Registro Oficial. 16 de MARZO del 2004

Martes, 16 de marzo de 2004

Última modificación: Miércoles, 17 de julio de 2013 | 11:00

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   MES DE MARZO DEL 2004
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Martes, 16 de Marzo del 2004 - R. O. No. 293

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TRIBUNAL CONSTITUCION

\n

DR. JORGE A. MOREJON MARTINEZ
DIRECTOR
\n
FUNCIÓN\n EJECUTIVA

\n\n

DECRETOS:

\n\n

1414 Ratifícase el Acuerdo\n entre el Gobierno del Ecuador y el Gobierno del Japón\n para la ejecución del Proyecto de Desarrollo de Aguas\n Subterráneas en la provincia del Azuay

\n\n

1447 Expídese el Reglamento\n Sustitutivo al Reglamento del Contrato de Asociación previsto\n en la Ley de Hidrocarburos..

\n\n

1452\n Autorízase\n el viaje al exterior del señor Vicepresidente Constitucional\n de la República, doctor Alfredo Palacio Gonzales..

\n\n

1454\n Ratifícanse\n los "Instrumentos de Enmienda a la Constitución y\n al Convenio de la Unión Internacional de Telecomunicaciones\n (UIT)"..

\n\n

ACUERDO:

\n\n

MINISTERIO\n DE RELACIONES EXTERIORES:

\n\n

Convenio\n entre la República del Ecuador y la República de\n Chile para evitar la doble tributación y para prevenir\n la evasión fiscal en relación al impuesto a la\n renta y al patrimonio.

\n\n

RESOLUCIONES:

\n\n

SUPERINTENDENCIA\n DE BANCOS Y SEGUROS:

\n\n

Califícanse a\n varias personas para que puedan ejercer diferentes cargos de\n peritos avaluadores en las instituciones del sistema financiero:

\n\n

SBS-DN-2004-076\n Ingeniero civil\n Edgar Eddie Muro Bonilla.

\n\n

SBS-DN-2004-079\n Ingeniero agrónomo\n Marcelo Ramiro Rodríguez Pintado

\n\n

SBS-DN-2004-080 Arquitecto Gabriel Eduardo\n Landívar Vélez

\n\n

SBS-DN-2004-081 Arquitecto Carlos Marcelo Villacís\n de la Torre.

\n\n

TRIBUNAL\n CONSTITUCIONAL
\n SEGUNDA SALA
\n RESOLUCIONES:

\n\n

069-2003-HD\n Confírmase\n la decisión del Juez de instancia y niégase, el\n recurso de babeas data planteado por Jorge Enrique García\n Díaz

\n\n

612-2003-RA Confírmase la resolución\n emitida por el Juez de instancia y concédese el amparo\n solicitado por Nelson Rubén Velalcázar Rocha..

\n\n

731-2003-RA Confírmase la resolución\n adoptada por la Segunda Sala del Tribunal de lo Contencioso Administrativo\n de Quito y niégase el amparo solicitado por el ingeniero\n Derxi Regardiz Mendoza.

\n\n

739-2003-RA Confírmase la resolución\n dictada por el Tribunal Distrital de lo Contencioso Administrativo\n de Guayaquil y niégase el amparo solicitado por el Sub-Prefecto\n de Tránsito Carlos Vicente Chérrez Ojeda.

\n\n

ORDENANZAS\n MUNICIPALES:

\n\n

Cantón\n Rocafuerte: Que\n crea el "Concejo Cantonal de Salud de Rocafuerte" en\n la provincia de Manabí..

\n\n

Cantón\n Rocafuerte:\n Que crea y regula las atribuciones y funciones de la Comisión\n Permanente de la Mujer y la Familia

\n\n

Gobierno\n Municipal del Cantón Jaramijó: De asuntos cívicos

\n\n

Cantón\n Daule: Que promueve\n la participación social a través de la aprobación,\n control y extinción de los comités y federaciones\n barriales.\n

\n \n
\n

 

\n\n

No 1414

\n\n

Lucio Gutiérrez Borbúa
\n PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DE LA REPÚBLICA

\n\n

Considerando:

\n\n

Que, con fecha 2 de junio del 2003, se suscribió en\n esta ciudad, mediante notas reversales, el Acuerdo entre el Gobierno\n del Ecuador y el Gobierno del Japón para la ejecución\n del Proyecto de Desarrollo de Aguas Subterráneas en la\n Provincia del Azuay, por el cual el Gobierno japonés se\n compromete, de conformidad con las leyes y reglamentos pertinentes\n de ese país, a realizar una donación al Gobierno\n ecuatoriano de seiscientos cincuenta y dos millones de yenes\n japoneses (Y. 652'000.00), cantidad que será utilizada\n única y exclusivamente para la adquisición de productos\n y servicios del Ecuador o del Japón destinados a la ejecución\n del mencionado proyecto;

\n\n

Que, la Asesoría Técnico Jurídica del\n Ministerio de Relaciones Exteriores, con dictamen 370/2003-ATJ-DGT,\n de 4 de septiembre del 2003, manifiesta que el referido instrumento\n bilateral, en vista de que no recae en ninguno de los numerales\n del artículo 161 de la Constitución Política\n del Estado, no requiere aprobación o improbación\n por parte del Honorable Congreso Nacional, por lo que directamente\n puede ser ratificado por el Presidente Constitucional de la República,\n de conformidad con las disposiciones contenidas en el artículo\n 171, numeral 12 de la Carta Magna y en el artículo 11,\n literal ch) del Estatuto del Régimen Jurídico Administrativo\n de la Función Ejecutiva vigentes;

\n\n

Que, luego de 'examinar el mencionado acuerdo, lo considera\n conveniente para los intereses del país; y,

\n\n

En ejercicio de las atribuciones que le confiere el artículo\n 171, numeral 12 de la Constitución Política del\n Estado y el artículo 11, literal ch) del Estatuto del\n Régimen Jurídico Administrativo de la Función\n Ejecutiva vigentes,

\n\n

Decreta:

\n\n

ARTICULO PRIMERO.- Ratifícase el Acuerdo entre el Gobierno\n del Ecuador y el Gobierno del Japón para la ejecución\n del Proyecto de Desarrollo de Aguas Subterráneas en la\n Provincia del Azuay, suscrito en esta ciudad, mediante notas\n revérsales, el 2 de junio del 2003.

