Decreto 184

MANUEL MARRERO CRUZ, Primer Ministro.

HAGO SABER: Que el Consejo de Ministros ha considerado lo siguiente:

POR CUANTO: El Decreto-Ley 135 “De Petróleo y Gas”, de 3 de septiembre de 2026,establece el régimen jurídico de las actividades petroleras que comprenden la exploración,explotación, refinación, transportación, almacenamiento, comercialización del petróleo, elgas y los productos derivados, tanto en zonas terrestres como debajo del lecho marino,correspondiente a la plataforma continental y la zona económica exclusiva de la Repúblicade Cuba, y en su Disposición Final Primera dispone que el Consejo de Ministros dicta el Reglamento del referido Decreto-Ley.

POR CUANTO: Resulta necesario establecer las regulaciones y procedimientos parala aplicación de lo dispuesto en el citado Decreto-Ley “De Petróleo y Gas”, y en con-secuencia derogar las disposiciones normativas del ministro de Energía y Minas y deldirector de la Oficina Nacional de Recursos Minerales que disponen sobre esta materia.

POR TANTO: El Consejo de Ministros, en ejercicio de las atribuciones que le estánconferidas por el

Artículo 137, inciso o) de la Constitución de la República de Cuba, adoptael siguiente:

DECRETO 184

REGLAMENTO DEL DECRETO-LEY 135 “DE PETRÓLEO Y GAS”

CAPÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1. El presente Decreto tiene como objeto establecer las regulaciones sobre pe-tróleo y gas que complementan lo dispuesto por el Decreto-Ley 135 “De Petróleo y Gas”,de 3 de septiembre de 2026, en lo adelante el Decreto Ley, referentes a:

a) El Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias;

b) la forma de conceder los derechos en las actividades petroleras;

c) la evaluación y acreditación para realizar actividades de exploración y explotaciónde petróleo y gas;

d) los contratos de Producción Compartida;

e) las concesiones petroleras;

f) los procedimientos de otorgamiento de las concesiones petroleras;

g) la exploración y explotación del petróleo y el gas;

h) la regulación del venteo de gas y la quema en antorcha;

i) el cierre temporal o definitivo de los pozos y los campos de petróleo y gas;

j) la entrega de la información derivada de las actividades de exploración y explota-ción de petróleo y gas;

k) la refinación de petróleo;

l) el almacenamiento, la transportación y la comercialización del petróleo, el gas y losproductos derivados;

m) tratamiento fiscal en los contratos de producción compartida y las concesiones pe-troleras para la exploración y explotación de yacimientos de petróleo y gas;

n) el seguro a las actividades petroleras;

ñ) las formas de establecer las relaciones con los organismos, empresas, universidadesy asociaciones internacionales; y

o) las contravenciones y medidas aplicables en las actividades específicas de explora-ción y explotación.

Artículo 2. El presente Decreto se aplica a las personas naturales y jurídicas, nacio-nales o extranjeras, que realizan actividades petroleras, al amparo del Decreto-Ley, enparticular, a los sujetos previstos en su Capítulo II y los autorizados, según el

Artículo 20 del Capítulo III.

Artículo 3. El alcance del presente Decreto comprende lo establecido en el

Artículo 1 del Decreto-Ley.

Artículo 4. A los efectos del presente Decreto, cuando se emplea el término hidrocar-buros, se refiere a compuestos orgánicos que contienen principalmente, carbono e hi-drógeno que forman parte del petróleo crudo y el gas natural; también se utiliza comotérmino genérico para denominar al petróleo, el gas y sus productos derivados.

Artículo 5. La aplicación del presente Decreto se complementa con los documentosestablecidos en los manuales y reglamentos aprobados por el Ministerio de Energía y Mi-nas, la Oficina Nacional de Recursos Minerales y la Oficina Nacional de Normalización,así como las normas internacionales reconocidas para la industria del petróleo y el gas.

CAPÍTULO II

DEL REGISTRO CENTRAL MINERO PETROLERO DE PERMISOS

Y LICENCIAS

Artículo 6. Para la inscripción en el Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias se cumple lo siguiente:

a) Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, acreditadas por la Ofi-cina Nacional de Recursos Minerales se inscriben de oficio;

b) los permisos derivados de las actividades propias de exploración y explotación delos yacimientos de petróleo y gas se inscriben de oficio;

c) la solicitud de inscripción, para los casos de los contratos, concesiones y las entida-des que realizan servicios petroleros, en la actividad de exploración y explotaciónde los yacimientos de petróleo y gas, se presentan ante la Oficina Nacional de Re-cursos Minerales con no más de treinta (30) días hábiles, después de su aprobación;

d) para el caso de lo dispuesto en el inciso anterior, la Oficina Nacional de Recursos Minerales cuenta con un plazo de siete (7) días hábiles para verificar que todos losrequisitos de presentación se encuentren en orden, en caso de existir alguna irregu-laridad notifica al solicitante para que se subsane;

e) las solicitudes de inscripción están gravadas con el Impuesto Sobre Documentos;

f) la autorización o denegación de la inscripción se emite en un plazo no mayor de 30 días hábiles, contados a partir de la fecha de radicación de la solicitud;

g) para el caso de las entidades que realizan los servicios petroleros continuados, re-nuevan su licencia en el caso de prórroga del contrato correspondiente; para el casode servicios puntuales por períodos breves, la licencia se renueva en ocasión decada servicio; y

h) la Oficina Nacional de Recursos Minerales realiza controles para constatar el cum-plimiento de lo establecido en los contratos de producción compartida, las conce-siones petroleras, así como otras autorizaciones y licencias otorgadas.

Artículo 7. Para la solicitud de inscripción de los contratos de producción compartidaen el Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias, se presentan:

a) Documento acreditativo de autorización del Consejo de Ministros para la concerta-ción del contrato;

b) copia certificada de la escritura pública mediante la cual se formalizó el contrato;

c) copia del contrato firmado y suplementos cuando corresponda, debidamente proto-colizados; y

d) certificación de Inscripción en el Registro Mercantil.

Artículo 8. Para la solicitud de inscripción de las concesiones en el Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias, se presentan:

a) Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión Petrolera, del Consejo de Ministros enque se habilita al concesionario; y

b) certificación de Inscripción en el Registro Mercantil del concesionario.

Artículo 9. Para solicitar la inscripción de las entidades que realizan servicios petrole-ros, en el Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias, se presentan:

1. Documentos que acrediten la existencia y la vigencia corporativa de la compañía,que como mínimo son:

a) Acta de Testimonio Notarial o copia simple de la escritura pública de constitución; y

b) certificación de inscripción en el registro correspondiente, expedida en una fechaanterior respecto al momento de la presentación, que no exceda de un año natural.

2. Poder extendido por la máxima dirección de la compañía ante notario público, enel que se faculta a la persona que la representa ante la Oficina Nacional de Recursos Mi-nerales.

3. documento acreditativo de los servicios contratados, expedido por la máxima direc-ción de la entidad petrolera nacional y los sujetos autorizados según el

Artículo 20 del Decreto-Ley “De Petróleo y Gas”, donde se exponen el plazo del contrato.

Artículo 10. El procedimiento de inscripción en el Registro Central Minero Petrolerode Permisos y Licencias se realiza, según los pasos siguientes:

a) La Oficina Nacional de Recursos Minerales, luego de verificada la documentaciónexigida, da cumplimiento a lo establecido en los artículos 7, 8 y 9 del presente Re-glamento y procede a efectuar, en el libro correspondiente, la inscripción solicitada;

b) se emite una Licencia de Operación que acredita al solicitante para realizar los ser-vicios que les fueran contratados;

c) se emite una Certificación que acredita el acto registral y es entregado al solicitante; y

d) al momento de cada solicitud de inscripción, se abre un expediente contentivo detodos los documentos relacionados presentados, el que se conserva en la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

CAPÍTULO III

SOBRE LA FORMA DE CONCEDER LOS DERECHOS

EN LA ACTIVIDAD PETROLERA

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 11.1. Para la ejecución, por sí mismo, de las actividades petroleras en el te-rritorio nacional, los sujetos referidos en el apartado 1 del

Artículo 25 del Decreto-Ley,tienen el derecho otorgado, a partir de lo establecido en ese artículo.

2. Los sujetos referidos en el apartado 1 del

Artículo 25 del Decreto-Ley, para realizaractividades petroleras, diferentes a las que ejecutan al momento de su entrada en vigor,proceden de acuerdo con el Decreto-Ley, este Reglamento y las disposiciones normativascorrespondientes, en lo que le sea de aplicación.

3. Cuando los sujetos referidos en el apartado 1 del

Artículo 25 del Decreto-Ley, realizanactividades de exploración y explotación en áreas diferentes a las que tienen autorizadas,necesitan del título habilitante que corresponda, establecido en el propio Decreto-Ley y setramita, según este Reglamento.

4. Las personas jurídicas nacionales, referidas en el apartado 2 del

Artículo 25 del Decreto-Ley, para participar en actividades petroleras por sí mismas, presentan la solici-tud al Instituto Nacional de Activos Empresariales Estatales para su tramitación, con elaval del Ministerio de Energía y Minas, quien tiene en cuenta las consideraciones de laentidad petrolera nacional; cuando se trate de las actividades de exploración y explota-ción de petróleo y gas, además de la acreditación correspondiente y de conformidad conlo establecido en el

Artículo 19 de este Reglamento, el propio Instituto solicita el títulohabilitante necesario.

Artículo 12.1. Para conceder los derechos a participar en actividades petroleras de ex-ploración y explotación de petróleo y gas en el territorio nacional, a personas naturales yjurídicas, nacionales o extranjeras, en asociación con las entidades referidas en el Artícu-lo 11 del presente Reglamento, la autorización la otorga el Consejo de Ministros, previaaprobación del Consejo de Estado, de conformidad con lo establecido en la Constituciónde la República de Cuba, el Decreto-Ley, este Reglamento y las disposiciones normativascorrespondientes.

2. La solicitud de autorización la tramitan las entidades referidas en el

Artículo 10 delpresente Decreto, con la presentación de la propuesta de contrato de producción compar-tida, u otra modalidad de asociación que tenga por objeto la ejecución de estas actividadespetroleras, conforme a lo establecido en las disposiciones normativas correspondientes,con el aval del ministro de Energía y Minas, oído el parecer de la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

3. Las actividades petroleras de exploración y explotación de Petróleo y Gas requieren,además, la acreditación del solicitante por la Oficina Nacional de Recursos Minerales, deacuerdo con lo establecido en el

Artículo 19 de este Reglamento y de conformidad con el Decreto-Ley.

Artículo 13.1. Las personas naturales y jurídicas nacionales, diferentes de las recogidasen

Artículo 11 del presente Decreto, para participar por sí mismas en la exploración y explo-tación de petróleo y gas en la modalidad de concesión petrolera, referida en el

Artículo 30 del Decreto-Ley, concurren en las figuras de micro, pequeñas y medianas empresas y empresasprivadas de más de cien (100) trabajadores y cooperativas no agropecuarias, y presentanla solicitud a la autoridad competente para su aprobación, con el aval del Ministerio de Energía y Minas y oído el parecer de la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

2. El ejercicio directo de esta actividad por los sujetos referidos en el apartado an-terior, se permite con la aprobación del Consejo de Ministros, según el

Artículo 23 del Decreto-Ley y de acuerdo con las disposiciones normativas correspondientes.

Artículo 14. Para conceder los derechos a participar en la exploración y explotación depetróleo y gas por las personas naturales o jurídicas extranjeras, por sí mismas, se aplicalo establecido para las modalidades de la inversión extranjera y las disposiciones norma-tivas correspondientes.

SECCIÓN SEGUNDA

De la adjudicación de las áreas para la exploración y explotación

Artículo 15. Los sujetos referidos en el

Artículo 25 del Decreto-Ley, para solicitarnuevas áreas de exploración y explotación de petróleo y gas en el territorio nacional, ve-rifican las actividades que en ellas se ejecutan o están planificadas desarrollar, y solicitanal Consejo de Estado el título habilitante que les concede el derecho a explorar y explotaren estas áreas, previo aval del Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 16.1. Para la concertación de los contratos de Producción Compartida u otramodalidad de asociación que se autorice, se adopta el sistema de licitación abierta, quegarantiza la concurrencia y competencia entre posibles sujetos asociados o el sistema deadjudicación directa.

2. Las reglas para la licitación abierta en estos contratos, se aprueban por el Ministeriode Energía y Minas, a propuesta de la entidad petrolera nacional; las sociedades mercan-tiles, referidas en el apartado 1 del

Artículo 25 del Decreto-Ley, aprueban sus propiasreglas acorde a lo establecido por su organización empresarial, según las disposicionesnormativas aplicables en esta materia.

3. La adjudicación directa es aprobada por el Ministerio de Energía y Minas, a pro-puesta de la entidad petrolera nacional; en el caso de las referidas sociedades mercantiles,la aprobación corresponde a su organización empresarial.

Artículo 17.1. Las adjudicaciones descritas en el artículo anterior, a los efectos de lasnegociaciones de los contratos de Producción Compartida, corresponden solamente a lasáreas solicitadas.

2. La autorización para conceder los derechos a explorar y explotar estos recursos serealiza conforme a lo establecido en los artículos 22 y 23 del Decreto-Ley.

Artículo 18. El otorgamiento de las áreas para la exploración y explotación de petróleoy gas en las concesiones petroleras, se realiza por licitación abierta, y solo en casos ex-cepcionales por licitación restringida.

CAPÍTULO IV

DE LA EVALUACIÓN Y ACREDITACIÓN PARA REALIZAR ACTIVIDADESDE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 19.1. Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, interesadasen la exploración y explotación de petróleo y gas en la República de Cuba, están obliga-das a acreditar previamente ante la Oficina Nacional de Recursos Minerales que reúnenlos requisitos establecidos en el presente Reglamento.

2. La casa matriz u organización superior de los sujetos referidos en el apartado ante-rior, cuando lo considere conveniente, se hace representar por filiales o subsidiarias, a lasque le da su patrocinio técnico y financiero.

Artículo 20. Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, interesadas enasociarse, o las que sean beneficiadas por una cesión o venta, están obligadas a acreditarsepreviamente, según se dispone en el presente Reglamento.

Artículo 21. Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, cuando norealizan directamente, total o parcialmente, las operaciones petroleras, especifican en laintención de negocio quiénes ejecutarán estas operaciones, los que también se acreditan,según lo dispuesto en el presente Reglamento.

SECCIÓN SEGUNDA

De la solicitud de acreditación

Artículo 22. El proceso de acreditación se inicia con la solicitud que formulan las per-sonas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, a la Oficina Nacional de Recursos Minerales, acompañada del pago de la tarifa correspondiente por dicho trámite.

Artículo 23.1. La solicitud para la acreditación de una entidad extranjera se acompañade los documentos que confirman la existencia y vigencia corporativa de esta.

2. Los documentos que se presentan ante la Oficina Nacional de Recursos Minerales, son:

a) Copia de los documentos constitutivos;

b) certificación de inscripción en el registro correspondiente en el país de origen, conno más de ciento ochenta (180) días naturales de la fecha de su expedición;

c) el acuerdo certificado de nombramiento de la máxima dirección de la entidad;

d) acta de testimonio notarial que certifique que no se encuentra en situación de quie-bra, suspensión de pagos o sujeta a cualquier procedimiento que suponga la pérdidatotal o parcial del derecho a administrar y disponer de sus bienes; y

e) poder extendido por la máxima dirección de la entidad o notario público, donde sefaculta a la persona que la representa ante la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

3. Conjuntamente, se presenta la información sobre las actividades de exploración yexplotación de petróleo y gas realizadas por la entidad en los últimos tres (3) años, dondese detallan anualmente los trabajos de exploración, el número y tipo de pozos perforados,la producción, las inversiones, y otras informaciones que resulten de interés para su acre-ditación.

4. Cuando las entidades son de reciente creación, en lugar de la información contenidaen el numeral anterior de este artículo, presentan las evidencias de su competencia parallevar a cabo la intención de negocio, por medio de un informe que recoge la calificacióny experticia de sus directivos, empleados y su potencial tecnológico y financiero.

Artículo 24. Los documentos referidos en el apartado 2 del

Artículo 23, incisos a), b) y c),se presentan en idioma español, legalizados conforme a lo establecido en las disposicio-nes normativas correspondientes, ante el Consulado de la República de Cuba en el país deconstitución de la entidad solicitante o ante el Ministerio de Justicia de la República de Cuba y se protocoliza ante notario público en el territorio nacional, en correspondenciacon lo legalmente regulado para estos casos.

Artículo 25.1. La solicitud para la acreditación de una entidad nacional se acompañade los documentos que confirman su existencia y vigencia corporativa.

2. Los documentos que se presentan ante la Oficina Nacional de Recursos Minerales, son:

a) Copia de los documentos constitutivos;

b) certificación de inscripción en el registro mercantil, con no más de ciento ochenta(180) días naturales de la fecha de su expedición;

c) acuerdo certificado de nombramiento de la máxima dirección de la entidad;

d) acta de testimonio notarial que certifique que no se encuentra en situación de quie-bra, suspensión de pagos o sujeta a cualquier procedimiento que suponga la pérdidatotal o parcial del derecho a administrar y disponer de sus bienes; y

e) poder extendido por la máxima dirección de la entidad ante notario público, dondese faculta a la persona que la representa ante la Oficina Nacional de Recursos Mi-nerales.

3. Conjuntamente, se presenta la información sobre las actividades de exploración y explo-tación de petróleo y gas realizadas por la entidad en los últimos tres (3) años, donde se detallananualmente los trabajos de exploración, el número y tipo de pozos perforados, la producción,las inversiones, y otras informaciones que resulten de interés para su acreditación.

4. Cuando las entidades son de reciente creación, en lugar de la información contenidaen el numeral anterior de este artículo, presentan las evidencias de su competencia parallevar a cabo la intención de negocio, por medio de un informe que recoge la calificacióny experticia de sus directivos, empleados y su potencial tecnológico y financiero.

