ANEXO. 9. Fijar los precios de los hidrocarburos para efectos de la liquidación de regalías.

Transcripción

1 ANEXO 1. JUSTIFICACIÓN DE LA NECESIDAD 1.1 Funciones de la ANH La Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH tiene como objetivo, según Decreto 4137 de 2011 ( ) administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional. Dentro de estas funciones, el Decreto 4137 de 2011, en su artículo 4 indica que la Agencia Nacional de Hidrocarburos tendrá a su cargo, específicamente, las siguientes funciones: ( ) 9. Fijar los precios de los hidrocarburos para efectos de la liquidación de regalías. 10. Administrar la participación del Estado, en especie o en dinero, de los volúmenes de hidrocarburos que le correspondan en los contratos y convenios de exploración y explotación, y demás contratos suscritos o suscriba la Agencia, incluyendo las regalías, en desarrollo de lo cual podrá disponer de dicha participación mediante la celebración de contratos u operaciones de cualquier naturaleza. 11. Recaudar, liquidar y transferir las regalías y compensaciones monetarias a favor de la Nación por la explotación de hidrocarburos. 12. Efectuar las retenciones de las sumas que por concepto de participaciones y regalías correspondan a las entidades partícipes con destino a los Fondos previstos en la Constitución Política y la Ley, y hacer los giros y reintegros en los términos establecidos en ellas. Por otra parte, en el artículo 5 del Decreto 4137 de 2011, se establece como patrimonio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos los Derechos Económicos de los Contratos suscritos, en los siguientes términos: 3. Los derechos económicos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, que se pacten como compensación por la celebración misma de los contratos de explotación y exploración, sin perjuicio de lo que posteriormente se contemple en la ley. 1

2 4. Los derechos de producción y los bienes muebles e inmuebles que pasen a la Nación por terminación de los contratos de exploración y explotación vigentes y aquellos que suscriba la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, así como los de concesión que reviertan a la Nación. Así, es de suma importancia para la ANH realizar esta tarea de la manera más eficiente, clara y transparente, por lo que contar con un sistema de información adecuado, actualizado y confiable, es una prioridad para esta entidad. 1.2 Sistemas de Información Actuales Regalías La ANH ha realizado desde el mes de Mayo de 2012, la liquidación de regalías mediante un sistema de información, denominada Sistema Único de Información Minero-Energético, SUIME, módulo de regalías, desarrollado e instalado en el Ministerio de Minas y Energía, con el cual se han venido procesando las liquidaciones hasta la fecha y se ha dado cumplimiento a los requerimientos en los plazos establecidos. Este sistema de información cuenta con cuatro módulos de Identificados así: Regalías: El objetivo de este módulo es realizar la liquidación del precio de regalías y la liquidación y distribución de las mismas aplicando las variables asociadas a la producción y comercialización de hidrocarburos en un período determinado; para esto permite el registro o cargue de los volúmenes de producción, precios base de liquidación, tasa representativa del mercado y los porcentajes de participación de Regalías por recurso natural no renovable. Reportes: En este módulo se generan los reportes asociados a las regalías que puedan requerir tanto los clientes internos como externos. Se adjuntan algunos reportes que genera hoy el sistema de regalías. Seguridad: El módulo de seguridad ofrece las opciones para creación de usuarios y perfiles de acuerdo a las funciones de cada uno de ellos. 2

