TRABAJO PRÁCTICO - EL IDH.docx

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENÉ MORENO
FACULTAD DE CIENCIAS JURÍDICAS, POLÍTICAS Y SOCIALES Y
RELACIONES INTERNACIONALES
CARRERA DE DERECHO
EL IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS- IDH
MATERIA: DER502 DERECHO MINERO Y PETROLERO.
GRUPO: i1.
TURNO: noche
DOCENTE: Dr. Richard B. Rojas Justiniano.
ESTUDIANTES: Velásquez Viruez Paola Griselda Reg. 215045300
Villagómez Charbonneau Stéphane Aníbal Reg. 217058760
LUGAR Y FECHA: SANTA CRUZ, 17 DE OCTUBRE DE 2022

ÍNDICE
INTRODUCCIÓN. ................................................................................................... 1
1. ANTECEDENTES. .............................................................................................. 1
2. DEFINICIONES................................................................................................... 2
3. CARACTERÍSTICAS........................................................................................... 4
3.1. CREACIÓN. ..................................................................................................... 4
3.2. OBJETO........................................................................................................... 4
3.3. HECHO GENERADOR. ................................................................................... 4
3.4. SUJETO PASIVO............................................................................................. 5
3.5. ALÍCUOTA. ...................................................................................................... 7
3.6. BASE IMPONIBLE. .......................................................................................... 7
3.6.1. VALORACIÓN DE LA BASE IMPONIBLE ANTES DE LA NACIONALIZACIÓN
(PERIODO 17/05/2005 - 20/06/2007, INCLUIDO “PERIODO DE TRANSICIÓN”).. 9
3.6.1.1. DETERMINACIÓN DEL PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE VENTA.
.............................................................................................................................. 10
3.6.1.2. VENTAS INTERNAS DE GAS NATURAL, PETRÓLEO Y GLP CON
DESTINO A LA EXPORTACIÓN........................................................................... 11
3.6.1.3. VALORACIÓN DEL PETRÓLEO. ............................................................ 14
3.6.1.4. VALORACIÓN DEL GAS NATURAL........................................................ 15
3.6.1.5. VALORACIÓN DEL GLP DE PLANTAS................................................... 16
3.6.1.6. EJEMPLO................................................................................................. 16
3.6.2. VALORACIÓN DE LA BASE IMPONIBLE DESPUÉS DE LA
NACIONALIZACIÓN (PERIODO 20/06/2007 – ACTUALIDAD) ............................ 17
.............................................................................................................................. 20
3.6.2.2. VALORACIÓN DEL PETRÓLEO. ............................................................ 21
3.6.2.3. VALORACIÓN DEL GAS NATURAL........................................................ 22
3.6.2.4. VALORACIÓN DEL GLP DE PLANTAS................................................... 22
3.6.2.5. CONSIDERACIONES VARIAS. ............................................................... 22
3.6.2.6. EJEMPLO................................................................................................. 23
3.7. LIQUIDACIÓN Y PERÍODO DE PAGO.......................................................... 24

3.8. DISTRIBUCIÓN DEL IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS
(ASIGNACIÓN Y COMPETENCIAS) .................................................................... 25
3.8.1. LEY NO. 3058 DEL 17 DE MAYO DEL 2005 - LH (PERIODO DEL 17/05/2005
AL 27/06/2005)...................................................................................................... 25
3.8.2. DECRETO SUPREMO NO. 28223 DEL 27 DE JUNIO DE 2005 (PERIODO
DEL 27/06/2005 AL 12/09/2005)........................................................................... 30
3.8.3. DECRETO SUPREMO No. 28333 (PERIODO DEL 12/09/2005 AL
21/10/2005) ........................................................................................................... 32
3.8.4. DECRETO SUPREMO NO. 28421 DEL 21 DE OCTUBRE DE 2005
(PERIODO DEL 21/10/2005 AL 30/11/2005) ........................................................ 32
3.8.4.1. DISTRIBUCIÓN........................................................................................ 33
3.8.4.2. COMPETENCIAS..................................................................................... 38
3.8.4.3. PROGRAMAS DE INVERSIÓN IDH. ....................................................... 42
3.8.4.4. INDICADORES ........................................................................................ 43
3.8.4.5. CONTROL DE LOS RECURSOS OTORGADOS A LOS BENEFICIARIOS.
.............................................................................................................................. 43
3.8.5. LEY NO. 3322 DEL 16 DE ENERO DE 2006 (PERIODO DEL 30/11/2005 AL
16/12/2005). .......................................................................................................... 44
3.8.6. LEY NO. 3302 DEL 16 DE DICIEMBRE DE 2005 (PERIODO DEL 16 DE
DICIEBRE DE 2005 AL 30/06/2006)..................................................................... 48
3.8.7. EL DECRETO SUPREMO No. 28750 DEL 20 DE JUNIO DE 2006 (PERIODO
30/06/2006 AL 30/11/2006)................................................................................... 52
24/11/2007). .......................................................................................................... 57
30/11/2007) ........................................................................................................... 60
31/12/2007) ........................................................................................................... 63
3.8.11. LEY NO. 3791 DEL 28 DE NOVIEMBRE DE 2007, LEY DE LA RENTA
UNIVERSAL DE VEJEZ (RENTA DIGNIDAD) (PERIODO DEL 01/01/2008
AL14/05/2008)....................................................................................................... 65

3.8.12. DECRETO SUPREMO NO. 29565 DEL 14 DE MAYO DE 2008 (PERIODO
14/05/2008 AL 29/04/2011)................................................................................... 69
3.8.13. D.S. NO. 859 29 DE ABRIL DEL 2011 (PERIODO DEL 29/04/2011 AL
31/07/2012) ........................................................................................................... 79
3.8.14. LEY No. 264 DEL 31 DE JULIO DE 2012, LEY DEL SISTEMA NACIONAL
DE SEGURIDAD CIUDADANA “PARA UNA VIDA SEGURA” (PERIODO
31/07/2012 AL 24/12/2013)................................................................................... 83
3.8.15. DECRETO SUPREMO NO. 1854 DEL 24 DE DICIEMBRE DE 2013
(PERIODO 24/12/2013 AL 30/12/2013) ................................................................ 89
3.8.16. LEY N° 475, DE 30 DE DICIEMBRE DE 2013, LEY DE PRESTACIONES
DE SERVICIOS DE SALUD INTEGRAL DEL ESTADO PLURINACIONAL DE
BOLIVIA (PERIODO 30/12/2013 AL 31/12/2014) ................................................. 93
3.8.17. DECRETO SUPREMO N° 2145 DEL 14 DE OCTUBRE DE 2014,
REGLAMENTO DE LA LEY N° 348 "LEY INTEGRAL PARA GARANTIZAR A LAS
MUJERES UNA VIDA LIBRE DE VIOLENCIA" (PERIODO 31/12/2014 AL
25/11/2015). .......................................................................................................... 98
3.8.18. D.S. NO. 2610 DEL 25 DE NOVIEMBRE DE 2015, (PERIODO 25/11/2015
AL 31/12/2015).................................................................................................... 106
3.8.19. LEY NO. 767 DEL 11 DE DICIEMBRE DE 2015, LEY DE PROMOCIÓN
PARA LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
HIDROCARBURÍFERA (PERIODO 01/01/2016 AL 14/08/2019) ........................ 112
3.8.20. DECRETO SUPREMO No. 4012 DEL 14 DE AGOSTO DE 2019 (PERIODO
14/08/2019 AL 29/06/2020)................................................................................. 120
3.8.21. LEY No. 130 DEL 29 DE JUNIO DE 2020, LEY DE SUSPENSIÓN
TEMPORAL Y REASIGNACIÓN DE RECURSOS DEL FONDO DE PROMOCIÓN
A LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURÍFERA –
FPIEEH, ANTE EL COVID-19 (PERIODO 29/06/2020 AL 31/12/2020). ............. 128
3.8.22. LA DISTRIBUCIÓN DEL IDH EN LA ACTUALIDAD (PERIODO 31/12/2020
HASTA LA ACTUALIDAD). ................................................................................. 138
3.8.23. LA DISTRIBUCIÓN DEL IDH EN LA ACTUALIDAD POR SECTOR O
AGENTE.............................................................................................................. 145

CONCLUSIÓN .................................................................................................... 147
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................... 148

1
INTRODUCCIÓN.
Es un hecho histórico la dependencia en Bolivia de los precios de las materias
primas. Hoy en día la principal materia prima es el petróleo, ya que el precio de éste,
determina el precio de venta del gas natural, el principal producto de exportación de
Bolivia. Una de las principales desventajas de esta dependencia es que no se tiene
control alguno sobre la cotización de las materias primas y la economía boliviana
está expuesta a shocks positivos como negativos.
En los últimos meses se ha visto un descenso de los precios del barril de petróleo,
con una ligera perspectiva de mejoramiento, situación que afecta a la economía del
país.
El siguiente trabajo presenta las principales características, desde el punto
tributario, del Impuesto Directo a los Hidrocarburos - IDH, impuesto que
necesariamente es afectado por esta situación, su evolución a través del tiempo y
su actual estado, sobre todo en lo concerniente a sus beneficiarios finales. Y
también teniendo en cuenta que desde su creación fue la segunda fuente de
ingresos debido a impuestos del Estado boliviano, situándose entre el Impuesto al
Valor Agregado – IVA (primera fuente) y el Impuesto a las Utilidades (tercera fuente)
de las Empresas - IUE, situación que terminó abruptamente en el año 2015 con la
caída de los precios internacionales del petróleo. De todas maneras, desde el 2015,
al ocupar el tercer lugar por concepto de recaudaciones del Estado boliviano, sigue
siendo una fuente muy importante de ingresos para el Estado
1. ANTECEDENTES.
En octubre del 2003 y después, en mayo y junio del 2005, miles de personas
salieron a las calles para bloquear la política hidrocarburífera de los gobiernos de
Gonzalo Sánchez de Lozada (2002-2003) y de Carlos Mesa (2003-2005). Las
acciones de protesta se realizaron, fundamentalmente, en las ciudades de La Paz
y El Alto. Sin embargo, todo el país resultó afectado por el bloqueo de caminos y las
marchas callejeras de cada día. La consigna, en ambos casos, fue una:
nacionalización de los hidrocarburos.
Tras la huida de Sánchez de Lozada, en octubre del 2003, el nuevo presidente
Carlos Mesa asumió el cargo con un mandato: La nacionalización de los
hidrocarburos. Sin embargo, esta demanda se redujo a un referéndum con el que
se cambiaría el destino del gas natural y del petróleo de los bolivianos. El
“referéndum del gas” se realizó el día 18 julio del 2004, donde una de las cinco
preguntas se refería a las regalías e impuestos.
Carlos Mesa presentó un proyecto de Ley de Hidrocarburos en el que
supuestamente los ingresos por concepto de regalías e impuestos llegarían al 50
por ciento del valor total de la producción de los hidrocarburos. Para ello planteo la
creación del Impuesto Complementario a los Hidrocarburos – ICH, del 32 por ciento.