\n\n

ARTICULO SEGUNDO.- Publíquese en el Registro Oficial\n el citado instrumento internacional, cuyo texto lo declara Ley\n de la República, comprometiendo para su observancia el\n Honor Nacional.

\n\n

ARTICULO TERCERO.- El presente decreto entrará en vigencia\n a partir de su publicación en el Registro Oficial y de\n su ejecución encárgase al Ministro de Relaciones\n Exteriores.

\n\n

Dado en Quito, en el Palacio Nacional, a 26 de febrero del\n 2004.

\n\n

f.) Lucio Gutiérrez Borbúa, Presidente Constitucional\n de la República.

\n\n

f.) Patricio Zuquilanda Duque, Ministro de Relaciones Exteriores.

\n\n

Es fiel copia del original.- Lo certifico.

\n\n

f.) Dr. Guillermo Astudillo Ibarra, Subsecretario General\n de la Administración Pública.

\n\n

No 1447

\n\n

Lucio Gutiérrez Borbúa
\n PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DE LA REPÚBLICA

\n\n

Considerando:

\n\n

Que mediante Decreto Ejecutivo No. 906, publicado en. El Registro\n Oficial No. 188 de 16 de octubre del 2003, se expidió\n el Reglamento del Contrato de Asociación previsto en la\n Ley de Hidrocarburos;

\n\n

Que mediante Decreto Ejecutivo No. 1014, publicado en el Registro\n Oficial No. 199 del 28 de octubre del 2003, se expidió\n las reformas al Reglamento del Contrato de Asociación\n previsto en la Ley de Hidrocarburos;

\n\n

Que la Ley de Hidrocarburos establece en su artículo\n 2 que el Estado explorará y explotará los yacimientos,\n celebrando entre otros, contratos de asociación; en su\n artículo 3, señala que el transporte de hidrocarburos\n por oleoductos, poliductos, gasoductos, su refinación,\n industrialización, almacenamiento y comercialización,\n cuando sean realizadas por PETROECUADOR podrá hacerlo\n celebrando contratos de asociación y en su artículo\n 25 ibídem señala que en todos los contratos se\n exigirá un programa exploratorio;

\n\n

Que esta modalidad contractual permite la inversión\n de riesgo y productiva de capital privado, complementando la\n actividad que realiza PETROECUADOR y su filial PETROPRODUCCION,\n en las áreas y campos actualmente explotados por la empresa\n estatal, así como en áreas y campos nuevos o no\n en explotación;

\n\n

Que es de interés nacional incrementar las reservas\n recuperables petroleras y optimizar la recuperación de\n las reservas probadas de petróleo con la mejor tecnología\n disponible en el mercado en las áreas de propiedad del\n Estado que se sometan a licitación;

\n\n

Que es obligación del Gobierno, iniciar cuanto antes\n la exploración y explotación petrolera para asegurar\n el bienestar de las futuras generaciones;

\n\n

Que es indispensable regular los contratos de asociación\n contemplados en los artículos 2 y 3 de la Ley de Hidrocarburos;\n y,

\n\n

En ejercicio de la facultad que le confiere el numeral 5 del\n artículo 171 de la Constitución Política\n de la República,

\n\n

Decreta:

\n\n

EXPEDIR EL SIGUIENTE REGLAMENTO SUSTITUTIVO AL REGLAMENTO\n DEL CONTRATO DE ASOCIACIÓN PREVISTO EN LA LEY DE HIDROCARBUROS.

\n\n

CAPITULO I

\n\n

DE LA CONTRATACIÓN

\n\n

Artículo 1.- Contratos de asociación.- Son contratos\n de asociación aquellos celebrados por el 'Estado, por\n intermedio de PETROECUADOR, mediante los cuales la empresa estatal,\n contribuye con los derechos que tiene sobre el área objeto\n de la licitación, las facilidades de superficie, los estudios\n técnicos y, la asociada contrae el compromiso de realizar\n por su cuenta y riesgo todas las inversiones, costos, gastos,\n seguros, garantías, obligaciones laborales, impuestos\n y más contribuciones, necesarias para la ejecución\n del contrato, requeridas para la exploración y explotación\n de hidrocar-buros para áreas que así lo requieran,\n en los términos y condiciones señaladas en las\n Bases de Contratación.

\n\n

Para el caso de construcciones correspondientes a las actividades\n señaladas en el inciso segundo del artículo 3 de\n la Ley de Hidrocarburos, PETROECUADOR contribuirá con\n sus derechos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan\n en las Bases de Contratación respectivas y la asociada\n contrae el compromiso de aportar los recursos o efectuar los\n trabajos necesarios para la ejecución de las obras en\n los términos de las mismas Bases de Contratación.

\n\n

Por medio de esta modalidad contractual, la asociada, por\n su cuenta y riesgo, se obliga para con PETROECUADOR a operar\n el área de contrato adjudicada y realizar las actividades\n e inversiones necesarias para la exploración de hidrocarburos\n y la explotación de petróleo crudo, utilizando\n tecnología compatible con las más modernas prácticas\n petroleras internacionales.

\n\n

La operación que efectúe la asociada, será\n supervisada por el Comité Ejecutivo que se estipula en\n el artículo 11 de este reglamento.

\n\n

El contrato no otorga derechos reales a la asociada sobre\n las áreas ni sobre los yacimientos de hidrocarburos, de\n los que es propietario en su totalidad el Estado Ecuatoriano.

\n\n

Para todos los casos en que se aplique el contrato de asociación,\n su terminación se efectuará con estricta sujeción\n a las disposiciones del artículo 29 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Las características y condiciones del contrato serán\n definidas en las bases de contratación.

\n\n

Artículo 2.- Partes contratantes.- Son el Estado Ecuatoriano,\n por intermedio de PETROECUADOR; y sus filiales, y la asociada\n legalmente establecida en el país, la que podrá\n ser empresa nacional o extranjera, estatal o privada, o los consorcios\n ó asociaciones de empresas, formadas para el efecto.