3 El Modelo Conceptual Actual es el siguiente: Figura 1. Modelo Conceptual Empresas de Exploración y Explotación de recursos no renovables Campos de producción de recursos no renovables Formato registro producción mensual por Campo Beneficiarios Producción Mensual por campo y municipio Campos Cuadro 4 - OIL Operadora Producción Regalías Forma 30 - GAS Contratos Contratos de Exploración y Explotación con el Estado Municipio Producción Mensual por campo y municipio Producción Mensual por campo y municipio Las figuras rosadas representan las Entidades principales del Sistema de Información desarrollado en el Ministerio de Minas y Energía, las cuales son descritas brevemente en las figuras azules. Las flechas que las interconectan indican una dependencia de información, siendo el principio de cada flecha el origen de la información necesaria para cada Entidad. Las relaciones representadas por una línea sin flecha corresponden a relaciones informativas. Para cada módulo se tiene instalada y configurada una Base de Datos en motor SqlServer 2005, las aplicaciones están desarrolladas en Visual Basic.Net 2003 y son aplicativos Web. Dado que los aplicativos fueron desarrollados por el Ministerio de Minas y Energía, el soporte y mantenimiento del mismo se ha venido prestando por intermedio de la persona encargada por el Ministerio para tal fin Derechos Económicos En lo relacionado con Derechos Económicos, la ANH realiza el seguimiento a estas obligaciones financieras a través de hojas de cálculo de Excel, aplicando la información de producción con la de los factores de liquidación registrados en cada contrato E&P y TEA. 2. REQUERIMIENTOS DE LOS SISTEMAS Y ALCANCE DEL CONTRATO Considerando lo anterior, es necesario que la Agencia cuente con los Sistemas de Información, que permitan la sistematización de los procesos de liquidación y distribución de regalías y 3

4 derechos económicos, fundamentados en las disposiciones legales y contractuales pertinentes, con las siguientes características: Los sistemas deben ser desarrollados en arquitectura web, lo cual permite su ejecución desde cualquier equipo y desde los navegadores web más conocidos, así como la posibilidad de operarse desde cualquier parte del mundo. Los sistemas deben ser desarrollados con tecnología de punta, es decir con la últimas versiones de las plataformas de desarrollo. Los sistemas deben contar con los mecanismos de seguridad informática que garanticen el adecuado funcionamiento y la integridad de la información. Estos aspectos de seguridad deben contemplar el acceso cifrado a la aplicación, los accesos por funcionalidad con respecto a los roles de usuario, el acceso a la Base de Datos por cada rol de usuario y aspectos de seguridad sobre la infraestructura tecnológica (Redes de comunicación, Servidores, Servicio IIS, entre otros). Los sistemas deben ser robustos, es decir que soporte las conexiones concurrentes de los usuarios identificados, así como la capacidad de ejecución de procesos simultáneos de los usuarios sin presentar falla o lentitud. El sistema debe ser escalable que permita su crecimiento y actualización a los nuevos requerimientos tecnológicos. Los sistemas deben ser flexibles y adaptables, que permita la parametrización de nuevos ajustes o cambios a la normatividad vigente de manera eficiente y sin tener que realizar nuevos desarrollos. Los sistemas deben permitir la integración con otros sistemas de información, bien sea de la misma Agencia o de otras entidades estatales. Teniendo en cuenta que la ANH cuenta con un Sistema de Información que administra la información de producción fiscalizada de todos los campos de hidrocarburos del país, se requiere que el sistema de liquidación de regalías tome como base de producción gravable, los registros que las operadoras ingresan por medio de este sistema. Por otra parte, la ANH está desarrollando un Sistema de Información de Seguimiento a Contratos de Hidrocarburos, del cual, el Sistema de Información a desarrollar en este contrato, debe tomar la información necesaria para la correcta y oportuna liquidación de los derechos económicos. Los Sistemas deben realizar consultas y reportes de manera dinámica, que les permita a los usuarios del Sistema cumplir con los requerimientos de información que soliciten los clientes internos y externos del mismo. Los Sistemas deben contar con una interfaz intuitiva que facilite su operación por cualquier tipo de usuario en la Entidad. 4