2
Este planteamiento fue rechazado por el Congreso, porque quedó demostrado que
ese 32% era inalcanzable, pues no se llegaría a ese porcentaje en muchos años
debido a que su cobro dependía de los volúmenes de producción.
Finalmente, y luego de diez meses de debate, el Congreso promulgo la Ley No.
3058 el 17 de mayo de 2005, Ley de Hidrocarburos - LH. La diferencia entre la
propuesta de Mesa y la Ley aprobada por el Congreso, radicó en que el IDH no es
progresivo y se aplica a todos los campos hidrocarburíferos, sin distinción alguna.
2. DEFINICIONES.
A continuación, se introducen definiciones y conceptos básicos para poder
comprender mejor el presente trabajo de investigación. Todas las definiciones has
sido obtenidas de la LH y demás normativa conexa.
Agregador es, según la LH, YPFB, quien establecería las fuentes y los destinos de
la producción, asignando las cuotas de abastecimiento del Gas Natural a los
Titulares de la producción para los mercados de exportación de acuerdo a contratos
“back to back”.
Boca de Pozo, es el punto de salida de la corriente total de fluidos que produce un
pozo, ya sean estos fluidos, petróleo, gas natural, agua de formación1 y sedimentos,
antes de ser conducidos a un Sistema de Adecuación.
Campo, es el área de suelo debajo del cual existe uno o más reservorios de
hidrocarburos, en una o más formaciones en la misma estructura o entidad
geológica. De esta definición la LH incluye dos definiciones conexas al tema:
Campo Compartido, que es el área de suelo debajo del cual existen uno o más
reservorios, en una o más formaciones en la misma estructura o entidad geológica
que se puede encontrar ubicada entre dos o más departamentos que debe ser
desarrollado de forma eficiente, en la que la producción será compartida en
proporción a la reserva ubicada en cada Departamento, y
Campo Marginal, que es aquel campo que ha producido el 90% de sus reservas
probadas de Hidrocarburos.
Contrato “back to back”, es un contrato de transferencia de obligaciones y
derechos.
1
El agua de formación es un subproducto que sale a la superficie durante la exploración y producción de
petróleo y gas. A veces se denomina agua producida, salmuera o agua salada. Suele ser salobre y procede de
formaciones subterráneas, bien de zonas adyacentes al petróleo y al gas, bien de la misma zona que los
hidrocarburos. En algunas operaciones de petróleo y gas, el agua producida resulta de la inyección de agua
limpia en los depósitos de petróleo para forzar la producción de los pozos. Extraído de la pág. web:
https://oilinwatermonitors.com/es/what-is-produced-water/

3
GLP, es la mezcla de propano y butano en proporciones variables. El GLP es
producido en plantas y refinerías.
Gas Natural, son los hidrocarburos, con predominio de metano, que en condiciones
normalizadas de presión y temperatura se presentan en la naturaleza en estado
gaseoso.
Hidrocarburos, son los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo los
elementos asociados, que se presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o en el
subsuelo, cualquiera sea su estado físico, que conforman el Gas Natural, Petróleo
y sus productos derivados, incluyendo el Gas Licuado de Petróleo – GLP, producido
en refinerías y plantas de extracción de licuables.
Petróleo, son los hidrocarburos que en condiciones normalizadas de temperatura y
presión se presentan en estado líquido, así como la Gasolina Natural y los
hidrocarburos líquidos que se obtienen en los procesos de separación del gas.
Producción Bruta es el volumen total de fluidos que produce un pozo, ya sea
petróleo, gas natural, agua de formación y sedimentos, antes de ser conducidos a
un Sistema de Adecuación.
Producción Fiscalizada, ya sea de Petróleo, Gas Natural o GLP, son los
volúmenes de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización de la Producción.
Punto de Fiscalización en su Primera Etapa de Comercialización, es la salida
de la Producción Fiscalizada de hidrocarburos certificada por YPFB a la entrega
para su comercialización.
Punto de Fiscalización de la Producción, es el lugar donde son medidos los
hidrocarburos resultantes de la explotación en el campo después que los mismos
han sido sometidos a un Sistema de Adecuación para ser transportados.
Refinación, son los procesos que convierten el petróleo en productos denominados
carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP
y los sub-productos y productos intermedios que generen dichos procesos.
Sistema de Adecuación, son las instalaciones necesarias para acondicionar los
hidrocarburos a ser transportados, de acuerdo a la reglamentación vigente. El
Sistema de Adecuación deberá ajustarse a la naturaleza de los hidrocarburos que
produzca el campo.
Sistema de Transporte, es el Sistema Troncal de Transporte, más las líneas
laterales o ramales. No incluye las líneas de recolección.
Sistema Troncal de Transporte, es el conjunto de tuberías de Transporte de
Hidrocarburos por ducto, que tiene concesión otorgada por la Superintendencia de
Hidrocarburos.

4
3. CARACTERÍSTICAS.
3.1. CREACIÓN.
Según Art. 53 de la LH, se crea un Impuesto Directo2 a los Hidrocarburos - IDH, que
se aplicará, en todo el territorio nacional, a la Producción de Hidrocarburos en Boca
de Pozo, que se medirá y pagará como las regalías, de acuerdo a lo establecido en
la LH y su Decreto Reglamentario3. De decir, se pagará de manera mensual en
Dólares Americanos.
3.2. OBJETO.
Según el num. 1 del Art. 54 de la LH y del Art. 2 del D.S. 28223, el objeto del IDH
es gravar la Producción Fiscalizada de Petróleo, Gas Natural y el GLP, medidos en
el Punto de Fiscalización en la Primera Etapa de Comercialización, es decir, toda la
Producción de Hidrocarburos en todo el territorio nacional.
Para campos con facilidades de extracción, el Punto de Fiscalización de la
Producción es a la salida de la planta ubicada antes del Sistema de Transporte y
debe cumplir con los requerimientos de adecuación del gas o los líquidos de
acuerdo a reglamentación vigente.
En los campos donde no existen facilidades de extracción de GLP y/o Gasolina
Natural, el Punto de Fiscalización de la Producción es la salida del sistema de
separación de fluidos. Para este efecto, los productores instalarán los instrumentos
necesarios como ser: gravitómetros, registradores multiflujo, medidores másicos,
cromatógrafos para análisis cualitativos y cuantitativos, registradores de presión y
temperatura y todo equipo que permita establecer las cantidades de GLP y Gasolina
Natural incorporadas en la corriente de Gas Natural despachada.
3.3. HECHO GENERADOR.
Según el núm. 2 del Art. 54 de la LH y el Art. 3 del D.S. 28223 el Hecho Generador
de la obligación tributaria correspondiente al IDH se perfecciona en el momento de
medición en el Punto de Fiscalización de la Producción de Hidrocarburos, a tiempo
2
El impuesto directo es un impuesto asociado directamente con una persona física o jurídica, y que se calcula
y aplica sobre el capital total de la misma, o sobre sus ingresos globales en un determinado período de tiempo.
Este impuesto es periódico, o sea, por lo general se aplica cada año, y se paga una vez al año, o puede ocurrir
también que se aplique y pague mensualmente. El impuesto directo se distingue de un impuesto indirecto, ya
que este último grava manifestaciones indirectas de capacidad económica (por ejemplo, el consumo) mientras
que el primero grava manifestaciones directas de capacidad económica como pueden ser la renta o el
patrimonio A su vez, los impuestos directos recaen directamente sobre el objeto que desea gravarse mientras
que los impuestos indirectos usan el mecanismo de la repercusión para hacer caer la carga tributaria a otro
distinto. Extraído de: https://es.wikipedia.org/wiki/Impuesto_directo
3
El 27 de junio del 2005 se promulgó el D.S. No. 28223 cuyo objeto, establecido en el Art.2 fue el de reglamentar
la LH.

5
de la adecuación para su transporte, es decir, en su Primera Etapa de
Comercialización.
También se perfecciona el hecho generador en el Punto de Fiscalización del campo
de origen antes de la entrega del Gas Natural para su traslado a una planta de
extracción de licuables ubicada en otro campo.
La LH, en su Art. 56, deja claramente establecido el término Punto de Fiscalización
como el lugar donde se participa, se valoriza y se paga el 11% de la Producción
Bruta de los Hidrocarburos sujeta al pago de las Regalías de los departamentos
productores, razón por la que ningún consumo, compensación o costos, llámese de
exploración, explotación, adecuación, transporte u otros, son deducibles de las
Regalías.
3.4. SUJETO PASIVO.
Según el núm. 3 del Art. 54 de la LH y el Art. 4 del D.S. 28223 es sujeto pasivo del
IDH toda persona natural o jurídica, pública o privada, que produzca y comercialice
en la primera etapa de comercialización los productos gravados por este Impuesto,
o sea, hidrocarburos (que conforman el Gas Natural, Petróleo y sus productos
derivados, incluyendo el - GLP producido en refinerías y plantas de extracción de
licuables), de acuerdo a su Porcentaje de Participación Contractual en cada uno de
sus contratos.
Pero esta definición de sujeto pasivo del IDH cambió drásticamente el 20 de junio
de 2007, con la promulgación del D.S. No. 29175, que modificaba la mencionada
definición hacia la siguiente: En cumplimiento al Artículo 79 de la Ley No. 3058, a
efectos de los Contratos de Operación, YPFB en su calidad de sujeto pasivo deberá
cumplir con las obligaciones tributarias relativas al IDH.
El Art. 79 de la LH se refiere al pago de Regalías, Impuestos y Participaciones
sobre la producción más los impuestos que le correspondan que debe realizar
YPFB.
Se debe entonces entender que después del 20 de junio de 2007 YPFB era el único
productor de hidrocarburos, como efecto del D.S. No. 28701 del 1 de mayo del 2006,
“Héroes Del Chaco”, más conocido como el Decreto de Nacionalización de los
Hidrocarburos. O también se puede entender que YPFB podría actuar, en algunos
casos como agente de retención del IDH y receptor de los hidrocarburos producidos
por algunos particulares que se hayan mantenido como tales, precisamente debido
al tema de los contratos de operación.
Pero, de todas maneras, esa situación hipotética, de que existían algunos
productores de Hidrocarburos y que YPFB actuaba como agente de retención y
receptor, terminó abruptamente con la promulgación de la CPE el 7 de febrero de
2009, la cual en su Art. 359 indica que los hidrocarburos, cualquiera sea el estado
en que se encuentren o la forma en la que se presenten, son de propiedad

6
inalienable e imprescriptible del pueblo boliviano. El Estado, en nombre y
representación del pueblo boliviano, ejercería la propiedad de toda la producción de
hidrocarburos del país y sería el único facultado para su comercialización. La
totalidad de los ingresos percibidos por la comercialización de los hidrocarburos
sería propiedad del Estado. Ningún contrato, acuerdo o convenio, de forma, directa
o indirecta, tácita o expresa, podría vulnerar total o parcialmente lo establecido en
el Art. 359 de la CPE. En el caso de vulneración los contratos serán nulos de pleno
derecho y quienes los hayan acordado, firmado, aprobado o ejecutado, cometerán
delito de traición a la patria.
También, puede haberse dado, entre el 1 de mayo de 2006 y el 20 de junio de 2007
ese “PERIODO DE TRANSICIÓN”, que se nombra en el Par. I del Art. 4 del D.S.
28701, y que indica que durante el PERÍODO DE TRANSICIÓN, para los campos
cuya producción certificada promedio de gas natural del año 2005 haya sido
superior a los 100 millones de pies cúbicos diarios, el valor de la producción se
distribuiría de la siguiente forma: 82% para el Estado (18% de Regalías y
Participaciones, 32% de IDH y 32% a través de una participación adicional para
YPFB), y 18% para las compañías (que cubrían costos de operación, amortización
de inversiones y utilidades).
El Par II del Art. 4 del D.S. 28701 indicaba que para los campos cuya producción
certificada promedio de gas natural del año 2005 haya sido menor a 100 millones
de pies cúbicos diarios, durante el PERÍODO DE TRANSICIÓN, se mantendría la
actual distribución del valor de la producción de hidrocarburos.
Y, por último, el Par. III del Art. 4 del D.S. 28701 indicaba que el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía determinaría, caso por caso y mediante auditorías, las
inversiones realizadas por las compañías, así como sus amortizaciones, costos de
operación y rentabilidad obtenida en cada campo. Los resultados de tales auditorías
servirán de base a YPFB para determinar la retribución o participación definitiva
correspondiente a las compañías en los contratos a ser firmados de acuerdo a lo
establecido en el Art. 3 del D.S. 287014.
En conclusión, desde el 17 de mayo del 2005 hasta el 20 de junio de 2007 eran
sujetos pasivos del IDH toda persona natural o jurídica, pública o privada, que
produzca y comercialice en la primera etapa de comercialización los productos
gravados por el IDH, o sea, Hidrocarburos (que conforman el Gas Natural, Petróleo
4
El Art 3 del D.S. 28701 establecía lo siguiente:
I. Sólo podrán seguir operando en el país las compañías que acaten inmediatamente las disposiciones del
presente Decreto Supremo, hasta que, en un plazo no mayor a 180 días desde su promulgación, se regularice
su actividad, mediante contratos, que cumplan las condiciones y requisitos legales y constitucionales. Al término
de este plazo, las compañías que no hayan firmado contratos no podrán seguir operando en el país.
II. Para garantizar la continuidad de la producción, YPFB, de acuerdo a directivas del Ministerio de Hidrocarburos
y Energía, tomará a su cargo la operación de los campos de las compañías que se nieguen a acatar o impidan
el cumplimiento de lo dispuesto en el presente Decreto Supremo.
III. YPFB no podrá ejecutar contratos de explotación de hidrocarburos que no hayan sido individualmente
autorizados y aprobados por el Poder Legislativo en pleno cumplimiento del mandato del inciso 5 del Artículo
59 de la Constitución Política del Estado.