SECCIÓN TERCERA

Sobre la evaluación y acreditación

Artículo 26. La acreditación se realiza sobre la base de la capacidad técnica demostra-da en operaciones de exploración y explotación de petróleo y gas.

Artículo 27.1. La Oficina Nacional de Recursos Minerales comprueba la legitimidadde los documentos presentados; de proceder la acreditación, expide el Certificado de Acreditación, en un plazo no mayor de cuarenta y cinco (45) días naturales posteriores ala fecha de presentación.

2. En caso de detectarse errores, omisiones o falta de claridad se devuelven al solici-tante los documentos correspondientes y se hace mención explícita de la subsanación oadición requerida, en un plazo de hasta quince (15) días hábiles a partir de su recepción.

3. Si se comprueba que no es veraz la información presentada, la Oficina Nacional de Recursos Minerales determina la no acreditación o la pérdida de la que le fuera otorgada.

Artículo 28. Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, interesadas enla exploración y explotación de petróleo y gas en la República de Cuba, son acreditadasde conformidad con las categorías siguientes:

Categoría A: Opera con tirantes de agua mayor de 300 metros.

Categoría B: Opera con tirantes de agua hasta 300 metros.

Categoría C: Opera en cualquier área terrestre.

Artículo 29. Los que se acreditan para una categoría superior pueden realizar operacio-nes en las categorías inferiores.

SECCIÓN CUARTA

Resultados de la acreditación

Artículo 30.1. La Oficina Nacional de Recursos Minerales, cuando otorga el Certifi-cado de Acreditación, lo inscribe en el Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias, en el plazo de un día hábil posterior a su otorgamiento.

2. Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, cuando reciben una res-puesta negativa a la solicitud de acreditación, pueden establecer recurso de Alzada ante elministro de Energía y Minas, en un plazo de hasta diez (10) días hábiles, contados a partirde la notificación de no acreditación, el ministro dispone de treinta (30) días hábiles paranotificar su decisión al solicitante.

Contra la decisión del ministro se puede interponer demanda administrativa en sedejudicial, conforme a lo establecido legalmente.

Artículo 31.1. Las personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, una vez recibidoel Certificado de Acreditación y se hayan inscrito en el Registro Central Minero Petrolero de Permisos y Licencias, están autorizadas a negociar y suscribir contratos con las entidades refe-ridas en el

Artículo 11 de este Decreto o para realizar actividades de exploración y explotaciónen la República de Cuba, en correspondencia con la acreditación recibida.

2. La obtención de la acreditación, no significa que las entidades referidas en el Ar-tículo 11 de este Decreto estén obligadas a negociar contratos, lo cual es una facultaddiscrecional de dichas entidades.

3. Asimismo, la obtención de la acreditación por las personas jurídicas nacionales re-feridas en el

Artículo 20 del Decreto-Ley, para realizar por sí mismas las actividadespetroleras de exploración y explotación, no significa que les sea otorgada la Concesión Petrolera.

Artículo 32.1. El Certificado de Acreditación tiene vigencia por un plazo de tres (3)años, si el solicitante no llegase a suscribir contrato.

2. En el caso de que expire el plazo de vigencia del Certificado de Acreditación y elsolicitante tuviese interés en actualizar su acreditación, la solicita nuevamente, según loestablecido en el presente Reglamento.

CAPÍTULO V

DE LOS CONTRATOS DE PRODUCCIÓN COMPARTIDA PARA LAEXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 33.1. Los Contratos de Producción Compartida se formalizan entre quienesdesignen las entidades referidas en el

Artículo 25 del Decreto-Ley para que las represente ylos sujetos previamente acreditados por la Oficina Nacional de Recursos Minerales, en loadelante Contratista, de conformidad con lo establecido en el presente Reglamento.

2. Quien se designe, responde con su patrimonio por las responsabilidades que adquie-re en la asociación, con total independencia del patrimonio de cualquiera de las entidadesreferidas en el

Artículo 25 del Decreto-Ley.

3. Asimismo, otras personas jurídicas nacionales estatales, autorizadas para realizaractividades de exploración y explotación de yacimientos de petróleo y gas, pueden for-malizar estos contratos con sujetos previamente acreditados por la Oficina Nacional de Recursos Minerales, de conformidad con lo establecido en el presente Reglamento.

Artículo 34. Los contratos de Producción Compartida se ejecutan a riesgo del Contra-tista, quien asume el riesgo financiero y técnico por los resultados de su gestión.

Artículo 35.1. Los contratos de Producción Compartida se dirigen por un comité deadministración, integrado por representantes de cada una de las partes.

2. Las entidades referidas en el

Artículo 25 del Decreto-Ley y las otras personas jurí-dicas nacionales estatales, autorizadas para realizar estas actividades, según corresponda,controlan los contratos de Producción Compartida, a través de sus miembros en el comitéde administración y mediante la emisión de políticas y directivas a fin de su ejecución.

3. El representante legal de la entidad que se asocie por la parte nacional, es el presi-dente o vicepresidente del comité de administración y el máximo responsable de hacercumplir las políticas y directivas aprobadas.

Artículo 36. Los Contratos de Producción Compartida, como acuerdos típicos en laindustria petrolera para la exploración y explotación de petróleo y gas, contienen, entreotros, los términos y condiciones siguientes:

a) Objeto del contrato, ejecución de las operaciones petroleras de exploración y ex-plotación de petróleo y gas en un área propiedad del Estado, bajo la modalidad deproducción compartida, donde se reconocen los Gastos de Operaciones Petroleraspara su recuperación por el Contratista y se comparte la producción obtenida, apartir de que se emita la Declaratoria de Comercialidad;

b) alcance y responsabilidades, establece que el Contratista ejecuta todas las activi-dades a su costo y riesgo; además, suministra los recursos para la producción en elárea contratada;

c) duración y etapas, el contrato tiene una vigencia a pactar entre las partes, la que sedefine en dependencia del área objeto del contrato y que no excede los cuarenta (40)años, con opción de prórroga por hasta otros diez (10) años, con la aprobación dela autoridad habilitante, siempre que existan recursos de petróleo y gas que no sehayan agotado en el plazo de la vigencia;

d) participación en la producción, se especifica el porcentaje o participación en la pro-ducción que corresponde a las partes, el Estado opta por tener participación en lasganancias, si así lo considera, y se pacta en los contratos;

e) obligaciones técnicas y económicas, incluye la presentación y ejecución de progra-mas anuales de operación, informes técnicos, económicos, de cumplimiento de lasnormativas ambientales, de seguridad y otras a pactar entre las partes;

f) recuperación de los costos, el Contratista toma una parte de la producción brutapara cubrir costos y gastos, considerados Gastos de Operaciones Petroleras Recu-perables, determinados, según se establece en el presente Reglamento;

g) garantías y responsabilidades, se pactan garantías de cumplimiento de las obliga-ciones y responsabilidades del Contratista, incluye seguros y responsabilidades le-gales;

h) fondo de abandono, se dispone la forma de asegurar el cierre definitivo de los yaci-mientos al finalizar la producción, a partir de garantizar que se toman las medidasde seguridad en la instalación existente, para evitar el peligro de ocurrencia de de-rrames o emanaciones de hidrocarburos, sus consecuencias directas y potenciales;

i) disposiciones de activos y reinversión, se establece como se manejan y reinviertenlos activos al término del contrato;

j) confidencialidad, se establece mantener la información confidencial en estricta re-serva y no revelar ningún dato de la información a otra parte, relacionada o no, sinel consentimiento previo escrito del titular de la información;

k) solución de controversia, se pacta la forma de resolver los conflictos en la vía judi-cial, por explotar recursos no renovables propiedad del pueblo cubano; en el títulohabilitante se autoriza otra forma de resolver los conflictos, a propuesta de las par-tes;

l) transparencia y licitación de compras, para los gastos a ejecutar por el Contratistaque superen los límites que se pacten en cada contrato, se exige la realización deuna licitación o procedimiento competitivo aprobado por el comité de administra-ción, como garantía de la transparencia y uso eficiente de los recursos; y

m) aspectos legales, incluye normas sobre monedas, tributos, cesiones de derechos,fuerza mayor, idioma, ley aplicable, entre otros que las partes entiendan necesarios.

Artículo 37. Los sujetos asociados partes en los contratos de Producción Compartida uotras modalidades que se autoricen, de conformidad con las disposiciones normativas enesta materia y el presente Reglamento, están sometidos a la supervisión, auditoría y fis-calización por las entidades que representan al Estado en el contrato, y cumplen las leyesvigentes en la República de Cuba que le sean de aplicación.

Artículo 38.1. La Contraloría General de la República, el organismo rector en materiade economía, finanzas y planificación y la Oficina Nacional de Administración Tributaria,en lo que resulte de su competencia, están facultados para verificar que los sujetos aso-ciados cumplen los aspectos contables y financieros previstos en los contratos, medianteauditorías, verificaciones y acciones de control, según las disposiciones normativas co-rrespondientes.

2. Las labores de auditorías, verificaciones y acciones de control se realizan a la Cuen-ta de Recuperación, costos, gastos e inversiones, contraprestaciones, registros y originalesde los justificantes primarios, en cualquier año o parte del mismo; también son aplicablesa las actividades de adquisición de bienes y servicios de los sujetos asociados.

Artículo 39. Para las labores de auditorías, verificaciones y acciones de control la Con-traloría General de la República, el organismo rector en materia de economía, finanzas yplanificación y la Oficina Nacional de Administración Tributaria, se apegan a las normasinternacionales de auditoría, y al contrato sujeto a fiscalización y da cumplimiento a losiguiente:

a) Preservar su independencia para ejecutar cualquier trabajo de fiscalización o com-probación;

b) contar con los conocimientos técnicos y la capacidad profesional requerida y de sernecesario subcontratarlos o utilizar el auxilio administrativo de entidades estatales;

c) apegarse a un programa y cronograma e informar oportunamente al sujeto fiscali-zado cuando exista necesidad de prorrogar el cronograma, por una única vez y unplazo extraordinario, nunca superior a la mitad del originalmente planificado; y

d) otorgar el carácter de reservado a los datos, informes y documentos de los sujetosasociados, parte relacionada o terceros.

Artículo 40. Son derechos de los sujetos asociados:

a) Conocer, el estado de tramitación de los procedimientos de que sea parte;

b) conocer, la identidad de las personas designadas para realizar las acciones de fisca-lización o comprobación;

c) que se garantice el tratamiento reservado de sus datos, informes y documentos porlos ejecutores de la acción de fiscalización o control; y

d) conocer cuáles son las autoridades competentes para establecer recursos, quejas einconformidades.

SECCIÓN SEGUNDA

Sobre el reconocimiento y aprobación de los Gastos de Operaciones Petroleras

Artículo 41. Lo estipulado en esta sección se aplica a los sujetos asociados, parte de loscontratos de Producción Compartida para la exploración y explotación de petróleo y gas.

Artículo 42.1. Los gastos en que incurren los sujetos asociados durante la ejecución del Contrato de Producción Compartida, que cumplen con los requisitos establecidos en estasección, son considerados Gastos de Operaciones Petroleras Recuperables y la recupera-ción tiene lugar, cuando se cumplen las premisas pactadas en el contrato, el Decreto-Ley,el presente Reglamento y la legislación financiera, contable y tributaria vigente.

2. Los Gastos de Operaciones Petroleras Recuperables son aprobados por las entida-des que representan al Estado en los contratos, de conformidad con lo establecido en loscontratos y el presente Reglamento.

Artículo 43.1. Los sujetos asociados en los contratos de Producción Compartida, es-tablecen registros contables en la República de Cuba, en idioma español y en pesos cu-banos, según las Normas Cubanas de Información Financiera, en cumplimiento de lasdisposiciones normativas correspondientes.

2. Cualquier conversión de moneda que sea necesaria, para los efectos de los registroscontables, se realiza con la utilización de la tasa oficial de referencia publicada por el Ban-co Central de Cuba para la fecha de la transacción; si para esa fecha no existiera tasa pu-blicada por la antes citada institución, se utiliza la publicada en fecha inmediata anterior.

3. Cuando la moneda de la transacción no está incluida en la publicación del Banco Central de Cuba, se convierte el importe de la transacción inicialmente a dólares estadou-nidenses, para lo que se utiliza la tasa publicada por el banco central emisor de la moneda,en igual fecha, y posteriormente se convierte a pesos cubanos, según lo estipulado ante-riormente.

Artículo 44. Los gastos incurridos por los sujetos asociados durante la ejecución de lasoperaciones petroleras, son debitados de las cuentas contables llevadas por los referidossujetos, por partidas de gastos en correspondencia con los períodos previstos en el contra-to, de acuerdo con la clasificación general de partidas de Gastos de Exploración, Gastosde Estudio y Pruebas Piloto, Gastos de Desarrollo y Gastos de Explotación, los cuales sedefinen como sigue:

1. Gastos de Exploración, se incluyen todos los gastos ocasionados por la exploración yevaluación de yacimientos de petróleo y gas, desde la fecha de entrada en vigor del con-trato, hasta la Declaratoria de Comercialidad de los yacimientos, o hasta la terminacióndel contrato cuando no haya una Declaratoria de Comercialidad, incluidos, pero no limi-tados a:

a) Estudios y levantamientos topográficos, aéreos, geofísicos, geoquímicos y geológi-cos, se incluye la adquisición, procesamiento e interpretación;

b) perforaciones para la extracción de muestras;

c) todos los costos, incluidos los gastos por mano de obra, materiales y servicios parala perforación y terminación de los pozos de exploración y evaluación;

d) instalaciones utilizadas solamente para apoyar estos propósitos, incluidas vías deacceso;

e) adquisición de información geológica, geofísica y reprocesamiento e interpretaciónde materiales;

f) obtención de permisos y licencias requeridas para las operaciones de exploración; y

g) gastos incurridos por los sujetos asociados referidos a la compra de informacióngeológica, geofísica y técnica a cualquier instancia de la entidad petrolera nacional,su reprocesamiento e interpretación, previa a la firma del contrato.

2. Gastos de Estudios y Prueba Piloto, se incluyen todos los gastos directos e indirectosocasionados que se tengan en relación con los estudios, análisis, investigaciones de labo-ratorio, ensayos y la introducción de nuevas tecnologías o metodologías para la ejecuciónde los trabajos para el aumento de la producción de petróleo y gas, durante la propia eje-cución de los estudios de laboratorio y la prueba piloto, que incluye, pero no limitados a:

a) Estudios geofísicos, geoquímicos y geológicos, e incluye su procesamiento e inter-pretación; u otros estudios de similar naturaleza que resulten necesarios;

b) obtención de permisos y licencias para la ejecución de la prueba piloto; y

c) gastos por los servicios de agua, gas, energía eléctrica, derivados del petróleo yotros.

3. Gastos de Desarrollo, se incluyen todos los gastos incurridos para el desarrollo deuno o más campos para la producción de petróleo y gas, desde la fecha de la Declaratoriade Comercialidad hasta el inicio de la producción comercial regular, para lo que se con-sideran, principalmente:

a) Todos los gastos de perforación de todos los pozos y completamiento de pozosproductores de petróleo y gas o inyectores de fluidos dentro de los reservorios, paraponer en producción el campo, incluida también la perforación de pozos de servi-cios, como los que se emplean para la evacuación de desechos;

b) todos los gastos para la construcción de vías de acceso u otras vías de comunicaciónque tengan que ver solamente con las actividades de desarrollo previstas;

c) todos los gastos para la construcción de instalaciones dedicadas a la producción,tratamiento, almacenamiento y transportación de petróleo crudo y gas, tales comotuberías, equipos para la producción y tratamiento de petróleo y gas, equipos paracabezales de pozo, equipos de extracción del subsuelo, tuberías de producción,bombas, líneas de flujo, sistemas de recuperación mejorada, tanques de almacena-miento y otras instalaciones relacionadas;

d) estudios de ingeniería y de diseño para esas instalaciones; y

e) los Gastos de Desarrollo de las instalaciones usadas en uno o más campos pueden sercompartidos entre los mismos, para lo cual se calcula el estimado de uso por cada unode estos, de acuerdo a los principios correctos y reconocidos de contabilidad.

4. Gastos de Explotación, incluye todos los gastos diferentes a los Gastos de Explora-ción, Estudio y Prueba Piloto o de Desarrollo, a partir del inicio de la producción comercialregular del campo donde se realizan las operaciones, incluidos, pero no limitados a:

a) Operación, mantenimiento y reparación de los pozos de producción e inyección, asícomo todos los equipos, tuberías, sistemas de servicios generales, instalaciones yplantas de tratamiento;

b) producción, recolección, control, medición y transportación, del flujo de petróleo ygas desde los pozos hasta el punto de entrega; e

c) incluyen aquellos en que se incurre para el cierre del yacimiento petrolero, determi-nados según lo estipulado en el contrato.

Artículo 45. Los Gastos de Operaciones Petroleras registrados en las cuentas llevadaspor los sujetos asociados, según lo estipulado en el presente Reglamento, se considerancomo recuperables cuando resultan indispensables para la ejecución de las actividadespetroleras realizadas, a partir de la fecha efectiva de inicio de estas y hasta la terminacióndel contrato y responden a los siguientes criterios:

1. Gastos de Personal.

a) Salarios pagados a los empleados de los sujetos asociados que laboran de mane-ra temporal o permanente, en función del beneficio de las operaciones petroleras,correspondientes a los cargos que estos desempeñan, aprobados por el comité deadministración, y en correspondencia con el tiempo real trabajado en estas opera-ciones; para ello, los sujetos asociados mantienen los registros necesarios, incluidaslas planillas de control de horas trabajadas por cada empleado para cada uno lostrabajos ejecutados;

b) costos relacionados con los empleados arriba mencionados, incluidos: renta de ofi-cinas, viviendas, vehículos, y comunicaciones;

c) costos por concepto de seguros de vida individuales y colectivos; los gastos porhospitalización, asistencia médica y accidentes son cubiertos por las pólizas de se-guro contratadas por los sujetos asociados;

d) costos por concepto del servicio de fuerza de trabajo contratado a la agencia em-pleadora autorizada, según las disposiciones del contrato; y

e) que incluye los costos de viajes del país de origen hacia la República de Cuba yviceversa, para todo el personal, no residente permanente en la República de Cuba,de los sujetos asociados designado para las operaciones petroleras, en condiciónpermanente o temporal; el viaje de vacaciones anual de estos a su país de origen;así como los costos de movilización, dentro de la República de Cuba, del personaldesignado para las operaciones petroleras, en condición permanente o temporal, endirección a los sitios en que dichas operaciones son conducidas y viceversa.

