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DECRETA:

LEY DE HIDROCARBUROS

TÍTULO III
DE LAS ACTIVIDADES HIDROCARBURÍFERAS

CAPÍTULO I
CLASIFICACIÓN DE LAS ACTIVIDADES
HIDROCARBURÍFERAS Y RECONOCIMIENTO SUPERFICIAL

ARTÍCULO 31º (Clasificación de las Actividades Hidrocarburíferas). Las Actividades Hidrocarburíferas son de interés y utilidad pública y gozan de la protección del Estado y se clasifican en:
a) Exploración;
b) Explotación;
c) Refinación e Industrialización;
d) Transporte y Almacenaje;
e) Comercialización;
f) Distribución de Gas Natural por Redes.

ARTÍCULO 32º (De las Actividades Hidrocarburíferas y de las Áreas Protegidas). El Ministerio de Energía e Hidrocarburos, el Ministerio de Desarrollo Sostenible y el Servicio Nacional de Áreas Protegidas (SERNAP), previo a las nominaciones de áreas de interés hidrocarburifero, coordinarán actividades en el marco de sus competencias, cuando las mismas coincidan en áreas geográficas.

Las actividades de Hidrocarburos, en sus diferentes fases, podrán desarrollarse en áreas protegidas, reservas forestales, tierras de producción forestal permanente, reservas de patrimonio privado natural respetando su categoría y zonificación cuando el Estudio Ambiental Estratégico, previo a la autorización o concesión, lo apruebe y no se pongan en riesgo los objetivos de conservación, servicios ambientales, recursos genéticos, espacios arqueológicos y socio-culturales, en el ámbito del desarrollo sostenible. Estas actividades estarán sujetas a Reglamentos específicos, requiriéndose en todos los casos un Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental - Analítico Integral de Categoría 1.

ARTÍCULO 33º (Reconocimiento Superficial). Previa autorización del Ministerio de Energía e Hidrocarburos, cualquier persona podrá realizar trabajos de reconocimiento superficial, consistentes en estudios topográficos, geológicos, geofísicos, geoquímicos, prospección sísmica y perforación de pozos para fines geofísicos, en áreas bajo contrato o en áreas libres, sujeto a Reglamento. El Ministerio de Energía e Hidrocarburos concederá los permisos previa notificación a los Titulares.

Quienes realicen actividades de reconocimiento superficial, ejecutarán sus labores sin interferir ni causar perjuicio alguno a las operaciones bajo contrato y quedarán obligados a indemnizar al Titular, Estado o a Terceros, por cualquier daño ambiental o de otra naturaleza que produzcan.

La ejecución de trabajos de reconocimiento superficial no concede al ejecutante prioridad ni derecho alguno para suscribir Contratos Hidrocarburíferos. La información obtenida del reconocimiento superficial será entregada en copia al Ministerio de Energía e Hidrocarburos, quien la pondrá en conocimiento de las entidades competentes.

CAPÍTULO II
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN

ARTÍCULO 34º (División de Parcelas para Áreas de Contrato). A los efectos de definir el Área de los Contratos establecidos en la presente Ley, el Poder Ejecutivo mediante Decreto Supremo, dividirá el territorio nacional en parcelas que conformarán las Áreas de Contrato, tanto en Zonas declaradas Tradicionales como No Tradicionales.

De manera periódica y mediante Decreto Supremo el Poder Ejecutivo determinará la incorporación de nuevas Zonas Tradicionales en base a criterios de conocimiento geológico, producción comercial de Hidrocarburos e infraestructura existente.

Para las actividades señaladas en los incisos a) y b) del Artículo 30º de la presente Ley, el área de un contrato, estará conformado por una extensión máxima de 40 parcelas en Zonas Tradicionales y de 400 parcelas en Zonas No Tradicionales.

