Decreto Nº 1.447 - Reglamento sostitutivo al reglamento del contrato de asociación previsto en la Ley de Hidrocarburos

Artículo 1.- Contratos de asociación.- Son contratos de asociación aquellos celebrados por el 'Estado, por intermedio de PETROECUADOR, mediante los cuales la empresa estatal, contribuye con los derechos que tiene sobre el área objeto de la licitación, las facilidades de superficie, los estudios técnicos y, la asociada contrae el compromiso de realizar por su cuenta y riesgo todas las inversiones, costos, gastos, seguros, garantías, obligaciones laborales, impuestos y más contribuciones, necesarias para la ejecución del contrato, requeridas para la exploración y explotación de hidrocar-buros para áreas que así lo requieran, en los términos y condiciones señaladas en las Bases de Contratación. Para el caso de construcciones correspondientes a las actividades señaladas en el inciso segundo del artículo 3 de la Ley de Hidrocarburos, PETROECUADOR contribuirá con sus derechos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en las Bases de Contratación respectivas y la asociada contrae el compromiso de aportar los recursos o efectuar los trabajos necesarios para la ejecución de las obras en los términos de las mismas Bases de Contratación. Por medio de esta modalidad contractual, la asociada, por su cuenta y riesgo, se obliga para con PETROECUADOR a operar el área de contrato adjudicada y realizar las actividades e inversiones necesarias para la exploración de hidrocarburos y la explotación de petróleo crudo, utilizando tecnología compatible con las más modernas prácticas petroleras internacionales. La operación que efectúe la asociada, será supervisada por el Comité Ejecutivo que se estipula en el artículo 11 de este reglamento. El contrato no otorga derechos reales a la asociada sobre las áreas ni sobre los yacimientos de hidrocarburos, de los que es propietario en su totalidad el Estado Ecuatoriano. Para todos los casos en que se aplique el contrato de asociación, su terminación se efectuará con estricta sujeción a las disposiciones del artículo 29 de la Ley de Hidrocarburos. Las características y condiciones del contrato serán definidas en las bases de contratación.

Artículo 2.- Partes contratantes.- Son el Estado Ecuatoriano, por intermedio de PETROECUADOR; y sus filiales, y la asociada legalmente establecida en el país, la que podrá ser empresa nacional o extranjera, estatal o privada, o los consorcios ó asociaciones de empresas, formadas para el efecto. En caso de consocios o asociaciones, todas las empresas que los conforman, integrarán la asociada y deberán designar, entre éstas, a la empresa que actúe como operadora de la asociada. La operadora ejecutará la operación de la correspondiente área de contrato y tanto ésta como la asociada cumplirán con las obligaciones legales y contractuales con las entidades y organismos del sector público detalladas en el artículo 118 de la Constitución Política de la República y personas naturales o jurídicas del sector privado. Todas las empresas que integran la asociada serán solidariamente responsables de las obligaciones contractuales. Previa la suscripción del contrato, las empresas que integran la asociada deberán haber cumplido con los trámites de domiciliación o constitución de conformidad con las leyes del Ecuador.

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

Artículo 4.- Área del contrato.- Para las actividades comprendidas en el artículo 2 de la Ley de Hidrocarburos, el Comité Especial de Licitaciones (CEL) determinará, previa recomendación de PETROECUADOR, las áreas de contrato. Las delimitaciones serán certificadas por la Dirección Nacional de Hidrocarburos, el Instituto Geográfico Militar o el Instituto Oceanográfico de la Armada, según la ubicación del área, y constará en el correspondiente anexo del contrato. El área del contrato tendrá forma rectangular con dos de Sus lados orientados en dirección Norte-Sur, salvo cuando límites naturales o de otras áreas reservadas o contratadas lo impidan. El área se configurará, de ser posible, sobre la base de lotes de 2.500 ó 5.000 hectáreas, de acuerdo al mapa catastral petrolero ecuatoriano con el reticulado CEPHI.