2. Gastos de Transporte y Reubicación del Personal, que incluye transporte de perso-nal, equipos, materiales, maquinarias y suministros necesarios para la ejecución de lasactividades contempladas en el contrato.

3. Gastos de Servicios, responden a los criterios siguientes:

a) Servicios de los sujetos asociados y de sus compañías afiliadas, los servicios relativosa las operaciones petroleras, suministrados por los sujetos asociados o sus compañíasafiliadas, incluidos los que hayan sido ejecutados por medio de equipos de propiedadexclusiva de los sujetos asociados o de sus compañías afiliadas y son debitados alas cuentas del contrato; para esto, los sujetos asociados utilizan como referencia losprecios del mercado internacional actuales y razonables; el costo de estos servicios esaprobado previamente por el comité de administración del contrato; y

b) servicios de terceros, son los costos de los servicios de cualquier naturaleza sumi-nistrados por terceros y que se debitan a las cuentas del contrato por el valor de sucosto real.

4. Gastos de Materiales y Equipos para:

a) Compra y alquiler de materiales y equipos, el valor de los materiales y equiposcomprados o alquilados por los sujetos asociados para la utilización en las operacio-nes petroleras, incluye el precio del material comprado o la tarifa de servicio según

factura, más los costos de flete y expedición entre el local de suministro y el localde embarque, tasas portuarias, aranceles y demás derechos aduanales, flete hasta ellocal de destino, seguros, tributos, gastos de legalización, costos de inspección, al-macenamiento y otros debitados al costo del material o equipo importado, así comolas operaciones de manipulación y traslado a los almacenes o sitios de operación;

b) materiales y equipos nuevos, son los materiales y equipos que nunca hayan sidoutilizados y son facturados, según el precio neto de entrega;

c) materiales y equipos usados, son los materiales y equipos que se encuentran en bue-nas condiciones y pueden utilizarse para su función original, sin necesidad de serreacondicionados, se facturan a un precio máximo de hasta el setenta y cinco (75)por ciento del valor neto del material y equipo nuevo equivalente, disponibles en elmercado;

d) otros materiales y equipos usados, son los materiales y equipos usados que se uti-lizan para su función original, después de ser reparados y reacondicionados, sonfacturados a un máximo de hasta el cincuenta (50) por ciento del valor neto delmaterial o equipo nuevo equivalente, disponible en el mercado;

e) materiales y equipos en malas condiciones, son los materiales y equipos que ya nopuedan utilizarse para su función original, pero sí con otros fines relacionados con lasoperaciones petroleras, se facturan a un precio máximo de hasta el veinticinco (25)por ciento del valor neto del material y equipo nuevo equivalente, disponible en elmercado;

f) desechos, son los materiales que ya no pueden repararse o utilizarse en las opera-ciones petroleras, no se consideran como gastos recuperables; de realizarse la ventacomo desechos, los ingresos que se reciban por este concepto se acreditan a la cuen-ta de Gastos de Operaciones Petroleras;

g) los sujetos asociados no garantizan ningún material más allá de las garantías ofre-cidas por los suministradores y fabricantes, y en caso de equipos o materialesdefectuosos, cualquier indemnización recibida por los sujetos asociados de sus su-ministradores o de sus agentes se acredita, debidamente, a la Cuenta de Recupera-ción del Contrato; y

h) los sujetos asociados tienen el derecho de mantener, en la República de Cuba, alma-cenes para preservar los materiales, equipos, instrumentos y otros objetos relacio-nados con las operaciones petroleras; en cuyo caso realizan inventarios físicos conuna periodicidad razonable y les notifican a las entidades que representan al Estadoen el contrato, con no menos de treinta (30) días hábiles de antelación, su intenciónde realizar dichos inventarios de modo que estas puedan asistir si lo desean.

5. Gastos Legales, los valores pagados por los sujetos asociados por concepto de ho-norarios legales, incurridos en beneficio de las operaciones petroleras; estos no incluyenlos gastos derivados de un proceso arbitral entre las partes o por solicitud de expertos paraotros fines relacionados con el contrato.

6. Seguros, las primas pagadas por las pólizas de seguro contratadas en beneficio de lasoperaciones petroleras, aprobadas por el comité de administración.

7. Gastos de Oficina, campamentos y otras instalaciones, son los gastos incurridos por lamanutención y administración de oficinas, campamentos, almacenes, alojamientos u otrasinstalaciones, relacionadas con las operaciones petroleras en la República de Cuba; en casode que cualquier otra instalación sea utilizada para operaciones relacionadas con otras áreascontractuales, los costos respectivos se prorratean de acuerdo con su utilización.

8. Otros Gastos, se refiere a cualquier otro gasto no cubierto por lo relacionado con lasdisposiciones para débito a las cuentas del contrato y que hayan sido incurridos por lossujetos asociados, para la ejecución apropiada de las operaciones petroleras, siempre quedichos gastos hayan sido aprobados por el comité de administración del contrato.

9. Gastos Generales y de Administración, son todos los gastos que se deriven del usode las instalaciones comunes de apoyo para las operaciones de exploración, desarrollo yexplotación, como, por ejemplo, los gastos de las actividades de gestión y servicios, entrelos que se incluyen, pero no se limitan a los siguientes:

a) Alquiler, compra o construcción, operación y mantenimiento de los almacenes,vehículos automotrices, oficinas administrativas, laboratorios, estaciones de incen-dio y de seguridad, talleres, plantas de tratamiento de aguas residuales, tanques dealmacenamiento, transporte de crudo, tratamiento de crudo, plantas eléctricas, sis-temas de comunicaciones, alojamiento, instalaciones y herramientas e instalacionesutilizadas en estas actividades;

b) los gastos en instalaciones, medios técnicos y servicios de seguridad y protecciónfísica, contra incendios y para las sustancias peligrosas controladas;

c) todos los gastos de dirección, administrativos y generales incurridos en las oficinasde los sujetos asociados en la República de Cuba, principalmente los de supervi-sión, contabilidad, técnicos, legales y los servicios relacionados con los empleados;

d) los gastos de gestión y administrativos, técnicos, legales y los servicios relaciona-dos con empleados, incurridos fuera de la República de Cuba por los sujetos asociados,así como otros gastos que sean aplicables a las actividades especificadas en el con-trato, siempre que hayan sido previstos en los presupuestos de gastos aprobados porel comité de administración; y

e) los gastos de administración y servicios se ubican en Gastos de Estudio, Gastos de Pruebas Piloto y Gastos de Explotación, según los principios justos y reconocidosde contabilidad; estos gastos de administración no se duplican con los gastos carga-dos, según lo establecido en los artículos anteriores referidos en los apartados del 1 al 8 de este mismo artículo.

Artículo 46. No se consideran como Gastos Recuperables:

a) Los gastos cuyos rubros o actividades no se hayan incluido en los presupuestos yprogramas de trabajo aprobados por el comité de administración o que excedan lospresupuestos aprobados;

b) los costos financieros, excepto las comisiones bancarias por el mantenimiento decuentas bancarias abiertas por el Contratista en la República de Cuba y las relacio-nadas con operaciones desde y hacia estas cuentas;

c) los montos pagados por concepto de Contribución Territorial al Desarrollo Local,cuando corresponda, en la zona donde se ejecutan las actividades petroleras;

d) cualquier costo y gasto relacionado con planes de incentivos u otros beneficios parael personal del Contratista;

e) las multas o sanciones económicas en que se incurra por el incumplimiento de obli-gaciones legales o contractuales;

f) cualquier costo y gasto relacionado con relaciones públicas y gastos de representa-ción del Contratista, sus filiales y sub contratistas, incluyen la promoción o publici-dad, con excepción de los relacionados directamente con el contrato; y

g) cualquier otro gasto que no sea estrictamente indispensable para la actividad objetodel contrato o causados por actividades distintas a aquellas por las que el Contratistaestá obligado.

Artículo 47.1. Los gastos en que incurre el sujeto asociado, parte del Contrato de Pro-ducción Compartida, en el marco de las operaciones petroleras, conforme a los términosy condiciones establecidos en este tipo de Contrato y en el presente Reglamento, se con-sideran como Gastos Recuperables cuando cumplan con los requisitos siguientes:

a) Ser estrictamente indispensables para la ejecución de las actividades petroleras au-torizadas;

b) haber sido incurridos a partir de la fecha de entrada en vigor del contrato y hasta suterminación;

c) cumplir con los requisitos de documentación, justificación y presentación estableci-dos en el presente Reglamento;

d) ser presentados por el Contratista para su revisión dentro de los plazos y formatosestipulados; y

e) ser revisados y aprobados por la entidad contratante, según corresponda, conformea los procedimientos internos vigentes y las disposiciones legales aplicables.

2. Los costos, gastos e inversiones son recuperables para el Contratista, una vez quese obtenga la producción contratada y siempre que estén efectivamente registrados y pa-gados.

3. Se faculta a las entidades que representan al Estado en el contrato, según correspon-da, a verificar, auditar y aprobar dichos gastos, en cumplimiento de las normas contables,fiscales y administrativas establecidas por las disposiciones normativas correspondientes.

Artículo 48. Los Gastos de Operaciones Petroleras aprobados como recuperables, deconformidad con lo estipulado en el

Artículo 47 del presente Decreto, se debitan en la Cuenta de Recuperación, al momento de su aprobación, por la instancia designada por lasentidades que representan al Estado en el contrato, según corresponda.

Artículo 49. En la Cuenta de Recuperación se acreditan los importes de la produccióndestinados a la recuperación y, además, los ingresos netos producto de transacciones quehayan sido reconocidos como Gastos de Operaciones Petroleras Recuperables y que ha-yan sido debitados previamente; estos son, pero sin limitarse:

a) Ingresos netos de cualquier seguro o reclamación relacionada con las operacionespetroleras o cualquier activo asegurado;

b) ingresos recibidos de terceros por uso de la propiedad o activos;

c) cualquier indemnización recibida por el Contratista, de los suministradores o fabri-cantes o de sus agentes en relación con servicios, materiales o equipos defectuosos;

d) pagos por concepto de arrendamientos, reembolsos u otros créditos recibidos por el Contratista; y

e) todo ingreso proveniente de la realización de cualquier actividad, cuyo gasto sehaya registrado previamente como gasto en la Cuenta de Recuperación.

Artículo 50. El saldo de la Cuenta de Recuperación se concilia como mínimo trimes-tralmente, entre el Contratista y la instancia designada por las entidades que representanal Estado en el contrato, según corresponda.

SECCIÓN TERCERA

De las operaciones con activos fijos

Artículo 51.1. El Contratista puede enajenar activos fijos que ya no sean indispensa-bles para el cumplimiento del objeto del contrato, cuyo costo, gasto o inversión hubierasido recuperado, parcial o totalmente, siempre que cuente previamente con la fundamen-tación y aprobación de por las entidades que representan al Estado en el contrato, segúncorresponda.

2. El importe de la venta por los activos fijos totalmente recuperados se deposita en la Cuenta de Recuperación o, previa autorización de las entidades que representan al Estadoen el contrato, según corresponda, se descuenta un monto equivalente a las contrapresta-ciones que le correspondan al Contratista.

3. En el caso de los activos fijos enajenados recuperados parcialmente, el importe de laventa se distribuye entre la Cuenta de Recuperación y el Contratista.

4. Cuando el Contratista renta o presta servicios con los activos registrados como recu-perables en el contrato, las entidades que representan al Estado, según corresponda, dis-minuyen de los costos, gastos e inversiones recuperables, los ingresos que el Contratistaha recibido por dichas actividades.

SECCIÓN CUARTA

De las operaciones con partes relacionadas

Artículo 52. Cuando el sujeto asociado, parte en un Contrato de Producción Compar-tida adquiere bienes o servicios de proveedores que pertenecen a su propio grupo corpo-rativo, cumplen los requisitos siguientes:

a) Determinan sus ingresos, costos, gastos e inversiones conforme al principio delvalor de mercado;

b) para todas las operaciones, se aplica la tasa de cambio oficial aprobada; y

c) conservan, en soporte de papel o digital, la documentación comprobatoria, que evi-dencie el cumplimiento del principio de valor de mercado en sus operaciones.

Artículo 53. Para operaciones cuyo monto acumulado anual sea inferior a veinte (20)millones de dólares estadounidenses o su equivalente en la moneda local, se conserva ladocumentación en los archivos por un período mínimo de cinco (5) años posteriores a laejecución del gasto y para montos superiores, cinco (5) años posteriores a la terminacióndel contrato.

Artículo 54. El incumplimiento de las disposiciones contenidas en los artículos ante-riores de esta sección conlleva la pérdida del derecho a declarar como Gastos Recupera-bles los costos, gastos e inversiones ejecutados correspondientes.

CAPÍTULO VI

DE LAS CONCESIONES PETROLERAS

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 55.1. La Concesión Petrolera se formaliza entre el Estado y una persona ju-rídica nacional o extranjera, en lo adelante Concesionario, para otorgar el derecho ex-clusivo y temporal a ejecutar, por su cuenta y riesgo, las actividades de exploración yexplotación, en un área de concesión determinada.

2. Este derecho se formaliza mediante un Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión Petrolera, como acto administrativo unilateral de aprobación por el Consejo de Ministros,previa autorización del Consejo de Estado, según el

Artículo 23 de la Constitución de la República.

3. Este derecho se implementa mediante el propio acuerdo referido en el apartadoanterior, que recoge los términos y condiciones e incluye sin limitarse, los derechos yobligaciones del Concesionario.

4. El Estado es el propietario de los hidrocarburos hasta el momento de su extraccióny su papel principal es otorgar, aprobar y fijar las condiciones del derecho exclusivo deexploración y explotación, a cambio de los pagos correspondientes y transfiere al Conce-sionario la propiedad sobre los hidrocarburos que extraiga, en el Punto de Fiscalización.

Artículo 56.1. El área de la concesión se delimita geográficamente por un perímetrodefinido mediante coordenadas geográficas.

2. El derecho del Concesionario se ejerce sobre un volumen tridimensional del subsue-lo, limitado en su base por un plano horizontal perpendicular de la misma área del polígo-no superficial, de profundidad indeterminada, salvo estipulación en contrario establecidaen el título habilitante.

Artículo 57. La concesión no confiere derecho de propiedad sobre el suelo, ni sobrerecursos naturales distintos a los hidrocarburos expresamente autorizados.

Artículo 58. El Concesionario está obligado a aportar al Estado, las contraprestacionessiguientes:

a) Canon de Superficie, tarifa fija anual por kilómetro cuadrado del área ocupada porla concesión.

b) Regalías, porcentaje del valor bruto de la producción mensual de hidrocarburos delmes anterior, en el Punto de Fiscalización.

c) Tributos, establecidos en las disposiciones normativas correspondientes.

d) Derechos económicos extraordinarios, mecanismo variable que se activa cuando laproducción o el precio del crudo superan o no alcanzan ciertos umbrales; el Conce-sionario entrega un porcentaje de regalía mayor o menor de la producción mensualque se aporta al Estado, según corresponda.

SECCIÓN SEGUNDA

Del contenido del Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión Petrolera

Artículo 59. El Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión Petrolera, emitido por el Consejo de Ministros, contiene los apartados, enunciados a continuación, cuyos términosse presumen conocidos y aceptados por el Concesionario, en virtud de su participación enla licitación y se adecuan al alcance que tenga la Concesión:

1. PRIMERO. Identificación de las partes, donde se definen:

a) Concedente, es el Estado, actuando a través del Consejo de Ministros, con expresaindicación de la norma que lo faculta para dicho otorgamiento.

b) Concesionario, es la persona jurídica adjudicataria, con indicación de su denomina-ción, domicilio legal en el país de su constitución, número de registro fiscal, u otrainformación que se considere necesaria.

2. SEGUNDO. Objeto y alcance del derecho otorgado,donde se define:

a) Actividades autorizadas, exploración y explotación, transporte dentro del área, tra-tamiento primario y comercialización de los hidrocarburos extraídos, especificandosi se incluye o no el gas natural acompañante.

b) Título sobre los hidrocarburos, declaración expresa de que el Concesionario adquierela propiedad sobre los hidrocarburos extraídos en el Punto de Fiscalización, una vezfiscalizados y pagadas las participaciones estatales, según los plazos establecidos.

c) Exclusividad, carácter exclusivo del derecho durante la vigencia del Acuerdo, salvolos derechos de servidumbre legalmente reconocidos a terceros, así como lo esta-blecido en el Derecho Marítimo cuando se trate de operaciones costa afuera.

3. TERCERO. Área de concesión y delimitación que contiene:

a) La descripción literal del perímetro del área de concesión mediante coordenadasgeográficas referidas al sistema oficial del país.

b) La superficie total expresada en kilómetros cuadrados.

c) La declaración de que el derecho se extiende en profundidad sin limitación, salvorestricción expresa para acuíferos, otros recursos naturales estratégicos u otra es-tructura de interés público, y sin perjuicio de derechos mineros preexistentes debi-damente registrados.

4. CUARTO. Vigencia, fases y plazos, donde se fija:

a) La fecha de entrada en vigor, que será la fecha de publicación en la Gaceta Oficialdel Acuerdo de aprobación.

b) Período de exploración, con indicación de sus fases, incluyendo su fecha de inicio,duración máxima de cada una y el calendario de vencimientos.

c) Período de explotación, con la duración base en años, desde la Declaración de Co-mercialidad y condiciones para el otorgamiento de prórrogas sucesivas.

d) La obligación de devolver al Estado porciones del área de Concesión originalmenteotorgada, en hitos temporales predefinidos durante el período de exploración, rete-niendo únicamente aquellas porciones donde se hayan realizado descubrimientoscomercialmente viables o donde existan indicios técnicos razonables que justifi-quen continuar explorando.