Se reservarán áreas de interés hidrocarburífero tanto en Zonas Tradicionales como No Tradicionales a favor de YPFB, para que desarrolle actividades de Exploración y Explotación por sí o en asociación. Estas áreas serán otorgadas y concedidas a YPFB con prioridad y serán adjudicadas de manera directa.

ARTÍCULO 35º (Licitaciones para Actividades de Exploración y Criterios de Adjudicación). Las áreas libres dentro del área de interés hidrocarburífero, serán adjudicadas mediante licitación pública internacional, excluyendo las áreas reservadas para YPFB.

El Poder Ejecutivo mediante Decreto Reglamentario, establecerá la periodicidad de las nominaciones y licitaciones y también nominará de oficio o admitirá solicitudes para la nominación de áreas y fijará la garantía de seriedad de las propuestas.

El Ministerio de Energía e Hidrocarburos definirá para la licitación de cada área nominada la valoración de adjudicación, teniendo en consideración uno o más de los siguientes criterios:
a) Unidades de Trabajo para la primera fase obligatoria del período de Exploración, en adición al número mínimo de Unidades determinadas mediante Decreto Reglamentario.

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

c) Pago de una participación adicional a la fijada en la presente Ley, con destino al Tesoro General de la Nación (TGN).

d) Pago de una participación en las utilidades después de impuestos.

e) Porcentaje de participación del Titular en la producción.

La convocatoria a licitaciones públicas internacionales y la adjudicación de áreas nominadas se realizarán por el Ministerio de Energía e Hidrocarburos en acto público. Quedan expresamente prohibidas las modalidades de contratación por invitación directa o por excepción.

ARTÍCULO 36º (Plazo de Exploración y Devolución de Áreas). El plazo inicial de Exploración no podrá exceder de siete (7) años en Zona Tradicional y de diez (10) años en Zona No Tradicional, dividido en tres fases:
Zona Tradicional Zona No Tradicional
Fase 1: Años 1 al 3 Fase 1: Años 1 al 5
Fase 2: Años 4 y 5 Fase 2: Años 6 al 8
Fase 3: Años 6 y 7 Fase 3: Años 9 y 10

Para las áreas de Exploración cuya extensión original sea mayor a diez (10) parcelas, se deberá renunciar y devolver una cantidad de área de acuerdo al siguiente detalle:

Al finalizar la Fase 1, se deberá renunciar y devolver no menos del 20% del área original de Exploración en exceso de diez (10) parcelas.

Al finalizar la Fase 2, se deberá renunciar y devolver no menos del 30% del área original de Exploración en exceso de diez (10) parcelas.

Al finalizar la Fase 3, se deberá renunciar y devolver el 100% del área de Exploración restante, en caso de que el Titular no hubiese declarado hasta entonces un descubrimiento comercial, o no esté haciendo uso del período de retención.

El mínimo de Unidades de Trabajo para cada fase será determinado mediante Decreto Supremo Reglamentario.

ARTÍCULO 37º (Período Adicional de Exploración y Devolución de Áreas). Si se declarase uno o más descubrimientos comerciales durante cualquiera de las fases del periodo inicial de Exploración o si estuviera haciendo uso del periodo de retención en cualquiera de las mencionadas fases establecidas en el Artículo precedente, el Titular podrá acceder al Período Adicional de Exploración que tendrá una duración de hasta siete años, computables a partir de la finalización de la tercera fase, pudiendo conservar, adicionalmente al área de Explotación o de Retención, hasta el 30% del área original de Exploración, que se denominará área remanente, para continuar con dichas tareas exploratorias.

El Periodo Adicional de Exploración comprenderá las siguientes fases:

Zona Tradicional Zona No Tradicional
Fase 4: Años 8 al 10 Fase 4: Años 11 al 13
Fase 5: Años 11 y 12 Fase 5: Años 14 y 15
Fase 6: Años 13 y 14 Fase 6: Años 16 y 17

Al finalizar la Fase 4, se deberá renunciar y devolver no menos del 20% del área remanente, en exceso de diez (10) parcelas para Zona Tradicional y No Tradicional.

