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La nueva Ley
de Hidrocarburos adopta tres formas contractuales a las
que los Contratistas deben convertirse en forma
obligatoria por mandato del Art. 5º de la Ley. Estos
contratos son los de Producción Compartida (CPC),
Contratos de Operación, (CO) y los Contratos de
Asociación (CA).
La primera forma contractual establecida en la Ley es el
Contrato de Producción Compartida (CPC), por cual el
Contratista ejecuta por sus propios medios y
exclusivamente por su cuenta y riesgo las actividades de
upstream, teniendo el Contratista una participación en
la producción en el punto de fiscalización una vez
deducidas las regalías, impuestos y participaciones
establecidas por Ley. Se deja a negociación entre las
partes la participación que tendrá el Contratista, es
decir que la Ley no fija de antemano la participación a
la que tendrá derecho el Contratista. YPFB tendrá una
participación en la producción cuando se haya
determinado la amortización que corresponda al
contratista por las inversiones en desarrollo,
producción de hidrocarburos y abandono del campo y por
el pago de regalías y participaciones.
Para establecer los costos en la obtención de los
hidrocarburos YPFB efectuará una Auditoría Externa y con
base a su resultado se le reconocerá al contratista las
inversiones realizadas debiendo las partes acordar un
programa de amortización a ser pagadera con la
producción del campo.
La segunda forma contractual es el Contrato de
Operación (CO) que existía anteriormente tanto en el
D.L. Nº 10127 de 27 de Marzo de 1972 y en la Ley 1194 de
1º de Noviembre de 1990. En este Contrato el
Contratista ejecutará por sus propios medios, cuenta y
riesgo y a nombre de YPFB las actividades de upstream,
bajo el sistema de retribución, en caso de ingresar a la
actividad de explotación. YPFB no asumirá ningún riesgo
ni responsabilidad en los resultados del Contrato
siendo el Contratista quien aporte con la totalidad de
los capitales, instalaciones, equipos, material,
personal, tecnología y otros. YPFB retribuirá al
Contratista por los servicios de operación con un
porcentaje de la producción en dinero o en especie. Esa
retribución, cubrirá la totalidad de los costos de
operación del Contratista.
La tercera forma contractual es el Contrato de
Asociación, forma que ya fue conocida anteriormente en
la Ley 1194, pero que no tuvo aplicación práctica. Por
este contrato YPFB tiene la opción de asociarse con un
Contratista en un Contrato de Operación, solamente que
es un contrato derivado de uno de Operación. En caso de
que YPFB ejerciera su opción, este reembolsará al
Contratista un porcentaje de los costos directos de
exploración del o de los pozos que hubieren resultado
productores, de acuerdo con un informe de Auditoria
Externa, pudiendo YPFB rembolsar dichos costos en dinero
o con parte de la producción, asumiendo sin embargo,
YPFB, los beneficios y riesgos que realiza la Asociación
en forma proporcional a su participación establecida en
el Contrato.
Para el Contrato de Producción Compartida se deberá
conformar una Junta Directiva integrada por las partes
del Contrato con el objeto de supervisar y controlar las
operaciones que se ejecuten durante la vigencia del
mismo. Para los contratos de operación y de asociación
se crea una unidad de supervisión denominada Unidad de
Seguimiento y Control, integrada por YPFB y el
Contratista, debiendo sus atribuciones y facultades ser
reglamentadas mediante Decreto Supremo.
Es importante remarcar que la Ley establece la
obligatoriedad de que los Contratos de Producción
Compartida, Operación, Asociación y sus modificaciones
deberán ser autorizados y aprobados por el Congreso
Nacional en cumplimiento del Art. 59 atribución 5ª de la
Constitución Política del Estado de Bolivia, situación
que no se tenía anteriormente ya que la interpretación
del referido Art. 59 atribución 5ª lleva a tomar
diferentes posiciones y que desde mi particular punto de
vista considero que no es necesario dicha aprobación,
sin embargo, hay que tomar en cuenta para futuros
contratos que estos deberán ser aprobados por el
Congreso Nacional, con todas las consecuencias políticas
que el caso implica.
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
La Ley de Hidrocarburos 3058, clasifica las actividades
hidrocarburíferas en:
a)
Exploración
b)
Explotación
c)
Refinación
d)
Industrialización
e)
Transporte y Almacenaje
f)
Comercialización
g)
Distribución de Gas Natural por Redes
Estas actividades son de interés y utilidad pública por
lo que gozan de la protección del Estado.
La Ley autoriza que previa a la exploración y
explotación se pueda realizar actividades de
reconocimiento superficial, por el cual cualquier
persona, puede realizar estudios topográficos,
geológicos, geofísicos, geoquímicos, prospección sísmica
y perforación de pozos para fines geofísicos. Estas
actividades pueden ser realizadas en áreas bajo contrato
o en áreas libres, pero deben tener la autorización del
Ministerio de Hidrocarburos. Dichos trabajos de
reconocimiento superficial no conceden ninguna clase de
derecho al ejecutante ni mucho menos prioridad para
suscribir posteriores contratos sobre hidrocarburos.
En términos de exploración y explotación la Ley de
Hidrocarburos delega al poder ejecutivo para que
mediante Decreto Supremo divida el territorio de Bolivia
en parcelas que conformarán las áreas del Contrato,
tanto en zonas tradicionales como no tradicionales, el
área de un contrato, estará conformada por una extensión
de 40 parcelas en zonas tradicionales y 400 parcelas en
zonas no tradicionales. En su contexto proteccionista
para el Estado, tiene la facultad de reservarse áreas de
interés hidrocarburíferos tanto en zonas tradicionales
como en no tradicionales a favor de YPFB, para que
desarrolle sus actividades, lo interesante es que pueda
hacerlas por sí o mediante asociación. Las áreas serán
otorgadas y concedidas a YPFB y adjudicadas de manera
directa.
Para la adjudicación de áreas del contrato, al igual que
la Ley anterior la Ley 3058, establece que serán
adjudicadas mediante Licitación Pública internacional,
le corresponde al Ministerio de Hidrocarburos la
Licitación de Areas tomando criterios de las unidades de
trabajo, el pago de u n bono a la firma del contrato a
favor del TGN, el pago de una participación adicional
fijada también a favor del TGN, el pago de una
participación en las utilidades después de impuestos, y
los porcentajes de participación del titular en la
producción.
El plazo inicial de exploración no puede ser mayor a
siete años y en la zona no tradicional de diez años de
la siguiente manera.
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
Se establece la política de devolución de áreas cuya
extensión sea mayor a diez parcelas, al finalizar la
Fase 1, se debe devolver menos del 20% del área original
de exploración en exceso de diez parcelas. Al finalizar
la Fase 2 se debe devolver no menos del 30% del área
original en exceso de diez parcelas, y al finalizar la
Fase 3 se deberá devolver el 100% del área restante,
siempre y cuando no se haya hecho un descubrimiento
comercial o no este haciendo uso del periodo de
refinación. La ley prevé que si se declarase uno o más
descubrimientos comerciales, el contratista puede
acceder a un periodo adicional, con una duración de
hasta siete años, desde la finalización de la Fase 3,
conservando hasta el 30% del área original. La
declaratoria de comercialidad le corresponde al
contratista ante YPFB siendo obligación del contratista,
presentar dentro de los siguientes dos años el Plan de
Desarrollo del campo y deberá desarrollar el campo
dentro el plazo de cinco años.
Con relación a los reservorios compartidos no existen
cambios y se sujeta a los usos y costumbres que sobre la
materia existe. |