Artículo 5.- Modelo económico.- Para las actividades comprendidas en el artículo 2 de la Ley de Hidrocarburos, PETROECUADOR y la asociada, una vez iniciada la producción de hidrocarburos, qué será medida en el Centro de Fiscalización y Entrega, ubicado en el lugar que acuerden las partes y aprobado por el Ministerio de Energía y Minas, tendrán derecho a recibir en especie, su participación en la producción del área del contrato, Estas participaciones también podrán ser recibidas por PETROECUADOR y la asociada, en dinero; en forma mensual, reconociéndose intereses por mora, de ser el caso, lo cual quedará convenido en el contrato. . En caso de que la asociada no entregue al Estado el volumen de la curva base y las participaciones correspondientes, por no haber realizado las actividades inherentes a la producción de la curva base y las inversiones de cumplimiento obligatorio, la asociada se obliga a reconocer los valores correspondientes más los intereses de mora durante el lapso que permanezca esta situación, salvo que dicho incumplimiento se deba a fuerza mayor o casó fortuito debidamente legalizado. Antes de aplicar la distribución de la producción total del área del contrato, se pagarán las regalías previstas en el artículo 49 de la Ley de Hidrocarburos. La explotación de crudos pesados de gravedad menor a 15 grados API no está sujeta al pago de regalías, de acuerdo con el artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos. La asociada pagará a PETROECUADOR, los valores proporcionales a la intensidad del uso de todos los servicios comunes, cuando crea conveniente la utilización de los mismos, celebrando un acuerdo que contendrá el tipo de servicios, plazos, precios y forma de paga 5.1. Escala de participación.- Del total de la producción fiscalizada del área del contrato después de regalías y de la curva base para los campos en producción, se dividirá entre las partes, en la proporción que se fije contractualmente, de acuerdo con la participación ofrecida para el Estado en la oferta adjudicada. Las licitaciones que se efectúen para celebrar contratos de asociación, tendrán como uno de los criterios de selección la mejor oferta de participación del Estado por encima de la curva base, si fuere el caso. 5.2. Curva base de producción.- En las áreas con campos en producción se aplicará este concepto: Es la gráfica o línea que representan el pronóstico de producción de petróleo crudo, de acuerdo al comportamiento de la producción de reservas probadas desarrolladas, actualizadas a la fecha de la firma del contrato del área, definidas de acuerdo al comportamiento de declinación de los yacimientos que aportan producción en las áreas actualmente en explotación, bajo las condiciones actuales, la cual constará en el contrato como anexo. La curva base de producción esperada, será fijada por el CEL en base al informe que entregará PETROECUADOR y formará parte de los documentos contractuales y se incorporará como anexo del contralto. El costo unitario de operación, que reembolsará el Estado a la asociada para la obtención de petróleo de la curva base, en el área de contrato, será ofertado por las empresas y formará parte de los parámetros de evaluación de las ofertas. El volumen de petróleo comprendido en la curva base será de propiedad del Estado Ecuatoriano. El volumen de petróleo que se obtenga por encima de la curva base como resultado de las actividades de inversión emprendidas, será la producción incremental. Los costos de operación de petróleo crudo correspondiente a la curva base, serán reembolsados por PETROECUADOR en especie o en dinero a la asociada, en base a la oferta presentada en el proceso licitatorio, durante el primer año de contrato, y, éste se reajustará para los años siguientes de vigencia del contrato, de acuerdo a la inflación promedio de cada año en los Estados Unidos de Norteamérica que publica el U.S. BUREAU OF LABOR STATISTICS del U.S. Departament of Labor. 5.3. Distribución de la producción.- El total de la producción fiscalizada del área del contrato, después de regalías, y de la curva base de ser el caso, se dividirá entre las partes, en la proporción que se fije contractualmente, en donde la participación del Estado será la de la oferta adjudicada, que será la que mejor convenga a sus intereses. 5.4. Precio de referencia.- Será el precio promedio ponderado por volumen de ventas externas de hidrocarburos de calidad equivalente al del área del contrato adjudicado, realizadas por PETROECUADOR en el mes para el cual se calculan los ingresos mensuales. PETROECUADOR determinará los precios de referencia para cada mes, tal como establece el artículo 71 de la Ley de Hidrocarburos. En caso de que PETROECUADOR no realizare ventas externas, el precio de referencia se establecerá en base a una canasta de crudos, acordada por las partes, cuyos precios serán obtenidos de publicaciones especializadas de reconocido prestigio. 5.5. Ajuste de calidad.- Las partes incluirán en el contrato un factor de corrección "KM por ajuste por calidad, entre el precio del petróleo crudo del área del contrato y el precio de referencia, según la forma que se establezca en las bases de contratación.