Al finalizar la Fase 5, se deberá renunciar y devolver no menos del 30% del área remanente, en exceso de diez (10) parcelas para Zona Tradicional y No Tradicional.

Al finalizar la Fase 6, se deberá renunciar y devolver el 100% del área de Exploración restante.

El mínimo de Unidades de Trabajo para cada fase será determinado mediante Decreto Supremo Reglamentario.

ARTÍCULO 38º (Declaratoria de Comercialidad). El Titular de un contrato suscrito en el marco de la presente Ley, que haya realizado un descubrimiento comercial deberá declarar la comercialidad del campo para su aprobación, basado en la combinación de factores técnicos, económicos y de mercado que hagan rentable su explotación. La Declaración de Comercialidad se hará ante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

ARTÍCULO 39º (Selección de Áreas y Operaciones de Explotación).
I. El Titular de un contrato que haya realizado una Declaratoria de Comercialidad, podrá seleccionar un área para su Explotación que comprenda un campo sin solución de continuidad en observancia a la Ley del Medio Ambiente.

II. El Área de Explotación seleccionada dentro del área del contrato, por cada descubrimiento comercial será el área que cubra el campo descubierto y de ninguna manera deberá comprender otras estructuras.

III. A partir de la fecha de Declaratoria de Comercialidad y de conocimiento de la misma por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el Titular dentro del plazo de dos años, deberá presentar el Plan de Desarrollo del Campo. A partir de la aprobación del plan por YPFB, el Titular deberá desarrollar el Campo dentro del plazo de cinco años. En el caso de que el Titular no cumpla con esta obligación deberá pagar al Tesoro General de la Nación (TGN), en treinta (30) días calendario, una suma equivalente al costo total del último pozo perforado en dicho campo. En caso de incumplir con la presentación del Plan de Desarrollo del Campo o la obligación del pago de la suma equivalente en los plazos señalados, deberá devolver todo el Campo.

IV. Los descubrimientos que hayan sido declarados comerciales con anterioridad a la vigencia de la presente Ley, que no hayan sido desarrollados, se adecuarán a las disposiciones y plazos descritos en el párrafo anterior, en el marco de los Contratos Petroleros establecidos en la presente Ley.

V. En el caso de descubrimientos comerciales producidos en el marco de los contratos suscritos al amparo de la Ley Nº 1689 en los que no se haya cumplido la disposición de perforación de al menos un pozo por parcela seleccionada, de acuerdo a lo establecido por el Artículo 30º de la mencionada Ley, estas parcelas serán obligatoriamente devueltas al Estado.

ARTÍCULO 40º (Retención de Áreas por Insuficiencia de Transporte, de Mercado y Otros). Cuando el Titular efectuase el descubrimiento de uno o más campos de Hidrocarburos, los que por inexistencia o insuficiencia de transporte y/o falta de mercado o limitaciones a su acceso, no fueran declarados comerciales de acuerdo a la Certificación de YPFB, podrá retener el área del campo, por un plazo de hasta diez (10) años, computable desde la fecha de comunicación del descubrimiento comercial a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y al Ministerio de Energía e Hidrocarburos.

ARTÍCULO 41º (Devolución de Áreas y Terminación de Contrato). Al vencimiento del plazo de cualquiera de los contratos o a su terminación por cualquier causa, el área será devuelta por el Titular al Estado mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para ser posteriormente nominada, licitada y/o adjudicada conforme a lo dispuesto por la presente Ley.

El Titular, que cumpla sus obligaciones contractuales en cualquier fase de Exploración, podrá unilateralmente terminar el contrato sin responsabilidad ulterior, salvo las obligaciones establecidas por Ley, comunicando esta decisión a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con copia al Ministerio de Energía e Hidrocarburos, procediendo a la devolución del área del contrato y entregando toda la información obtenida en forma gratuita y obligatoria.