5. QUINTO. Documentos de entrega obligatoria por el Concesionario, tales como:

a) Programa mínimo de trabajo, que incluye las actividades firmes, con el númeromínimo de kilómetros de sísmica, número de pozos exploratorios, estudios geoquí-micos u otras actividades medibles, con cronograma de ejecución.

b) La inversión monetaria mínima garantizada.

c) La obligación de constituir una garantía de fiel cumplimiento por el cien por cientodel valor de las actividades firmes de la primera fase del Programa mínimo de trabajo.

d) Plan general de desarrollo y programas anuales.

e) El movimiento de los recursos y reservas de hidrocarburos.

f) Los informes técnicos correspondientes a las áreas devueltas.

g) El plan progresivo de rehabilitación y restauración de las áreas devueltas.

h) Las demás informaciones y documentación exigible por la Oficina Nacional de Recursos Minerales y las disposiciones normativas correspondientes.

6. SEXTO. Régimen económico y fiscal aplicable, se establecen todas las contrapres-taciones económicas a las que queda sujeto el Concesionario, incluyendo:

a) Regalía base, con el porcentaje fijo sobre el valor de la producción bruta de hidro-carburos líquidos y gaseosos, medido en el Punto de Fiscalización, con especifica-ción de la metodología de valoración, con referencia al West Texas Intermediate Crude Oil (WTI), los ajustes por gravedad API y el contenido de azufre.

b) Ajuste variable en la Regalía, con el cambio del porcentaje por variación en los ni-veles de producción o precio, según las disposiciones normativas correspondientes.

c) Canon de Superficie, con el monto por kilómetro cuadrado retenido en la Conce-sión, pagadero anualmente, con una tabla progresiva por fases.

d) Impuesto sobre Utilidades y otros tributos, con la declaración de que el Concesio-nario está sujeto al régimen específico de la actividad petrolera y en lo no definidopor este, a la ley tributaria general del país, sin perjuicio de la estabilidad tributariaque expresamente se otorgue en el Acuerdo.

7. SÉPTIMO. Opción de pago de las contraprestaciones al Estado, considerar la prio-ridad del Estado, bajo condiciones competitivas de mercado, en la adquisición in situ devolúmenes de hidrocarburos necesarios para la seguridad energética nacional.

8. OCTAVO. Obligaciones de información y transparencia, se impone al Concesiona-rio lo siguiente:

a) Entrega al Estado, en formatos digitales estándar de la industria, de toda la in-formación geológica, geofísica, de ingeniería de yacimientos y de producción queobtenga, en los plazos y formatos que establezca la Oficina Nacional de Recursos Minerales; dicha información será propiedad del Estado, que podrá disponer de ella

una vez expirado el período de confidencialidad que el Contrato fije (típicamente,la duración de la fase exploratoria respectiva o dos años desde su obtención).

b) Remisión de estados financieros auditados específicos para la concesión, separadosde cualquier otra operación del Concesionario.

c) Cualquier otra información con trascendencia fiscal, lo cual incluye, sin limitarse,las operaciones con partes relacionadas y precios de transferencia que le sean soli-citados por la máxima autoridad fiscal de la República.

d) Notificación inmediata de cualquier cambio de control accionario directo o indirec-to que sea igual o superior al cincuenta (50) por ciento del capital, bajo apercibi-miento de considerar el hecho como causal de caducidad si no se solicita y obtienela autorización previa.

9. NOVENO. Garantías y previsión de abandono, se establece la obligación de consti-tuir y mantener vigentes durante toda la vida de la concesión:

a) Garantía de cumplimiento del programa mínimo de trabajo, mediante Carta de cré-dito standby irrevocable o fianza bancaria solidaria, ejecutable a primer requeri-miento.

b) Garantía de abandono y desmantelamiento, mediante un fondo de provisión o ga-rantía financiera que se incrementará anualmente durante el período de explotación,basado en un plan de abandono aprobado y actualizado cada cinco años; el montoacumulado deberá cubrir el cien por ciento del costo estimado de la liquidación depozos, desmantelamiento de instalaciones y restauración ambiental.

c) Garantía de responsabilidad ambiental, mediante seguro o garantía por daños a ter-ceros y al medio ambiente, en los montos que fije la autoridad ambiental.

10. DÉCIMO. Cesión y transferencia de derechos, se regula taxativamente que:

a) La concesión es otorgada intuitu personae; toda cesión total o parcial, transferenciade control accionario que implique cambio del Operador o del beneficiario final, ytoda constitución de gravámenes o prendas sobre los derechos de concesión, reque-rirá autorización previa y expresa del Estado mediante Acuerdo fundado.

b) Como condición para la autorización, el cesionario deberá acreditar solvencia téc-nica y financiera igual o superior a la exigida en la convocatoria de la licitación yaceptar formalmente todas las obligaciones del Acuerdo.

c) El Estado tendrá derecho a percibir un canon de transferencia equivalente al uno porciento del valor total de la transacción, salvo que se trate de garantías financierasconstituidas para el financiamiento del proyecto.

11. UNDÉCIMO. Régimen de estabilidad, contiene una cláusula de estabilidad jurídi-ca que garantiza al Concesionario que:

a) El régimen económico de Regalías, Canon de Superficie y el régimen tributario es-pecífico para la actividad petrolera, vigente a la fecha de otorgamiento, solo podránser modificados en los casos y condiciones que establece el propio Acuerdo, con lasadecuaciones establecidas en el Reglamento y las disposiciones normativas corres-pondientes y siempre sujeto a los mecanismos de impugnación que ellas establecen.

b) Quedan expresamente excluidas de la estabilidad las normas sobre seguridad de lasoperaciones, protección ambiental, salud ocupacional y orden público, las cualesserán de aplicación inmediata en cuanto se promulguen, sin que ello genere derechoa indemnización ni reclamo por parte del Concesionario.

12. DUODÉCIMO. Terminación, terminación anticipada, caducidad y reversión, sedetallan:

a) Las causales de terminación, de terminación anticipada, de caducidad y reversión ylos procedimientos a seguir en cada caso.

13. DECIMOTERCERO. Control y supervisión, se consignan las autoridades que eje-cutan estas actividades, la legislación aplicable y cualquier otra particularidad vinculadacon dichas acciones.

14. DECIMOCUARTO. Obligaciones de contenido local, establece porcentajes míni-mos de bienes y servicios nacionales a utilizar en las operaciones; siempre que se cum-plan los requisitos de calidad estipulados, los plazos demandados y precios competitivos.

Artículo 60. El texto íntegro del Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión es publica-do en la Gaceta Oficial y en el sitio web de la Oficina Nacional de Recursos Minerales, enresguardo del principio de transparencia en la gestión de los recursos naturales del Estado.

SECCIÓN TERCERA

Sobre el principio de plena competencia y la imponibilidad

de costos entre vinculados

Artículo 61.1. En el Acuerdo de Otorgamiento de Concesión Petrolera, el Concesiona-rio está obligado a que todas las operaciones comerciales, financieras o de servicios querealice con personas naturales o jurídicas consideradas partes relacionadas o vinculadas,se efectúen a precios y condiciones de mercado, como si dichas operaciones se hubiesenpactado entre partes totalmente independientes.

2. Se entiende que existe vinculación cuando una entidad participe directa o indirecta-mente en la administración, el control o el capital de la otra, o cuando ambas estén some-tidas a un control común, ya sea de hecho o de derecho.

3. A los efectos de la liquidación de las obligaciones fiscales y del pago de la Regalía,la Administración Tributaria y la Autoridad Concedente pueden impugnar y desconocercontablemente todo gasto, costo o deducción derivado de operaciones con partes vincu-ladas que no se ajuste al principio de plena competencia, procediendo al recálculo de labase imponible y de las obligaciones contractuales correspondientes.

Artículo 62.1. El Concesionario está obligado a informar a la Autoridad Fiscal, conuna antelación no menor de treinta (30) días naturales a la firma de cualquier contrato conuna parte vinculada que supere los veinte (20) millones de dólares; dicha autoridad pue-de requerir la presentación de un Estudio Técnico de Precios de Transferencia, que debecontener el método de valoración empleado, la justificación económica de la operación yun análisis de comparabilidad con operaciones similares realizadas entre partes indepen-dientes en la industria petrolera internacional.

2. Se prohíbe expresamente al Concesionario la transferencia de utilidades al exteriormediante la simulación de gastos, la subcapitalización excesiva, el pago de regalías tec-nológicas injustificadas o la venta de hidrocarburos a partes vinculadas por debajo de losprecios de referencia del mercado internacional.

3. Las erogaciones realizadas en contravención a lo dispuesto en el presente artículono serán deducibles para la determinación del Impuesto sobre Utilidades ni serán recono-cidas como gastos deducibles ante la Autoridad Fiscal.

4. La violación reiterada de esta disposición constituirá causa suficiente para la cadu-cidad de la concesión, sin perjuicio de la responsabilidad penal y civil en que incurra elinfractor.

SECCIÓN CUARTA

De la supervisión y control a las Concesiones Petroleras

Artículo 63. La Contraloría General de la República, los ministerios de Energía y Mi-nas, de Economía, de Finanzas y Precios, la Oficina Nacional de Recursos Minerales, yla Oficina Nacional de Administración Tributaria, en lo que resulte de su competencia,

están facultados para verificar que los concesionarios cumplen los aspectos contables,financieros y tributarios previstos en el Acuerdo de Aprobación de la Concesión Petrolera yen su Contrato, mediante auditorías, verificaciones y acciones de control, según las dis-posiciones normativas en esta materia.

Artículo 64. Para las labores de auditorías, verificaciones y acciones de control la Contraloría General de la República, los ministerios de Energía y Minas, de Economía,de Finanzas y Precios, la Oficina Nacional de Recursos Minerales, y la Oficina Nacionalde Administración Tributaria, se apegan a las normas internacionales de auditoría, y al Acuerdo sujeto a fiscalización y da cumplimiento a lo siguiente:

a) Preservar su independencia para ejecutar cualquier trabajo de fiscalización o com-probación;

b) contar con los conocimientos técnicos y la capacidad profesional requerida y de sernecesario subcontratarlos o utilizar el auxilio administrativo de entidades estatales;

c) apegarse a un programa y cronograma e informar oportunamente al sujeto fiscali-zado cuando exista necesidad de prorrogar el cronograma, por una única vez y unplazo extraordinario, nunca superior a la mitad del originalmente planificado; y

d) otorgar el carácter de reservado a los datos, informes y documentos del Concesio-nario, las partes relacionadas con él o terceros.

Artículo 65. Son derechos de los Concesionarios:

a) Conocer, el estado de tramitación de los procedimientos de que sea parte;

b) conocer, la identidad de las personas designadas para realizar las acciones de fisca-lización o comprobación;

c) que se garantice el tratamiento reservado de sus datos, informes y documentos porlos ejecutores de la acción de fiscalización o control; y

d) conocer cuáles son las autoridades competentes para establecer recursos, quejas einconformidades.

CAPÍTULO VI

DEL PROCEDIMIENTO DE OTORGAMIENTO DE LAS CONCESIONESPETROLERAS

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 66.1. El procedimiento para el otorgamiento de las concesiones petroleras serealiza mediante licitación abierta, de conformidad con lo dispuesto en el Decreto-Ley de Petróleo y Gas, el Decreto-Ley sobre Licitaciones, el presente Reglamento y las disposi-ciones normativas que le sean de aplicación.

2. En los casos cuando concurren las condiciones referidas en el

Artículo 32 del Decreto-Ley, se realiza la licitación restringida, que se diferencia de la licitaciónabierta en que solo son convocados los sujetos seleccionados y en las audiencias es-tán presentes solo los mismos y se elimina la publicidad.

Artículo 67.1. La convocatoria para realizar la licitación de una Concesión Petrolerase inicia por acuerdo del Consejo de Dirección del Ministerio de Energía y Minas, a pro-puesta de la Oficina Nacional de Recursos Minerales o cuando esta propia oficina recibe,en el orden establecido, la solicitud de un sujeto interesado en llevar a cabo actividadesde exploración y explotación en un área específica.

2. En el caso de solicitud para un área específica, se lleva a cabo una convocatoriasobre dicha área; de no concurrir otros interesados, se adjudica al solicitante previo cum-plimiento de los requisitos establecidos para este proceso.

3. En caso de concurrir otros interesados, se aplica el procedimiento de licitación refe-rido en la sección segunda de este capítulo.

SECCIÓN SEGUNDA

Del procedimiento de licitación

Artículo 68. El procedimiento de preparación de la licitación para una Concesión Pe-trolera se inicia por acuerdo del Consejo de Dirección del Ministerio de Energía y Minas,a propuesta de la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

Artículo 69.1. El Ministerio de Energía y Minas notifica a los ministerios del Comercio Exterior y la Inversión Extranjera y de Economía y Planificación y a la entidad petroleranacional, su intención de convocar a una licitación para adjudicar una o varias áreas para Concesión Petrolera, y adjunta resumen técnico y económico de la oportunidad de nego-cio en cuestión.

2. Los ministerios del Comercio Exterior y la Inversión Extranjera, y de Economía y Planificación y la entidad petrolera nacional, emiten las consideraciones en un plazo nomayor a quince (15) días hábiles, contados a partir de la recepción de la notificación; deno recibirse estas en el plazo establecido, se entiende como conformidad.

Artículo 70.1. El Ministerio de Energía y Minas autoriza a la Oficina Nacional de Re-cursos Minerales, a que proceda a publicar la convocatoria en su portal oficial y el portalnacional de licitaciones, acompañada del pliego de licitación con la información técnica,geológica, económica y los requisitos específicos de las Concesiones Petroleras en lasáreas a licitar.

2. Dicha publicación tiene por objeto permitir la retroalimentación de las personas in-teresadas, nacionales o extranjeras, y promover la mayor concurrencia posible al proceso.

3. La Oficina Nacional de Recursos Minerales habilita un mecanismo de consulta yrecepción de opiniones por un plazo no menor a treinta (30) días hábiles, prorrogableshasta cuarenta (40) días hábiles, dada la complejidad técnica específica de las actividadesde exploración y explotación de los yacimientos de petróleo y gas.

4. En el caso de licitación restringida, la información se hace llegar de manera directay simultánea a las entidades seleccionadas.

Artículo 71. La Oficina Nacional de Recursos Minerales elabora las bases de la licita-ción, que incluye de manera enunciativa, pero sin limitarse:

a) La identificación de las áreas contractuales a ser licitadas, con su ubicación geográ-fica, extensión superficial y profundidad, y los estudios técnicos disponibles;

b) los términos y condiciones técnicos aplicables al proyecto, de los programas míni-mos de trabajo, las actividades de exploración y extracción requeridas, y los plazosestimados de ejecución;

c) los lineamientos técnicos para la ejecución de las actividades, que contienen las es-pecificaciones técnicas, los estándares de seguridad industrial, protección ambientaly responsabilidad social aplicables;

d) las condiciones económicas, relativas a las contraprestaciones, aportaciones fisca-les y demás términos financieros de las Concesiones Petroleras, conforme a lo queestablece el Decreto-Ley, este Reglamento y las disposiciones normativas emitidaspor el ministro de Finanzas y Precios;

e) el proceso de precalificación de los participantes, que incluye los requisitos de ca-pacidad técnica, financiera y de experiencia exigibles;

f) el mecanismo de adjudicaciones, mediante la ponderación de propuestas, con espe-cificación de los criterios de evaluación y puntuación;

g) el contenido y forma de las propuestas técnicas y económicas;

h) las garantías de participación y cumplimiento que deben otorgar los licitantes;

i) el calendario del procedimiento, señalando fechas y plazos para cada etapa;

j) los criterios de desempate y, en su caso, de declaración desierta de la licitación; y

k) el mecanismo de impugnación.

Artículo 72. Para la integración de las bases de licitación se observan los plazos y pro-cedimientos siguientes:

1. La Oficina Nacional de Recursos Minerales crea la Comisión de Licitación y pre-para el pliego de licitación, de acuerdo con el Decreto-Ley sobre Licitaciones, enun plazo de treinta (30) días hábiles, a partir de la autorización del Ministerio de Energía y Minas para librar la convocatoria.

2. El pliego de licitación se somete a consulta técnica de la entidad petrolera nacional,con un plazo de quince (15) días hábiles para recibir sus consideraciones, en las quese evitan requisitos que no sean proporcionales a las características y necesidadesdel proyecto.

Artículo 73.1. Concluidos los procedimientos y recibidas las opiniones a que se refie-ren los artículos anteriores, el ministro de Energía y Minas, mediante resolución, apruebalas bases de la licitación.

2. La Oficina Nacional de Recursos Minerales procede a la publicación de la convo-catoria y las bases de la licitación en el portal nacional de licitaciones y su portal oficial,dando inicio formal al procedimiento de licitación.

3. La convocatoria establece el plazo para la recepción de propuestas, que no puedeser inferior a cuarenta y cinco (45) días hábiles, ni superior a sesenta (60) días hábiles,contados a partir de la publicación.

Artículo 74.1. Los interesados en participar en la licitación deben registrarse ante la Oficina Nacional de Recursos Minerales dentro del plazo establecido en la convocatoria,presentando la documentación requerida para acreditar su personalidad jurídica, capaci-dad técnica y solvencia financiera.

2. La Oficina Nacional de Recursos Minerales lleva un registro actualizado de los inte-resados, el cual está a disposición del público a través de su portal oficial.

Artículo 75.1. La Oficina Nacional de Recursos Minerales organiza con la debida ante-lación, cuando proceda, una visita al área en licitación para que los interesados conozcanlas condiciones del terreno y del entorno, así como las reuniones aclaratorias que seannecesarias para resolver las dudas sobre el contenido de las bases de licitación.

2. El calendario de visitas y reuniones aclaratorias, así como las preguntas y respuestasde dichas reuniones se publican en el portal oficial de la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

Artículo 76. El acto de presentación de propuestas y apertura técnica se realiza en la fecha yhora señaladas en la convocatoria, acorde a lo regulado para este acto en el Decreto-Ley sobre Licitaciones.