Artículo 6.- Ingresos de las partes." Iniciada la producción de hidrocarburos, por parte de la asociada, que será medida y recibida por cada parte en el Centro de Fiscalización y Entrega, las partes tendrán derecho a su participación en la producción del área del contrato, y sus ingresos serán los que se establecen a continuación: 6.1. Ingresos del Estado.- Los ingresos del Estado estarán constituidos por: 6.1.1. Las primas de entrada, derechos superficiarios, pagos de compensación y aportes en obras de compensación de acuerdo al Capítulo V, artículos 44. 45. 46, 47, 48 y 53 de la Ley de Hidrocarburos, según corresponda a la fase en que se encuentre el área contratada. 6.1.2. Las regaifas, calculadas sobre la producción total fiscalizada del área del contrato para tas áreas no en producción o sobre la producción incremental a la curva base para las áreas que tengan campos en producción. 6.1.3. Todo el volumen de petróleo crudo de la curva base. 6.1.4. La participación del Estado en el volumen de producción incremental del área ofertada por la asociada en el proceso de licitación, calculado después de las regalías. 6.2. Ingresos de Ka asociada.- Los ingresos de la asociada estarán constituidos por: 6.2.1 Para áreas no en producción, el volumen que resulta de restar a la producción total del área, las regalías y el porcentaje ofrecido para el Estado después de regalías. 6.2.2 Para áreas en producción, el volumen que resulta de restar a la producción incremental del área, las regalías y el porcentaje ofrecido para el Estado después de regalías. Con la participación recibida por la asociada, se retribuye a ésta de todos los costos y gastos, entre los que se encuentra el impuesto al valor agregado pagado en las adquisiciones e importaciones de bienes y servicios realizadas durante la ejecución del contrato, así como los demás tributos aplicables y las correspondientes obligaciones patronales. No se considerará ningún otro mecanismo de retribución de los rubros mencionados, fuera de los establecidos por este reglamento. Incremento de producción sobre la curva base.- Para las áreas con campos en producción, la producción incremental es el resultado de la ejecución obligatoria del programa de actividades para exploración y explotación garantizado en la oferta. El incumplimiento del programa de actividades será causal de la aplicación de las cláusulas contractuales de terminación de contrato y de la ejecución de garantías.

Artículo 7.- Propiedad del crudo.- Hasta el Centro de Fiscalización y Entrega, la asociada será responsable de la custodia del crudo que le pertenece al Estado. A partir de ese punto, la propiedad del crudo producido corresponderá a cada una de las partes en los porcentajes establecidos y cada una de las partes será responsable del transporte del petróleo crudo que le corresponda. La contratista o asociada podrá transportar el crudo de su propiedad por el ducto que estime conveniente.

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

Artículo 9.- Reversión de bienes.- Será responsabilidad de la asociada la custodia, buen uso y mantenimiento de las instalaciones, maquinarias y equipos utilizados en las operaciones del contrato. Al término del contrato, se procederá de conformidad con el artículo 29 de la Ley de Hidrocarburos. Los bienes de los subcontratistas de la asociada no están sujetos a las disposiciones de éste artículo.

Artículo 10.- Garantías y seguros.- Antes de la inscripción del contrato, la asociada entregará a favor de PETROECUADOR, una garantía conforme lo establece el artículo 27 de la Ley de Hidrocarburos. Esta garantía se reducirá parcialmente, al final de cada año fiscal, en proporción al cumplimiento anual de las actividades. Para el período de explotación, la asociada entregará a favor de PETROECUADOR, una garantía conforme lo establece el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos. Además, si la asociada fuese una filial o subsidiaria, deberá presentar antes de la inscripción del contrato, la garantía solidaria de la matriz, para el fiel cumplimiento del contrato. Las garantías estarán sujetas a las leyes ecuatorianas; y, el procedimiento de solución de las eventuales controversias respecto de su ejecución, se harán constar en el texto de las mismas. 10.1 Seguro de responsabilidad civil.- La asociada debe obtener las pólizas de seguros de responsabilidad civil y por daños personales o materiales causados a terceros, directa o indirectamente.--incluidos--funcionarios y empleados del Estado, como resultado del cumplimiento de sus actividades y operaciones en el área del contrato, así como para mantener a la Empresa de Petróleos del Ecuador, PETROECUADOR libre de cualquier reclamo o demanda que se pudiera presentar por daños o perjuicios que puedan ser ocasionados por la asociada o sus subcontratistas, durante la ejecución del contrato.

Artículo 11.- Comité Ejecutivo.- Según lo dispone el literal a) del artículo 15 de la Ley de Hidrocarburos, cada contrato de asociación tendrá un Comité Ejecutivo, integrado por dos representantes de PETROECUADOR y dos de la asociada. El Comité Ejecutivo será responsable de la supervisión del cumplimiento del contrato. Las partes acordarán los términos del Manual de Funcionamiento del Comité Ejecutivo, el que será sometido a la aprobación del Ministerio de Energía y Minas.