5 Considerando lo anterior, el alcance del contrato consiste en desarrollar dos (2) sistemas de información, uno para la liquidación y distribución de regalías y otro para la liquidación de los derechos económicos y participaciones, que comprende entre otras las siguientes actividades para cada uno de ellos: 1. Levantamiento de requerimientos funcionales y técnicos del Sistema de Información: Esto incluye un análisis de los requerimientos de la Agencia con las áreas involucradas, que garanticen un adecuado entendimiento de los procesos de liquidación y distribución de regalías y derechos económicos, de la liquidación de derechos económicos y de las necesidades de los sistemas en general. 2. Diseño del Sistema de Información: Esto incluye el desarrollo de prototipos de interfaces y artefactos del Sistema, modelo Entidad Relación de Base de Datos, diseños de reportes, vistas y consultas. 3. Desarrollo del Sistema de Información: Esto incluye la realización de los componentes necesarios que satisfaga los requerimientos para el cálculo, liquidación y distribución de Regalías y Derechos Económicos, teniendo en cuenta los términos y los requerimientos identificados en el levantamiento de información con los líderes funcionales y técnicos. 4. Parametrización del software. Esto implica la configuración de la totalidad del Sistema, basada en los requerimientos de la ANH. 5. Implementación de un ambiente de pruebas. Este ambiente de pruebas debe ser configurado previamente previa a la puesta en producción del Sistema de Información, y debe permitir la validación y aprobación de todos y cada uno de los requerimientos funcionales y técnicos del Sistema. 6. Instalación, implementación y optimización del Sistema de Información, el Sistema debe ser una vez probado satisfactoriamente, implementado y puesto en funcionamiento en la Infraestructura Tecnológica de la ANH. 7. Integración con los Sistemas de Información: Implementación de interfaces y/o servicios web con los Sistemas de Información de Producción y de Seguimiento a Contratos de la ANH y los sistemas de información relacionados con el ciclo de regalías que existan en otras entidades que hagan parte del SGR. 5

6 8. Capacitación a los usuarios del sistema, bien sea de la ANH y de las otras entidades involucradas. Esta capacitación deberá ser segmentada por el tipo de usuarios identificados para el Sistema de Información. En total, se realizarán ochenta (80) horas de capacitación a usuarios finales. 9. Soporte al personal técnico y funcional sobre la operación, administración, instalación, configuración y formulación del Sistema de Información. 10. Entrega de Medios y Código Fuente: La ANH será propietaria del código fuente de la totalidad de los componentes del Sistema de Información, por lo tanto, se deberá realizar entrega de estos en medios magnéticos, los scripts de creación de la Base de Datos y de parametrización inicial, así como los archivos de publicación del Sistema de Información. 11. Entrega de Documentación del Sistema de Información: Esto incluye la entrega del Manual del Sistema (instalación, configuración, aspectos de seguridad, aspectos técnicos), Documentación de Base de Datos (Modelo Entidad Relación, Información de tablas y campos) y Manual de Usuario (Segmentado por cada rol de usuario). 3. MARCO CONCEPTUAL Con el objeto de dar a conocer los requerimientos de los sistemas, a continuación se explica el marco legal y regulatorio en el cual se enmarca la liquidación y distribución de las regalías y la liquidación de los derechos económicos. 3.1 Regalías Según la Constitución Política, el Estado Colombiano es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables. Esto quiere decir que ninguna persona puede explotar los recursos hidrocarburíferos (petróleo y gas), a título propio, ya que siempre se requiere contar con la autorización del Estado, representado en la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, que es la entidades encargada de la administración integral de las reservas de hidrocarburos propiedad de la Nación. Así, la Constitución establece que la explotación de un recurso natural no renovable causará a favor del estado, una contraprestación económica a título de regalía, sin perjuicio de cualquier otro derecho o compensación que se pacte, y además que los departamentos, municipios y distritos en cuyo territorio se adelanten explotaciones de recursos naturales no renovables, así como los municipios y distritos con puertos marítimos y fluviales por donde se transporten dichos recursos o productos derivados de los mismos tendrán derecho a participar en las regalías y compensaciones, así como ejecutar directamente estos recursos. Es importante tener en cuenta que las regalías se empiezan a generar en la etapa de producción. 6