7
y sus productos derivados, incluyendo el GLP producido en refinerías y plantas de
extracción de licuables), de acuerdo a su porcentaje de participación contractual en
cada uno de sus contratos. Pero, a partir del 20 de junio de 2007 hasta la fecha, el
sujeto pasivo del IDH es YPFB (posiblemente también receptor de la producción de
Hidrocarburos de terceros y retentor del IDH de los mismos). Y a partir del 7 de
febrero de 2009, el único productor y por lo tanto el único Sujeto Pasivo del IDH
3.5. ALÍCUOTA.
Según el núm. 2 del Art. 55 de la LH y el Art. 6 del D.S. 28223, la Alícuota del IDH
es del 32% del total de la producción de Hidrocarburos medida en el Punto de
Fiscalización, que se aplica de manera directa, no progresiva, sobre el 100% de los
volúmenes de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización, en su primera
etapa de comercialización. El valor de ese 100% de los volúmenes de hidrocarburos
medidos en el Punto de Fiscalización, en su primera etapa de comercialización, es
la Base Imponible en bolivianos (Bs.) del sujeto pasivo, a objeto de cumplir con el
Artículo 9 del Código Tributario5.
Y según la misma norma, la sumatoria de los ingresos establecidos del 18% por
Regalías y del 32% del IDH, no deberán ser en ningún caso menores 50% del valor
de la producción de los Hidrocarburos en favor del Estado Boliviano, en
concordancia con el Art. 8º de la misma LH que indica que se dispone que el Estado
retenga el 50% del valor de la producción de gas y del petróleo, conforme al
mandato contenido en la respuesta de la pregunta número 5 de la Ley del
Referéndum Nacional de 18 de julio de 2004.
3.6. BASE IMPONIBLE.
Según el núm. 1 del Art. 55 de la LH, La Base Imponible del IDH es idéntica a la
correspondiente a Regalías y Participaciones y se aplica sobre el total de los
volúmenes o energía de los Hidrocarburos producidos.
Una vez determinada la base imponible para cada producto, el Sujeto Pasivo la
expresará en bolivianos (Bs.), aplicando los precios a que se refiere el Art. 56 de la
LH.
Y a su vez el Art. 56 de la LH indica que las Regalías departamentales,
Participaciones y el IDH se pagarán en especie o en Dólares de los Estados Unidos
de América, de acuerdo a los siguientes criterios de valoración:
5
El Art. 9°. - (Concepto y Clasificación) de la Ley No. 2492 del 2 de agosto del 2003, Código Tributario indica:
I. Son tributos las obligaciones en dinero que el Estado, en ejercicio de su poder de imperio, impone con el
objeto de obtener recursos para el cumplimiento de sus fines.
II. Los tributos se clasifican en: impuestos, tasas, contribuciones especiales; y
III. Las Patentes Municipales establecidas conforme a lo previsto por la Constitución Política del Estado, cuyo
hecho generador es el uso o aprovechamiento de bienes de dominio público, así como la obtención de
autorizaciones para la realización de actividades económicas.

8
A) LOS PRECIOS DE PETRÓLEO EN PUNTO DE FISCALIZACIÓN:
1. Para la venta en el mercado interno, el precio se basará en los precios reales de
venta del mercado interno.
2. Para la exportación, el precio real de exportación ajustable por calidad o el precio
del WTI6, que se publica en el boletín Platts Oilgram Price Report7, el que sea
mayor.
B) EL PRECIO DEL GAS NATURAL EN PUNTO DE FISCALIZACIÓN.
1. El precio efectivamente pagado para las exportaciones.
2. El precio efectivamente pagado en el Mercado Interno.
Estos precios, para el mercado interno y externo, serán ajustados por calidad.
C) LOS PRECIOS DEL GLP EN PUNTO DE FISCALIZACIÓN.
1. Para la venta en el mercado interno, el precio se basará en los precios reales de
venta del mercado interno.
2. Para la exportación, el precio real de exportación.
Ahora bien, hubo dos formas de calcular la Base Imponible del IDH, como no podía
ser de otra manera, ya que como se sabe, hubo un periodo de vigencia de la LH y
su Decreto Reglamentario antes de la nacionalización y un periodo post-
nacionalización hasta la actualidad.
Tomando en cuenta este aspecto, se pasará a explicar la Base Imponible antes de
la Nacionalización y la Base Imponible después de la Nacionalización:
6
West Texas Intermediate (WTI) es un grado o mezcla de petróleo crudo. El término también se usa para
referirse al precio al contado, el precio de futuros o el precio tasado de ese petróleo. En el uso coloquial, WTI
generalmente se refiere al contrato de futuros de petróleo crudo WTI negociado en la Bolsa Mercantil de Nueva
York (NYMEX). El grado de petróleo WTI también se conoce como dulce ligero de Texas. El petróleo producido
en cualquier lugar puede considerarse WTI si el petróleo cumple con las calificaciones requeridas. Los precios
al contado y de futuros del WTI se utilizan como punto de referencia en la fijación de precios del petróleo. Este
grado se describe como crudo ligero debido a su baja densidad y dulce por su bajo contenido en azufre.
El precio del WTI a menudo se incluye en los informes de noticias sobre los precios del petróleo, junto con el
precio del crudo Brent del Mar del Norte. Otros marcadores petroleros importantes incluyen el crudo de Dubái,
el crudo de Omán, el petróleo de los Urales y la cesta de referencia de la OPEP. El WTI es más ligero y dulce,
contiene menos azufre que el Brent y considerablemente más ligero y dulce que Dubái u Omán. Extraído de:
https://en.wikipedia.org/wiki/West_Texas_Intermediate.
7
Oilgram Price Report es un informe diario del mercado que cubre los rasgos generales del mercado, los
cambios y los factores que definen los precios dentro de los mercados del crudo y de otros productos
relacionados. Este informe proporciona una amplia gama de precios de referencia internacionales de S&P
Global Platts para el crudo y otros productos relacionados con el petróleo, así como análisis y noticias del
mercado. Extraído de: https://www.spglobal.com/commodityinsights/es/products-services/oil/oilgram-price-
report.

9
3.6.1. VALORACIÓN DE LA BASE IMPONIBLE ANTES DE LA
NACIONALIZACIÓN (PERIODO 17/05/2005 - 20/06/2007, INCLUIDO “PERIODO
DE TRANSICIÓN”).
En este periodo, según el Art. 5 del D.S. 28223, la Base Imponible del IDH del Sujeto
Pasivo, para cada producto y mercado, era igual a la sumatoria por campo de los
volúmenes o energía de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización en su
Primera Etapa de Comercialización, multiplicado por su Participación Contractual,
por el porcentaje de sus ventas en el respectivo mercado y por su Precio Promedio
Ponderado en el mismo mercado.
BI PETRÓLEO MERCADO INTERNO = Σ (PFi x PPCi x PVMIj x PPPMIj)
BI PETRÓLEO MERCADO EXTERNO = Σ (PFi x PPCi x PVMEj x PPPMEj)
BI GAS NATURAL MERCADO INTERNO = Σ (PFi x PPCi x PVMIj x PPPMIj)
BI GAS NATURAL MERCADO EXTERNO = Σ (PFi * PPCi * PVMEj * PPPMEj)
BI GLP MERCADO INTERNO = Σ (PFi x PPCi x PVMIj x PPPMIj)
BI GLP MERCADO EXTERNO = Σ (PFi x PPCi x PVMEj x PPPMEj)
Donde:
BI = Es Base Imponible
i = Es igual a 1 hasta n campos
j es: Petróleo, Gas Natural o GLP
PFi = Es la Producción Fiscalizada para cada campo para el respectivo producto.
PPCi % = Es el Porcentaje de Participación Contractual de Sujeto Pasivo en cada
campo.
PVMI j % = Es el Porcentaje de las ventas del Sujeto Pasivo en el Mercado Interno,
respecto a sus ventas totales, para el respectivo producto: Petróleo, Gas Natural o
GLP.
Volumen vendido en el mercado internoj
PVMI j = _______________________________________________________________________________
Volumen vendido en el mercado internoj y en el mercado externoj
PVME j % = Es el Porcentaje de las ventas del Sujeto Pasivo en el Mercado Externo,
respecto a sus ventas totales, para el respectivo producto: Petróleo, Gas Natural o
GLP.

10
Volumen vendido en el mercado externoj
PVME j = _______________________________________________________________________________
Volumen vendido en el mercado internoj y en el mercado externoj
PPP MI j = Es el Precio Promedio Ponderado de las ventas en el mercado interno del
Sujeto Pasivo para el respectivo producto.
PPP ME j = Es el Precio Promedio Ponderado de las ventas en el mercado externo
del Sujeto Pasivo para el respectivo producto.
Ahora bien, según los Arts. 141 y 144 de la LH indican que quedarían exentos del
pago de impuestos los volúmenes de gas natural destinados al uso social y
productivo en el mercado interno. Estos se refieren al consumo de gas natural (o
transformado en energía eléctrica) destinado a los centros educacionales, centros
de salud, servicios sociales, consumo domiciliario y asilos, para la irrigación del
campo, la industria y la agroindustria nacional, la pequeña industria y artesanía, la
generación de electricidad, la minería, el transporte y el turismo entre otros, de
acuerdo a una clasificación por consumo y al Plan Nacional que sea elaborado para
el efecto, en base a la Política Nacional de Desarrollo Económico Social, que
contemple el aumento de fuentes de trabajo, elevación de salarios y abaratamiento
de precios y otros beneficios para estantes y habientes del país, conforme a un
Reglamento.
Es decir que, cuando se reglamente ese subsidio y exención, para efectos de la
exención del IDH, se determinará la base imponible correspondiente al Gas Natural
destinado al mercado externo (BIGAS NATURAL MERCADO EXTERNO), descontando de la
producción fiscalizada del sujeto pasivo, el volumen vendido en el mercado interno
del gas destinado al uso social y productivo y del cálculo del Precio Promedio
Ponderado del gas para el mercado interno.
En este periodo, para determinar los precios para la valoración de la producción, se
tomaban en cuenta las ventas de cada producto que realizaba el sujeto pasivo en
el mercado interno y en el mercado externo durante el mes de producción, con base
a las cuales se calculaba el Precio Promedio Ponderado para cada mercado y
producto, conforme se indica a continuación:
Precio Promedio Ponderado para el Mercado Interno:
Σ (V MI k x PR MI k)
PPP MI j = _________________________
Σ V MI k
Donde:

11
j = Es Petróleo, Gas Natural o GLP, respectivamente,
K = Es cada una de las ventas realizadas por el Sujeto Pasivo en el mercado interno
durante el mes de producción.
PPP MI j = Es el Precio Promedio Ponderado para el mercado interno para el
producto j.
V MI k = Es el volumen o energía vendido(a) del producto j en el mercado interno.
PR MI k = Es el precio de venta del producto j que corresponde al V MI k, en el mercado
interno determinado en el Punto de Fiscalización de la Producción en la Primera
Etapa de Comercialización, considerando lo establecido en los Artículos 53 y 55 de
la LH.
Precio Promedio Ponderado para el Mercado Externo:
Σ (V ME k x PR ME k)
PPP ME j = _______________________
Σ V ME k
donde:
j = Es Petróleo, Gas Natural o GLP, respectivamente,
k = Es cada una de las ventas realizadas por el Sujeto Pasivo en el mercado externo
durante el mes de producción.
PPP ME j = Es el Precio Promedio Ponderado para el mercado externo para el
producto j.
V ME k = Es el volumen o energía vendido(a) del producto j en el mercado interno.
PR ME k = Es el precio de venta del producto j que corresponde al V ME k, en el
mercado externo determinado en el Punto de Fiscalización de la Producción en la
Primera Etapa de Comercialización, considerando lo establecido en los Artículos 53
y 55 de la LH
3.6.1.2. VENTAS INTERNAS DE GAS NATURAL, PETRÓLEO Y GLP CON
DESTINO A LA EXPORTACIÓN.
En caso de que el sujeto pasivo hubiera efectuado ventas internas de Gas Natural,
Petróleo y GLP con destino a la exportación, las mismas serían consideradas y
asignadas por el sujeto pasivo como ventas directas de exportación, debiéndose
aplicar los precios de exportación respectivo en Punto de Fiscalización de la