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

Artículo 13.- Períodos. 13.1 Período de exploración.- El período de exploración durará lo dispuesto en el artículo 23 de la Ley de Hidrocarburos. Durante este período, la asociada deberá ejecutar el programa mínimo exploratorio, entendido como el conjunto de actividades e inversiones que se compromete a realizar durante el periodo de exploración, cuyas especificaciones técnicas, económicas y ambientales constarán en los respectivos contratos, y cuyo cumplimiento es obligatorio. La inversión correspondiente al programa mínimo exploratorio será criterio de valoración y adjudicación. Dentro de este período y antes de cualquier prórroga, la asociada deberá cumplir con la totalidad del programa mínimo exploratorio establecido en el contrato. Para cualquier prórroga, la asociada presentará el programa exploratorio adicional y rendirá a favor de PETROECUADOR una nueva garantía por el 20% de las inversiones que se comprometa a efectuar durante la prórroga, de acuerdo al artículo 27 de la Ley de Hidrocarburos. Durante este periodo, la asociada efectuará las actividades exploratorias adicionales y las evaluaciones técnicas- económicas indispensables de los yacimientos descubiertos, para determinar su rentabilidad y retener las áreas productivas. Para el caso de gas natural, se procederá conforme lo establecido por la Ley de Hidrocarburos. 13.2 Período de explotación.- El período de explotación podrá durar hasta veinte años, en el caso de petróleo crudo; y, hasta veinte y cinco años, en el caso de gas natural. Los plazos podrán ser prorrogables, de convenir a los intereses del Estado. El período de explotación se inicia con la aprobación del Plan de Desarrollo presentado por la asociada, por lo menos noventa días antes del vencimiento del plazo del período de exploración. El Ministerio de Energía y Minas aprobará o negará el Plan de Desarrollo dentro de un plazo no mayor de 90 días desde su presentación, una vez verificado el cumplimiento de las obligaciones comprometidas en los períodos precedentes respectivos. Para cualquier prórroga se tomará en consideración entre otras las siguientes causas, previa aprobación del Ministerio de Energía y Minas y el Comité Especial de Licitaciones (CEL): a) Cuando el área de explotación se encuentre alejada de la infraestructura petrolera existente, caso en el cual podrá prorrogarse hasta por cinco años, con la aprobación del Plan de Desarrollo por parte del Ministerio de Energía y Minas; b) Cuando la asociada proponga nuevas inversiones significativas durante el período de explotación; y, c) Cuando por efectos de la exploración adicional se descubran yacimientos comercialmente explotables. Para el caso de gas natural, se sujetará & lo establecido por la Ley de Hidrocarburos. 13.3 Plan de desarrolla- Es el conjunto de actividades e inversiones que la asociada se compromete a realizar en el período de explotación, para desarrollar los yacimientos de hidrocarburos comercialmente explotables descubiertos en el período de exploración bajo los parámetros técnicos, económicos y ambientales establecidos en este reglamento. Las actividades e inversiones de los tres primeros años serán de cumplimiento obligatorio por parte de la asociada, a no ser que por razones justificadas solicite modificar el Plan de Desarrollo, y esta modificación sea aprobada por el Ministerio de Energía y Minas. La asociada está obligada a presentar un Plan de Desarrollo e inversiones para incrementar la producción de los campos que actualmente están en producción. Las inversiones para el Plan de Desarrollo para incremento de la producción son criterio de valoración y adjudicación de la oferta. 13.4 Comercialidad.- La asociada determinará en el Plan o Planes de Desarrollo, los yacimientos descubiertos, que a su juicio sean comercialmente explotables, los mismos que deberán ser sometidos a la aprobación del Ministerio de Energía y Minas. La aprobación del Plan de Desarrollo dará inicio, sin otro requisito, al período de explotación. 13.5 Formación, retención y reversión de áreas.- Las áreas se configurarán con lotes de cinco mil hectáreas continuas, unidas por uno de sus lados o vértices, que incluyan los límites del yacimiento proyectado a la superficie. Para todo lo demás, se sujetará a lo dispuesto en el artículo 20 de la Ley de Hidrocarburos.

Artículo 14.- Explotación anticipada.- Si durante el período de exploración previsto en el artículo anterior, la asociada determina la posibilidad de iniciar la producción de yacimientos descubiertos, podrá solicitar la correspondiente autorización al Ministerio de Energía y Minas para iniciar la explotación anticipada de esos yacimientos. Para el efecto, deberá presentar el Plan de Desarrollo de Explotación Anticipada. La explotación anticipada de tales yacimientos, en modo alguno, podrá significar la disminución o suspensión del cumplimiento total del Plan Exploratorio Mínimo, ni tampoco supondrá la terminación del período de exploración para el área del contrato, ni del inicio del período de explotación, inclusive cuando tal explotación anticipada se produzca en yacimientos comunes. Si durante el período de exploración, la asociada descubriere yacimientos de hidrocarburos comercialmente explotables, procederá a delimitar las áreas reservadas para la explotación, conforme lo dispuesto para la retención de áreas.