Artículo 77.1. La Comisión de Licitación evalúa las propuestas técnicas para verificarque cumplen con los requisitos de capacidad técnica, experiencia y el programa mínimode trabajo ofrecido, en un plazo de tres (3) días hábiles.

2. Las propuestas técnicas que no cumplan con los requisitos se desestiman, y no seprocede a la apertura de sus propuestas económicas.

3. Una vez evaluadas las propuestas técnicas, la Comisión de Licitación realiza laapertura de las propuestas económicas de los licitantes que hayan pasado la etapa técnica.

4. La evaluación de las propuestas económicas se sujeta a los criterios de ponderacióny asignación de puntos establecidos en las bases de licitación y para ello la Comisión de Licitación dispone de otros tres (3) días hábiles.

Artículo 78.1. El Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la Oficina Nacionalde Recursos Minerales y con base en el dictamen técnico y económico de la Comisión de Licitación, emite el fallo de la licitación dentro del plazo establecido en la convocatoria,comunicándolo al licitante que haya presentado la propuesta que resulte más favorablepara el Estado.

2. Este fallo se publica en el portal nacional de licitaciones, en el portal oficial de la Oficina Nacional de Recursos Minerales y se notifica a los licitantes participantes.

3. Contra el fallo se interponen los recursos establecidos en el Decreto-Ley sobre Li-citaciones.

Artículo 79.1. El Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión Petrolera se formalizadentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la notificación del fallo.

2. El Concesionario debe otorgar las garantías de cumplimiento y, en su caso, las cartasde crédito o fianzas que correspondan, en los términos y plazos establecidos en las basesde licitación.

3. El Acuerdo de Otorgamiento de la Concesión Petrolera y sus anexos son publicadosen el portal oficial de la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

Artículo 80.1. La Oficina Nacional de Recursos Minerales declara desierta la licitacióncuando no se hubiere presentado ninguna propuesta, o cuando ninguna de las propuestaspresentadas cumple con los requisitos técnicos o económicos mínimos establecidos en lasbases.

2. En este caso, la Oficina Nacional de Recursos Minerales puede convocar a unanueva licitación, modificando las bases conforme a las circunstancias, o bien, dar porconcluida la licitación.

CAPÍTULO VII

DE LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DEL PETRÓLEO Y EL GAS

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 81. En las actividades petroleras de exploración y explotación se define como Operador al sujeto que gestiona, supervisa o ejecuta directamente, o por mandato, lasoperaciones en el campo petrolero.

Artículo 82. Las actividades comprendidas en los períodos de exploración y explota-ción de petróleo y gas, referidos en los artículos 35 y 36 del Decreto-Ley, tienen como fi-nalidad obtener la máxima producción sostenible de petróleo y gas, que permita la mayorrecuperación final de las reservas.

Artículo 83. En el caso de no existir una norma nacional para el desarrollo de unaactividad específica de la exploración y explotación, el Operador declara las normas queutiliza, acorde a la práctica internacional aplicable, así como informa de ello a la Oficina Nacional de Recursos Minerales y a las entidades que representan a Estado, según corres-ponda; estas últimas realizarán los trámites establecidos, según las disposiciones norma-tivas correspondientes, con la Oficina Nacional de Normalización.

Artículo 84. Para ejecutar la actividad petrolera de exploración y explotación de losyacimientos de petróleo y gas situados en la plataforma continental y la zona económicaexclusiva, además de los permisos establecidos en el Decreto-Ley De Petróleo y Gas, serequiere tramitar y obtener los permisos temporales que otorgan las autoridades compe-tentes en materia de regulaciones marítimas, de conformidad con las disposiciones nor-mativas en esta materia.

SECCIÓN SEGUNDA

Del control y la fiscalización

Artículo 85. La Oficina Nacional de Recursos Minerales es la encargada del control y lafiscalización de las operaciones específicas que se realizan durante los períodos de explo-ración y explotación.

Artículo 86. Los operadores que realicen actividades de exploración y explotación depetróleo y gas son también objeto de inspección por el resto de las autoridades regulado-ras nacionales que corresponda, según lo establecido en las disposiciones normativas quesean de aplicación.

Artículo 87. Los operadores entregan toda la información geólogo-geofísica, de perfo-ración, investigación y producción a la Oficina Nacional de Recursos Minerales, según loestablecido en el presente Reglamento y el Manual de Procedimientos Petroleros.

Artículo 88. Los operadores están obligados a informar sobre los hallazgos de otrassustancias que no sean petróleo y gas, descubiertas durante los trabajos que ejecuten, a la Oficina Nacional de Recursos Minerales, según lo establecido en el presente Reglamento yel Manual de Procedimientos Petroleros.

SECCIÓN TERCERA

De la exploración

Artículo 89.1. La duración del período de exploración se establece para cada yacimien-to de forma independiente, en función de la complejidad geológica y técnica develada.

2. Luego de la perforación del primer pozo y su evaluación integral, el plazo de explo-ración puede ser modificado.

Artículo 90. Si durante la exploración de un yacimiento la Oficina Nacional de Re-cursos Minerales detecta irregularidades en los trabajos que se ejecutan con relación a loproyectado, puede ordenar el cese de las operaciones hasta que se corrijan dichas irregu-laridades.

Artículo 91. Una vez concluida la fase de evaluación del descubrimiento, cualquieraque sea su resultado, positivo o negativo, se presenta a la Oficina Nacional de Recursos Minerales un informe evaluativo que respalda la proyección de la siguiente fase o el cesede las operaciones.

Artículo 92. Realizado el descubrimiento, todos los pozos proyectados para la fase dedelimitación y evaluación del yacimiento descubierto se ubican dentro de una red quepermita el contorneo del yacimiento, su evaluación, la determinación del potencial pro-ductivo de los pozos y su rentabilidad, así como su adecuada preparación para el siguienteperíodo.

Artículo 93.1. Durante el período de exploración los trabajos se orientan a esclarecer lageología del yacimiento, las características de los reservorios y los sellos, las característi-cas de los fluidos y su dinámica en el yacimiento, las dimensiones de este, la posición delcontacto agua-petróleo, los recursos y reservas estimados, la red de perforación necesaria,la infraestructura adecuada para las producciones esperadas, los datos de presión volumeny temperatura, la presión inicial en el yacimiento y los ensayos de todos los intervalosproductivos, la red de drenaje y las estimaciones de rentabilidad.

2. Asimismo, se registra la información que se revele sobre la presencia de algún re-curso mineral metálico, no metálico, hidrógeno, combustible sólido y energía geotérmicau otros.

3. Todas las informaciones obtenidas se incluyen en un informe de resultados de laexploración que se presenta a la Oficina Nacional de Recursos Minerales, en correspon-dencia con lo establecido en el Manual de Procedimientos Petroleros.

Artículo 94. Una vez concluido el período de exploración, se presentan a la Oficina Na-cional de Recursos Minerales los cálculos de recursos y reservas, según lo establecido en laresolución vigente sobre la “Clasificación de Recursos y Reservas de Petróleo y Gas”.

Artículo 95. Si el Operador considera que el descubrimiento es comercial, cumple loestablecido en los artículos 36 y 39 del Decreto-Ley.

Artículo 96.1. La Oficina Nacional de Recursos Minerales convoca al Operador pararealizar la exposición de la propuesta de Declaratoria de Comercialidad, en un plazo nomayor de treinta (30) días hábiles, posterior a que se haya entregado el informe evaluativoreferido en el

Artículo 91 de esta Sección.

2. Asimismo, en el transcurso de los treinta (30) días hábiles establecidos se puedesolicitar al Operador cualquier aclaración o precisión que se requiera.

Artículo 97. Los operadores que trabajan asociados a las entidades que representan al Estado en los contratos de las actividades de exploración y explotación, según correspon-da, presentan su propuesta de Declaratoria de Comercialidad a estas, en la misma fechaque a la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

Artículo 98. Las entidades que representan al Estado en los contratos de las actividadesde exploración y explotación, según corresponda, comunican a la Oficina Nacional de Recursos Minerales sus consideraciones sobre la Declaratoria de Comercialidad, en unplazo no mayor a los diez (10) días hábiles, desde la recepción de la misma.

Artículo 99. Una vez aprobada la Declaratoria de Comercialidad por la Oficina Nacionalde Recursos Minerales, el Operador queda autorizado a pasar al período de explotación.

SECCIÓN CUARTA

De la explotación

Artículo 100.1. Con la aprobación de la Declaratoria de Comercialidad el Operadorpresenta el plan de desarrollo del área a explotar, en un plazo no mayor de ciento ochenta(180) días naturales, para yacimientos en tierra y de hasta dos (2) años para yacimientosen el mar, a la Oficina Nacional de Recursos Minerales para su aprobación, según lo esta-blecido en el

Artículo 36 del Decreto-Ley.

2. Este plan de desarrollo se elabora, según lo establecido en el Manual de Procedi-mientos Petroleros.

Artículo 101. Se puede realizar explotación experimental durante la etapa de delimita-ción y evaluación del área del descubrimiento, en aquellos pozos que tuvieron entrada depetróleo y gas y que son investigados y evaluados, con el fin de establecer su régimen óp-timo de trabajo, la dinámica de variación de sus parámetros de explotación, así como laspropiedades físico-químicas de sus fluidos; reconociéndose como explotación anticipada.

Artículo 102. El tiempo de duración de la explotación experimental es limitado, seestablece para cada yacimiento de forma independiente, en función de su complejidad geo-lógica y técnica para la explotación, así como del grado de conocimiento alcanzado y de laejecución de los trabajos de investigación necesarios que se realizan de manera continua-da y diligente.

Artículo 103. Cada Operador, durante la etapa de desarrollo, está obligado a operarlos pozos de forma tal que se obtenga su máxima producción sostenible, para lo cualevalúa el comportamiento productivo del yacimiento, con el fin de determinar en forma

temprana las características de la formación productiva, su uniformidad, continuidad yconfiguración estructural, así como las propiedades de los fluidos y su sistema de produc-ción más apropiado.

Artículo 104. El Operador presenta anualmente a la Oficina Nacional de Recursos Minerales un informe de evaluación, respaldado por un estudio de simulación o técnicoequivalente, en que se demuestra que el yacimiento es explotado a niveles de máximaproducción sostenible.

Artículo 105.1. En caso que la Oficina Nacional de Recursos Minerales detecte que el Operador no cumple con la obligación mencionada en el

Artículo 103 del presente Regla-mento, sin una razón técnicamente justificada, comunica dicha circunstancia al Operador.

2. El Operador corrige el incumplimiento o inicia la aplicación de las medidas que seannecesarias para solucionarlo, dentro de un periodo máximo de treinta (30) días hábilesposteriores al recibo de la notificación; estas medidas se ejecutan de manera continuada ydiligente.

Artículo 106. Durante la etapa de desarrollo del yacimiento, el Operador presenta, enla primera quincena de diciembre de cada año para su aprobación, el programa de desa-rrollo detallado para el año siguiente, que se elabora en base al plan de desarrollo generalaprobado con anterioridad.

Artículo 107. Anualmente, cada Operador presenta para su aprobación un estimado deproducción de petróleo y de gas del yacimiento en explotación, elaborado en base a todoslos pozos que producen y a las reservas calculadas.

Artículo 108. Los pozos terminados como productores, inyectores o de control, sonprovistos de equipos adecuados en la superficie y en el subsuelo, e instrumentos de me-dición verificados y certificados, que permiten el control apropiado de sus parámetros detrabajo, de la producción o la inyección de fluidos, la toma de presiones de superficie y defondo y la toma de muestras para asegurar el trabajo normal del pozo.

Artículo 109. Los pozos que producen por flujo natural o surgente y por algún métodode levantamiento artificial, se explotan desde el inicio de su entrada en producción con unrégimen óptimo de trabajo, que se determina mediante los resultados de la investigacióninicial y periódica de cada pozo.

Artículo 110.1. La producción de los pozos de petróleo y gas, desde el inicio de suexplotación, se trata con un sistema de separación de gas, temporal o permanente.

2. los separadores de gas se diseñan e instalan con suficiente capacidad, que les permi-ta asimilar los volúmenes de gas individual por pozos y del conjunto; asimismo, operaneficientemente para separar el gas asociado y previenen las pérdidas de petróleo.

Artículo 111. Los sistemas de separación del gas asociado poseen medidores de flujoverificados y certificados, en la línea de gas de cada separador, temporales o permanentes,capaces de asimilar los volúmenes separados de gas para registrar su producción desdeun inicio.

Artículo 112. Los pozos productores por flujo natural o surgentes, son sometidos a prue-bas de investigación, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a su terminación.

Artículo 113.1. Ningún pozo productor de petróleo y gas se puede poner a producirpor encima de su régimen de producción óptimo, según lo establecido en el

Artículo 41 del Decreto-Ley.

2. A los efectos del apartado anterior es obligatorio el control de la relación gas–petró-leo y la relación agua–petróleo de cada pozo.

3. En caso de detectarse alguna violación, la Oficina Nacional de Recursos Mineralescomunica al Operador al respecto, para que este tome de inmediato las medidas correc-toras necesarias.

4. Cuando con la aplicación de las medidas correctoras no se consigue el control dela relación gas–petróleo y la relación agua–petróleo de cada pozo, se ordena su cierreinmediato.

Artículo 114. El Operador presenta a la Oficina Nacional de Recursos Minerales, deacuerdo con las características de cada yacimiento, la propuesta de los valores de la rela-ción gas-petróleo máxima permisible, la que se aprueba por dicha oficina.

Artículo 115. Los pozos con producción de petróleo o gas se someten a la mediciónde su presión de capa, dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a su terminación.

Artículo 116. La medición de la presión de capa de los yacimientos en explotación, semide con una frecuencia no menor de una vez al año, para lo cual se seleccionan los pozosmás representativos en cada momento y que estén distribuidos por todo el yacimiento.

Artículo 117. En las operaciones de estimulación y punzado de pozos se aplican lasnormas de seguridad contra incendios, salud y medio ambiente, establecidas en las dispo-siciones normativas para esta materia.

Artículo 118. Los operadores toman medidas de seguridad en todas las operacionespetroleras y especialmente cuando haya presencia de dióxido de carbono, sulfuro de hi-drógeno, así como en los ambientes especialmente corrosivos.

Artículo 119. En horario nocturno, no se inician pruebas de producción en los pozos nise efectúan operaciones de estimulación por fracturación hidráulica o acidificación, comomedida de seguridad.

Artículo 120.1. La utilización de material radiactivo en los trabajos de explotación seautoriza por la Oficina de Regulación y Seguridad Ambiental y el Ministerio del Interior,según las disposiciones normativas establecidas para ello.

2. Cuando los equipos recuperados de un pozo se encuentran contaminados con algunasustancia radioactiva, no pueden ser reutilizados y se informa del hecho a la propia Ofi-cina de Regulación y Seguridad Ambiental, la Oficina Nacional de Recursos Minerales yel Ministerio del Interior.

3. Se implementan medidas de seguridad contra incendio y protección física en lostrabajos de explotación con el uso de equipamiento con material radiactivo, conforme alo establecido en las disposiciones normativas correspondientes.

Artículo 121. La distancia entre los pozos en el subsuelo se determina desde el iniciode la concepción del plan de perforación, de manera que no haya interferencia entre susáreas de drenaje.

Artículo 122.1. La distancia entre los pozos no debe ser inferior a la del área máximaque puede ser eficientemente drenada por cada pozo.

2. Cuando al aplicar las reglas establecidas para el espaciamiento de los pozos, estosno aseguran la máxima producción sostenible, se establece una menor distancia previaevaluación.

Artículo 123.1. Se pueden perforar pozos a menos de cien (100) metros de los linderosdel área del contrato, si el yacimiento es común a dos operadores vecinos y estos hanconcertado un convenio para unificar el desarrollo del yacimiento, que prevé tal circuns-tancia.

2. En caso de que el radio de drenaje de los pozos supere los cien (100) metros, en laaplicación del

Artículo 122 del presente Reglamento, se toma como referencia el valorespecífico para el yacimiento en cuestión.

Artículo 124.1. Cuando el área de un yacimiento se extiende a áreas contiguas queestán operadas por otro Operador y las partes implicadas, no logran un acuerdo paraasegurar la explotación conjunta de forma eficiente y sostenible, la Oficina Nacional de Recursos Minerales, de ser necesario, somete las diferencias a un comité técnico queanaliza los elementos aportados por cada Operador, en un plazo no mayor de quince (15)días naturales, contados a partir de la fecha de recepción de la última solicitud recibida,de no llegar juntas.

2. Para ello, cada parte implicada entrega oficialmente a la Oficina Nacional de Re-cursos Minerales un informe técnico, donde se exponen de manera clara y precisa loselementos que permitan realizar un análisis objetivo del caso y su consideración sobre lasolución más razonable, desde el punto de vista de seguridad e impacto ambiental y demayor extracción total de reservas, entre otros elementos.

3. En el comité técnico que dirige la Oficina Nacional de Recursos Minerales, partici-pan representantes designados de las entidades que representan al Estado en los contratosde las actividades de exploración y explotación, según corresponda, de los operadoresrelacionados con el asunto y otros expertos que se requieran, según el caso; el trabajo delcomité técnico se enmarca en un plazo no mayor de treinta (30) días hábiles.

4. La decisión del comité técnico es de obligatorio cumplimiento, se comunica oficial-mente por la Oficina Nacional de Recursos Minerales a las partes interesadas en un plazono mayor de 3 días hábiles posteriores a la realización de la última sesión de trabajo, derequerirse más de una.

CAPÍTULO VIII

SOBRE LA REGULACIÓN DEL VENTEO DE GAS Y LA QUEMA ENANTORCHA

Artículo 125. Se prohíbe el venteo y quema de gas en antorcha durante la ejecuciónde las operaciones de perforación y explotación de pozos petroleros, plantas de trata-miento, refinerías de petróleo, instalaciones de transportación y de almacenamiento dehidrocarburos; con la excepción de los casos de regímenes transitorios o situaciones deemergencia, por razones de seguridad; concebidos en los procedimientos de operación delas instalaciones.