12
Producción, de acuerdo a las especificaciones establecidas en el Reglamento para
la Liquidación de Regalías y Participación al TGN por la Producción de
Hidrocarburos, aprobado por D.S. No. 28222 del 27 de junio del año 2005
El Art. 24 del D.S. 28222 indicaba que para la determinación del precio promedio
ponderado de liquidación de Gas Natural, Petróleo y GLP, toda venta interna con
destino a la exportación será considerada y asignada como venta directa de
exportación del Titular que efectúe dicha venta interna, aplicando los precios del
contrato de exportación respectivo o los resultantes de la aplicación de los Art. 8 y
25 del D.S. 28222, y deduciendo la tarifa de transporte correspondiente, hasta un
máximo equivalente a las tarifas de transporte del sistema de ductos aprobadas por
la Superintendencia de Hidrocarburos8.
Ahora bien, el Art. 8 del D.S. establecía, para la valoración de la producción
fiscalizada sujeta al pago de las Regalías y la Participación al TGN, los precios de
referencia del petróleo, Gas Natural o GLP9:
A) PRECIOS DE REFERENCIA DEL PETRÓLEO.
Se utilizaría el precio real de venta de exportación declarado por cada Titular,
expresado en dólares por barril ($us/BBl). El volumen exportado y el precio real
de venta de exportación serán los que figuran en la factura final de venta, de acuerdo
a contrato y la Declaración Única de Exportación - DUE, emitida por la Aduana
Nacional de Bolivia. La Declaración Jurada presentada por el Titular debería estar
acompañada, además de los documentos citados, por el Certificado de Salida
correspondiente y los contratos y facturas de venta deberían indicar los puntos de
comercialización y entrega.
En caso de exportaciones conjuntas por puerto marítimo, la información relativa al
volumen exportado y calidad del petróleo, deberían coincidir con el reportado en el
manifiesto de embarque marítimo ("Bill of Lading")10.
8
La Ley No. 1600 del 28 de octubre de 1994 crea el Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE) con el objetivo
de regular, controlar y supervisar las actividades de los sectores de Telecomunicaciones, Saneamiento Básico,
Electricidad, Transportes e Hidrocarburos, de acuerdo a leyes sectoriales. Define la estructura del SIRESE con
una Superintendencia General y cinco superintendencias sectoriales. Y es mediante la Ley de Hidrocarburos
No. 1689 del 30 de abril de 1996 cuando se instrumentaliza la Superintendencia de Hidrocarburos. La
Superintendencia de Hidrocarburos pasó a denominarse Agencia Plurinacional de Hidrocarburos mediante D.S.
29894 del 07 de febrero 2009, dentro del Sistema de Regulación Sectorial y Sistema de Regulación de Recursos
Naturales Renovables. La Resolución Administrativa SSDH No. 0474/2009 de 6 de mayo de 2009 y Resolución
Administrativa ANH No. 0475/2009 de 7 de mayo de 2009, establecen el cambió de nombre de Superintendencia
de Hidrocarburos por Agencia Nacional de Hidrocarburos.
9
Aquí solo se indican precios para la valoración de las exportaciones, ya que de eso se trata: la valoración de
las ventas de Hidrocarburos en el mercado interno que tienen como destino la exportación, a fines de establecer
la valoración de la Base Imponible del IDH, mismo que el sujeto pasivo deberá pagar.
10
Un conocimiento de embarque o B/L (por sus iniciales en inglés, Bill of Lading) es un documento propio del
transporte marítimo que se utiliza en el marco de un contrato de transporte de las mercancías en un buque en
línea regular. La finalidad de este documento es establecer las reglas de la relación contractual entre el
cargador, el consignatario (o destinatario) y el transportista, dando confianza a cada parte respecto al
comportamiento de las otras.

13
La diferencia entre el promedio en grados API de la mezcla exportada y el promedio
del Petróleo fiscalizado en el campo daría lugar al ajuste del precio en más o en
menos $us 0.07 por cada grado API de diferencia, hasta un límite máximo de 50
grados API en la mezcla y en el Petróleo Fiscalizado11.
En caso de efectuarse más de una venta de exportación durante el mes sujeto a
declaración, se utilizaría el precio promedio ponderado de tales exportaciones.
Cuando el Precio de Venta de exportación fuera inferior al precio del WTI, se
aplicará este último para la valoración. A este efecto se utilizará como referencia el
precio promedio mensual del WTI para el mes de exportación, bajo la denominación
"spot average", publicado por el Platt´s Oilgram Price Report
B) PRECIOS DEL GAS NATURAL.
expresado en $us/MMBTU12, estipulado en el contrato de compra-venta y conforme
a la factura comercial. El precio del contrato sería el determinado en el contrato de
exportación suscrito entre el Agregador y el comprador y los contratos "Back to
Back" respectivos. En caso de efectuarse más de una venta de exportación durante
el mes sujeto a declaración, se utilizará el precio promedio ponderado de tales
exportaciones.
Posteriormente por D.S. No. 29160 del 13 de junio de 2007, se cambió la
valorización de la siguiente manera:
Se utilizaría el precio real de venta de exportación declarado por YPFB, expresado
en $us/MMBTU, estipulado en el contrato de compra – venta suscrito entre YPFB y
el comprador, y conforme a la factura comercial.
El transporte de mercancías en régimen de conocimiento de embarque está regulado por el Convenio
de Bruselas de 1924, que ha sido modificado por las Reglas de La Haya—Visby de 1968 y, más
recientemente por las Reglas de Hamburgo de 1978, estas últimas elaboradas por UNCITRAL.
11
La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de
densidad que, en comparación con el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo.
Índices superiores a 10 implican que son más livianos que el agua y, por lo tanto, flotarían en ésta. La gravedad
API se usa también para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.
Si una fracción de este aceite flota en otra, denota que es más liviana, y por lo tanto su grado API es mayor.
Matemáticamente la gravedad API carece de unidades. Sin embargo, siempre al número se le aplica la
denominación grados API. La gravedad API se mide con un instrumento denominado hidrómetro. Existe gran
variedad de estos dispositivos. Extraído de: https://es.wikipedia.org/wiki/Gravedad_API
12
Dólares Americanos por MMBtu. MMBTU es el acrónimo de Metric Million British Thermal Unit, y es una
unidad utilizada tradicionalmente para medir el contenido de calor o el valor energético. Está ampliamente
asociado con la medición de gas natural en términos de energía a nivel mundial. Un BTU se define como la
cantidad de calor necesaria para elevar la temperatura de 1 libra (0,454 kg) de agua líquida en 1 °F (0,556 °C)
a una presión constante de una atmósfera. Cuando 1 BTU se representa en una unidad de millón, se denomina
unidad térmica británica de un millón métrico (MMBTU). Extraído de: https://www.adanigas.com/png-
commercial/explore-mmbtu
Un millón de BTU (MMBtu) equivale a 27,8 m3 de gas natural y a 0,048 m3 Gas Natural Licuado – GNL. o a
0,0192 Toneladas Métricas - TM de GNL.

14
En caso de que un campo tenga asignado más de un mercado durante el mes sujeto
a declaración, se utilizará el Precio Promedio Ponderado de tales exportaciones.
C) PRECIOS DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO – GLP
expresado en $us/TM13. El volumen exportado y el precio real de venta de
exportación serían los que figuran en la factura final de venta, de acuerdo a Contrato
y conforme con la Declaración Única de Exportación - DUE, emitida por la Aduana
Nacional de Bolivia. La Declaración Jurada presentada por el Titular debería estar
acompañada, además de los documentos citados, por el Certificado de Salida
correspondiente y los contratos y facturas de venta deberían indicar los puntos de
comercialización y entrega.
En caso de efectuarse más de una venta de exportación durante el mes sujeto a
declaración, se utilizará el precio promedio ponderado de tales exportaciones.
Y el Artículo 25 del D.S. 28222 indicaba que en el caso de ventas intermedias entre
productores de Petróleo y GLP a precios de venta que a criterio del Ministerio de
Hidrocarburos no reflejen condiciones razonables y vigentes en el mercado interno,
o cuando el precio de venta de exportación del GLP no refleje el precio de mercado,
para el mes sujeto a liquidación, se podría requerir al Titular que en el plazo de cinco
días hábiles justifique convenientemente el citado Precio de Venta.
Y cuando el Titular no presentaba las justificaciones solicitadas o si las mismas eran
insuficientes en opinión del Ministerio de Hidrocarburos, éste determinaba que se
utilice el precio de referencia de venta interna puesto en Punto de Fiscalización, o
el precio paridad exportación publicado por la Superintendencia de Hidrocarburos
para el caso de GLP de exportación.
3.6.1.3. VALORACIÓN DEL PETRÓLEO.
En este periodo, para la venta en el mercado interno, el Precio Promedio Ponderado
del petróleo se calculaba sobre la base de los precios reales de venta del sujeto
pasivo en dicho mercado, conforme a sus contratos de compra venta, determinados
en el Punto de Fiscalización de la Producción.
En este periodo, para la exportación del petróleo, el Precio Promedio Ponderado se
calculaba utilizando el precio mayor entre el precio real de exportación y el precio
promedio mensual del WTI que se publica en el boletín Platts Oilgram Price Report,
en las tablas “World Crude Oil Prices”, en la columna “Short Term Contract/Spot”,
correspondientes al mes de medición del petróleo puesto en Punto de Fiscalización
de la Producción.
13
Dólares Americanos por Tonelada Métrica.

15
Los precios y los volúmenes para el petróleo debían ser determinados bajo la misma
condición base de temperatura definida en el D.S. 282222. Los precios en el Punto
de Fiscalización y el ajuste por calidad del precio del petróleo debían efectuarse
siguiendo los mismos parámetros establecidos en el D.S. 28222. Según el Inc. a del
Art. 27 del D.S. 28222, los informes y certificaciones de las cantidades de
hidrocarburos de producción fiscalizada, para el pago de Regalías y Participación al
TGN, deberían expresarse en Barriles14 a la temperatura de 60º F y presión 14.6959
psia15 para el Petróleo
3.6.1.4. VALORACIÓN DEL GAS NATURAL.
En este periodo, para el mercado interno, el Precio Promedio Ponderado se
calculaba utilizando los precios reales contractuales entre el sujeto pasivo y el
comprador, determinados en el Punto de Fiscalización de la Producción.
En este periodo, para la exportación, el Precio Promedio Ponderado se calculaba
utilizando los precios efectivos de venta determinados en Punto de Fiscalización de
la Producción. Para este efecto, prevalecerían los precios establecidos en los
contratos de compra venta de exportación entre YPFB y el comprador, si fuera el
caso, o cuando YPFB no sea Agregador, entre el sujeto pasivo y el comprador. Este
cálculo debe tomar en cuenta la energía correspondiente al “Take or Pay” 16
Los precios y los volúmenes para el petróleo debían ser determinados bajo la misma
de Fiscalización y el ajuste por calidad del precio del petróleo debían efectuarse
14
El Barril de petróleo se mide de dos formas: Barril de crudo/petróleo estadounidense: 158,987294928 litros,
y Barril de crudo/petróleo británico o imperial: 159,11315 litros. Además dependiendo de la densidad del
petróleo, la masa de un barril de petróleo está entre 119 kg y 151 kg. Extraído de:
https://es.wikipedia.org/wiki/Barril_(unidad)
Extraído de: https://es.wikipedia.org/wiki/Libra_por_pulgada_cuadrada
15
La libra de fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in² o lbf/in², abreviada psi, del inglés “pounds-force per square
inch”) es una unidad de presión perteneciente al sistema anglosajón de unidades.1 Para expresar
respectivamente: presión relativa al ambiente, se usaba psig (del inglés «psi, gauge»); mientras que psia se
usaba para expresar la presión absoluta (del inglés «psi, absolute»).
Extraído de: https://es.wikipedia.org/wiki/Libra_por_pulgada_cuadrada
16
El contrato take or pay, también conocidos como ‘de compra garantizada’, son muy utilizados en el sector
energético, especialmente en el suministro de gas natural. Las obligaciones contractuales de este tipo de
contratos hacen que se pague por un porcentaje contratado independientemente de que se consuma o no en
el periodo indicado. Por ejemplo, si un consumidor contrata todos los meses un suministro de 300 kilovatios
hora y solo consume 280, pagará los 300. Así, el proveedor se compromete a garantizar ese suministro
mensualmente y el cliente a pagar por el volumen total entregado y no por el consumido. Cuando se firma el
contrato, esta modalidad del take or pay se le denomina como servicio de suministro en firme o garantiza
firmeza. Así, el consumidor siempre sabrá que tiene una disposición fija todos los meses de ese suministro y
pagará una cuantía por el total suministrado. Generalmente, en este tipo de contratos el cliente tiene
derecho de utilizar el gas o el producto que sea pagado y no consumido durante los próximos doce
meses. Es decir, si en los meses de junio, julio y agosto solo se ha consumido 250 kilovatios hora y
se tenían contratados 300, se ha generado una reserva de 150 kilovatios hora. Esto supone que, si
en los meses de diciembre, enero y febrero el cliente gasta 350 kilovatios hora, en lugar de 300, no
tendría que pagar más por ello. Extraído de:
https://www.estrategiasdeinversion.com/herramientas/diccionario/economia/contrato-take-or-pay-t-
1449