\n\n

En caso de consocios o asociaciones, todas las empresas que\n los conforman, integrarán la asociada y deberán\n designar, entre éstas, a la empresa que actúe como\n operadora de la asociada.

\n\n

La operadora ejecutará la operación de la correspondiente\n área de contrato y tanto ésta como la asociada\n cumplirán con las obligaciones legales y contractuales\n con las entidades y organismos del sector público detalladas\n en el artículo 118 de la Constitución Política\n de la República y personas naturales o jurídicas\n del sector privado.

\n\n

Todas las empresas que integran la asociada serán solidariamente\n responsables de las obligaciones contractuales.

\n\n

Previa la suscripción del contrato, las empresas que\n integran la asociada deberán haber cumplido con los trámites\n de domiciliación o constitución de conformidad\n con las leyes del Ecuador.

\n\n

Articulo 3.- Adjudicación.- La adjudicación\n de los contratos de asociación será de competencia\n del Comité Especial de Licitaciones (CEL), de conformidad\n con el procedimiento dispuesto en el artículo 19 de la\n Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Artículo 4.- Área del contrato.- Para las actividades\n comprendidas en el artículo 2 de la Ley de Hidrocarburos,\n el Comité Especial de Licitaciones (CEL) determinará,\n previa recomendación de PETROECUADOR, las áreas\n de contrato.

\n\n

Las delimitaciones serán certificadas por la Dirección\n Nacional de Hidrocarburos, el Instituto Geográfico Militar\n o el Instituto Oceanográfico de la Armada, según\n la ubicación del área, y constará en el\n correspondiente anexo del contrato.

\n\n

El área del contrato tendrá forma rectangular\n con dos de Sus lados orientados en dirección Norte-Sur,\n salvo cuando límites naturales o de otras áreas\n reservadas o contratadas lo impidan.

\n\n

El área se configurará, de ser posible, sobre\n la base de lotes de 2.500 ó 5.000 hectáreas, de\n acuerdo al mapa catastral petrolero ecuatoriano con el reticulado\n CEPHI.

\n\n

Artículo 5.- Modelo económico.- Para las actividades\n comprendidas en el artículo 2 de la Ley de Hidrocarburos,\n PETROECUADOR y la asociada, una vez iniciada la producción\n de hidrocarburos, qué será medida en el Centro\n de Fiscalización y Entrega, ubicado en el lugar que acuerden\n las partes y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas,\n tendrán derecho a recibir en especie, su participación\n en la producción del área del contrato,

\n\n

Estas participaciones también podrán ser recibidas\n por PETROECUADOR y la asociada, en dinero; en forma mensual,\n reconociéndose intereses por mora, de ser el caso, lo\n cual quedará convenido en el contrato. .

\n\n

En caso de que la asociada no entregue al Estado el volumen\n de la curva base y las participaciones correspondientes, por\n no haber realizado las actividades inherentes a la producción\n de la curva base y las inversiones de cumplimiento obligatorio,\n la asociada se obliga a reconocer los valores correspondientes\n más los intereses de mora durante el lapso que permanezca\n esta situación, salvo que dicho incumplimiento se deba\n a fuerza mayor o casó fortuito debidamente legalizado.

\n\n

Antes de aplicar la distribución de la producción\n total del área del contrato, se pagarán las regalías\n previstas en el artículo 49 de la Ley de Hidrocarburos.\n La explotación de crudos pesados de gravedad menor a 15\n grados API no está sujeta al pago de regalías,\n de acuerdo con el artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

La asociada pagará a PETROECUADOR, los valores proporcionales\n a la intensidad del uso de todos los servicios comunes, cuando\n crea conveniente la utilización de los mismos, celebrando\n un acuerdo que contendrá el tipo de servicios, plazos,\n precios y forma de paga

\n\n

5.1. Escala de participación.- Del total de la producción\n fiscalizada del área del contrato después de regalías\n y de la curva base para los campos en producción, se dividirá\n entre las partes, en la proporción que se fije contractualmente,\n de acuerdo con la participación ofrecida para el Estado\n en la oferta adjudicada.

\n\n

Las licitaciones que se efectúen para celebrar contratos\n de asociación, tendrán como uno de los criterios\n de selección la mejor oferta de participación del\n Estado por encima de la curva base, si fuere el caso.

\n\n

5.2. Curva base de producción.- En las áreas\n con campos en producción se aplicará este concepto:\n Es la gráfica o línea que representan el pronóstico\n de producción de petróleo crudo, de acuerdo al\n comportamiento de la producción de reservas probadas desarrolladas,\n actualizadas a la fecha de la firma del contrato del área,\n definidas de acuerdo al comportamiento de declinación\n de los yacimientos que aportan producción en las áreas\n actualmente en explotación, bajo las condiciones actuales,\n la cual constará en el contrato como anexo.

\n\n

La curva base de producción esperada, será fijada\n por el CEL en base al informe que entregará PETROECUADOR\n y formará parte de los documentos contractuales y se incorporará\n como anexo del contralto.

\n\n

El costo unitario de operación, que reembolsará\n el Estado a la asociada para la obtención de petróleo\n de la curva base, en el área de contrato, será\n ofertado por las empresas y formará parte de los parámetros\n de evaluación de las ofertas.

\n\n

El volumen de petróleo comprendido en la curva base\n será de propiedad del Estado Ecuatoriano.

\n\n

El volumen de petróleo que se obtenga por encima de\n la curva base como resultado de las actividades de inversión\n emprendidas, será la producción incremental.

\n\n

Los costos de operación de petróleo crudo correspondiente\n a la curva base, serán reembolsados por PETROECUADOR en\n especie o en dinero a la asociada, en base a la oferta presentada\n en el proceso licitatorio, durante el primer año de contrato,\n y, éste se reajustará para los años siguientes\n de vigencia del contrato, de acuerdo a la inflación promedio\n de cada año en los Estados Unidos de Norteamérica\n que publica el U.S. BUREAU OF LABOR STATISTICS del
\n U.S. Departament of Labor.

\n\n

5.3. Distribución de la producción.- El total\n de la producción fiscalizada del área del contrato,\n después de regalías, y de la curva base de ser\n el caso, se dividirá entre las partes, en la proporción\n que se fije contractualmente, en donde la participación\n del Estado será la de la oferta adjudicada, que será\n la que mejor convenga a sus intereses.