ARTÍCULO 42º (Entrega de Instalaciones y Pasivos Ambientales). A la finalización de un contrato por vencimiento de plazo o por cualquier otra causa, el Titular está obligado a dejar las instalaciones en condiciones operativas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) para la continuidad de las actividades. En este caso el Titular asumirá los Pasivos Ambientales generados hasta el momento de la transferencia.

En los contratos que celebre el Estado se contemplarán previsiones para compensar las inversiones productivas realizadas en inmuebles e instalaciones no depreciadas que se encuentren en operación en el área de contrato por el Titular. A la finalización del contrato, dichos inmuebles e instalaciones serán transferidos a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a título gratuito.

Si los campos del área del contrato estuvieren en producción a tiempo de finalizar el mismo, YPFB podrá operarlos directamente o bajo Contrato de Asociación.

Los contratistas no podrán enajenar, gravar o retirar en el curso del contrato, parte alguna de los bienes e instalaciones, sin autorización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y del Ministerio de Energía e Hidrocarburos.

ARTÍCULO 43º (Explotación de Hidrocarburos mediante el Uso de Técnicas y Procedimientos Modernos, Quema y Venteo de Gas Natural). La Explotación de Hidrocarburos en los campos deberá ejecutarse utilizando técnicas y procedimientos modernos aceptados en la industria petrolera, a fin de establecer niveles de producción acordes con prácticas eficientes y racionales de recuperación de reservas hidrocarburíferas y conservación de reservorios.

La Quema o Venteo de Gas Natural deberá ser autorizada por el Ministerio de Energía e Hidrocarburos, y su ejecución estará sujeta a la Supervisión y Fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), conforme a Reglamento.

ARTÍCULO 44º (Intercambio de Volúmenes de Gas Natural). Los Titulares que estén realizando actividades de Explotación podrán, temporalmente, efectuar intercambios de volúmenes de Gas Natural de acuerdo a las necesidades operativas del mercado interno y de la exportación, con la autorización del Ministerio de Energía e Hidrocarburos y la fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de acuerdo a Reglamento.

ARTÍCULO 45º (Reservorios Compartidos). Con la finalidad de evitar daños a los yacimientos y maximizar la recuperación de las reservas de Hidrocarburos contenidas en Reservorios Compartidos por dos o más Departamentos o Titulares, estos deberán elaborar conjuntamente un Plan Integral de Desarrollo y Explotación del Campo contemplando la aplicación de buenas prácticas de ingeniería, el mismo que deberá presentarse al Ministerio de Energía e Hidrocarburos para su aprobación y someterse a la fiscalización de YPFB.

Las partes se someterán al principio de unitización de campo.

ARTÍCULO 46º (Inyección de Gas Natural). Toda solicitud del Titular para la Inyección de Gas Natural de un Reservorio Productor a un Reservorio Receptor deberá estar bajo la fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y ser aprobada por el Ministerio de Energía e Hidrocarburos y perseguir los siguientes objetivos:
a) Conservar las condiciones productivas del yacimiento;
b) Conservar el Gas Natural que de otra manera tendría que ser quemado;
c) Ejecutar proyectos de recuperación mejorada de Hidrocarburos Líquidos;
d) Mejorar la capacidad de entrega del Gas Natural boliviano durante periodos de alta demanda;
e) Optimizar la producción de Hidrocarburos Líquidos y de otros componentes asociados al gas en el Reservorio Productor, cuando no exista mercado para el gas.

Toda la reinyección que implica una transferencia de un Reservorio Productor a un Reservorio Receptor ubicados en diferentes Departamentos, estará sujeta a Reglamento que contemplará el cálculo y el pago de las Regalías departamentales correspondientes a Reservorio Productor en el momento de la transferencia del Gas Natural.

(Sigue III de X)