna 14) corres-

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pondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

15. Columna 15 – Destino de la producción del condensado, Mercado interno: Es la relación porcentual del volumen de condensado comercializado en el mercado interno (columna 13) entre el volumen total comercializado de condensado (columna 14) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

Nota aclaratoria.- La sumatoria de la Columna 14 y 15 deberá ser igual a 100%.

16. Columna 16 – Qt Volumen de Condensado sujeto a incentivo: Es el resultado de la multiplicación del Volumen de producción de condensado fiscalizado (columna 6) y el destino de la producción del condensado, Mercado interno (columna 16), expresado en barriles.

17. Columna 17 – Zona Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos campos: Es el resultado de la aplicación del Capítulo III, articulo 5 parágrafo I. 18. Columna 18 – Zona Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos reservorios en áreas de explotación existentes: Es el resultado de la aplicación del Capítulo III, articulo 5 parágrafos II.

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19. Columna 19 – Zona No Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos campos: Es el resultado de la aplicación del Capítulo III, articulo 6 parágrafo I. 20. Columna 20 – Zona No Tradicional Formula del incentivo – Producción nuevos reservorios en áreas de explotación existentes: Es el resultado de la aplicación del Capítulo III, articulo 6 parágrafos II. 21. Columna 21 – Monto total incentivo $us: Es el resultado el valor monetario del incentivo calculado para cada reservorio.

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ANEXO VII

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FORMULARIO H, PLANILLA MENSUAL DE CÁLCULO DE INCENTIVO A LA PRODUCCIÓN ADICIONAL DE CONDENSADO ASOCIADO AL GAS NATURAL INSTRUCTIVO DE LLENADO: Periodo: Especificar el lapso de tiempo de la información que será utilizada para realizar la clasificación de campos y reservorios.

WTI: Es el promedio mensual del precio del West Texas Intermediate (WTI) establecido y publicado en el Platt´s Oilgram.

Gestión: Especificar el año para el cual se realizará la clasificación de campos y reservorios.

1. Columna 1 - Número correlativo: Es el número correlativo que se debe colocar por cada una de las filas de acuerdo a los Titulares de los campos.

2.- Columna 2 - Titular: Especificar el nombre de la Empresa o las Empresas Participantes en el consorcio que conforma al Titular que haya suscrito Contratos de Operación (CO) o Contratos de Prestación de Servicios Petroleros (CSP) con YPFB, para el desarrollo de las Actividades Hidrocarburiferas de Exploración y Explotación.

3. Columna 3 – Operador: Es el nombre de la empresa designada por el

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Titular del Contrato para llevar a cabo las Operaciones Petroleras conforme lo establecido en el CO o CSP. 4. Columna 4 – Campo: Es el nombre del Campo cuya producción de adicional de condensado asociado al gas natural se beneficie con el incentivo.

5. Columna 5 – Reservorio: Especificar el nombre del Reservorio productor de Condensado asociado al Gas Natural.

6. Columna 6 – Línea Base de Producción de Condensado Adicional: Especificar la producción de condensado asociado al gas Natural determinada por YPFB en la línea base de Producción 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.

Los 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, en BBL (Barriles).

7. Columna 7 – Producción total de condensado por Reservorio: Es el volumen de Condensado asociado a gas

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natural Producido por Reservorio correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

8. Columna 8 – Volumen de Producción adicional de condensado asociado al Gas Natural fiscalizado: Es el volumen de producción adicional de condensado asociado a gas natural fiscalizado correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

9. Columna 9 – Volumen de Producción de líquido fiscalizado: Es el volumen de petróleo más el volumen de condensado producido fiscalizado correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, medido a la salida de los tanques de almacenamiento del sistema de separación, o de la planta de estabilización, en BBL (Barriles).

10. Columna 10 – Porcentaje de producción de condensado: Es la relación porcentual del volumen total de producción de condensado adicional asociado al Gas

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Natural fiscalizado (columna 8) sobre el volumen total de líquido producido (petróleo crudo/ condesado) fiscalizado (columna 9), correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

11. Columna 11 – Volumen total de líquidos comercializados en mercado externo: Es el volumen total de petróleo más el volumen de condensado comercializados al mercado externo correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

12. Columna 12 – Volumen total de líquidos comercializado en mercado interno: Es el volumen de petróleo más el volumen de condensado comercializados al mercado interno correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

13. Columna 13 – Volumen total de líquidos comercializado: Es el volumen total de líquido comercializado en el mercado externo más el volumen de líquido comercializados al mercado interno correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

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14. Columna 14 – Volumen total de Condensado Asociado al Gas Natural comercializado en mercado externo: Es el Volumen de condensado Asociado al Gas Natural fiscalizado comercializado en el mercado externo, correspondiente al mes anterior del periodo de llenado de las planillas, expresados en BBL (Barriles).

15. Columna 15 – Volumen total de Condensado Asociado al Gas Natural comercializado en mercado interno: Es el Volumen total de condensado Asociado al Gas Natural fiscalizado comercializado en el mercado interno, correspondiente al mes anterior del periodo de llenado de las planillas, expresados en BBL (Barriles).

16. Columna 16 – Volumen total de Condensado Asociado al Gas Natural comercializado: Es la sumatoria del Volumen total de condensado asociado al Gas Natural comercializado en mercado externo (columna 14) y el Volumen total de condensado asociado al Gas Natural comercializado en mercado interno (columna 15), correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas expresados en BBL (Barriles).

17. Columna 17 – Destino de la producción de Condensado Asociado al Gas Natural, Mercado externo: Es la relación

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porcentual del Volumen de Condensado asociado al gas natural comercializado en el mercado externo (columna 14) entre el volumen total de Condensado asociado al Gas Natural comercializado (columna 16) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas.

18. Columna 18 – Destino de la producción de Condensado Asociado al Gas Natural, Mercado interno: Es la relación porcentual del Volumen de Condensado asociado al gas natural comercializado en el mercado interno (columna 15) entre el volumen total de Condensado asociado al Gas Natural comercializado (columna 16) correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas..

Nota aclaratoria.- La sumatoria de la Columna 17 y 18 deberá ser igual a 100%.

19. Columna 19 – Qt Volumen de producción adicional de condensado asociado al gas natural en punto de fiscalización sobre la línea base sujeto a incentivo: Es el resultado de la multiplicación del Volumen de producción adicional de condensado asociado al gas natural en punto de fiscalización (columna 8) y el de destino de la producción mercado interno (columna 18), COMPENDIO NORMATIVO UNIDAD DE NORMAS

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correspondiente al mes anterior del período de llenado de las planillas, expresados en BBL (Barriles).

20. Columna 20 – Formula de incentivo – Reservorios productores de campos en explotación a la fecha Ley 767: Es el resultado de la aplicación del Capítulo IV, articulo 10 parágrafos I, II y III. 21. Columna 21 – Observaciones: Eventualidades que se presenten, o consideraciones para exponer debido a la presencia de alguna variable o variables que son necesarias mencionaras.

22. Columna 22 – Monto total incentivo $us: Es el resultado el valor monetario del incentivo calculado para cada reservorio.

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