16
siguiendo los mismos parámetros establecidos en el D.S. 28222. Según el Inc. b del
TGN, deberían expresarse en miles de pies cúbicos y su contenido calórico en BTU,
en condiciones estándar (60 ° F de temperatura y presión 14.6959 psia), base
saturada para el Gas Natural.
3.6.1.5. VALORACIÓN DEL GLP DE PLANTAS.
En este periodo, en el caso del mercado interno, el Precio Promedio Ponderado se
calculaba utilizando los precios reales de venta del sujeto pasivo en el mercado
interno, determinados en Punto de Fiscalización de la Producción.
En este periodo, en el caso del mercado externo, se calculaba el Precio Promedio
Ponderado utilizando los precios reales de venta determinados en el Punto de
Fiscalización de la Producción.
El Sujeto Pasivo debía acompañar al cálculo de los Precios Promedio Ponderados
la documentación y el detalle correspondientes de respaldo.
Los precios y los volúmenes para el GLP debían ser determinados bajo la misma
de Fiscalización, el ajuste por calidad del precio del petróleo debía efectuarse
siguiendo los mismos parámetros establecidos en el D.S. 28222. Según el Inc. c del
TGN, deberían expresarse en Unidades másicas (Toneladas Métricas)
especificando la relación de propano y butano para el GLP.
3.6.1.6. EJEMPLO.
Se supone un campo gasífero sobre el cual existe un contrato de producción
compartida entre YPFB y la Compañía Monopoly S.A., en el cual YPFB tiene el 70%
de participación contractual y Monopoly S.A tiene el 30% y que produce GLP. La
producción en el mes de junio medida en el punto de fiscalización ha sido de
20.000.000 de TM. YPFB ha realizado la mitad de sus ventas de su parte al mercado
interno y la otra mitad la ha exportado. En cambio, la Compañía Monopoly S.A. ha
exportado toda su parte de la producción. El precio en el mercado interno del GLP
fue de 1 Bs/TM y el precio de venta en el exterior de 1USD/TM. El tipo de cambio
es 8 Bs/USD
Ahora bien, la cuestión es saber quién paga y cuánto paga por concepto de IDH:
La Base Imponible de YPFB y el IDH a pagar por parte de YPFB en el mes de julio
es:

17
BI GLP MERCADO INTERNO = Σ (PFi * PPCi * PVMIj * PPPMIj)
= 20.000.000 TM x 0.7 x (7.000.000TM / (7.000.000 TM +
700.000 TM)) x 1BS/TM
= Bs7.000.000.-
BI GLP MERCADO EXTERNO = Σ (PFi * PPCi * PVMEj * PPPMEj)
= 20.000.000 TM x 0.7 x (7.000.000TM / (7.000.000 TM +
7.000.000 TM)) x 1USD/TM
= USD7.000.000.-
= USD7.000.000 x 8 BS/USD
= Bs56.000.000.-
Sumando las dos Bases Imponibles: Bs7.000.000 + Bs56.000.000 = Bs63.000.000.-
Aplicando la alícuota del 32% = Bs63.000.000 x 0.32 = Bs20.160.000.- (este es el
pago que debe realizar hasta el penúltimo día hábil de julio YPFB por concepto
de IDH)
La Base Imponible de Monopoly S.A. y el IDH a pagar por parte de Monopoly S.A.
en el mes de julio es:
BI GLP MERCADO EXTERNO = Σ (PFi * PPCi * PVMEj * PPPMEj)
= 20.000.000 TM x 0.3 x (6.000.000TM / (0 TM +
6.000.000 TM)) x 1USD/TM
= USD6.000.000.-
= USD6.000.000 x 8 BS/USD
= Bs48.000.000
La Base Imponible es Bs48.000.000.-
Aplicando la alícuota del 32% = USD48.000.000x 0.32 = USD15.360.000 (este es
el pago que debe realizar hasta el penúltimo día hábil de julio Monopoly S.A.
por concepto de IDH)
Si se suman los dos pagos de IDH resultan en: = Bs20.160.000+ USD15.360.000 =
Bs35.520.000.-
3.6.2. VALORACIÓN DE LA BASE IMPONIBLE DESPUÉS DE LA
NACIONALIZACIÓN (PERIODO 20/06/2007 – ACTUALIDAD).
En este periodo, según el Art. 5 del D.S. 28223, la base Imponible del IDH para cada
producto y mercado, es igual a la sumatoria por campo de los volúmenes o energía
de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización, multiplicado por el
Porcentaje de Mercado asignado a cada campo y por su Precio Promedio
Ponderado en el mismo mercado. Así se tienen las siguientes fórmulas para calcular
las bases imponibles:

18
A) BASE IMPONIBLE PETRÓLEO
BI PETROLEO MERCADO INTERNO = Σ (PFc x %MIc x PPPMI)
BI PETROLEO MERCADO EXTERNO = Σ (PFc x %MEc x PPPME)
Donde:
c = Es igual de 1 hasta n campos
BI = Base Imponible de Petróleo.
PF = Es la Producción Fiscalizada de Petróleo de cada campo.
%MI = Es el Porcentaje de ventas de Petróleo determinado para cada campo para
el Mercado Interno, en base a las asignaciones realizadas por YPFB.
%ME = Es el Porcentaje de ventas de Petróleo determinado para cada campo para
el Mercado Externo, en base a las asignaciones realizadas por YPFB.
PPPMI = Es Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización de las ventas de
Petróleo realizadas por YPFB en el Mercado Interno
PPPMI = Es Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización de las ventas
de Petróleo realizadas por YPFB en el Mercado Interno.
PPPME = Es el Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización de las ventas
de Petróleo realizadas por YPFB en el Mercado Externo.
B) BASE IMPONIBLE GAS NATURAL
BI GAS NATURAL MERCADO INTERNO = Σ (PFc x %MIc x PPPMI)
BI GAS NATURAL MERCADO EXTERNO = Σ (PFc x %MEc x PPPME)
Donde:
BI = Base de Gas Natural
PF = Es la Producción Fiscalizada de Gas Natural de cada campo.
%MI = Es el Porcentaje de ventas de Gas Natural determinado para cada campo
para el Mercado Interno, en base a las asignaciones realizadas por YPFB.
%ME = Es el Porcentaje de ventas de Gas Natural determinado para cada campo

19
para el Mercado Externo, en base a las asignaciones realizadas por YPFB.
Gas Natural realizadas por YPFB en el Mercado Interno
Gas Natural realizadas por YPFB en el Mercado Interno.
de Gas Natural realizadas por YPFB en el Mercado Externo.
C) BASE IMPONIBLE GAS LICUADO DE PETRÓLEO
BI GLP MERCADO INTERNO = Σ (PFc * %MIc * PPPMI)
BI GLP NATURAL MERCADO EXTERNO = Σ (PFc * %MEc * PPPME)
Donde:
BI = Base de GLP
PF = Es la Producción Fiscalizada de GLP de cada campo.
%MI = Es el Porcentaje de ventas de GLP determinado para cada campo para el
Mercado Interno, en base a las asignaciones realizadas por YPFB.
%ME = Es el Porcentaje de ventas de GLP determinado para cada campo para el
Mercado Externo, en base a las asignaciones realizadas por YPFB.
GLP realizadas por YPFB en el Mercado Interno
GLP realizadas por YPFB en el Mercado Interno.
de GLP realizadas por YPFB en el Mercado Externo.
Como se puede observar la determinación de la Base Imponible se simplificó hasta
su mínima expresión, siendo YPFB el único sujeto pasivo del IDH
Como comentario, hasta la fecha no ha entrado en vigencia el Art. 144 de la LH,
porque no hay la reglamentación respectiva, para efectos de la exención del IDH. Y
cuando exista esa normativa se determinará la Base Imponible correspondiente al
Gas Natural destinado al mercado externo (BI GAS NATURAL MERCADO

20
EXTERNO), descontando de la producción fiscalizada de YPFB, el volumen vendido
de gas destinado al uso social y productivo en el mercado interno y del cálculo del
Precio Promedio Ponderado del gas para el mercado interno.
Según el Art. 12 del D.S. No. 28223, ya modificado, para determinar los precios para
la valoración de la producción, se tomará en cuenta las ventas de cada producto
realizadas y efectivamente entregadas por YPFB en el mercado interno y el
mercado externo durante el mes de producción, en base a las cuales se calculará
el Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización para cada mercado y
producto, conforme se indica a continuación:
Precio Promedio Ponderado para el Mercado Interno de Petróleo, Gas Natural
y GLP:
PPPpMI =
Σ(PMIpv * VMIpv)
Σ(VMIpv)
Donde:
PPPpMI = Es el Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización
para el mercado interno para cada producto.
PMIpv = Es el precio de cada venta del producto respectivo en el mercado
interno.
VMIpv = Es el volumen o energía de cada factura del producto respectivo
vendido(a) en el mercado interno por YPFB.
v = Es cada una de las ventas según factura realizadas por YPFB en el
mercado interno durante el mes de producción.
p = Es el Petróleo, Gas Natural o GLP.
Precio Promedio Ponderado para el Mercado Externo de Petróleo y GLP
PPPpME =
Σ(PMEpv * VMEpv)
Σ(VMEpv)
Donde:

21
PPPpM = Es el Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización para el
mercado interno para cada producto.
PMIpv = Es el precio de cada venta del producto respectivo en el mercado
interno.
VMIpv = Es el volumen o energía de cada factura del producto respectivo
vendido(a) en el mercado interno por YPFB.
v = Es cada una de las ventas según factura realizadas por YPFB en el
mercado interno durante el mes de producción.
p = Es el Petróleo, Gas Natural o GLP.
Precio Promedio Ponderado para el Mercado Externo de Gas Natural.
PPPGNMEc =
Σ(PMEGNvc * VME
Σ(VMEGNvc)
Donde:
PPPGNMEc = Es el Precio Promedio Ponderado en Punto de Fiscalización del
Gas Natural mercado externo para cada campo.
PMEGNvc = Es el precio en Punto de Fiscalización de cada venta de Gas
Natural efectivamente entregada por YPFB, asignada a cada campo para el
mercado externo.
VMEGNvc = Es la energía entregada, de cada venta de Gas Natural
mercado externo asignada a cada campo.
v = Es cada una de las ventas de gas natural asignadas a cada campo
para el mercado externo durante el mes de producción.
c = Cada campo.
GN = Gas Natural.
3.6.2.2. VALORACIÓN DEL PETRÓLEO.
Para el mercado interno, el Precio Promedio Ponderado se calculará sobre la base
de los precios reales de venta del Sujeto Pasivo en dicho mercado, conforme a sus

22
contratos de compra venta, determinados en el Punto de Fiscalización de la
Producción.
Para la exportación, el Precio Promedio Ponderado se calculará utilizando el precio
mayor entre el precio real de exportación y el precio promedio mensual de WTI que
se publica en el boletín Platts Oilgram Price Report, en las tablas “World Crude Oil
Prices”, en la columna “Short Term Contract Spot”, correspondientes al mes de
medición del petróleo puesto en Punto de Fiscalización de la Producción.
3.6.2.3. VALORACIÓN DEL GAS NATURAL.
Para el mercado interno, el Precio Promedio Ponderado se calculará utilizando los
precios reales contractuales entre el Sujeto Pasivo y el comprador, determinados
en el Punto de Fiscalización de la Producción.
Para la exportación, el Precio Promedio Ponderado por campo se calculará
utilizando los precios efectivos de venta determinados en Punto de Fiscalización de
la Producción
3.6.2.4. VALORACIÓN DEL GLP DE PLANTAS.
En el caso del mercado interno, el Precio Promedio Ponderado se calculará
utilizando los precios reales de venta del Sujeto Pasivo en el mercado interno,
determinados en Punto de Fiscalización de la Producción.
En el caso del mercado externo, se calculará el Precio Promedio Ponderado
utilizando los precios reales de venta, determinados en el Punto de Fiscalización de
la Producción.
3.6.2.5. CONSIDERACIONES VARIAS.
El sujeto pasivo debe acompañar al cálculo de los precios promedio ponderados a
que se hace referencia en el Ar. 12 del D.S. 28223, la documentación y el detalle
correspondientes de respaldo.
Los precios y los volúmenes para el petróleo y GLP deberán ser determinados bajo
la misma condición base de temperatura definida en el Reglamento para la
Liquidación de Regalías y Participación al TGN por la Producción de Hidrocarburos.
Los precios en el punto de fiscalización y el ajuste por calidad del precio del petróleo
deben efectuarse siguiendo los mismos parámetros establecidos en el Reglamento
citado.
Los precios, los volúmenes y la energía para el Gas Natural deberán ser
determinados bajo las mismas condiciones base de temperatura y presión, definidas