\n\n

5.4. Precio de referencia.- Será el precio promedio\n ponderado por volumen de ventas externas de hidrocarburos de\n calidad equivalente al del área del contrato adjudicado,\n realizadas por PETROECUADOR en el mes para el cual se calculan\n los ingresos mensuales.

\n\n

PETROECUADOR determinará los precios de referencia\n para cada mes, tal como establece el artículo 71 de la\n Ley de Hidrocarburos.

\n\n

En caso de que PETROECUADOR no realizare ventas externas,\n el precio de referencia se establecerá en base a una canasta\n de crudos, acordada por las partes, cuyos precios serán\n obtenidos de publicaciones especializadas de reconocido prestigio.

\n\n

5.5. Ajuste de calidad.- Las partes incluirán en el\n contrato un factor de corrección "KM por ajuste por\n calidad, entre el precio del petróleo crudo del área\n del contrato y el precio de referencia, según la forma\n que se establezca en las bases de contratación.

\n\n

Artículo 6.- Ingresos de las partes." Iniciada\n la producción de hidrocarburos, por parte de la asociada,\n que será medida y recibida por cada parte en el Centro\n de Fiscalización y Entrega, las partes tendrán\n derecho a su participación en la producción del\n área del contrato, y sus ingresos serán los que\n se establecen a continuación:

\n\n

6.1. Ingresos del Estado.- Los ingresos del Estado estarán\n constituidos por:

\n\n

6.1.1. Las primas de entrada, derechos superficiarios, pagos\n de compensación y aportes en obras de compensación\n de acuerdo al Capítulo V, artículos 44. 45. 46,\n 47, 48 y 53 de la Ley de Hidrocarburos, según corresponda\n a la fase en que se encuentre el área contratada.

\n\n

6.1.2. Las regaifas, calculadas sobre la producción\n total fiscalizada del área del contrato para tas áreas\n no en producción o sobre la producción incremental\n a la curva base para las áreas que tengan campos en producción.

\n\n

6.1.3. Todo el volumen de petróleo crudo de la curva\n base.

\n\n

6.1.4. La participación del Estado en el volumen de\n producción incremental del área ofertada por la\n asociada en el proceso de licitación, calculado después\n de las regalías.

\n\n

6.2. Ingresos de Ka asociada.- Los ingresos de la asociada\n estarán constituidos por:

\n\n

6.2.1 Para áreas no en producción, el volumen\n que resulta de restar a la producción total del área,\n las regalías y el porcentaje ofrecido para el Estado después\n de regalías.

\n\n

6.2.2 Para áreas en producción, el volumen que\n resulta de restar a la producción incremental del área,\n las regalías y el porcentaje ofrecido para el Estado después\n de regalías.

\n\n

Con la participación recibida por la asociada, se retribuye\n a ésta de todos los costos y gastos, entre los que se\n encuentra el impuesto al valor agregado pagado en las adquisiciones\n e importaciones de bienes y servicios realizadas durante la ejecución\n del contrato, así como los demás tributos aplicables\n y las correspondientes obligaciones patronales.

\n\n

No se considerará ningún otro mecanismo de retribución\n de los rubros mencionados, fuera de los establecidos por este\n reglamento.

\n\n

Incremento de producción sobre la curva base.- Para\n las áreas con campos en producción, la producción\n incremental es el resultado de la ejecución obligatoria\n del programa de actividades para exploración y explotación\n garantizado en la oferta.

\n\n

El incumplimiento del programa de actividades será\n causal de la aplicación de las cláusulas contractuales\n de terminación de contrato y de la ejecución de\n garantías.

\n\n

Artículo 7.- Propiedad del crudo.- Hasta el Centro\n de Fiscalización y Entrega, la asociada será responsable\n de la custodia del crudo que le pertenece al Estado. A partir\n de ese punto, la propiedad del crudo producido corresponderá\n a cada una de las partes en los porcentajes establecidos y cada\n una de las partes será responsable del transporte del\n petróleo crudo que le corresponda.

\n\n

La contratista o asociada podrá transportar el crudo\n de su propiedad por el ducto que estime conveniente.

\n\n

Artículo 8.- Plazos y períodos.- Los plazos\n y períodos de duración para los contratos de asociación\n serán fijados en las respectivas bases de contratación\n de conformidad con lo dispuesto en la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Artículo 9.- Reversión de bienes.- Será\n responsabilidad de la asociada la custodia, buen uso y mantenimiento\n de las instalaciones, maquinarias y equipos utilizados en las\n operaciones del contrato.

\n\n

Al término del contrato, se procederá de conformidad\n con el artículo 29 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Los bienes de los subcontratistas de la asociada no están\n sujetos a las disposiciones de éste artículo.

\n\n

Artículo 10.- Garantías y seguros.- Antes de\n la inscripción del contrato, la asociada entregará\n a favor de PETROECUADOR, una garantía conforme lo establece\n el artículo 27 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Esta garantía se reducirá parcialmente, al final\n de cada año fiscal, en proporción al cumplimiento\n anual de las actividades.

\n\n

Para el período de explotación, la asociada\n entregará a favor de PETROECUADOR, una garantía\n conforme lo establece el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Además, si la asociada fuese una filial o subsidiaria,\n deberá presentar antes de la inscripción del contrato,\n la garantía solidaria de la matriz, para el fiel cumplimiento\n del contrato.

\n\n

Las garantías estarán sujetas a las leyes ecuatorianas;\n y, el procedimiento de solución de las eventuales controversias\n respecto de su ejecución, se harán constar en el\n texto de las mismas.

\n\n

10.1 Seguro de responsabilidad civil.- La asociada debe obtener\n las pólizas de seguros de responsabilidad civil y por\n daños personales o materiales causados a terceros, directa\n o indirectamente.--incluidos--funcionarios y empleados del Estado,\n como resultado del cumplimiento de sus actividades y operaciones\n en el área del contrato, así como para mantener\n a la Empresa de Petróleos del Ecuador, PETROECUADOR libre\n de cualquier reclamo o demanda que se pudiera presentar por daños\n o perjuicios que puedan ser ocasionados por la asociada o sus\n subcontratistas, durante la ejecución del contrato.