Artículo 126.1. Las operaciones referidas en el artículo anterior se conciben, desde laetapa de diseño de sus instalaciones, con las soluciones de proyecto para la recolección yaprovechamiento económico del gas que resulte de la ejecución de estas.

2. Asimismo, en la ejecución de las nuevas inversiones, se realiza la adquisición opor-tuna del equipamiento y los medios necesarios destinados a garantizar la recolección yaprovechamiento económico del gas resultante de la ejecución de estas operaciones.

Artículo 127. En los casos de averías que requieran el venteo o quema de gas en an-torcha en las actividades de exploración y explotación de pozos petroleros, el Operadorde la instalación dispone de un plazo máximo de setenta y dos (72) horas para la solucióndel problema, vencido el cual se procede a la paralización de las operaciones hasta elrestablecimiento de las condiciones normales, de lo cual informa a la Oficina Nacional de Recursos Minerales y a la Oficina de Regulación y Seguridad Ambiental.

Artículo 128.1. Los operadores de las instalaciones de pozos petroleros, plantas detratamiento, refinerías de petróleo, instalaciones de transportación y de almacenamientode hidrocarburos, existentes al momento de la entrada en vigor del presente Reglamento,que ventean o queman gas en antorcha, disponen del plazo de un año para presentar a la Oficina de Regulación y Seguridad Ambiental y a la Oficina Nacional para el Control y Uso Racional de la Energía la estrategia y el plan de medidas para la eliminación o reduc-ción, el cual se enmarca en un plazo límite de tres (3) años.

2. El plan de medidas referido en el apartado anterior incluye las acciones para dispo-ner de las mediciones correspondientes.

Artículo 129. Los operadores de las instalaciones industriales que consumen gas estánigualmente obligados al cumplimiento de los requerimientos establecidos en los artículosde 125 al 127, precedentes.

CAPÍTULO VIX

SOBRE EL CIERRE TEMPORAL O DEFINITIVO DE LOS POZOS Y LOSCAMPOS DE PETRÓLEO Y GAS

SECCIÓN PRIMERA

Disposiciones generales

Artículo 130. Cuando se detiene la operación de un pozo petrolero, con carácter tem-poral o definitivo, es imprescindible ejecutar un conjunto de trabajos que garanticen en loadelante las condiciones de seguridad de la instalación existente, para evitar el peligro deocurrencia de derrames o emanaciones de hidrocarburos y sus consecuencias directas ypotenciales.

Artículo 131.1. El cierre de pozos, con carácter temporal, se lleva a cabo cuando tienelugar alguna de las situaciones siguientes:

a) Cierre temporal de pozos por condiciones de fuerza mayor: estado de guerra, fe-nómenos climatológicos extremos y situaciones imprevisibles, esta operación sedenomina suspensión; y

b) cierre temporal de pozos con interés de retornar a su explotación u otro fin, en algúnmomento posterior, esta operación se denomina conservación.

2. El cierre de pozos, con carácter definitivo, se lleva a cabo cuando no se prevé ningu-na otra actividad en el mismo; esta operación también se denomina liquidación.

Artículo 132.1. Los operadores están obligados a solicitar a la Oficina Nacional de Recursos Minerales los permisos correspondientes para el cierre temporal o definitivo delos pozos, de conformidad con lo dispuesto en el presente Reglamento y el Manual de Procedimientos Petroleros.

2. De igual forma, se cumplen los requisitos establecidos al efecto en la licencia am-biental, según corresponda.

Artículo 133. Los operadores garantizan la aplicación de medidas de seguridad para laprotección del medio ambiente en las áreas de los pozos que están en las condiciones quese describen en el

Artículo 98, para lo cual cumplen los requisitos establecidos al efectoen la licencia ambiental, según corresponda.

Artículo 134. La Oficina Nacional de Recursos Minerales es la autoridad facultadapara controlar y fiscalizar estas actividades.

SECCIÓN SEGUNDA

De la suspensión de las operaciones en pozos

Artículo 135.1. En el caso que las operaciones en un pozo sean temporalmente deteni-das, debido a las condiciones climáticas o cualquier otra razón que resulte fuerza mayor,

las operaciones en el mismo tienen que ser suspendidas, de modo tal que se prevenga elflujo de cualquier fluido entre las capas de la formación a través del caño del pozo.

2. El Operador aplica las políticas, los planes de contingencia y los procedimientospreviamente elaborados para tales situaciones; para ello dispone de obturadores, herra-mientas colgadoras, otros materiales o equipamiento necesario, para facilitar la suspen-sión ordenada de las operaciones y la seguridad del pozo.

3. Los planes aseguran que dos barreras, líquidas o sólidas están en el lugar.

Artículo 136. En la perforación marina cuando se realiza una desconexión de emer-gencia, el Operador asegura que la inspección del cabezal del pozo sea realizada, paraconfirmar que las barreras son efectivas y que no hay escape de fluidos del caño del pozo.

Artículo 137. El Operador asegura que la suspensión de las operaciones en cualquierpozo permita re-asumirlas con seguridad y eficiencia, que este pueda ser fácilmente lo-calizado y garantizar que es monitoreado e inspeccionado para mantener su integridad yprevenir la contaminación ambiental.

Artículo 138. Los trabajos de suspensión en las operaciones de pozos realizadas, senotifican a la Oficina Nacional de Recursos Minerales en un plazo de tres (3) días hábilesposterior a su realización; la información a reportar se describe en el Manual de Procedi-mientos Petroleros.

SECCIÓN TERCERA

De la conservación de pozos

Artículo 139. Los pozos que pasan a conservación son aquellos que después de trans-currido un mes de terminada su evaluación, no pueden ser puestos en explotación, asícomo los pozos del fondo de explotación que necesitan detener su operación por cual-quiera de las razones siguientes:

a) La no existencia de condiciones mínimas indispensables para su explotación eninstalaciones de superficie;

b) para evitar la desgasificación o inundación del yacimiento;

c) la no existencia de condiciones mínimas indispensables de Seguridad y Proteccióncontra Incendios u otra medida sanitaria;

d) gasíferos que no pueden ser conectados al gasoducto por problemas de presión;

e) gasíferos que no tengan asegurado un consumidor;

f) petrolíferos completamente inundados, que tengan utilización futura tanto comopozos extractores o de inyección en la misma zona;

g) los que necesiten una tecnología no disponible para su adecuada explotación;

h) los ubicados fuera del contorno gasopetrolífero que puedan ser utilizados comopozos de inyección o de control; y

i) averías ocurridas durante su perforación, con perspectivas de ser resueltas.

Artículo 140. Para la conservación de pozos se emplean diferentes tipos de aislamien-to, cuyas especificaciones y modos de aplicación según las características de la cons-trucción del pozo, la composición del hidrocarburo y el estado constructivo alcanzado,aparecen en el Manual de Procedimientos Petroleros.

Artículo 141. En todos los casos que se realice el cierre temporal de pozos de petróleoo gas, el Operador del pozo envía a la Oficina Nacional de Recursos Minerales un reportesobre las acciones ejecutadas en el pozo, en un plazo no mayor de quince (15) días natu-rales posteriores a su realización.

Artículo 142. La Oficina Nacional de Recursos Minerales emite una notificación deconocimiento del pase a conservación, en un plazo de tres (3) días hábiles y le da segui-miento al cumplimiento de las medidas correspondientes.

Artículo 143. Es responsabilidad de cada Operador la revisión periódica y el manteni-miento a las instalaciones de los pozos petroleros en conservación; así como reparar los da-ños, de producirse, e indemnizar por los perjuicios que ocasione, debido al incumplimientode lo dispuesto en el presente Reglamento y el Manual de Procedimientos Petroleros.

SECCIÓN CUARTA

Del cierre definitivo de pozos

Artículo 144.1. Los pozos que se cierran definitivamente son aquellos que, por diferen-tes causas, resulta improcedente continuar los trabajos en estos.

2. Son causas de cierre definitivo de pozos:

a) El agotamiento de los intervalos productivos, sin perspectiva de utilización de al-gún método de recuperación;

b) la inundación del yacimiento;

c) la aparición de averías de envergadura, que hacen inviable su reparación;

d) la ausencia de manifestación de hidrocarburos durante la perforación;

e) no se consigue el objetivo geológico propuesto; y

f) otras.

Artículo 145.1. Para el cierre definitivo de pozos se emplean diferentes tipos de ais-lamiento, cuyas especificaciones y modos de aplicación, según las características de laconstrucción del pozo, la composición del hidrocarburo y el estado constructivo alcanza-do, aparecen en el Manual de Procedimientos Petroleros.

2. Se tienen en cuenta los riesgos asociados a las sustancias químicas contenidas en lospozos, ya sea por su toxicidad, grados de combustibilidad, explosión y sus efectos para elmedio ambiente.

Artículo 146. En el caso de cierre definitivo de pozos, para las locaciones en el mar y lasde tierra, se retira el equipamiento instalado y se realiza la rehabilitación del área, segúnlos requerimientos específicos establecidos en el Manual de Procedimientos Petroleros yen la legislación ambiental correspondiente.

SECCIÓN QUINTA

De la solicitud para el cierre definitivo de pozos

Artículo 147.1. La solicitud para el cierre definitivo de los pozos se hace de formaindividual, por el Operador, mediante un informe de liquidación, según se establece en el Manual de Procedimientos Petroleros.

2. Este informe de cierre se entrega por el Operador a la Oficina Nacional de Recursos Minerales, en un plazo de quince (15) días hábiles, posterior a la toma del acuerdo en elórgano colegiado correspondiente; en el informe se reflejan de forma clara y explícita lascausas por las cuales se solicita el cierre definitivo del pozo.

Artículo 148. La Oficina Nacional de Recursos Minerales analiza la propuesta y revisael completamiento de la documentación técnica que posee del pozo, notificándole al Ope-rador la aprobación de la solicitud en un plazo de treinta (30) días hábiles.

Artículo 149. El Operador del pozo envía a la Oficina Nacional de Recursos Mineralesun reporte sobre los trabajos ejecutados para el cierre definitivo, en un plazo no mayor dequince (15) días naturales posteriores a su conclusión.

Artículo 150. Una vez concluidos los trabajos de liquidación, la Oficina Nacional de Recursos Minerales verifica en el terreno la terminación de todas las actividades y emiteel certificado de liquidación del pozo, en un plazo de quince (15) días hábiles, a partir decomprobar que no quedan acciones pendientes.

CAPÍTULO X

SOBRE LA ENTREGA DE LA INFORMACIÓN DERIVADA

DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN

DE PETRÓLEO Y GAS

Artículo 151. Los operadores están obligados a entregar la información técnica, resul-tante de sus actividades, para su análisis y conservación en la Oficina Nacional de Recur-sos Minerales, según se establece en el presente Reglamento.

Artículo 152. Las informaciones se presentan aprobadas por la máxima autoridad delos sujetos mencionados en el artículo anterior.

Artículo 153. Los operadores entregan en los plazos que se dispone la informaciónsiguiente:

1. Los datos y resultados de las actividades de prospección sísmica, tales como:

a) El informe final de adquisición sísmica, en un plazo de dos (2) meses, una vez con-cluida la adquisición;

b) del procesamiento sísmico, tanto los datos de los mapas de espesores en tiempo,como en profundidad; en caso de tratarse de adquisición 3 D, además, un cubo develocidades; en un plazo de tres (3) meses una vez concluida la adquisición;

c) el informe de procesamiento sísmico, en un plazo de tres (3) meses, una vez con-cluido; y

d) el informe de interpretación sísmica, con énfasis en la cartografía de aquellas zonasque se muestran con oportunidades gasopetrolíferas, así como de los prospectos,su volumetría, riesgos asociados y áreas principales para la perforación de pozosexploratorios o de desarrollo, en un plazo de 1 mes, una vez concluido.

2. Los datos gravimétricos y magnetométricos adquiridos: marinos, terrestres o aéreos,así como el informe final de adquisición, en un plazo de dos (2) meses, una vez conclui-dos los trabajos de adquisición.

3. El informe sobre los mapas derivados de los datos gravimétricos, en un plazo de dos (2)meses, una vez concluidos.

4. El informe sobre los mapas derivados de los datos magnetométricos, en un plazo dedos (2) meses, una vez concluidos.

5. Los informes sobre la evaluación del potencial de hidrocarburos para áreas, bloqueso sectores terrestres y marinos, en un plazo de dos (2) meses, una vez concluida; en losque se incluye, total o parcialmente, los siguientes temas:

a) Geología de superficie;

b) estudio geoquímico de rocas, suelos, petróleos y gas;

c) levantamientos geomorfológicos y estructurales;

d) detección de manchas de hidrocarburos en el mar o manifestaciones superficiales entierra;

e) perfiles geológicos;

f) correlaciones de pozos;

g) modelado geológico;

h) sistemas petroleros y tipos de escenarios exploratorios que existen;

i) análisis petrofísicos de laboratorio;

j) cartografía de zonas con oportunidades y prospectos, según inciso a);

k) estimación de recursos, de conformidad con la prospección sísmica; e

l) informaciones que puedan haberse registrado sobre algún recurso mineral metálico,no metálico, hidrógeno, combustible sólido y de energía geotérmica.

6. Copia de las líneas sísmicas, así como de los resultados de la interpretación, en unplazo de sesenta (60) días hábiles al concluirla.

7. El proyecto de perforación de los pozos, un mes antes de la presentación de la soli-citud para la obtención del permiso de inicio de operaciones de perforación de pozo, conlos datos especificados en el Manual de Procedimientos Petroleros.

8. El reporte diario de perforación de cada pozo que se perfora, cualquiera que sea sucategoría.

9. Los registros de hidrocarburos, datos en pozos en tiempo real.

10. El reporte semanal geológico de cada pozo en perforación.

11. El informe final de cada pozo, que incluye el ensayo, en un plazo de sesenta (60)días naturales posteriores a su terminación, con los datos especificados en el Manual de Procedimientos Petroleros.

12. Los registros geofísicos del pozo en copia dura y digital, en un plazo de quince (15)días hábiles posteriores a su realización.

13. El informe con los resultados del análisis de caracterización de los parámetros físico–químicos de los fluidos, petróleo, gas y agua, de cada uno de los pozos nuevos en condicionesde superficie, en un plazo de treinta (30) días hábiles posteriores a su realización.

14. El informe con los resultados del análisis de presión-volumen-temperatura de lasmuestras de petróleo y gas en condiciones de yacencia, en un plazo de treinta (30) díashábiles posteriores a su realización.

15. El informe sobre la interpretación de los resultados de las investigaciones hidro-dinámicas iniciales y periódicas de los pozos, en un plazo de treinta (30) días hábilesposteriores a su realización.

16. El cálculo de recursos y reservas, en un plazo de sesenta (60) días hábiles poste-riores a la terminación de los trabajos de exploración y evaluación de las áreas nuevas,según se establece en el Reglamento para la Clasificación de los Recursos y Reservas de Petróleo y Gas, e incluye las bases de cálculo que dieron lugar a la estimación.

Artículo 154. Los operadores, durante la fase de desarrollo y explotación, presentanlas informaciones siguientes:

a) El plan de desarrollo del yacimiento, en un plazo no mayor de ciento ochenta (180)días naturales, después de aprobada la Declaratoria de Comercialidad por la Oficina Nacional de Recursos Minerales, de acuerdo con los requisitos establecidos para suelaboración, los que se encuentran en el Manual de Procedimientos Petroleros;

b) el plan de desarrollo, subdivido en programas de desarrollo anuales, que incluyenla tasa de producción del pozo actualizada anualmente y se entrega en la primeraquincena de diciembre de cada año, para su cumplimiento en el año entrante;

c) el informe de cumplimiento del programa de desarrollo anual para la etapa corres-pondiente, en un plazo de sesenta (60) días naturales, siguientes al cierre del añofiscal;

d) el cierre mensual de producción por yacimientos y pozos, antes del séptimo díadel mes siguiente, según el modelo de producción por pozos y yacimientos que seestablece en el Manual de Procedimientos Petroleros;

e) el informe anual de explotación de yacimientos con los cálculos de recursos y reser-vas actualizados al cierre del año que concluye; se entrega con fecha límite el 31 demarzo de cada año, de acuerdo con los requisitos establecidos para su elaboración,los que se encuentran en el Manual de Procedimientos Petroleros;

f) la actualización de las reservas, si se producen cambios en los parámetros y condi-ciones del cálculo, según se establece en el Reglamento para la Clasificación de los Recursos y Reservas de Petróleo y Gas;

g) el Proyecto Piloto de Recuperación Secundaria o Mejorada, en un plazo de treinta(30) días naturales, antes de comenzar los trabajos, subdividido en etapas del áreadel campo o yacimiento seleccionada para estas pruebas;

h) el informe mensual de los avances en los proyectos de recuperación secundaria omejorada que estén en ejecución, así como del cierre de las etapas programadas; y

i) el protocolo de cambio para toda modificación que se realice al programa de perfo-ración aprobado, en un plazo de dos (2) días hábiles antes del inicio de las operacio-nes correspondientes.

Artículo 155. La información solicitada en los artículos 153 y 154 del presente Regla-mento, se proporciona en los formatos siguientes:

a) Formatos PDF y Word, para todo informe o reporte, incluye presentaciones cuyoformato original es Power Point, así como en el idioma de origen y en español;

b) formatos PDF, TIFF o JPG, para los archivos gráficos;

c) las bases de datos utilizadas para la obtención de mapas, modelos, gráficos, simula-ciones y perfiles se entregan en formato digital compatible con los programas, conextensiones xls, txt y las;

d) cada soporte magnético con un fichero de texto explicativo que aclare y detalle elcontenido; y todos los mapas en bases no deformables y en su versión digital.

Artículo 156. Es responsabilidad de las entidades cubanas respecto a los yacimientosque operen y a las personas naturales o jurídicas extranjeras, en relación a los bloques oáreas bajo contratos, entregar la información prevista en los artículos 153 y 154 del pre-sente Reglamento.