23
en el Reglamento para la Liquidación de Regalías y Participación al TGN por la
Producción de Hidrocarburos.
Es decir que, los precios, volúmenes, condiciones base de temperatura y presión
de los hidrocarburos no variaron en esta época: se mantuvieron constantes hasta
nuestros días.
3.6.2.6. EJEMPLO.
Se supone un campo gasífero que produce GLP. La producción en el mes de junio
medida en el punto de fiscalización ha sido de 20.000.000 de TM. YPFB ha realizado
el 20% de sus ventas en el mercado interno y el 80% ha exportado. En el mercado
interno YPFB ha realizado dos ventas, con dos precios y cantidades diferentes: la
primera venta, 8.000.000 TM a 1Bs/TM y la segunda, 2.000.000 TM a 1,5Bs/TM.
Igualmente, las exportaciones han sido dos: una de 9.000.000 a 1USD/TM y la otra
y la segunda, 1.000.000 TM a 1,5USD/TM. El tipo de cambio es 7 Bs/USD. Se trata
de saber cuánto tiene que pagar YPFB dentro de 90 días por concepto de IDH.
En primer lugar, hay que calcular los PPPMI y PPPME para cada caso de venta en el
mercado interno y las exportaciones:
Σ (V MI x PR MI)
PPP MI = _________________________
Σ V MI
PPPMI = (8.000.000 TM x 1Bs/TM) + (2.000.000 TM a 1,5Bs/TM)
_________________________________________________________________
(8.000.000 TM + 2.000 TM)
PPPMI = 8.000.0000Bs/TM + 3.000.000Bs/TM
____________________________________________
10.000.000 TM
PPPMI = 1,1Bs/TM
Σ (V MI x PR MI)
PPP ME = _________________________
Σ V MI
PPPME = (9.000.000 TM x 1USD/TM) + (1.000.000 TM a 1,5USD/TM)
________________________________________________________
(8.000.000 TM + 2.000 TM)
PPPME = 9.000.000Bs/TM + 1.500.000Bs/TM
___________________________________________
10.000.000 TM

24
PPPME = 1,05USD/TM
Los Datos sobre %MI y %ME son:
MI = 0.2 y
ME = 0.8
Luego la Base imponible es:
BI GLP MERCADO INTERNO = Σ (PFc * %MIc * PPPMI)
BI GLP MERCADO INTERNO = 20.000.000 TM x 0.2 x 1.1Bs/TM
BI GLP MERCADO INTERNO = Bs4.400.000.-
BI GLP MERCADO EXTERNO = Σ (PFc * %MEc * PPPME)
BI GLP MERCADO EXTERNO = 20.000.000 TM x 0.8 x 1,05USD/TM
BI GLP MERCADO EXTERNO = USD16.800.000.-
BI GLP MERCADO EXTERNO = USD16.800.000 x 7Bs/USD = Bs.117.600.000.-
Sumando las dos Bases Imponibles: Bs4.400.000 + Bs.117.600.000 =
Bs122.000.000.-
Aplicando la alícuota del 32% = Bs122.000.000 x 0.32 = Bs39.040.000.-
Y ese monto en USD es: Bs39.040.000/7Bs/USD = USD5.577.142,85 USD (este
es el monto en Dólares Americanos que tiene que liquidar y pagar YPFB hasta el
mes de septiembre (90 días después) por estas operaciones realizadas en junio)
3.7. LIQUIDACIÓN Y PERÍODO DE PAGO.
Según el núm. 5 del Art. 55 de la LH, indica que, para la liquidación del IDH, el sujeto
pasivo aplicará a la base imponible expresada en bolivianos, como alícuota, que es
del 32% y pagará el monto resultante de forma mensual, como ocurre con las
Regalías. Si la base está expresada en Dólares Americanos, pues como lo
establece el Art. 7 del D.S. 28223 el sujeto pasivo deberá aplicar el tipo de cambio
de venta del último día hábil del mes al que corresponde la declaración, por cada
producto y mercado. Así mismo, el mencionado D.S. 28223 reglamenta que el IDH
se liquidará y pagará mensualmente, mediante declaración jurada hasta el 25 del
mes siguiente al mes de producción, consolidando al efecto el total de operaciones
realizadas durante el mes objeto de liquidación, considerando lo establecido en el
Artículo 53 de la LH.

25
Sin embargo, debido al D.S. 28701, Decreto de Nacionalización, y otros Decretos
que modificaban el Decreto Reglamentario de la LH, el D.S. 28223, en forma
posterior, a partir del 20 de junio de 2007 hasta el 23 de abril del 2008, el IDH se
liquidaba y pagaba mensualmente, mediante declaración jurada hasta el penúltimo
día hábil del mes siguiente al mes de producción, consolidando al efecto el total de
operaciones realizadas durante el mes objeto de liquidación, considerando lo
establecido en el Artículo 53 de la LH. Y se indicaba que la Administración Tributaria
podría prorrogar el plazo señalado, mediante Resolución Administrativa en casos
excepcionales.
Finalmente, a partir del 23 de abril del 2008 hasta el presente, El IDH, de
conformidad a lo establecido en los Artículos 53 y 56 de la LH, y el Art. 7 del D.S.
28223, se liquida y paga mensualmente en Dólares de los Estados Unidos de
América, mediante declaración jurada dentro de los 90 días de finalizado el mes de
producción, consolidando al efecto el total de las operaciones realizadas durante el
mes objeto de liquidación. Y también se indica que la Administración Tributaria
puede prorrogar el plazo señalado, mediante Resolución Administrativa en casos
excepcionales en el marco de la Ley No. 2492 del 2 de agosto del 2003, Código
Tributario.
Pero desde luego que, a efectos del cálculo de la Base Imponible, o pago y
liquidación, como actualmente el tipo de cambio está fijo, no afecta si se la realiza
en Dólares o en bolivianos. Pero hay que aclarar que la Ley menciona que el cálculo
de la Base Imponible se debe realizar en bolivianos, y el D.S. 28223 indica que para
la liquidación y pago se debe realizar en Dólares Americanos.
3.8. DISTRIBUCIÓN DEL IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS
(ASIGNACIÓN Y COMPETENCIAS).
La forma en que este impuesto se distribuye ha variado a lo largo de su historia,
razón por la cual se subdividirá este punto en periodos de acuerdo a la modificación
que se realizó.
3.8.1. LEY NO. 3058 DEL 17 DE MAYO DEL 2005 - LH (PERIODO DEL 17/05/2005
AL 27/06/2005).
En este periodo de un poco más de un mes, el Art. 57 de LH indica que el IDH, será
coparticipado de la siguiente manera:
a) 4% para cada uno de los departamentos productores de hidrocarburos de su
correspondiente Producción Departamental Fiscalizada.
b) 2% para cada Departamento no productor.
Y añade que en caso de existir un departamento productor de hidrocarburos con
ingreso menor al de algún departamento no productor, el TGN nivelará su ingreso

26
hasta el monto percibido por el Departamento no productor que recibe el mayor
ingreso por concepto de coparticipación en el IDH.
Es fácil ver que en este punto que los Departamentos productores nunca llegarían
efectivamente a recibir el 4% de su Producción Departamental Fiscalizada, una
vez establecido el 2% para cada Departamento no productor, a no ser que un
Departamento productor produzca más del 50% de la Producción Fiscalizada. En
ese caso, sólo ese Departamento recibiría efectivamente el 4% de su Producción
Departamental Fiscalizada. Los demás Departamentos, aunque productores
deberían ser compensados por el TGN, que desde luego recabaría esas
compensaciones del mismo IDH.
En otra situación, en la que ningún Departamento productor produzca más del 50%
de la Producción Fiscalizada, todos los Departamentos productores o no
productores recibirían el 2% de la Producción Fiscalizada.
Esta situación se puede observar en los tres siguientes ejemplos:
Ejemplo 1:
Supóngase que el Valor de la Producción Fiscalizada, y por lo tanto la Base
Imponible del IDH, es de USD1.000.000.-.
En este caso el IDH es USD320.000.-
Y el 2% de la Producción Fiscalizada es de USD20.000.-, monto que le
corresponden a los Departamentos no productores como La Paz, Oruro, Potosí,
Beni y Pando, haciendo un Total de USD100.000.-
Supóngase que los Departamentos productores han producido esos USD1.000.000
de la siguiente manera: Santa Cruz ha producido el 30%, Tarija el 40%, Chuquisaca
el 20% y Cochabamba el 10%. Sus Producciones Fiscalizadas Departamentales
son, por consiguiente:
Santa Cruz: USD300.000.-
Tarija: USD400.000.-
Chuquisaca: USD200.000.-
Cochabamba: USD100.000.-
Y aplicando el 4% a estas Producciones Fiscalizada Departamentales, se
obtiene:
Santa Cruz: USD300.000 x 0.04 = USD12.000.-
Tarija: USD400.000 x 0.04 = USD16.000.-
Chuquisaca: USD200.000 x 0.04 = USD8.000.-
Cochabamba: USD100.000 x 0.04 = USD4.000.-
Total: USD40.000.-

27
Todos los Departamentos productores han recibido como coparticipación del IDH
sumas menores al que reciben los Departamentos no productores, que es de
USD20.000.-. Por lo tanto, deben ser compensados por el TGN (de los mismos
recursos del IDH) de la siguiente manera:
Santa Cruz: USD20.000 - USD12.000.- = USD8.000.-
Tarija: USD20.000 - USD16.000.- = USD4.000.-
Chuquisaca: USD20.000 - USD8.000.- = USD12.000.-
Cochabamba: USD20.000 – USD4.000.- = USD16.000.-
Total USD40.000.-
Es decir, que en el caso de que ningún Departamento produzca más del 50% del
valor de la Producción Fiscalizada, el Estado estaría prácticamente coparticipando
a todos los Departamentos productores y no productores con el 2% del valor de la
Producción Fiscalizada.
Nótese que la compensación es de la misma magnitud que establece la ley: Es el
4%.
Y como corolario, en este ejemplo, las coparticipaciones para los departamentos
por concepto del IDH serían de USD180.000.-, lo que le dejaría al TGN con
USD140.000.- por concepto de recaudación del IDH.
Ejemplo 2:
Y el 2% que la Producción Fiscalizada es de USD20.000.-, monto que le
el 15% y Cochabamba el 10%. Sus Producciones Fiscalizada Departamentales
son, por consiguiente:
Santa Cruz: USD250.000.-
Tarija: USD550.000.-
Chuquisaca: USD150.000.-
Cochabamba: USD100.000.-
Y aplicando el 4% a estas Producciones Fiscalizada Departamentales, se
obtiene:

28
Santa Cruz: USD250.000 x 0.04 = USD10.000.-
Tarija: USD550.000 x 0.04 = USD22.000.-
Chuquisaca: USD150.000 x 0.04 = USD6.000.-
Cochabamba: USD100.000 x 0.04 = USD4.000.-
Total: USD42.000.-
Todos los Departamentos productores han recibido como coparticipación del IDH
sumas menores al que reciben los Departamentos no productores que es de
USD20.000.-, menos Tarija que ha recibido USD22.000. Por lo tanto, deben ser
compensados por el TGN (de los mismos recursos del IDH) de la siguiente manera:
Santa Cruz: USD20.000 - USD10.000.- = USD10.000.-
Chuquisaca: USD20.000 – USD6.000.- = USD14.000.-
Cochabamba: USD20.000 – USD4.000.- = USD16.000.-
Total USD40.000.-
Es decir, que en el caso de que algún Departamento produzca más del 50% del
valor de la Producción Fiscalizada (en este caso Tarija), el Estado igual
prácticamente está coparticipando a todos los otros Departamentos productores y
no productores con el 2% del valor de la Producción Fiscalizada.
Nótese que la compensación es de la misma magnitud que establece la ley: Es el
4%.
Tercer ejemplo:
Y el 2% del Valor de la Producción Fiscalizada es de USD20.000.-, monto que le
el 0% y Cochabamba el 0%. Es decir que Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija han
dejado de ser Departamentos productores. Por lo tanto, a ellos les corresponde el
2% de la Valor de la Producción Fiscalizada, que es de USD20.000.-, haciendo un
total de USD60.000.-

29
A Tarija, por otro lado, le corresponde por coparticipación del IDH el 4% del Valor
de la Producción Fiscalizada:
USD1.000.000.- x 0.04 = USD40.000.-
Como se ha podido comprobar el TGN tendría que tener para casos de
compensación entre el 4% y el 6% del Valor de la Producción Fiscalizada, lo que
corresponde a un 12.5% y el 18,75% del IDH recaudado.
Los pagos por concepto de coparticipación del IDH podrían fluctuar entre el 18% y
el 20% del Valor de la Producción Fiscalizada, lo que equivale al 56,25% y el 62,5%
del IDH. Y eso significa que el Estado, tendría entre el 43,75% y el 37,5% del IDH
como saldo.
Pero, además, el Art. 144 de la LH creó el Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo
Nacional destinado a la masificación del uso de Gas Natural en el país, con los
siguientes recursos:
a) La Monetización del Gas Natural extraído en el marco de los Contratos de
Compensación de Servicios.
b) El cinco por ciento (5%) del saldo del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)
que recibe el Tesoro General de la Nación (TGN), por concepto de explotación de
los hidrocarburos.
El 5% 43,75% y el 37,5% son: 2,8125% y el 1.875%. Estos son los porcentajes del
saldo del IDH que deben descontarse del saldo del IDH para la conformación del
Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional. Y estos montos equivalen al 0,7%
y al 0,6% del valor de la producción total de Hidrocarburos.
El mismo Art. 57 de la LH indica que esos saldos del IDH deberán ser asignados a
favor del TGN, Pueblos Indígenas y Originarios, Comunidades Campesinas, de los
Municipios, Universidades, Fuerzas Armadas, Policía Nacional y otros.
Además, indica que todos los beneficiarios destinarán los recursos recibidos por el
IDH, para los sectores de educación, salud y caminos, desarrollo productivo y todo
lo que contribuya a la generación de fuentes de trabajo.
Los departamentos productores deberán priorizar la distribución de los recursos
percibidos por el IDH en favor de sus provincias productoras de hidrocarburos.
Esto se puede observar más claramente en el siguiente cuadro (porcentajes en
negrillas son porcentajes del Total del Valor de la Producción Fiscalizada).