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

Artículo 16.- Programa de capacitación técnica y administrativa. La asociada está obligada a realizar un programa de capacitación técnica y administrativa para el personal designado por el Ministerio de Energía y Minas, preferentemente oriundo de la región del área del contrato. Para el efecto, en cada contrato se hará constar, como parte integrante del mismo, un anexo que detalle el programa de entrenamiento y capacitación. La ejecución anual de los programas de capacitación deberá realizarse a través de convenios suscritos con universidades, escuelas politécnicas, institutos o centros técnicos de capacitación y otras instituciones afines.

Artículo 17.- Disponibilidad de hidrocarburos.- Los hidrocarburos producidos en la respectiva área del contrato, que le corresponden a la asociada, podrán ser libremente comercializados, con la obligación de contribuir al mercado interno cuando el Ministerio de Energía y Minas lo considere necesario, en aplicación del artículo 33 de la Ley de Hidrocarburos. En este evento, el petróleo crudo se valorará según lo acuerden las partes involucradas en la compra-venta; de no haber acuerdo, el precio lo fijará el Ministerio de Energía y Minas, sin que en ningún caso sea menor al precio de referencia. En caso de que la participación de la asociada sea pagada en dinero, la totalidad de la producción será comercializada por PETROECUADOR, debiendo recibir la asociada, el monto correspondiente al porcentaje de su participación, calculado al precio de referencia, en dólares de los Estados Unidos de América. La asociada dispondrá del volumen de hidrocarburos necesarios para autoconsumo en sus operaciones de campo en el área del contrato, volúmenes que serán controlados y auditados por la Dirección Nacional de Hidrocarburos, volumen que no formará parte de la producción fiscalizada.

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

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

Artículo 20.- Convenio operacional de explotación unificada.- Para tal efecto, las partes a las que corresponderá la explotación unificada del yacimiento común, suscribirán un convenio operacional de explotación unificada, en el que habrá de establecerse, entre otros aspectos el operador del yacimiento, los porcentajes de participación, inversiones, costos y gastos, y un plan de desarrollo del yacimiento común, en función de las reservas de cada área. En el plazo de noventa días contados a partir de la fecha en que el yacimiento hubiere sido declarado común por el Ministerio de Energía y Minas, las contratistas o asociadas involucradas, entre sí o con PETROECUADOR, si ésta actuare por sí misma en un área afectada, deberán ponerse de acuerdo respecto de los términos y condiciones en las que realizará la explotación unificada del yacimiento común, para lo cual celebrarán el respectivo convenio operacional de explotación unificada. Si finalizado el citado plazo de noventa días, las partes involucradas no llegan a un acuerdo definitivo, se deberá suscribir un convenio operacional provisional, el que será aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. Si las partes involucradas no acordaren un convenio operacional provisional, el Ministerio de Energía y Minas establecerá los parámetros básicos con el objeto de permitir la explotación oportuna del yacimiento. Estos parámetros continuarán vigentes hasta la suscripción de un convenio definitivo que deberá ser aprobado por el Ministerio de Energía y Minas. Durante el tiempo en que la asociada sea operadora del yacimiento común, será responsable de las obligaciones operacionales según el convenio operacional de explotación unificada. Como efecto de la explotación unificada y la celebración y ejecución del convenio operacional, no podrá afectarse o modificarse la participación del Estado, acordada en los contratos principales. 20.1 Para el establecimiento de los parámetros se tomará en cuenta que la asociada tendrá opción preferente de actuar como compañía operadora del yacimiento común, en los siguientes casos: a) Si la asociada hubiere efectuado el descubrimiento del yacimiento; b) Si en su área de contrato hubiere más del cincuenta por ciento de reservas del yacimiento común; o, c) Si en el Plan de Desarrollo para el yacimiento común demuestra que puede desarrollar y poner en producción dicho yacimiento lo antes posible con la mayor eficiencia y economía, en los términos que dispone el artículo 85 de la Ley de Hidrocarburos. 20.2 El convenio operacional contendrá entre otros aspectos, los siguientes: a) Espaciamiento de pozos, tasas de producción, programa de toma de presiones y pruebas de producción; y, estimación de reservas probadas; b) Participación económica de las partes involucradas para el desarrollo y puesta en producción del yacimiento; c) Actualización de las reservas probadas y demás condiciones de operación del yacimiento común; d) Procedimientos de ajuste de los porcentajes de participación, inversiones, costos y gastos en consideración a la actualización periódica establecida en el literal c) que antecede; e) Procedimiento para la opción de cambio de la compañía operadora del yacimiento común, siempre que tal cambio no afecte negativamente la continuidad de las operaciones con la máxima eficiencia y economía de acuerdo con el artículo 85 de la Ley de Hidrocarburos; f) Obligaciones que serán de responsabilidad de la compañía operadora del yacimiento común; g) Constitución y funciones del Comité de Operación Unificada que supervise las operaciones relacionadas con el yacimiento común, que estará compuesto, en partes iguales, por representantes de las partes involucradas; y. h) Obligación del operador de contratar las pólizas de seguro necesarias para proteger los bienes del yacimiento unificado, a satisfacción del no operador.