\n\n

Artículo 11.- Comité Ejecutivo.- Según\n lo dispone el literal a) del artículo 15 de la Ley de\n Hidrocarburos, cada contrato de asociación tendrá\n un Comité Ejecutivo, integrado por dos representantes\n de PETROECUADOR y dos de la asociada.

\n\n

El Comité Ejecutivo será responsable de la supervisión\n del cumplimiento del contrato.

\n\n

Las partes acordarán los términos del Manual\n de Funcionamiento del Comité Ejecutivo, el que será\n sometido a la aprobación del Ministerio de Energía\n y Minas.

\n\n

Artículo 12.- Personal.- La asociada empleará\n en las operaciones necesarias para la ejecución del contrato,\n al personal nacional calificado, de acuerdo con las disposiciones\n legales vigentes y mediante la adecuada coordinación con\n PETROECUADOR a fin de emplear al mayor número posible\n de su personal. La asociada pagará a PETROECUADOR los\n valores y emolumentos del personal de dicha institución,\n que sea empleado para las operaciones.

\n\n

CAPITULO II

\n\n

DE LA EJECUCIÓN CONTRACTUAL

\n\n

Artículo 13.- Períodos.-

\n\n

13.1 Período de exploración.- El período\n de exploración durará lo dispuesto en el artículo\n 23 de la Ley de Hidrocarburos. Durante este período, la\n asociada deberá ejecutar el programa mínimo exploratorio,\n entendido como el conjunto de actividades e inversiones que se\n compromete a realizar durante el periodo de exploración,\n cuyas especificaciones técnicas, económicas y ambientales\n constarán en los respectivos contratos, y cuyo cumplimiento\n es obligatorio. La inversión correspondiente al programa\n mínimo exploratorio será criterio de valoración\n y adjudicación.

\n\n

Dentro de este período y antes de cualquier prórroga,\n la asociada deberá cumplir con la totalidad del programa\n mínimo exploratorio establecido en el contrato.

\n\n

Para cualquier prórroga, la asociada presentará\n el programa exploratorio adicional y rendirá a favor de\n PETROECUADOR una nueva garantía por el 20% de las inversiones\n que se comprometa a efectuar durante la prórroga, de acuerdo\n al artículo 27 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Durante este periodo, la asociada efectuará las actividades\n exploratorias adicionales y las evaluaciones técnicas-\n económicas indispensables de los yacimientos descubiertos,\n para determinar su rentabilidad y retener las áreas productivas.

\n\n

Para el caso de gas natural, se procederá conforme\n lo establecido por la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

13.2 Período de explotación.- El período\n de explotación podrá durar hasta veinte años,\n en el caso de petróleo crudo; y, hasta veinte y cinco\n años, en el caso de gas natural. Los plazos podrán\n ser prorrogables, de convenir a los intereses del Estado.

\n\n

El período de explotación se inicia con la aprobación\n del Plan de Desarrollo presentado por la asociada, por lo menos\n noventa días antes del vencimiento del plazo del período\n de exploración.

\n\n

El Ministerio de Energía y Minas aprobará o\n negará el Plan de Desarrollo dentro de un plazo no mayor\n de 90 días desde su presentación, una vez verificado\n el cumplimiento de las obligaciones comprometidas en los períodos\n precedentes respectivos.

\n\n

Para cualquier prórroga se tomará en consideración\n entre otras las siguientes causas, previa aprobación del\n Ministerio de Energía y Minas y el Comité Especial\n de Licitaciones (CEL):

\n\n

a) Cuando el área de explotación se encuentre\n alejada de la infraestructura petrolera existente, caso en el\n cual podrá prorrogarse hasta por cinco años, con\n la aprobación del Plan de Desarrollo por parte del Ministerio\n de Energía y Minas;

\n\n

b) Cuando la asociada proponga nuevas inversiones significativas\n durante el período de explotación; y,

\n\n

c) Cuando por efectos de la exploración adicional se\n descubran yacimientos comercialmente explotables.

\n\n

Para el caso de gas natural, se sujetará & lo establecido\n por la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

13.3 Plan de desarrolla- Es el conjunto de actividades e inversiones\n que la asociada se compromete a realizar en el período\n de explotación, para desarrollar los yacimientos de hidrocarburos\n comercialmente explotables descubiertos en el período\n de exploración bajo los parámetros técnicos,\n económicos y ambientales establecidos en este reglamento.

\n\n

Las actividades e inversiones de los tres primeros años\n serán de cumplimiento obligatorio por parte de la asociada,\n a no ser que por razones justificadas solicite modificar el Plan\n de Desarrollo, y esta modificación sea aprobada por el\n Ministerio de Energía y Minas.

\n\n

La asociada está obligada a presentar un Plan de Desarrollo\n e inversiones para incrementar la producción de los campos\n que actualmente están en producción.

\n\n

Las inversiones para el Plan de Desarrollo para incremento\n de la producción son criterio de valoración y adjudicación\n de la oferta.

\n\n

13.4 Comercialidad.- La asociada determinará en el\n Plan o Planes de Desarrollo, los yacimientos descubiertos, que\n a su juicio sean comercialmente explotables, los mismos que deberán\n ser sometidos a la aprobación del Ministerio de Energía\n y Minas. La aprobación del Plan de Desarrollo dará\n inicio, sin otro requisito, al período de explotación.

\n\n

13.5 Formación, retención y reversión\n de áreas.- Las áreas se configurarán con\n lotes de cinco mil hectáreas continuas, unidas por uno\n de sus lados o vértices, que incluyan los límites\n del yacimiento proyectado a la superficie.

\n\n

Para todo lo demás, se sujetará a lo dispuesto\n en el artículo 20 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Artículo 14.- Explotación anticipada.- Si durante\n el período de exploración previsto en el artículo\n anterior, la asociada determina la posibilidad de iniciar la\n producción de yacimientos descubiertos, podrá solicitar\n la correspondiente autorización al Ministerio de Energía\n y Minas para iniciar la explotación anticipada de esos\n yacimientos. Para el efecto, deberá presentar el Plan\n de Desarrollo de Explotación Anticipada.

