Las petroleras que quieran beneficiarse de los incentivos a la producción de condensado asociado al gas natural y que tengan contratos vigentes con el Estado boliviano deben iniciar “actividades de perforación exploratoria” antes del 1 de enero de 2019.
Esta previsión está contenida en el artículo 8, parágrafo III del proyecto de Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera. La norma fue remitida el 28 de octubre por el Ejecutivo a la Asamblea Legislativa Plurinacional (ALP) para su respectivo tratamiento.
“Para poder beneficiarse del incentivo establecido en el artículo 7 de la presente ley, los Contratos de Servicios Petroleros que se encuentran con fecha efectiva a la publicación de la presente ley, deben necesariamente empezar actividades de perforación exploratoria antes del 1 de enero de 2019”, se lee en el citado artículo.
Esta figura cambia para los nuevos contratos de servicios petroleros en zona tradicional y en zona no tradicional. En el primer caso, el proyecto de ley señala que para beneficiarse del incentivo petrolero las empresas “deben necesariamente comenzar actividades de perforación exploratoria como máximo hasta el último día del cuarto año del contrato, a partir de la fecha efectiva indicada”. (Artículo 8, parágrafo IV).
En el segundo caso, las actividades de perforación exploratoria en zona no tradicional se extienden “hasta el último día del quinto año del contrato” de servicios petroleros. (Artículo 8, parágrafo V).
En el parágrafo VI de la norma se precisa que debe entenderse por “empezar actividades de perforación exploratoria” a la fecha de inicio del Desmontaje, Traslado y Montaje (DTM) del equipo de perforación correspondiente.
El proyecto de Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera establece que las empresas petroleras recibirán como incentivo desde $us 30 hasta $us 55 por barril de petróleo (Bbl) para incrementar la producción de petróleo crudo y condensado asociado al gas natural. Estos alicientes son para campos nuevos, en el caso del condensado, y para campos en actual producción de petróleo. Los incentivos son variables y estarán sujetos al precio internacional del petróleo crudo y a la producción en los campos.