Artículo 21.- Producción total fiscalizada.- La producción total fiscalizada será aquella que se mida en el Centro de Fiscalización y Entrega del respectivo contrato. La producción total fiscalizada se obtiene luego de deducir de la producción bruta, las regalías a las que se refiere el artículo 49 de la Ley de Hidrocarburos y consumos propios en campos y oleoductos secundarios, medida en los centros de Fiscalización y Entrega del respectivo contrato.

Artículo 22.- Duelos secundarios.- Los aspectos relacionados con la construcción y utilización de los ductos secundarios, se sujetarán a lo dispuesto en el artículo 60 de la Ley de Hidrocarburos. CAPITULO III DE LA PROTECCIÓN AMBIENTAL

Artículo 23.- Responsabilidad ambiental.- La asociada conducirá las operaciones de acuerdo a la Constitución Política, leyes y reglamentos de protección ambiental y particularmente con lo establecido en la Ley de Gestión Ambiental, en el Reglamento de Consulta y Participación, en el Reglamento Sustitutivo al Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas y a los convenios internacionales ratificados por el Ecuador. A tal efecto, en los contratos constarán los respectivos seguros y garantías que cubran los riesgos de la vida y salud humana, flora y fauna, contaminación y afectación al ecosistema, a satisfacción del Estado y con sujeción a las disposiciones legales y reglamentarias vigentes en el Ecuador. PETROECUADOR y la asociada, verificarán y actualizarán al estado de la "Línea Base Ambiental" del área del contrato, dentro de los sesenta días siguientes a la fecha de vigencia del contrato. 23.1 Seguro ambiental- Desde el inicio de las operaciones y hasta ciento ochenta (180) días después de concluido el contrato, la asociación obtendrá y mantendrá en pleno vigor y efecto las coberturas de seguros que debe obtener de conformidad con las leyes y regulaciones vigentes, y que son los siguientes: 23.1.1 "Protección por Danos al Medio Ambiente" que se produzcan como resultado de cualquiera de las actividades relacionadas con la industria hidrocarburífera. 23.2 Garantía ambiental- Cada año, la asociada entregará al Ministerio de Energía y Minas, una garantía por el 5% de las inversiones que se compromete a realizar durante la ejecución del Programa de Inversiones y Programa de Operaciones Valorado que efectuará en el año calendario correspondiente, que será ejecutada, en caso de que por un desastre resulte insuficiente la cobertura del seguro ambiental.