\n\n

La explotación anticipada de tales yacimientos, en\n modo alguno, podrá significar la disminución o\n suspensión del cumplimiento total del Plan Exploratorio\n Mínimo, ni tampoco supondrá la terminación\n del período de exploración para el área\n del contrato, ni del inicio del período de explotación,\n inclusive cuando tal explotación anticipada se produzca\n en yacimientos comunes.

\n\n

Si durante el período de exploración, la asociada\n descubriere yacimientos de hidrocarburos comercialmente explotables,\n procederá a delimitar las áreas reservadas para\n la explotación, conforme lo dispuesto para la retención\n de áreas.

\n\n

Artículo 15.- Programas y presupuestos anuales.- La\n asociada deberá presentar al Ministerio de Energía\n y Minas, antes del 1ero. de diciembre de cada año, el\n detalle del Programa de Inversiones y Programa de Operaciones\n Valorado que efectuará en el siguiente año calendario.

\n\n

Artículo 16.- Programa de capacitación técnica\n y administrativa. La asociada está obligada a realizar\n un programa de capacitación técnica y administrativa\n para el personal designado por el Ministerio de Energía\n y Minas, preferentemente oriundo de la región del área\n del contrato.

\n\n

Para el efecto, en cada contrato se hará constar, como\n parte integrante del mismo, un anexo que detalle el programa\n de entrenamiento y capacitación.

\n\n

La ejecución anual de los programas de capacitación\n deberá realizarse a través de convenios suscritos\n con universidades, escuelas politécnicas, institutos o\n centros técnicos de capacitación y otras instituciones\n afines.

\n\n

Artículo 17.- Disponibilidad de hidrocarburos.- Los\n hidrocarburos producidos en la respectiva área del contrato,\n que le corresponden a la asociada, podrán ser libremente\n comercializados, con la obligación de contribuir al mercado\n interno cuando el Ministerio de Energía y Minas lo considere\n necesario, en aplicación del artículo 33 de la\n Ley de Hidrocarburos.

\n\n

En este evento, el petróleo crudo se valorará\n según lo acuerden las partes involucradas en la compra-venta;\n de no haber acuerdo, el precio lo fijará el Ministerio\n de Energía y Minas, sin que en ningún caso sea\n menor al precio de referencia.

\n\n

En caso de que la participación de la asociada sea\n pagada en dinero, la totalidad de la producción será\n comercializada por PETROECUADOR, debiendo recibir la asociada,\n el monto correspondiente al porcentaje de su participación,\n calculado al precio de referencia, en dólares de los Estados\n Unidos de América.

\n\n

La asociada dispondrá del volumen de hidrocarburos\n necesarios para autoconsumo en sus operaciones de campo en el\n área del contrato, volúmenes que serán controlados\n y auditados por la Dirección Nacional de Hidrocarburos,\n volumen que no formará parte de la producción fiscalizada.

\n\n

Artículo 18.- Yacimientos comunes.- Serán considerados\n comunes y por lo tanto sujetos al régimen de explotación\n unificada. los yacimientos calificados como tales sobre bases\n técnicas emitidas por el Ministerio de Energía\n y Minas, a solicitud de PETROECUADOR o de las contratistas o\n asociadas involucradas. Mientras el yacimiento no sea calificado\n como común, la asociada, como parte del contrato tendrá\n el derecho de explotarlo, siempre y cuando lo haga en su área\n de contrato y no haya sido presentada la solicitud para la declaratoria\n correspondiente.

\n\n

Desde la fecha en que el yacimiento sea calificado como común\n por parte del Ministerio de Energía y Minas, su explotación\n se realizará de conformidad con el convenio operacional\n de explotación unificada.

\n\n

Artículo 19.- Explotación unificada.- De conformidad\n con lo que dispone el artículo 85 de la Ley de Hidrocarburos,\n la explotación de yacimientos comunes a dos o más\n áreas, hará obligatorio celebrar convenios operacionales\n de explotación unificada para las asociadas, en las áreas\n de contrato involucradas, o para PETROECUADOR si actuare por\n sí misma en un área afectada, con el objeto de\n lograr mayor eficiencia y economía en la operación.\n Tales convenios deberán ser aprobados por el Ministerio\n de Energía y Minas.

\n\n

Artículo 20.- Convenio operacional de explotación\n unificada.- Para tal efecto, las partes a las que corresponderá\n la explotación unificada del yacimiento común,\n suscribirán un convenio operacional de explotación\n unificada, en el que habrá de establecerse, entre otros\n aspectos el operador del yacimiento, los porcentajes de participación,\n inversiones, costos y gastos, y un plan de desarrollo del yacimiento\n común, en función de las reservas de cada área.

\n\n

En el plazo de noventa días contados a partir de la\n fecha en que el yacimiento hubiere sido declarado común\n por el Ministerio de Energía y Minas, las contratistas\n o asociadas involucradas, entre sí o con PETROECUADOR,\n si ésta actuare por sí misma en un área\n afectada, deberán ponerse de acuerdo respecto de los términos\n y condiciones en las que realizará la explotación\n unificada del yacimiento común, para lo cual celebrarán\n el respectivo convenio operacional de explotación unificada.

\n\n

Si finalizado el citado plazo de noventa días, las\n partes involucradas no llegan a un acuerdo definitivo, se deberá\n suscribir un convenio operacional provisional, el que será\n aprobado por el Ministerio de Energía y Minas.

\n\n

Si las partes involucradas no acordaren un convenio operacional\n provisional, el Ministerio de Energía y Minas establecerá\n los parámetros básicos con el objeto de permitir\n la explotación oportuna del yacimiento. Estos parámetros\n continuarán vigentes hasta la suscripción de un\n convenio definitivo que deberá ser aprobado por el Ministerio\n de Energía y Minas.

\n\n

Durante el tiempo en que la asociada sea operadora del yacimiento\n común, será responsable de las obligaciones operacionales\n según el convenio operacional de explotación unificada.

\n\n

Como efecto de la explotación unificada y la celebración\n y ejecución del convenio operacional, no podrá\n afectarse o modificarse la participación del Estado, acordada\n en los contratos principales.