7 Figura 2.Cadena productiva de los Hidrocarburos Ahora bien las regalías se clasifican en directas e indirectas: Regalías directas Son aquellas que benefician directamente a las entidades territoriales en donde se adelantan explotaciones de hidrocarburos, a los municipios con puertos marítimos y fluviales por donde se transportan dichos recursos, y a los municipios del área de influencia de esos puertos. Regalías indirectas Las regalías indirectas son recursos no asignados directamente a los departamentos y municipios productores, distribuidas por los diferentes Fondo creados para la administración de las Regalías. La participación de estas regalías se distribuye entre las siguientes entidades: Los Departamentos y Municipios en donde hay producción de hidrocarburos. Los Municipios donde están localizados los puertos marítimos y fluviales por donde se transportan estos recursos y sus derivados. Los resguardos indígenas, cuando se explotan hidrocarburos en el resguardo A NO MÁS DE 5 KILÓMETROS del mismo. Dichos recursos son administrados y ejecutados a través de las Alcaldías o Regalías indirectas. Las Gobernaciones donde se encuentra ubicado el resguardo, en concertación con las autoridades indígenas. Los Departamentos y Municipios que se encuentren en las COSTAS MARINAS HASTA 40 MILLAS NÁUTICAS de la zona de explotación de los hidrocarburos. Las Corporaciones Autónomas Regionales. 7

8 El ciclo de las regalías consta de seis (6) etapas, fiscalización, liquidación, recaudo, giro, distribución y transferencia. (Figura 3) Figura 3. Ciclo de las regalías Liquidación de Regalías El procedimiento de liquidación y distribución de regalías está establecido por la Ley 141 de 1994, la Ley 508 de 1995, Ley 756 del año 2002 y la Ley 1530 de 2012, además de los decretos y resoluciones que han reglamentado los aspectos de liquidación de las regalías. La liquidación de regalías es el resultado de la aplicación de las variables técnicas asociadas con la producción y comercialización de hidrocarburos en un período determinado, tales como volúmenes de producción, precios base de liquidación, tasa representativa del mercado y porcentaje de participación de regalías por recurso natural no renovable, en las condiciones establecidas en la ley y en los contratos. Producción, TRM, Precios base de Liquidación Proceso de Liquidación de Regalías Regalías Valor Regalías = Volumen * Precio Base de Liquidación * % Regalías * TRM, donde: 8

9 Volúmenes de Producción: Producción mes de un campo, expresada en barriles, para crudos o kilo pies cúbicos, kpc 1 para gas natural, reportada por las empresas operadoras en las formas ministeriales (Cuadros 4 - Crudo y Formas 30 - Gas). Precio Base de liquidación: Precio que se determina para los hidrocarburos, resultado de la aplicación de la metodología definida por la ANH mediante acto administrativo. El precio vigente actualmente fue establecido mediante Resolución 161 de 2012, y toma como base el precio promedio ponderado de realización del petróleo, tanto del crudo de exportación como el destinado para refinación, deduciendo los costos de transporte, trasiego, manejo y refinación, cuando corresponda. Para determinar el precio promedio ponderado de la canasta se tiene en cuenta, para la fracción que se exporte el precio promedio ponderado efectivo de exportación FOB puerto de embarque; y para la que se refine, el precio promedio ponderado que Ecopetrol obtiene como ingreso por la venta de los productos refinados. Tasa representativa del Mercado: Es calculada y certificada a diario por la Superintendencia Financiera de Colombia, conforme a la metodología establecida por el Banco de la República. Porcentaje de participación de regalías: Son los derechos de participación que se tienen sobre los volúmenes de hidrocarburos gravables. El porcentaje de regalías aplicable en cada caso, depende de la fecha de inicio de la etapa de producción del campo, teniendo en cuenta la ley vigente en ese momento así: Porcentajes de Regalías según la Ley 141 de 1994: De acuerdo con el artículo 16 de esta ley, el porcentaje de regalías por la explotación de Hidrocarburos es del 20%. Porcentajes de Regalías según Ley 508 de 1999: De acuerdo con el art.73, el porcentaje regalía por la explotación de hidrocarburos será el que resulte de la aplicación de la siguiente tabla: Producción diaria promedio mes Porcentaje Para una producción igual o menor a 5 KBPD 2 5% 1 Para el cálculo de las regalías aplicadas a la explotación de hidrocarburos gaseosos, se aplica la equivalencia p3 = 1 BARRIL DECRUDO. 2 Se entiende por Producción KBPD la producción diaria promedio mes de un campo, expresada en miles de barriles por día. Para el cálculo de las regalías aplicables a la explotación de hidrocarburos gaseosos. 9