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

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

Artículo 26.- Sistema de gestión ambiental y estudios ambientales. Paralelamente a la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental que debe realizar la asociada dentro de los primeros seis meses de vigencia del contrato, deberá presentar un Sistema de Gestión Ambiental en los dos años posteriores a la firma del contrato, el cual deberá ser certificado de acuerdo con las normas ISO u otros sistemas de certificación similares y reconocidos a nivel internacional, el que será auditado por la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas. Los estudios ambientales, se efectuarán de acuerdo con los artículos 13 y 75 del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas, los que contendrán: 26.1 Una Auditoría Ambiental. 26.2 Una descripción y evaluación técnica de los efectos previsibles directos e indirectos al medio ambiente físico y social, a corto y largo plazo, para cada una de las operaciones que se planea desarrollar en el área del contrato. 26.3 Un Plan de Manejo Ambiental cuya ejecución evite sobrepasar los niveles máximos tolerables y disminuya, a un nivel aceptable, los efectos negativos previsibles indicados en el párrafo anterior. 26.4 Un Plan de Relaciones Comunitarias. 26.5 Un Plan de Abandono del Área. Una vez presentado el Estudio de Impacto Ambiental para cada fase (exploración y desarrollo-producción) por parte de la asociada, la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas deberá aprobarlo o negarlo en el plazo de sesenta días; de no pronunciarse, se entenderá que dicho estudio ha sido aprobado. La asociada no será responsable de las condiciones ambientales existentes a la fecha de vigencia del respectivo contrato. Los costos de remediación ambiental, correspondientes a la Línea Base Ambiental y su actualización aprobada por la Subsecretaría de Protección Ambiental del Ministerio de Energía y Minas, serán asumidos por PETROECUADOR debiéndose, para cada proyecto de remediación que ejecute la asociada, celebrar un acuerdo que contendrá el tipo de trabajos, plazos, precios, y forma de pago incluyéndose, de ser factible un fideicomiso de los ingresos de PETROECUADOR del área del contrato. El Plan de Manejo Ambiental servirá de base para las auditorías socio ambientales que deberá efectuar periódicamente el Ministerio de Energía y Minas por intermedio de la Subsecretaría de Protección Ambiental. Un año antes de la finalización del contrato las partes deberán contratar una auditoría integral ambiental del área del contrato, la que deberá estar concluida no más allá de tres meses antes de la terminación del contrato. Las empresas que realicen estos estudios y auditorías deberán estar previamente calificadas por el Ministerio de Energía y Minas. CAPITULO IV DE LA MODIFICACIÓN Y CESIÓN DE LOS CONTRATOS

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

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

Artículo 29.- Fiscalización y control.- El Ministerio de Energía y Minas, por intermedio de la Subsecretaría del, Protección Ambiental y de la Dirección Nacional de Hidrocarburos, realizará el control socio-ambiental y técnico de las operaciones de responsabilidad de la asociada. La Dirección Nacional de Hidrocarburos efectuará las fiscalizaciones y auditorías que requieran la aplicación del contrato, según se establece en la Ley de Hidrocarburos. La Dirección Nacional de Hidrocarburos presentará los informes que servirán de base para los efectos previstos en el artículo 11 de la Ley de Hidrocarburos.

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

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

Artículo 32.- Reinyección y uso de gas.- Sin perjuicio del derecho de la asociada para celebrar los contratos adicionales, ella tendrá derecho para reinyectar a los yacimientos o utilizar el gas natural, sin costo, en las cantidades que sean necesarias para las operaciones de explotación y transporte de petróleo crudo hasta los centros de fiscalización y entrega. Para tales efectos, así como para quemar el gas natural, la asociada deberá contar con la autorización del Ministerio de Energía y Minas, según se establece en la Ley de Hidrocarburos, las cuales no podrán ser negadas sin justa causa.

Artículo 33.- Contenido de contratos adicionales.- Las cláusulas del contrato de asociación para la exploración y explotación de petróleo crudo se aplicarán, en lo posible, a los contratos adicionales antes referidos. El precio del gas natural libre para los fines del contrato adicional será el que se establezca en negociaciones entre la asociada, PETROECÜADOR y los compradores potenciales. En el contrato adicional se podrá establecer que los pagos a la asociación, por acuerdo entre las partes, se efectúen en dinero o en especie, sea con el gas natural producido en el área del contrato o con sus derivados.

Artículo 34.- Procedimiento.- Para la celebración de los contratos adicionales, la asociación requerirá de la autorización del Ministerio de Energía y Minas, las cuales no podrán ser negadas sin justa causa. Además se observarán las disposiciones del título tercero del Reglamento para la Aplicación de la Ley No. 44 Reformatoria de la Ley de Hidrocarburos, publicado en el Registro Oficial 364 del 21 de enero de 1994. CAPITULO VII NORMAS GENERALES

Artículo 35.- Solución de controversias.- Las controversias que se deriven de los contratos de asociación serán resueltas de conformidad con lo establecido en el artículo 10 de la Ley de Hidrocarburos.

Artículo 36.- Explotación de petróleos pesados.- Si en el área del contrato se hubieren encontrado petróleos pesados de 15° API o menos, el Ministro de Energía y Minas autorizará la extracción y transformación de los mismos, en el sitio, mediante una planificación económica integral. Para este efecto, si fuera necesario, se modificarán los contratos originales.