\n\n

20.1 Para el establecimiento de los parámetros se tomará\n en cuenta que la asociada tendrá opción preferente\n de actuar como compañía operadora del yacimiento\n común, en los siguientes casos:

\n\n

a) Si la asociada hubiere efectuado el descubrimiento del\n yacimiento;

\n\n

b) Si en su área de contrato hubiere más del\n cincuenta por ciento de reservas del yacimiento común;\n o,

\n\n

c) Si en el Plan de Desarrollo para el yacimiento común\n demuestra que puede desarrollar y poner en producción\n dicho yacimiento lo antes posible con la mayor eficiencia y economía,\n en los términos que dispone el artículo 85 de la\n Ley de Hidrocarburos.

\n\n

20.2 El convenio operacional contendrá entre otros\n aspectos, los siguientes:

\n\n

a) Espaciamiento de pozos, tasas de producción, programa\n de toma de presiones y pruebas de producción; y, estimación\n de reservas probadas;

\n\n

b) Participación económica de las partes involucradas\n para el desarrollo y puesta en producción del yacimiento;

\n\n

c) Actualización de las reservas probadas y demás\n condiciones de operación del yacimiento común;

\n\n

d) Procedimientos de ajuste de los porcentajes de participación,\n inversiones, costos y gastos en consideración a la actualización\n periódica establecida en el literal c) que antecede;

\n\n

e) Procedimiento para la opción de cambio de la compañía\n operadora del yacimiento común, siempre que tal cambio\n no afecte negativamente la continuidad de las operaciones con\n la máxima eficiencia y economía de acuerdo con\n el artículo 85 de la Ley de Hidrocarburos;

\n\n

f) Obligaciones que serán de responsabilidad de la\n compañía operadora del yacimiento común;

\n\n

g) Constitución y funciones del Comité de Operación\n Unificada que supervise las operaciones relacionadas con el yacimiento\n común, que estará compuesto, en partes iguales,\n por representantes de las partes involucradas; y.

\n\n

h) Obligación del operador de contratar las pólizas\n de seguro necesarias para proteger los bienes del yacimiento\n unificado, a satisfacción del no operador.

\n\n

Artículo 21.- Producción total fiscalizada.-\n La producción total fiscalizada será aquella que\n se mida en el Centro de Fiscalización y Entrega del respectivo\n contrato.

\n\n

La producción total fiscalizada se obtiene luego de\n deducir de la producción bruta, las regalías a\n las que se refiere el artículo 49 de la Ley de Hidrocarburos\n y consumos propios en campos y oleoductos secundarios, medida\n en los centros de Fiscalización y Entrega del respectivo\n contrato.

\n\n

Artículo 22.- Duelos secundarios.- Los aspectos relacionados\n con la construcción y utilización de los ductos\n secundarios, se sujetarán a lo dispuesto en el artículo\n 60 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

CAPITULO III

\n\n

DE LA PROTECCIÓN AMBIENTAL

\n\n

Artículo 23.- Responsabilidad ambiental.- La asociada\n conducirá las operaciones de acuerdo a la Constitución\n Política, leyes y reglamentos de protección ambiental\n y particularmente con lo establecido en la Ley de Gestión\n Ambiental, en el Reglamento de Consulta y Participación,\n en el Reglamento Sustitutivo al Reglamento Ambiental para las\n Operaciones Hidrocarburíferas y a los convenios internacionales\n ratificados por el Ecuador. A tal efecto, en los contratos constarán\n los respectivos seguros y garantías que cubran los riesgos\n de la vida y salud humana, flora y fauna, contaminación\n y afectación al ecosistema, a satisfacción del\n Estado y con sujeción a las disposiciones legales y reglamentarias\n vigentes en el Ecuador.

\n\n

PETROECUADOR y la asociada, verificarán y actualizarán\n al estado de la "Línea Base Ambiental" del área\n del contrato, dentro de los sesenta días siguientes a\n la fecha de vigencia del contrato.

\n\n

23.1 Seguro ambiental- Desde el inicio de las operaciones\n y hasta ciento ochenta (180) días después de concluido\n el contrato, la asociación obtendrá y mantendrá\n en pleno vigor y efecto las coberturas de seguros que debe obtener\n de conformidad con las leyes y regulaciones vigentes, y que son\n los siguientes:

\n\n

23.1.1 "Protección por Danos al Medio Ambiente"\n que se produzcan como resultado de cualquiera de las actividades\n relacionadas con la industria hidrocarburífera.

\n\n

23.2 Garantía ambiental- Cada año, la asociada\n entregará al Ministerio de Energía y Minas, una\n garantía por el 5% de las inversiones que se compromete\n a realizar durante la ejecución del Programa de Inversiones\n y Programa de Operaciones Valorado que efectuará en el\n año calendario correspondiente, que será ejecutada,\n en caso de que por un desastre resulte insuficiente la cobertura\n del seguro ambiental.

\n\n

Artículo 24.- Medio ambiente.- La asociada utilizará\n las mejores técnicas disponibles en las prácticas\n de la industria internacional, aplicando de preferencia el principio\n de la prevención o .precaución y observando las\n leyes y regulaciones ambientales, sobre la prevención\n y control de la contaminación ambiental, preservación\n de la diversidad biológica, de los recursos naturales\n y la preservación de la seguridad y salud de la población\n y de su personal, que se encuentren vigentes en el Ecuador.

\n\n

Artículo 25.- Operaciones en parques nacionales o reservas\n ecológicas.- Las operaciones hidrocarburíferas\n en parques nacionales o reservas ecológicas existentes\n o que se declaren en el futuro, requerirán las autorizaciones\n previstas en el artículo 36 del Reglamento Ambiental para\n las Operaciones Hidrocarburíferas.

\n\n

Artículo 26.- Sistema de gestión ambiental y\n estudios ambientales. Paralelamente a la elaboración del\n Estudio de Impacto Ambiental que debe realizar la asociada dentro\n de los primeros seis meses de vigencia del contrato, deberá\n presentar un Sistema de Gestión Ambiental en los dos años\n posteriores a la firma del contrato, el cual deberá ser\n certificado de acuerdo con las normas ISO u otros sistemas de\n certificación similares y reconocidos a nivel internacional,\n el que será auditado por la Subsecretaría de Protección\n Ambiental del Ministerio de Energía y Minas.