Artículo 157. La información declarada confidencial por los operadores o contratistas,mantiene ese carácter hasta el cumplimiento de lo acordado en los contratos.

CAPÍTULO XI

SOBRE LA REFINACIÓN

Artículo 158.1. Las refinerías comercializan sus crudos y productos de forma mayorista,por vía directa o mediante una empresa especializada comercializadora de combustibles.

2. Las refinerías pueden, además, realizar comercio minorista de sus productos, siempreque cuenten con la aprobación de las entidades referidas en el

Artículo 25 del Decreto-Ley,según corresponda y dispongan de la autorización para la ejecución de esta actividad y lasdisposiciones normativas en esta materia.

Artículo 159.1. Para el adecuado funcionamiento del comando contra incendios, refe-rido en el

Artículo 91 del Decreto-Ley, las refinerías pueden establecer convenios anualesde pagos complementarios con la dirección especializada del Ministerio del Interior, a losefectos de ofrecer un ingreso adicional y otras prestaciones que permitan contribuir a laestabilidad profesional y estimular al personal incorporado a estos comandos.

2. Los pagos referidos en el apartado anterior se ejecutan sin perjuicio de los que de-ben realizarse para garantizar el sostenimiento y funcionamiento de estos comandos deuso exclusivo, de acuerdo con lo establecido en el Decreto-Ley 112 “De la Seguridad y Protección contra Incendios”, de 17 de octubre de 2025.

3. Al cierre de cada año, las refinerías planifican en su presupuesto de gastos los mon-tos a desembolsar, a los efectos de contar con la fuente de financiamiento necesaria paraasegurar la gestión contenida en este artículo.

CAPÍTULO XII

SOBRE EL ALMACENAMIENTO, LA TRANSPORTACIÓN Y LACOMERCIALIZACIÓN

SECCIÓN PRIMERA

Del almacenamiento del petróleo, el gas y los productos derivados

Artículo 160. Las operaciones de almacenamiento del petróleo, el gas y los productosderivados cumplen, entre otros, los requerimientos siguientes:

a) Realizar diariamente la medición física de los volúmenes del petróleo, el gas y losproductos derivados contenidos en tanques de almacenamiento y su temperatura,bajo los métodos establecidos y con la utilización de instrumentos de medición ve-rificados, de acuerdo con el período de vigencia instituido por la Oficina Nacionalde Normalización;

b) el control de la calidad del petróleo, el gas y los productos derivados, durante surecepción y entrega, cumple lo establecido para el muestreo bajo la Norma ASTMD 4057 vigente, así como las especificaciones de calidad contenidas en el catálogode especificaciones de productos combustibles y sus derivados, aprobado por el Ministerio de Energía y Minas y el cumplimiento del Programa de Inspección y En-sayo, de acuerdo al tipo de producto, condiciones de almacenamiento y operación arealizar;

c) cumplir los ciclos establecidos para la rotación de los productos;

d) ejecutar de manera segura las operaciones de almacenamiento, que incluye la iden-tificación y evaluación de riesgos, la elaboración y aplicación de planes para sureducción, la disponibilidad de sistemas de protección contra incendios, el estable-cimiento de sistemas de permisos de trabajos peligrosos; así como la disponibilidady utilización de los equipos de protección personal y la ejecución de actividades decapacitación y sensibilización, orientadas a fomentar una cultura de seguridad enlos diferentes niveles de la organización productiva y de servicios;

e) cumplir los ciclos de mantenimiento, los requisitos para las operaciones de carga ydescarga de productos, así como incluir en el diseño de la instalación los elementosde contención que eviten la dispersión de productos hacia el medio ambiente y eje-cutar, cuando se requiera, las acciones de saneamiento y rehabilitación de las áreasafectadas; y

f) establecer elementos para la seguridad perimetral y las condiciones adecuadas deiluminación, así como la instalación de sistemas automatizados de detección deintrusos, controles de acceso, condiciones de orden y limpieza y prohibir el uso deequipos y medios que pudieran constituirse en iniciadores de incendios, que garan-ticen la integridad física de las personas y los bienes.

SECCIÓN SEGUNDA

De la transportación del petróleo, el gas y los productos derivados

Artículo 161.1. En la ejecución de las operaciones de transportación del petróleo, elgas y los productos derivados, se aplican los requerimientos sobre el estado técnico, fun-cionamiento, comportamiento y movimientos de cargas de los vehículos automotores,ferroviarios y marítimos establecidos en las disposiciones normativas correspondientes.

2. Asimismo, lo regulado en las disposiciones normativas correspondientes para la trans-portación de sustancias peligrosas sobre la capacitación y comportamiento de la tripulacióndurante las operaciones y recorridos, la actuación en casos de averías y accidentes, el etique-tado y señalización de las cargas y los medios de transporte, en dependencia de la peligrosi-dad de los productos transportados y la transferencia de custodia o propiedad.

Artículo 162. Los medios de transporte y recipientes utilizados para la transportaciónde combustibles están adecuadamente señalizados respecto al tipo de carga que transpor-tan, según las disposiciones normativas en esta materia.

Artículo 163. Los conductores reciben la capacitación técnica y de seguridad sobre larealización de estas operaciones, que incluye la actuación ante situaciones de emergencia yposeen la certificación correspondiente.

Artículo 164. Los medios de transporte acceden a las áreas de carga y descarga decombustible, cuando las mismas cumplen con los requisitos técnicos y regulaciones deseguridad establecidas en el Manual de Operaciones correspondiente, aprobado por elministro de Energía y Minas.

Artículo 165. Los vehículos de transportación de combustible transitan por rutas pre-viamente aprobadas por las autoridades competentes y no realizan desvío de las mismas,ni paradas no autorizadas, conforme a lo establecido en el Manual de Operaciones corres-pondiente, aprobado por el ministro de Energía y Minas.

Artículo 166.1. La transportación del petróleo, el gas y los productos derivados me-diante ductos, requiere asegurar por los operadores de estas instalaciones la integridad delas mismas, lo que se logra mediante el estricto cumplimiento de los requisitos de diseño,operación, mantenimiento e inspección periódica, establecidos en las disposiciones nor-mativas correspondientes.

2. En la instalación de nuevos ductos, la relocalización o reemplazo de los existentes,así como ante necesidades de incremento de la presión de operación, se garantizan lascondiciones de seguridad establecidas en el Manual de Gestión Integrada de Ductos co-rrespondiente, aprobado por el ministro de Energía y Minas.

Artículo 167.1. Las trazas de los ductos se mantienen limpias y accesibles, con la debi-da protección de las instalaciones intermedias que poseen; asimismo se asegura su reco-rrido sistemático para identificar oportunamente cualquier avería, daño o incumplimientode requisitos, que no se detecte por los sistemas tecnológicos de control y monitoreo dela operación.

Excepcionalmente, para ejercer el control de los ductos expuestos se utilizan aerona-ves o vehículos aéreos no tripulados, previa autorización otorgada según lo establecido enlas disposiciones normativas sobre esta materia.

Artículo 168. Las trazas de los ductos se mantienen actualizadas y compatibilizadas conel Instituto Nacional de Ordenamiento Territorial y Urbanismo, así como con el resto de lasinstituciones que, por razón de la propiedad o uso del terreno y de otras redes soterradas enla misma zona, realizan trabajos que conllevan riesgos de averías o interferencias.

Artículo 169. La operación de los ductos requiere una conciliación sistemática y opor-tuna de la cantidad de producto enviada en origen y la recibida en destino.

Artículo 170. El personal responsabilizado con la operación de los sistemas de ductos,está capacitado en los procedimientos e instrucciones de seguridad y salud del trabajo,operaciones y planes de inspección y mantenimiento, para garantizar un régimen establey eficiente durante la ejecución de las operaciones normales y ante la ocurrencia de situa-ciones de emergencia.

Artículo 171. El inicio de las operaciones de un nuevo ducto y el reinicio de los quehan sido reemplazados o relocalizados, así como la ejecución de las labores de inspec-ción, mantenimiento y celaje, se realizan conforme a los requerimientos establecidos enel Reglamento de Operaciones con Combustible y Lubricantes, el Manual de Gestión

del Mantenimiento y el Manual del Sistema Integral de Gestión de la Calidad correspon-dientes, aprobados por el Ministerio de Energía y Minas, así como los requisitos que seestablecen en la licencia ambiental.

SECCIÓN TERCERA

De la comercialización del petróleo, el gas y sus derivados

Artículo 172. Los sujetos que participan en la comercialización de los combustiblesrequieren las autorizaciones, registros, licencias y permisos que correspondan, emitidopor las autoridades regulatorias competentes; dichos sujetos realizan sus operaciones con-forme a los requisitos establecidos y garantizan el reporte oportuno de sus actividades, encumplimiento del Decreto-Ley, este Reglamento y otras disposiciones normativas que lesean de aplicación.

Artículo 173. La entrega de combustibles a los consumidores, usuarios y personasautorizadas a comercializar combustibles se realiza al amparo de los contratos corres-pondientes, donde se especifican, entre otras, las condiciones requeridas para la entregarecepción de los productos.

Artículo 174. Los consumidores, usuarios y personas autorizadas a comercializar com-bustibles, como condición previa e indispensable para recibir el abastecimiento de losproductos, acreditan el cumplimiento de los requisitos técnicos y organizativos estableci-dos en los contratos y la documentación técnica referida en los mismos, particularmentelos de seguridad; lo que es objeto de comprobación por el prestador del servicio, segúnel Reglamento de Operaciones con Combustibles y Lubricantes y el Código de Buenas Prácticas para el Gas Licuado de Petróleo cuando se trata de este último producto.

Artículo 175.1. Los combustibles y lubricantes, tanto cuando se comercializan comocuando se adquieren para consumo propio, cumplen las normas de calidad contenidas enel catálogo de especificaciones de productos combustibles y sus derivados, aprobado porel Ministerio de Energía y Minas.

2. Los combustibles y lubricantes mencionados en el punto anterior vienen acompaña-dos de la documentación técnica que certifica las especificaciones de calidad contratadas,las que se comprueban a través de ensayos en laboratorios certificados a su arribo al país.

3. Los certificados de conformidad de origen de los productos adquiridos y de los en-sayos al arribo al país, se conservan por un plazo no menor de dos (2) años.

4. Las muestras tomadas al arribo al país se conservan por un plazo no menor de tres (3)meses.

Artículo 176. Las personas autorizadas a comercializar combustibles y lubricantescumplen con los requisitos establecidos y las normativas de seguridad industrial, ambien-tal y salud pública correspondientes, según las disposiciones normativas en esta materia.

Artículo 177. La actividad de comercialización, en lo referente a las mediciones, cum-plen los requisitos metrológicos relativos a la medición fiscal y trasferencia de custodia opropiedad, conforme a lo establecido en el Reglamento de Aseguramiento Metrológico dela entidad petrolera nacional y demás disposiciones legales vigentes.

Artículo 178. Las mediciones o procesos de medición de interés público, están so-metidos a control metrológico legal y cumplen con los requisitos establecidos para losinstrumentos de medición utilizados y los métodos empleados, de acuerdo con las dispo-siciones normativas correspondientes.

Artículo 179. Las entidades que participan en la actividad petrolera que fabriquen,importen, comercialicen o reparen instrumentos o sistemas de medición, requieren el cer-tificado de registro correspondiente, acorde a las disposiciones emitidas por la Oficina Nacional de Normalización.

Artículo 180. Los instrumentos y sistemas de medición, incluidos los softwares deaplicación metrológica, están sujetos a control metrológico legal, conforme a su campode aplicación y cumplen los requisitos establecidos por las autoridades correspondientespara garantizar la trazabilidad y exactitud en las mediciones, según las disposiciones nor-mativas en esta materia.

Artículo 181. Las entidades que participan en la actividad petrolera y sean propietariasde instrumentos y sistemas de medición sujetos a control metrológico legal, son respon-sables de garantizar su presentación oportuna para la verificación y la realización de lascoordinaciones que correspondan con los proveedores de los servicios, según las disposi-ciones normativas en esta materia.

Artículo 182. Los instrumentos y sistemas de medición no sujetos a verificación sonsometidos a calibración periódica, cuya frecuencia es determinada por sus poseedores, deacuerdo con lo establecido en el Reglamento de Aseguramiento Metrológico, aprobadopor el ministro de Energía y Minas.

Artículo 183. La Oficina Nacional de Normalización, a solicitud del propietario, puedeotorgar excepciones en los controles metrológicos legales a aquellos instrumentos y siste-mas de mediciones que, por causas técnicas, económicas, administrativas o de seguridadnacional, no satisfagan alguno de los requisitos establecidos, previa evaluación y dicta-men técnico correspondiente, según las disposiciones normativas en esta materia.

CAPÍTULO XIII

DEL TRATAMIENTO FISCAL EN LOS CONTRATOS DE PRODUCCIÓNCOMPARTIDA Y LAS CONCESIONES PETROLERAS

PARA LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS

DE PETRÓLEO Y GAS

SECCIÓN PRIMERA

Generalidades

Artículo 184. El petróleo y gas en el subsuelo constituyen patrimonio inalienable yrecurso fiscal de la nación y el pueblo cubano, por lo que los sujetos autorizados, segúnel

Artículo 20 del Decreto-Ley, pagan al Estado a través de la autoridad fiscal correspon-diente, el Canon de Superficie por la ejecución de su actividad en el sector de petróleo ygas, así como participaciones o regalías por la extracción de recursos minerales combus-tibles no renovables que se establecen en el Decreto-Ley, según corresponda, sin perjuiciode lo dispuesto en la legislación tributaria general y de cualesquiera otros pagos de carác-ter general establecidos y exigibles que le sean de aplicación.

Artículo 185.1. La autoridad facultada otorga contratos de producción compartida yconcesiones petroleras a los sujetos autorizados, según el

Artículo 20 del Decreto-Ley,bajo condiciones que permiten una utilidad razonable.

2. Los sujetos autorizados, según el

Artículo 20 del Decreto-Ley, tienen derecho aexplotar y comercializar el petróleo y gas conforme a los permisos, licencias y autoriza-ciones otorgadas, respetando la prioridad del Estado en la adquisición de los volúmenesnecesarios para la seguridad energética nacional, bajo condiciones competitivas.

3. El Estado mantiene la potestad de establecer y exigir tributos, regalías o participa-ciones sobre la actividad o la producción, sin menoscabo de la estabilidad jurídica de lopactado en los contratos y con sujeción a lo regulado en la Ley, el Decreto-Ley, el presen-te Reglamento y las disposiciones normativas que le sean de aplicación.

Artículo 186.1. El Canon de Superficie, se disminuye en un cincuenta por ciento (50 %)de lo establecido en este Reglamento, para las áreas tanto terrestres como marinas situadashacia el Este del meridiano 770 55´ 00´´ de longitud Oeste donde la República de Cuba ejer-ce su jurisdicción.

2. En aquellos casos donde el área tiene parte de su superficie fuera de los límites regu-lados en el apartado anterior, se aplica esa regla a dicha área en su totalidad.

SECCIÓN SEGUNDA

Tratamiento fiscal para los contratos de producción compartida

Artículo 187.1. En los contratos de Producción Compartida, el por ciento de la produc-ción destinado a la recuperación de los Gastos de Operaciones Petroleras Recuperablesdel contratista, se determina a partir de las características de las áreas en negociación;atendiendo a las reglas siguientes:

a) Para yacimientos en tierra y aguas someras, hasta la isobata de 300 metros de pro-fundidad, el por ciento para recuperación no puede exceder el sesenta y cinco porciento (65 %) de la producción bruta; y

b) para yacimientos en aguas profundas, que superen la isobata de 300 metros de pro-fundidad, el por ciento para recuperación no puede exceder el setenta y cinco porciento (75 %) de la producción bruta.

2. Excepcionalmente, cuando circunstancias económicas y sociales así lo aconsejen,el ministro de Energía y Minas puede solicitar al Consejo de Ministros se autorice un porciento diferente a los referidos en los incisos a) y b) del apartado anterior.

Artículo 188.1. El resto de la producción, luego de separar la parte destinada a larecuperación de los Gastos de Operaciones Petroleras Recuperables, se distribuye entrelas partes, conforme a lo pactado en el contrato, según las características de las áreas ennegociación y las adecuaciones previstas en este Reglamento.

2. La recuperación de los Gastos de Operaciones Petroleras Recuperables se efectúa enespecie, mediante la entrega al contratista de volúmenes de hidrocarburos equivalentes al va-lor de los costos certificados y aprobados por los sujetos autorizados, según el

Artículo 25 del Decreto Ley.

3. El contrato establece un límite máximo de recuperación por período fiscal y se ob-servan las reglas siguientes:

a) Cuando los costos certificados excedan el límite de recuperación en el período fis-cal, el saldo se trasladará a períodos posteriores hasta su total recuperación.

b) Los volúmenes destinados a recuperación se valoran al precio de referencia pactadoen el contrato, aplicable al período correspondiente.

Artículo 189.1. Los contratos de Producción Compartida que se encuentran vigentes ala fecha de entrada en vigor del presente Reglamento, continúan rigiéndose por las cláu-sulas pactadas en ellos en materia de recuperación de gastos, hasta la conclusión del plazoestablecido, sin incluir las prórrogas.

2. A partir de la aprobación de prórrogas, los contratos referidos en el apartado anteriorse ajustan a los límites de recuperación de gastos bajo la regla establecida en el

Artículo 187 del presente Reglamento.

Artículo 190.1. En los contratos de Producción Compartida, luego de separar la partedestinada a recuperación de los Gastos de Operaciones Petroleras Recuperables, el restode la producción se reparte conforme a lo pactado en el contrato.

2. Las bases para establecer la regla de compartición están determinadas por las carac-terísticas del yacimiento y las condiciones concretas del negocio.

SECCIÓN TERCERA

Tratamiento fiscal para las Concesiones Petroleras

Artículo 191. El tratamiento fiscal regulado por el presente Reglamento para la Conce-sión Petrolera se aplica por medio de un Canon de Superficie y Regalías.