30
ALICUOTA DISTRIBUCIÓN BENEFICIARIOS FINALES
32%
DEPARTAMENTOS PRODUCTORES 12,5%
(4%)
SECTORES, SALUD, EDUCACIÓN, CAMINOS,
DESARROLLO PRODUCTIVO, GENERACIÓN DE
EMPLEOS, CON PRIORIDAD A SUS PROVINCIAS
PRODUCTORAS DE HIDROCARBUROS
TGN: FONDO DE COMPENSACIÓN DE
DEPARTAMENTOS PRODUCTORES 12,5% -
18,75% (4% AL 6%)
DEPARTAMENTOS NO PRODUCTORES
31,25% (10%)
EMPLEOS.
TGN: FONDO DE AYUDA INTERNA AL
DESARROLLO NACIONAL 2,1875% al 1,875%
(0.7% al 0,6%)
FONDO DESTINADO A LA MASIFICACIÓN DEL
USO DE GAS NATURAL EN EL PAÍS, BAJO
TUICIÓN DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA Y
FINANZAS PÚBLICAS
TGN: PUEBLOS INDÍGENAS Y ORIGINARIOS,
COMUNICADES CAMPESINAS, MUNICIPIOS,
UNIVERSIDADES, FUERZAS ARMADAS,
POLICÍA NACIONAL Y OTROS 41,5625% -
35,625% (13,3% - 11,4%)
EMPLEOS.
Tabla 1. Fuente: Elaboración propia según lo establecido en las normas.
Los datos que se consignan en esta tabla y las siguientes, salvo que se indique lo
contrario, MUESTRAN QUE EL TGN ESTÁ FINANCIANDO CON LOS PROPIOS
RECURSOS DEL IDH LOS INGRESOS BAJOS DE LOS DEPARTAMENTOS
PRODUCTORES, TAL COMO SE INDICA EN EL INCISO C) DEL ART. 57 DE LA
LH: En caso de existir un departamento productor de hidrocarburos con ingreso
menor al de algún departamento no productor, el Tesoro General de la Nación
(TGN) nivelará su ingreso hasta el monto percibido por el Departamento no
productor que recibe el mayor ingreso por concepto de coparticipación en el
Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).
3.8.2. DECRETO SUPREMO NO. 28223 DEL 27 DE JUNIO DE 2005 (PERIODO
DEL 27/06/2005 AL 12/09/2005).
En el D.S. No. 28223, con respecto a la repartición del IDH se establecía
básicamente lo mismo que lo establecido en la LH. La única diferencia es que, por
equivocación u omisión en el punto 1 del inciso c del Art. 8 incluía a las regalías del
11% como parte del ingreso total del departamento productor a efectos de
comparación y compensación.
O sea que los Departamentos productores nunca sería compensados, ni pensar
siquiera que recibirían el 4% indicado en la Ley, si producían más que el 1,8%
Siguiendo con el ejemplo anterior, supóngase que el Valor de la Producción
Fiscalizada, y por lo tanto la Base Imponible del IDH, es de USD1.000.000.-.

31
Y el 2% que la Producción Fiscalizada es de USD20.000.-, monto que le
Si un Departamento productores producía el 1,8% del Total de la Producción
Fiscalizada:
USD1.000.000 x 0.018 = USD18.000. -
Pero ese Departamento recibía por concepto de regalías el 11% de 18.200USD:
18.000USD x 0.11% = USD1980.-
Que sumados a los USD18.200.- hacían USD19.980.-. Y aquí habría que
compensarlo con US20.- para que llegue a los USD20.000 de los Departamentos
no productores.
Suponiendo un extremo en el que tres de los cuatro departamentos dejan de ser
productores (o producen por debajo de 1.8018% de los hidrocarburos), el
Departamento productor sería beneficiario del 4% del total de su producción
fiscalizada que sería el total de la producción fiscalizada del país. Y a los otros
departamentos se les tendría que compensar con un 2% cada uno, con lo que el
Fondo de Compensación variaría entre 0 y 6% de la producción total fiscalizada en
el país, recomponiéndose el cuadro de la siguiente manera (porcentajes en negrillas
son porcentajes del Total del Valor de la Producción Fiscalizada):
32%
(4%)
PROGRAMAS Y PROYECTOS DESTINADOS A LOS
DESARROLLO PRODUCTIVO, Y TODO LO QUE
CONTRIBUYA A LA GENERACIÓN DE EMPLEOS.
DEPARTAMENTOS PRODUCTORES 0% -
18,75% (0% AL 6%)
31,25% (10%)
EMPLEOS.
(0.9% al 06%)
FONDO DESTINADO A LA MASIFICACIÓN DEL USO
DE GAS NATURAL EN EL PAÍS, BAJO TUICIÓN DEL
MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS
PÚBLICAS

32
35,625% (17,1% - 11,4%)
PROGRAMAS Y PROYECTOS DESTINADOS A LOS
DESARROLLO PRODUCTIVO, Y TODO LO QUE
CONTRIBUYA A LA GENERACIÓN DE EMPLEOS.
21/10/2005).
Felizmente, el Gobierno se dio cuenta de este “error” y corrigió la redacción del num.
1, Inc. c del Art. 8 indicando claramente que en caso de que el ingreso por el IDH,
de un Departamento Productor sea menor al de un Departamento no Productor, el
Tesoro General de la Nación otorgará una compensación al Departamento
Productor de hidrocarburos hasta nivelar sus ingresos por IDH a los del
Departamento no Productor. Se supone que como el remanente del IDH se va al
Tesoro General de la Nación, y que esas compensaciones pueden hacerse con el
remanente del mismo IDH, pues se vuelve a la anterior situación, explicada en el
punto 2.8.1, quedando el cuadro de distribución y beneficiarios finales de esta
manera (porcentajes en negrillas son porcentajes del Total del Valor de la
Producción Fiscalizada):
32%
(4%)
EMPLEOS, CON PRIORIDAD A SUS PROVINCIAS
PRODUCTORAS DE HIDROCARBUROS
DEPARTAMENTOS PRODUCTORES 12,5% -
18,75% (4% AL 6%)
31,25% (10%)
EMPLEOS.
(0.7% al 06%)
FONDO DESTINADO A LA MASIFICACIÓN DEL USO
DE GAS NATURAL EN EL PAÍS, BAJO TUICIÓN DEL
MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS
PÚBLICAS
35,625% (13,3% - 11,4%)
EMPLEOS.
3.8.4. DECRETO SUPREMO NO. 28421 DEL 21 DE OCTUBRE DE 2005
(PERIODO DEL 21/10/2005 AL 30/11/2005).

33
El D.S. No. 28421, realmente marca un antes y un después en la repartición del
IDH. En este D.S. se determina la distribución del IDH por departamentos, para el
TGN; sus competencias de las prefecturas (hoy gobernaciones) y municipios y
universidades; programas de inversión del IDH; indicadores, y control de los
recursos de los beneficiarios de la siguiente manera:
3.8.4.1. DISTRIBUCIÓN.
El monto recaudado en efectivo por el IDH, se distribuiría según el siguiente detalle:
1. Departamentos.
a) 12.5% del monto total recaudado en efectivo, en favor de los Departamentos
Productores de hidrocarburos, distribuidos según su producción departamental
fiscalizada.
b) 31.25% del monto total recaudado en efectivo, a favor de los Departamentos no
Productores de hidrocarburos, a razón de 6.25% para cada uno.
c) La compensación otorgada por el Tesoro General de la Nación – TGN, al
Departamento Productor cuyo ingreso por concepto de IDH sea menor al de un
Departamento no Productor, con el objeto de nivelar sus ingresos a los del
Departamento no Productor
El 100% de los ingresos percibidos por cada Departamento de acuerdo a lo
señalado en los incisos a), b) y c) anteriores, sería abonado a una cuenta “IDH –
Departamental” en el Banco Central de Bolivia, para su transferencia de manera
automática a las cuentas de las Prefecturas Departamentales, Municipios y
Universidades Públicas, habilitadas en el sistema financiero, bajo la denominación
“Recursos IDH”, de acuerdo a la siguiente distribución:
- 34.48% para el total de los Municipios del Departamento, el cual sería distribuido
entre los beneficiarios de acuerdo al número de habitantes de su jurisdicción
municipal, establecido en el censo vigente, y
- 8.62% para la Universidad Pública del Departamento
En el caso de los Departamentos que cuenten con dos o más universidades
públicas, los porcentajes de distribución se determinaran mediante reglamento
consensuado entre el Ministerio de Hacienda (hoy Ministerio de Economía y
Finanzas Públicas), Ministerio de Educación, Comité Ejecutivo de la Universidad
Boliviana –CEUB y las Universidades Públicas beneficiarias, respetando el límite
financiero asignado a cada Departamento
El saldo de los anteriores porcentajes para la Prefectura del Departamento.

34
- El saldo de los anteriores porcentajes para la Prefectura del Departamento.
2. Tesoro General de la Nación
El saldo del monto total recaudado en efectivo por el IDH una vez deducidos los
montos del numeral anterior, se destinarían en favor del Tesoro General de la
Nación – TGN, para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso d) del Artículo 57
de la Ley No. 3058, recursos que serán distribuidos de la siguiente manera
a) 5% del total de las recaudaciones del IDH, monto que será deducido del saldo
correspondiente al TGN, destinado a un Fondo Compensatorio para los Municipios
y Universidades de los Departamentos de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba que,
por tener mayor población, perciben menores ingresos en relación a los Municipios
y Universidades de los demás Departamentos.
El mencionado porcentaje será asignado de acuerdo al siguiente criterio:
i. La Paz 46.19%
ii. Santa Cruz 36.02%
iii. Cochabamba 17.79%
Estos montos serán destinados en un porcentaje de 80% para Municipios, el cual
será distribuido de acuerdo al número de habitantes de cada jurisdicción municipal,
y 20% para Universidades Públicas.
En el caso de los Departamentos de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba que
cuenten con dos o más universidades pública, los porcentajes de distribución se
determinaran mediante reglamento consensuado entre el Ministerio de Hacienda,
Ministerio de Educación, Comité Ejecutivo de la Universidad Boliviana – CEUB y las
Universidades Públicas beneficiarias, respetando el límite financiero asignado a
cada Departamento.
b) 5% del total de las recaudaciones del IDH, monto que será deducido del saldo
correspondiente al TGN, el cual será asignado a un Fondo de Desarrollo de Pueblos
Indígenas y Originarios y Comunidades Campesinas
Los recursos correspondientes al mencionado fondo serán desembolsados de
acuerdo a Decreto Supremo que reglamentará su creación y funcionamiento
En el marco de sus competencias y atribuciones, los Gobiernos Municipales y
Prefecturas ejecutarán proyectos de desarrollo indígena, presentados por
organizaciones indígenas de su jurisdicción territorial, en el marco de la planificación
participativa municipal y departamental, empleando como contraparte recursos del