Artículo 37.- Uso y pago de aguas y materiales.- Si en el área .contratada se encontrare agua y materiales naturales de construcción y que sobrepasen las necesidades de la asociación, ésta deberá poner en conocimiento del Ministerio de Energía y Minas, y sólo utilizará los materiales necesarios exclusivamente para la explotación de los hidrocarburos. Por la utilización de aguas y materiales naturales de construcción, la asociada deberá pagar las cantidades previstas en el artículo 52 de la Ley de Hidrocarburos. Estos pagos ingresarán a la Cuenta Corriente Única del Tesoro Nacional, en favor del Presupuesto del Estado.

Artículo 38.- Contabilidad.- De conformidad con el artículo 94 de la Ley de Régimen Tributario Interno, la contabilidad de la asociada, será única e indivisible y se llevará en idioma castellano y en ella se observarán los principios de contabilidad generalmente aceptados, conforme a lo previsto en la Ley y en el Reglamento de Contabilidad de esta modalidad contractual.

Artículo 39.- Régimen tributario, participación laboral y disponibilidad de divisas.- La asociada estará sujeta al pago del impuesto al valor agregado, impuesto a la renta y demás tributos establecidos en la Ley de Régimen Tributario Interno y otras normas legales. Con la participación recibida por la asociada, se retribuye a ésta de todos los costos y gastos, entre los que se encuentra el impuesto al valor agregado pagado en las adquisiciones e importaciones de bienes y servicios realizadas durante la ejecución del contrato, así como los demás tributos aplicables y las correspondientes obligaciones patronales. No se considerará ningún otro mecanismo de retribución de los rubros mencionados, fuera de los establecidos por este reglamento. Todas las controversias en materia tributaria que surjan en la ejecución de los contratos de asociación serán resueltas de conformidad con la legislación tributaria ecuatoriana. Con relación al pago de las utilidades a sus trabajadores, la asociada se sujetará a las normas contenidas en el parágrafo 2do. del Capítulo VI del Título I del Código del Trabajo. En el caso de que la asociada estuviere integrada por más de una empresa, los dividendos o las participaciones que, después del pago del impuesto a la renta, perciba cada una de ellas, estarán exentas del pago de este tributo. La asociada tendrá derecho a disponer libremente de las divisas generadas por sus actividades en el Ecuador, así como a convertir en divisas la moneda nacional obtenida de las ventas de los hidrocarburos en el país.

Artículo 40.- Estabilidad legal, tributaria, económica y contractual.- Los contratos de asociación y las inversiones derivadas de ellos gozarán de la garantía de estabilidad prevista por los artículos 249 y 271 de la Constitución Política de la República y por la Ley de Promoción y Garantía de las Inversiones. En consecuencia, ni los términos y condiciones del contrato ni los derechos y obligaciones de la contratista o asociada según el respectivo contrato y las leyes vigentes al momento de su celebración podrán ser alterados o modificados unilateralmente por ninguna norma legal, cualquiera que sea su origen, naturaleza o jerarquía. La contratista o asociada será tratada siempre en forma justa e igualitaria, y en ningún caso se le dará un tratamiento discriminatorio frente a otras empresas que ejerzan actividades de similar naturaleza. El Estado no aplicará a la contratista o asociada ningún tratamiento especial tributario diferente al establecido en las leyes vigentes al momento de la celebración del respectivo contrato. Los bienes de la contratista o asociada no podrán ser expropiados o nacionalizados. Se exceptúa la expropiación por causa de utilidad pública con el pago de una compensación inmediata, adecuada y efectiva, sobre la base del debido proceso legal. De producirse cambios legales que afecten la economía del contrato se procederá a ajustar los porcentajes de participación para restablecer el equilibrio inicial del contrato.

Artículo 41.- Normas supletorias.- En todo aquello que no esté previsto en este reglamento, se aplicarán las disposiciones de otras normas legales a reglamentarias relacionadas con la contratación para exploración y explotación de hidrocarburos.

Artículo 42.- Derogatorias.- Derógase el Decreto Ejecutivo No. 906, publicado en el Registro Oficial No. 188 del 16 de octubre del 2003 y el Decreto Ejecutivo No. 1014. publicado en el Registro Oficial No. 199 del 28 de octubre del 2003.

Artículo 43.- El presente decreto ejecutivo entrará en vigencia a partir de su suscripción, sin perjuicio de su obligatoria publicación en el Registro Oficial, y de su ejecución encárguese al Ministro de Energía y Minas. Dado en el Palacio Nacional, en Quito, a 5 de marzo del 2004. f.) Lucio Gutiérrez Borbúa, Presidente Constitucional de la República. f.) Carlos Arboleda Heredia, Ministro de Energía y Minas. Es fiel copia del original.- Lo certifico. f.) Dr. Guillermo H. Astudillo Ibarra, Subsecretario General de la Administración Pública.