Artículo 192. El concesionario abona al Estado un Canon de Superficie anual por km²del área adjudicada, calculado en dólares estadounidenses o su equivalente en monedaconvertible, conforme a la escala siguiente:

a) Para yacimientos en tierra y aguas someras, hasta la isobata de 300 metros de pro-fundidad, en la etapa de exploración es de cincuenta (50) dólares estadounidensespor kilómetros cuadrados, y en la etapa de explotación es de quinientos (500) dóla-res estadounidenses por kilómetros cuadrados; y

b) para yacimientos en aguas profundas, que superen la isobata de 300 metros de pro-fundidad, en la etapa de exploración es de veinte (10) dólares estadounidenses porkilómetros cuadrados, y en la etapa de explotación es de cien (100) dólares estadou-nidenses por kilómetros cuadrados.

Artículo 193.1. El Canon de Superficie se exige por primera vez en el plazo de treinta (30)días hábiles a partir de otorgado el título habilitante y se paga anualmente en los primerosveinte (20) días del mes de marzo, durante todo el plazo de vigencia de la Concesión Pe-trolera, por el área real retenida en cada período de tiempo.

2. Se ingresan al Presupuesto del Estado de acuerdo con los procedimientos y formali-dades de recaudación establecidos por la autoridad Fiscal.

Artículo 194. El Estado recibe las regalías por la explotación de los hidrocarburos en elterritorio nacional y su zona económica exclusiva, por cada concesionario, en los porcenta-jes que se establecen en este Reglamento y con sujeción a lo regulado en el Decreto-Ley ylas disposiciones normativas que le sean de aplicación.

Artículo 195.1. El cálculo para el pago de las regalías se establece sobre el precio decotización promedio trimestral de referencia, que se registre en el mercado mundial paralos tipos de hidrocarburos obtenidos, y se aplica sobre la producción bruta, diferenciadapor tipo recurso y zona de extracción.

2. El por ciento de las regalías se define en dependencia de las características de lasáreas licitadas y atendiendo a las reglas siguientes:

a) Para yacimientos en tierra y aguas someras, hasta la isobata de 300 metros de pro-fundidad, el porciento a aplicar esta entre el doce (12) y quince (15) por ciento parael petróleo y el ocho (8) por ciento para el gas, tomando como referencia para am-bos la producción bruta correspondiente; y

b) para yacimientos en aguas profundas, que superen la isobata de 300 metros de pro-fundidad, el porciento a aplicar esta entre el cinco (5) y ocho (8) por ciento para elpetróleo y el cuatro (4) por ciento para el gas, tomando como referencia para ambosla producción bruta correspondiente.

3. Excepcionalmente, cuando circunstancias económicas y sociales así lo aconsejen,el ministro de Energía y Minas, puede solicitar a la máxima autoridad fiscal de la Repú-blica, se autorice un por ciento diferente a los referidos en los incisos a) y b) del apartadoanterior.

Artículo 196.1. Las Regalías fijadas para la Concesión Petrolera, pueden ajustarse porprecios internacionales o cambios sustanciales en niveles de producción, como mecanis-mo de cobro de derecho económico extraordinario, a solicitud del Ministerio de Energía y Minas a la máxima autoridad fiscal de la República, para lo cual se tienen en cuenta lasreglas siguientes:

a) Altos precios, si el precio internacional del petróleo crudo o el gas supera en másde un treinta por ciento (30 %) el promedio de los últimos cinco años, se aplica unaumento de la Regalía pactada por las Ventas de Petróleo y Gas, de hasta un diezpor ciento (10 %).

b) Bajos precios, si el precio internacional del petróleo crudo o el gas cae en más de untreinta por ciento (30 %) respecto al promedio de los últimos cinco años, se aplica unabonificación de la Regalía pactada por las Ventas de Petróleo y Gas, de hasta 3%, parasostener la producción.

2. Los ajustes por superproducción y agotamiento se realizan a solicitud del Ministeriode Energía y Minas a la máxima autoridad fiscal de la República, para lo cual se tienen encuenta las reglas siguientes:

a) Superproducción, cuando la producción exceda en más de un veinte por ciento (20 %)la meta contractual, se aplica un incremento progresivo de regalías de hasta 5 puntosporcentuales.

b) Agotamiento, cuando el campo entra en fase de declinación acelerada, el Estadopuede reducir regalías en hasta 3 puntos porcentuales para incentivar la recupera-ción secundaria y terciaria.

3. La máxima autoridad fiscal de la República está obligada a emitir el acto admi-nistrativo motivado correspondiente, respondiendo sobre el ajuste por cualquiera de lascircunstancias, donde se pronuncie y fije el porciento a aplicar, su progresividad o no, sitiene carácter temporal o definitivo y dispone un plazo razonable para su aplicación.

Artículo 197. En la Concesión Petrolera, cuando el petróleo crudo extraído se destinea su procesamiento en una refinería ubicada en el territorio nacional, se bonificará con undos por ciento (2 %), el pago de la Regalía correspondiente.

CAPÍTULO XIV

SOBRE EL SEGURO A LAS ACTIVIDADES PETROLERAS

Artículo 198.1. Los seguros en la industria petrolera tienen por objeto garantizar la co-bertura de los riesgos inherentes a las actividades de exploración, explotación, transporte,almacenamiento, refinación y comercialización del petróleo, el gas y los productos deri-vados, conforme a las disposiciones normativas en materia de seguros y las específicasdel sector energético.

2. Se consideran asegurables, entre otros, los riesgos de daños materiales a instala-ciones, equipos, contaminación ambiental, responsabilidad civil y pérdidas económicasderivadas de siniestros; la contratación de pólizas se extiende a todas las entidades auto-rizadas para operar en el sector.

Artículo 199.1. Las entidades que laboran en las actividades petroleras en el territorionacional, contratan el seguro de los bienes de cualquier tipo y los de responsabilidades, deacuerdo con lo establecido en las disposiciones normativas aplicables a este sector.

2. La implementación de este requisito se realiza de manera paulatina y por prioridadesen un plazo no mayor de diez años, contados a partir de la puesta en vigor del Decreto-Ley yeste Reglamento, excepto para las actividades en la Zona Económica Exclusiva, donde suimplementación se realiza al momento de iniciar las actividades correspondientes.

Artículo 200.1. Las pólizas de seguro son solicitadas y contratadas por las entidadesresponsables de la ejecución de actividades petroleras, e incluye los contratistas autoriza-dos, entidades estatales, sociedades, empresas mixtas, privadas, así como cualquier sujetoindependientemente de su forma de constitución, autorizados para operar en este sector.

2. Las pólizas son emitidas por las entidades aseguradoras nacionales autorizadas porla Superintendencia de Seguros de Cuba, o en su defecto, por aseguradoras internaciona-les legalmente habilitadas para operar en el país.

3. Los ministerios de Energía y Minas y de Finanzas y Precios supervisan el cumpli-miento en la implementación de este requisito.

Artículo 201.1. Las entidades referidas en el artículo anterior presentan ante las asegu-radoras nacionales la documentación técnica y legal que describa los riesgos a cubrir, eincluye los planes operativos, las medidas de seguridad, y evaluación ambiental.

2. La aseguradora evalúa el riesgo y emite la póliza conforme a las condiciones estable-cidas en la norma jurídica que regula el contrato de seguro y demás normativas aplicables.

3. La Superintendencia de Seguros de Cuba ejerce la fiscalización del proceso y optapor requerir, de los sujetos obligados, informes técnicos adicionales para la aprobaciónfinal.

Artículo 202.1. En caso de que las aseguradoras nacionales no puedan ofrecer cober-tura para riesgos específicos o los montos requeridos por la industria petrolera, las enti-dades que requieren el seguro, solicitan autorización excepcional a la Superintendenciade Seguros de Cuba para contratar pólizas con aseguradoras internacionales debidamenteregistradas.

2. La solicitud de autorización referida en el numeral anterior se fundamenta con uninforme técnico y económico, que justifique la imposibilidad de cobertura nacional y ga-rantiza que las condiciones del seguro sean equivalentes o superiores a las exigidas porlas disposiciones normativas correspondientes.

CAPÍTULO XV

SOBRE LAS FORMAS DE ESTABLECER LAS RELACIONES

CON LOS ORGANISMOS, EMPRESAS, UNIVERSIDADES

Y ASOCIACIONES INTERNACIONALES

Artículo 203. Para fomentar la colaboración con organismos, empresas, universidades yasociaciones internacionales con el propósito de apoyar la formación y desarrollo de lascompetencias que requiere el sector petrolero, se desarrollan proyectos nacionales, secto-riales y empresariales, enmarcados en el Sistema de Programas y Proyectos de Ciencia,Tecnología e Innovación, de acuerdo con las disposiciones normativas correspondientes.

Artículo 204. Con el propósito de lograr el desarrollo económico y social, desde unaeconomía interconectada, basada en el conocimiento y las potencialidades de la universi-dad, se despliegan convenios de colaboración Universidad–Empresa basados en los mo-dos y canales para la transferencia de conocimientos:

a) Tradicional, con formación de pre y posgrado del personal;

b) comercial, con adquisición de licencia de patentes y de conocimientos aplicados enlas propias universidades;

c) de servicios, por intercambio temporal de personal; consultorías y asesorías; y

d) bidireccional, por desarrollo conjunto de proyectos de investigación, instalacionescompartidas y servicios brindados por las universidades.

Artículo 205. En ámbito de la cooperación económica, se desarrollan acciones que semanifiestan en contribuciones de bienes, servicios y recursos financieros, destinadas aproyectos de inversión para el desarrollo económico, científico y social del país, incluyeprogramas, proyectos, acciones puntuales, así como la asistencia técnica o suministro defuerza de trabajo; esta cooperación se ejecuta de acuerdo a lo establecido en las disposi-ciones normativas sobre esta materia.

Artículo 206. Los convenios de colaboración nacionales e internacionales, declaranlos objetivos, el alcance de las actividades, las responsabilidades de las Partes, el crono-grama de ejecución, las compensaciones que se requieran, entre otros; asimismo, estánrespaldados en los presupuestos de las organizaciones participantes y son objeto de con-trol periódico, por representantes del nivel de dirección establecido en las disposicionesnormativas correspondientes.

CAPÍTULO XVI

DE LAS CONTRAVENCIONES Y MEDIDAS APLICABLES

EN LAS ACTIVIDADES ESPECÍFICAS

DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN

Artículo 207. Las inspecciones se realizan a las actividades petroleras, con el fin deverificar el cumplimiento de lo establecido en el Decreto-Ley, este Reglamento y otrasdisposiciones normativas sobre la materia, referidos a los procedimientos técnicos, lasespecificaciones y normas, la conservación de los recursos petroleros, la protección delmedio ambiente, la aplicación de las normas de seguridad y salud por parte de las perso-nas naturales y jurídicas que realizan estas actividades.

Artículo 208. Por la comisión de las contravenciones tipificadas en este capítulo seimponen una o varias de las medidas siguientes:

a) Multa a personas naturales y jurídicas;

b) obligación de hacer lo que erradique o impida la continuidad de la conducta infrac-tora y reparar el daño realizado;

c) paralización parcial o total de los trabajos, según corresponda, hasta que se erradi-que la violación; y

d) comunicación a la autoridad que corresponda para la retirada de concesión, autori-zación u otros.

Artículo 209. La aplicación de la medida pecuniaria que se imponga se realiza sin per-juicio de la responsabilidad administrativa, civil o penal, que resulte exigible.

Artículo 210.1. El plazo de pago de las multas es el previsto en la Ley del Régimen de Contravenciones y Sanciones Administrativas y en la Ley del Procedimiento Administra-tivo, según corresponda.

2. En el resto de las medidas, el plazo de ejecución está en correspondencia con el planelaborado para erradicar la no conformidad detectada.

Artículo 211. Las multas personales se aplican a la persona natural declarada responsa-ble, incluidos los jefes, funcionarios o trabajadores de cualquier entidad, que por su actuarincurran en las contravenciones previstas en el Decreto-Ley y el presente Reglamento, yde conformidad con lo establecido en la Ley del Régimen de Contravenciones y Sancio-nes Administrativas y en la Ley del Procedimiento Administrativo, según corresponda.

Artículo 212.1. La sanción de multa se determina mediante el sistema de cuotas porcuantías mínima y máxima, ajustadas a la lesividad de la contravención, en un rango deentre diez y doscientos pesos cubanos para las personas naturales y de cincuenta a milpesos cubanos para las personas jurídicas, teniendo en cuenta los grupos de clasificaciónsiguientes:

a) Grupo 1: de 20 a 39 cuotas.

b) Grupo 2: de 40 a 59 cuotas.

c) Grupo 3: de 60 a 99 cuotas.

d) Grupo 4: de 100 a 200 cuotas.

2. Las multas específicas se imponen en función del tipo de contravención administra-tiva y la gravedad del daño provocado o potencial.

Artículo 213.1. Los tipos de contravenciones son los siguientes:

a) Tipo 1: Técnicas-operativas, de seguridad industrial y salud ocupacional, ambienta-les y de obstrucción a la función de inspección; a ellas corresponden las contraven-ciones relacionadas en el

Artículo 118 del Decreto-Ley, incisos a), b), g), h), k), l),m), n), y ñ).

b) Tipo 2: Documentales y de información, incluida la trazabilidad y la metrología; aellas corresponden las relacionadas en el

Artículo 118 del Decreto-Ley, incisos c),d), e), f), i), y j).

2. En el caso de las contravenciones de tipo 1, se imponen las multas correspondientesa los grupos 3 y 4 referidos en el apartado 1 del

Artículo 212 del presente Reglamento;en las de tipo 2, se imponen las multas correspondientes a los grupos 1 y 2 del referidoartículo.

Artículo 214. Para los casos referidos en el artículo anterior, concomitantemente con laimposición de la medida pecuniaria, se imponen medidas accesorias como la obligaciónde hacer lo que erradique o impida la continuidad de la contravención o reparar el dañocausado, así como la paralización parcial o total de los trabajos, según corresponda, hastaque se erradique la violación, de acuerdo con lo dispuesto en la Ley del Régimen de Con-travenciones y Sanciones Administrativas y en la Ley del Procedimiento Administrativo,según corresponda.

Artículo 215. En caso de que exista inconformidad con la medida aplicada ante lacontravención detectada, se dispone del plazo previsto en la Ley del Régimen de Con-travenciones y Sanciones Administrativas y en la Ley del Procedimiento Administrativo,según corresponda.

Artículo 216.1. Los recursos administrativos de impugnación en las actividades espe-cíficas de exploración y explotación, se interponen en los plazos establecidos en la Leydel Procedimiento Administrativo, ante las autoridades siguientes:

a) Contra lo dispuesto por la autoridad sancionadora, en este caso el director generalde la Oficina Nacional de Recursos Minerales, según el apartado 4 del

Artículo 119 del Decreto-Ley, corresponde presentar ante la misma el recurso de Reforma, en unplazo de hasta diez (10) días hábiles contados a partir de la notificación del acto; y

b) contra lo resuelto en Reforma por la autoridad sancionadora, corresponde interpo-ner recurso de Alzada ante el ministro de Energía y Minas, en un plazo de hasta diez(10) días hábiles contados a partir de la notificación del acto.

2. Una vez agotada la instancia administrativa prevista en el primer apartado del pre-sente artículo, queda expedita la vía judicial.

3. Los recursos administrativos de impugnación para el resto de las actividades petro-leras, son los establecidos en las disposiciones normativas que le sean de aplicación.

Artículo 217. Se otorga efecto suspensivo en la aplicación de la sanción, al interponerrecurso administrativo de impugnación cuando no se aplican medidas cautelares, en aque-llos casos que no impliquen riesgo, incremento del daño, o peligro inminente, atemperadoa lo dispuesto en la Ley del Procedimiento Administrativo y en la Ley del Régimen de Contravenciones y Sanciones Administrativas, según corresponda.

Artículo 218. Las contravenciones, infracciones y sanciones administrativas, en lo noregulado aquí y que de forma general les son imputables a las actividades de exploracióny explotación, así como al resto de las actividades petroleras, son las dispuestas por lasautoridades nacionales reguladoras y organismos de la Administración Central del Es-tado, en el ámbito de sus respectivas competencias y la normativa vigente que le sea deaplicación.

DISPOSICIONES FINALES

PRIMERA: Derogar las disposiciones normativas siguientes:

1. Resolución 117 que pone en vigor el “Reglamento para el cierre de los pozos”, de 23 de abril de 2003, del ministro de Energía y Minas.

2. Resolución 166 que regula la Información a entregar a la oficina Nacional de Recur-sos Minerales por todos los que realizan actividades petroleras, de 28 días de agostode 2018, del ministro de Energía y Minas.

3. Resolución 167 que pone en vigor el “Procedimiento para el otorgamiento de lospermisos de inicio de operaciones de perforación de pozos”, de 28 de agosto de 2018,del ministro de Energía y Minas.

4. Resolución 191 que pone en vigor el “Procedimiento para la calificación de compa-ñías extranjeras interesadas en la exploración y producción de petróleo y gas en la República de Cuba”, de 12 de octubre de 2018, del ministro de Energía y Minas.

5. Resolución 6 que pone en vigor el “Procedimiento general para la explotación delos yacimientos de petróleo y gas”, de 26 de marzo del año 2004, del director de la Oficina Nacional de Recursos.

6. Resolución 7 que pone en vigor el “Procedimiento general para el período de ex-ploración de petróleo y gas”, de 26 días de marzo de 2004, del director de la Oficina Nacional de Recursos Minerales.

SEGUNDA: El Ministerio de Energía y Minas capacita a los sujetos que participan enla implementación del presente Reglamento, en un plazo de noventa (90) días naturales,posteriores a su entrada en vigor.

TERCERA: El presente Decreto entra en vigor a los sietes (7) de su publicación en la Gaceta Oficial de la República de Cuba.

PUBLÍQUESE en la Gaceta Oficial de la República de Cuba.

DADO en el Palacio de la Revolución, a los 29 días del mes de septiembre de 2026,“Año Del Centenario Del Comandante En Jefe Fidel Castro Ruz”.

Manuel Marrero Cruz