35
Fondo de Desarrollo de Pueblos Indígenas y Originarios y Comunidades
Campesinas.
c) Un monto otorgado mediante asignación presupuestaria anual a:
- Las Fuerzas Armadas de la Nación, y
- La Policía Nacional de Bolivia.
Las instituciones mencionadas utilizaran estos recursos mediante la acreditación de
programas y proyectos específicos, así como en actividades de fortalecimiento
institucional.
d) 5% para el Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional destinado a la
manifestación del uso del Gas Natural en el país, porcentaje que será aplicado sobre
el saldo de la distribución y asignación de recursos a todos los beneficiarios
indicados anteriormente.
El Fondo mencionado será administrado por el Ministerio de Hidrocarburos, de
acuerdo a reglamentación emitida para el efecto.
A objeto de realizar la administración y control de los ingresos por concepto del IDH,
el TGN habilitará cuentas corrientes fiscales en el Banco Central de Bolivia y en los
bancos administradores delegados en el sistema financiero nacional.
Del monto que debe ser abonado a las cuentas correspondientes de los
beneficiarios, habilitados en los bancos administradores delegados en el sistema
financiero nacional para el manejo de los recursos del IDH, el Banco Central de
Bolivia descontará, previamente, el importe correspondiente a comisiones por la
administración de cada cuenta.
El TGN abonara los recursos a los beneficiarios, hasta el quinto día hábil del mes
siguiente al de vencimiento del pago del IDH, en sus correspondientes cuentas
bancarias.
Esta Distribución se puede ver en la siguiente tabla (porcentajes en negrillas son
porcentajes del Total del Valor de la Producción Fiscalizada. Las filas en amarillo
pueden tener destinos diferentes según la producción de hidrocarburos, la gestión
de municipios y prefecturas en proyectos indígenas. En las filas en verde no están
especificados los montos):
DISTRIBUCIÓN BENEFICIARIOS INICIALES BENEFICIARIOS INTERMEDIOS BENEFICIARIOS FINALES
DEPARTAMENTOS
PRODUCTORES 25%
(8%)
SANTA CRUZ: 6,25% (2%)
PREFECTURA DE SANTA CRUZ: 3,55625% (1,138%) SECTORES, SALUD,
EDUCACIÓN, CAMINOS,
DESARROLLO
PRODUCTIVO,
GENERACIÓN DE
EMPLEOS, CON
MUNICIPIOS DE SANTA CRUZ: 2,155% (0,6896%)
UAGRM: 0,53875% (0,1724%)

36
TARIJA: 6,25% (2%)
PREFECTURA DE TARIJA: 3,55625% (1,138%)
PRIORIDAD A SUS
PROVINCIAS
PRODUCTORAS DE
HIDROCARBUROS.
COMPETENCIAS
DEFINIDAS EN EL
DECRETO SUPREMO NO.
28421 DEL 21 DE
OCTUBRE DE 2005.
MUNICIPIOS DE TARIJA: 2,155% (0,6896%)
UAJMS: 0,53875% (0,1724%)
CHUQUISACA: 6,25% (2%)
PREFECTURA DE CHUQUISACA: 3,55625% (1,138%)
MUNICIPIOS DE CHUQUISACA: 2,155% (0,6896%)
USFX: 0,53875% (0,1724%)
COCHABAMBA: 6,25% (2%)
PREFECTURA DE COCHABAMBA: 3,55625% (1,138%)
MUNICIPIOS DE COCHABAMBA: 2,155% (0,6896%)
UMSS: 0,53875% (0,1724%)
TGN: FONDO DE
COMPENSACIÓN DE
DEPARTAMENTOS
PRODUCTORES 0% -
6,25% (0% AL 2%)
-2%
PREFECTURA: 3,55625% (1,138%) SECTORES, SALUD,
DESARROLLO
PRODUCTIVO,
GENERACIÓN DE
EMPLEOS, CON
PRIORIDAD A SUS
PROVINCIAS
PRODUCTORAS DE
HIDROCARBUROS.
COMPETENCIAS
DEFINIDAS EN EL
DECRETO SUPREMO NO.
28421 DEL 21 DE
OCTUBRE DE 2005.
MUNICIPIOS: 2,155% (0,6896%)
UNIVERSIDADES: 0,53875% (0,1724%)
DEPARTAMENTOS NO
PRODUCTORES
31,25% (10%)
LA PAZ: 6,25% (2%) PREFECTURA DE LA PAZ: 3,55625% (1,138%)
SECTORES, SALUD,
DESARROLLO
PRODUCTIVO,
GENERACIÓN DE
EMPLEOS, CON
PRIORIDAD A SUS
PROVINCIAS
PRODUCTORAS DE
HIDROCARBUROS.
COMPETENCIAS
DEFINIDAS EN EL
DECRETO SUPREMO NO.
28421 DEL 21 DE
OCTUBRE DE 2005.
MUNICIPIOS DE LA PAZ: 2,155% (0,6896%)
UMSA: 0,53875% (0,1724%)
ORURO: 6,25% (2%) PREFECTURA DE ORURO: 3,55625% (1,138%)
MUNICIPIOS DE ORURO: 2,155% (0,6896%)
UTO: 0,53875% (0,1724%)
POTOSÍ: 6,25% (2%) PREFECTURA DE POTOSÍ: 3,55625% (1,138%)
MUNICIPIOS DE POTOSÍ: 2,155% (0,6896%)
UATF: 0,53875% (0,1724%)
BENI: 6,25% (2%) PREFECTURA DEL BENI: 3,55625% (1,138%)
MUNICIPIOS DEL BENI: 2,155% (0,6896%)
UABJB: 0,53875% (0,1724%)
PANDO: 6,25% (2%) PREFECTURA DE PANDO: 3,55625% (1,138%)
MUNICIPIOS DE PANDO: 2,155% (0,6896%)

37
UAP: 0,53875% (0,1724%)
TGN: FONDO
COMPENSATORIO
PARA MUNICIPIOS Y
UNIVERSIDADES: 5%
(1.6%) (POR TENER
MAYOR POBLACIÓN
QUE OTROS
MUNICIPIOS Y
UNIVERSIDADES)
LA PAZ: 2,3095% (0,73904%) MUNICIPIOS DE LA PAZ: 1,8476% (0,591232%)
COMPETENCIAS
DEFINIDAS EN EL
DECRETO SUPREMO NO.
28421 DEL 21 DE
OCTUBRE DE 2005.
UMSA: 0,4619% (0,147808%)
SANTA CRUZ: 1,801
(0,57632%)
MUNICIPIOS DE SANTA CRUZ: 1,4408% (0,461056%)
UAGRM: 0,3602% (0,115264%)
COCHABAMBA: 0,8895
(0,28464%)
MUNICIPIOS DE COCHABAMBA: 0,7116%
(0,227712%)
UMSS: 0,1779% (0,056928%)
TGN: FONDO DE
DESARROLLO DE LOS
PUEBLOS INDÍGENAS:
5% (1,6%)
MUNICIPIOS Y PREFECTURAS, EN EL MARCO DE
SUS COMPETENCIAS Y ATRIBUCIONES, EN EL
MARCO DE LA PLANIFICACIÓN PARTICIPATIVA
MUNICIPAL Y DEPARTAMENTAL, EMPLEANDO
COMO CONTRAPARTE RECURSOS DEL FONDO DE
DESARROLLO DE PUEBLOS INDÍGENAS Y
ORIGINARIOS Y COMUNIDADES CAMPESINAS.
PROYECTOS DE
DESARROLLO INDÍGENA,
PRESENTADOS POR
ORGANIZACIONES
INDÍGENAS, SECTORES,
SALUD, EDUCACIÓN,
CAMINOS, DESARROLLO
PRODUCTIVO,
GENERACIÓN DE
EMPLEOS.
TGN: MONTO
OTORGADO
MEDIANTE
ASIGNACIÓN
PRESUPUESTARIA
ANUAL
LAS FUERZAS ARMADAS
DE LA NACIÓN, Y LA
POLICÍA NACIONAL DE
BOLIVIA
LAS INSTITUCIONES
MENCIONADAS
UTILIZARAN ESTOS
RECURSOS MEDIANTE LA
ACREDITACIÓN DE
PROGRAMAS Y
PROYECTOS
ESPECÍFICOS, ASÍ COMO
EN ACTIVIDADES DE
FORTALECIMIENTO
INSTITUCIONAL.
TGN: SALDO DE
DISTRIBUCIÓN Y
ASIGNACIÓN ENTRE
33,75% Y 27,5% ,
(ENTRE 10,8% Y 8,8%)
MENOS LAS
ASIGNACIONES
PRESUPUESTARIAS
AL EJERCITO Y LA
POLICÍA
FONDO DE AYUDA
INTERNA AL
DESARROLLO
NACIONAL 5% SOBRE
EL SALDO (MENOS
QUE ENTRE 1,6875% Y
1,375%) (0,54% Y
0,44%)
FONDO DESTINADO A LA
MASIFICACIÓN DEL USO
DE GAS NATURAL EN EL
PAÍS, BAJO TUICIÓN DEL
MINISTERIO DE
ECONOMÍA Y FINANZAS
PÚBLICAS
SALDO REAL MENOS
QUE ENTRE 32,0625 Y
26,125 (MENOS QUE
ENTRE 10,26% Y
8,36%)
De esta repartición resalta lo siguiente:

38
1.- Los municipios de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba, así como sus
universidades, reciben más que los otros municipios o universidades del país por
concepto de ingresos por el IDH.
2.- Hay un monto equivalente al 2% del total de la producción hidrocarburífera del
país, que puede ser puede ser obtenido por un departamento productor, siempre
que su producción de hidrocarburos sea mayor al 50% del total de producción.
3.- Hay un monto equivalente al 1.6% total de la producción hidrocarburífera que
puede ser captado por Prefecturas (Hoy Gobernaciones) o Municipios siempre que
se trate de proyectos para el desarrollo indígena.
4.- No se menciona en absoluto, cual podría ser la asignación para las Fuerzas
Armadas y la Policía Nacional, con lo que no se puede determinar a ciencia cierta
cuál es al final el monto que se asignará al Fondo Destinado al uso masivo del gas
natural, y cuál será el monto que terminará en el TGN.
Continuando con lo que indica el D.S. 28421, se definen las competencias de las
instituciones que tendrán acceso a estos recursos:
3.8.4.2. COMPETENCIAS
1. Prefecturas.
Para los fines del D.S. No. 28421, las áreas sobre las cuales se invertirían los
recursos IDH, en el marco de los Planes de Desarrollo Departamental y políticas
nacionales sectoriales, son:
a) Desarrollo económico.
i. Construcción y mantenimiento de la red departamental de caminos.
ii. Financiamiento de contraparte para electrificación rural y riego.
iii. Asistencia técnica y capacitación al sector productivo, en concurrencia con los
gobiernos municipales.
iv. Facilitación para el acceso del sector productivo al sistema financiero y para el
financiamiento de proyectos de transferencia e innovación tecnológica aplicada y
programas de sanidad agropecuaria en el sector agropecuario.
v. Fortalecimiento de entidades descentralizadas, en el ámbito de jurisdicción.
b) Desarrollo social.
i. Complementación de medidas de aseguramiento público en salud

39
ii. Sistema de información para la investigación y vigilancia epidemiológica
iii. Construcción y mantenimiento de infraestructura; dotación, mantenimiento y
reposición de mobiliario, equipo de computación y equipamiento; y mantenimiento
y reposición de equipo de transporte para:
a) Servicio Departamentales de Salud y Educación, en función al plan estratégico
institucional.
b) Direcciones Distritales de Educación.
c) Institutos Normales Superiores e Institutos Técnicos Públicos en Educación.
d) Gerencias de Redes de Salud y Brigadas Móviles de Salud.
e) Institutos de Formación Técnica e Institutos de Investigación y Normalización en
salud.
iv. Complementación de recursos humanos para servicios y brigadas móviles de
salud y gerencias de redes.
v. Contraparte en equipamiento, transporte, medicamentos e impresión de
materiales para la prevención y control de enfermedades
vi. Capacitación de los funcionarios técnicos en educación y salud, según plan de
capacitación e institucionalización prefectural.
c) Seguridad Ciudadana.
i. Fortalecimiento de las instancias y servicios de seguridad ciudadana.
ii. Infraestructura y equipamiento de cárceles públicas.
2. Municipios.
a) Educación.
i. Fortalecimiento de la gestión educativa municipal.
- Institucionalización, consolidación y garantía del funcionamiento de la instancia de
gestión educativa municipal.
- Planificación Municipal de Educación, en el marco de los Planes de Desarrollo
Municipal, los Planes contendrán proyectos educativos bajo las directrices
nacionales, cofinanciado por el Gobierno Nacional.

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