10 Para una producción mayor a 5 KBPD e inferior o igual a 125 KBPD X% Donde X = 5 + (producción KBPD - 5 KBPD)* (0.125) Para una producción mayor a 125 KBPD e inferior o igual a 400 KBPD 20% Para una producción mayor a 400 KBPD e inferior o igual a 600 KBPD Y% Donde Y = 20 + (Producción KBPD KBPD)* (0.025) Para una producción mayor a 600 KBPD 25% Porcentajes de Regalías según Ley 756 de 2002: De acuerdo con el art.16, el porcentaje regalía por la explotación de hidrocarburos será el que resulte de la aplicación de la siguiente tabla: Producción diaria promedio mes Porcentaje Para una producción igual o menor a 5 KBPD 8% Para una producción mayor a 5 KBPD e inferior o igual a 125 KBPD X% Donde X = 8 + (producción KBPD - 5 KBPD)* (0.10) Para una producción mayor a 125 KBPD e inferior o igual a 400 KBPD 20% Para una producción mayor a 400 KBPD e inferior o igual a 600 KBPD Y% Donde Y = 20 + (Producción KBPD KBPD)* (0.025) Para una producción mayor a 600 KBPD 25% Así mismo esta ley establece que el régimen de regalías para proyectos de explotación de gas ubicados en tierra firme y costa afuera hasta a una profundidad inferior o igual a mil (1.000) pies, se aplicará el ochenta por ciento (80%) de las regalías equivalentes para la explotación de crudo; para explotación en campos ubicados costa afuera a una profundidad superior a mil (1.000) pies, se aplicará una regalía del sesenta por ciento (60%) de las regalías equivalentes a la explotación de crudo. La presente norma se aplicará a la producción proveniente de nuevos descubrimientos, a los contratos de producción incremental 3 aprobados previamente por el Ministerio de Minas y Energía y a los campos descubiertos no desarrollados. 3 Se entenderá por producción incremental a aquella proveniente de los contratos firmados por Ecopetrol con terceros que tengan como objeto obtener de los campos ya existentes, nuevas reservas provenientes de nuevas inversiones orientadas a la aplicación de tecnologías, para el recobro mejorado en el subsuelo que aumenten el factor de recobro de los yacimientos, o para adición de nuevas reservas 10

11 El resumen de lo anterior es establecido en la siguiente tabla y en la figura 4. PORCENTAJE DE REGALIAS SEGÚN LA LEY Inicio de Producción Antes del 29 de julio de 1999 Después del 29 de julio de 1999 y antes de Agosto 23 de 2002 Después de Agosto 23 de 2002 Ley Regalías del 20% - Ley 141 de 1994 (Línea punteada roja en la Figura 4) Regalías del 5% Incremental Ley 508 de 1999 (Línea negra en la Figura 4) Regalías del 8% incremental Ley 756 de 2002 (Línea azul en la Figura 4) Figura 4. Aplicación de porcentaje de regalías La base para la liquidación de regalías se disminuye al: 75% cuando el crudo tenga una gravedad API inferior a 15, al 80% para gas y al 60% para gas encontrado costa afuera a pies o más. Los campos que revirtieron a la Nación desde Enero 1 de 1994 liquidarán un 12% adicional. 11