\n\n

Los estudios ambientales, se efectuarán de acuerdo\n con los artículos 13 y 75 del Reglamento Ambiental para\n las Operaciones Hidrocarburíferas, los que contendrán:

\n\n

26.1 Una Auditoría Ambiental.

\n\n

26.2 Una descripción y evaluación técnica\n de los efectos previsibles directos e indirectos al medio ambiente\n físico y social, a corto y largo plazo, para cada una\n de las operaciones que se planea desarrollar en el área\n del contrato.

\n\n

26.3 Un Plan de Manejo Ambiental cuya ejecución evite\n sobrepasar los niveles máximos tolerables y disminuya,\n a un nivel aceptable, los efectos negativos previsibles indicados\n en el párrafo anterior.

\n\n

26.4 Un Plan de Relaciones Comunitarias.

\n\n

26.5 Un Plan de Abandono del Área.

\n\n

Una vez presentado el Estudio de Impacto Ambiental para cada\n fase (exploración y desarrollo-producción) por\n parte de la asociada, la Subsecretaría de Protección\n Ambiental del Ministerio de Energía y Minas deberá\n aprobarlo o negarlo en el plazo de sesenta días; de no\n pronunciarse, se entenderá que dicho estudio ha sido aprobado.

\n\n

La asociada no será responsable de las condiciones\n ambientales existentes a la fecha de vigencia del respectivo\n contrato.

\n\n

Los costos de remediación ambiental, correspondientes\n a la Línea Base Ambiental y su actualización aprobada\n por la Subsecretaría de Protección Ambiental del\n Ministerio de Energía y Minas, serán asumidos por\n PETROECUADOR debiéndose, para cada proyecto de remediación\n que ejecute la asociada, celebrar un acuerdo que contendrá\n el tipo de trabajos, plazos, precios, y forma de pago incluyéndose,\n de ser factible un fideicomiso de los ingresos de PETROECUADOR\n del área del contrato.

\n\n

El Plan de Manejo Ambiental servirá de base para las\n auditorías socio ambientales que deberá efectuar\n periódicamente el Ministerio de Energía y Minas\n por intermedio de la Subsecretaría de Protección\n Ambiental.

\n\n

Un año antes de la finalización del contrato\n las partes deberán contratar una auditoría integral\n ambiental del área del contrato, la que deberá\n estar concluida no más allá de tres meses antes\n de la terminación del contrato.

\n\n

Las empresas que realicen estos estudios y auditorías\n deberán estar previamente calificadas por el Ministerio\n de Energía y Minas. .

\n\n

CAPITULO IV

\n\n

DE LA MODIFICACIÓN Y CESIÓN DE LOS CONTRATOS

\n\n

Artículo 27.- Modificación.- Las modificaciones\n de los contratos de asociación se sujetarán a las\n disposiciones del título tercero del Reglamento para la\n Aplicación de la Ley No. 44 Reformatoria de la Ley de\n Hidrocarburos, publicado en el Registro Oficial 364 del 21 de\n enero de 1994.

\n\n

Artículo 28.- Cesión.- La cesión de derechos\n y obligaciones de los contratos de asociación se sujetarán\n a las disposiciones del Reglamento para la Transferencia o Cesión\n de los Derechos y Obligaciones de los Contratos de Hidrocarburos,\n publicado en el Registro .Oficial 293 del 27 de marzo del 2001.

\n\n

CAPITULO V

\n\n

DE LA FISCALIZACIÓN CONTROL

\n\n

Artículo 29.- Fiscalización y control.- El Ministerio\n de Energía y Minas, por intermedio de la Subsecretaría\n del, Protección Ambiental y de la Dirección Nacional\n de Hidrocarburos, realizará el control socio-ambiental\n y técnico de las operaciones de responsabilidad de la\n asociada.

\n\n

La Dirección Nacional de Hidrocarburos efectuará\n las fiscalizaciones y auditorías que requieran la aplicación\n del contrato, según se establece en la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

La Dirección Nacional de Hidrocarburos presentará\n los informes que servirán de base para los efectos previstos\n en el artículo 11 de la Ley de Hidrocarburos.

\n\n

Artículo 30.- Iniciación de las auditorías.-\n Los plazos y procedimientos que deben cumplir las auditorías\n correspondientes a un año fiscal, deberán iniciarse\n luego de que la asociada haya presentado las declaraciones del\n impuesto a la renta de conformidad a lo establecido en la Ley\n de Régimen Tributario Interno; y, podrán realizarse\n conforme los plazos previstos en el artículo 94 del Código\n Tributario.

\n\n

CAPITULO VI

\n\n

USO Y EXPLOTACIÓN DE GAS NATURAL

\n\n

Artículo 31.- Contratos adicionales.- En el caso de\n que la asociada durante la ejecución del contrato de asociación\n para la exploración y explotación de petróleo\n crudo, descubriere yacimientos de gas natural, localizados en\n el área del contrato, tendrá derecho a la celebración\n de contratos adicionales para su explotación, de acuerdo\n a lo previsto en el artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos.\n El propósito de tales contratos adicionales es el de propiciar\n las condiciones técnicas y económicas suficientes\n para las partes, que hagan factible el desarrollo y puesta en\n producción, por la asociación, de estos yacimientos.

\n\n

Artículo 32.- Reinyección y uso de gas.- Sin\n perjuicio del derecho de la asociada para celebrar los contratos\n adicionales, ella tendrá derecho para reinyectar a los\n yacimientos o utilizar el gas natural, sin costo, en las cantidades\n que sean necesarias para las operaciones de explotación\n y transporte de petróleo crudo hasta los centros de fiscalización\n y entrega.

\n\n

Para tales efectos, así como para quemar el gas natural,\n la asociada deberá contar con la autorización del\n Ministerio de Energía y Minas, según se establece\n en la Ley de Hidrocarburos, las cuales no podrán ser negadas\n sin justa causa.

\n\n

Artículo 33.- Contenido de contratos adicionales.-\n Las cláusulas del contrato de asociación p

 

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