12 Liquidaciones Provisionales Se deben elaborar mensualmente liquidaciones provisionales de regalías que, de conformidad con la legislación vigente, se causen por la explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en estas liquidaciones se utiliza la TRM promedio del mes que se está liquidando Liquidación Definitiva de Regalías Se deben elaborar trimestralmente liquidaciones definitivas de regalías que, de conformidad con la legislación vigente, se causen por la explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en estas liquidaciones se utiliza la TRM del trimestre Distribución Regalías Se entiende por distribución de regalías, la aplicación de los porcentajes señalados a cada una de las destinaciones del Sistema General de Regalías, dentro de los que se encuentran las entidades que son beneficiarias de Asignaciones Directas, es decir las entidades territoriales de que trata el inciso segundo del artículo 361 de la Constitución Política y las Corporaciones Autónomas Regionales, en los términos establecidos en los artículos 40, 41, 46, 47 y 48 de La Ley 141 de Al igual que los porcentajes de regalías, la participación de los beneficios para estas entidades varía en función de la producción. Derechos de los Beneficiarios antes de la Ley 756 de 2002 Del 20% del total de regalías generadas a la nación, le correspondía a los MUNICIPIOS un porcentaje en proporción a la producción de los pozos que se encuentren dentro de su jurisdicción territorial, así: ESCALONAMIENTO MUNICIPIO, BPPD MPIO. PRDTR. BPPD Municipio Depto FNR Puertos 20,000 25% 47.5% 19.5% 8% 50, % 47.5% 32% 8% 200, % 47.5% 32% 8% +200, % 47.5% 32% 8% 12

13 Del 20% o el porcentaje variable del total de las regalías generadas a la nación le correspondía a los DEPARTAMENTOS: ESCALONAMIENTO DEPARTAMENTO, BPPD 200, % 600, % + 600, % Derechos de los Beneficiarios después de la ley 756 de 2002 Del 20% o el porcentaje respectivo de regalías variables del total de regalías generadas a la Nación, le corresponde a los MUNICIPIOS un porcentaje en proporción a la producción de los pozos que se encuentren dentro de su jurisdicción territorial, así: ESCALONAMIENTO MUNICIPIO, BPPD MPIO. PRDTR. BPPD Municipio Depto FNR Puertos 10,000 32% 52% 8% 8% 20,000 25% 47.5% 19.5% 8% 50, % 47.5% 32% 8% 100, % 47.5% 32% 8% +100, % 47.5% 32% 8% Cuando la producción de un municipio supera los BPPD (Barriles Promedio de Producción Día), este excedente se reparte entre los municipios no productores del Departamento y el FNR. 13

14 Excedente de municipios F.N.R. MCIPIO NO PRODUCTOR 4.500% % Se considera Municipio No Productor, aquel en el que se exploten menos de BPMD. Del 20% o el porcentaje variable del total de las regalías generadas a la Nación le corresponden a los DEPARTAMENTOS: ESCALONAMIENTO DEPARTAMENTO, BPPD Excedente Municipio<10, % 180, % 600, % + 600, % Se asume en este caso que es un solo municipio productor en el departamento. Si hay varios municipios el análisis se hace por cada municipio para los primeros dos escalonamientos y los dos últimos con referencia en la producción total del departamento. Se considera Departamento No Productor, aquel en el que se exploten menos de BPMD. Derechos de los Beneficiarios con la Ley 1530 de 2012 Los derechos de los beneficiarios se modificaron con la entrada en vigencia de la ley 1530 de 2012, estableciendo que el porcentaje de las Asignaciones Directa será el definido por el 14

15 Departamento Nacional de Planeación en la ley de presupuesto que se expida para el año, en virtud del Artículo 39 de la ley Así mismo esta ley establece que las asignaciones de las regalías distribuidas al Fondo Nacional de Regalías, derivadas de la explotación de cada uno de los recursos naturales no renovables a que hacen referencia los artículos 31 al 37 y el 39 de la ley 141 de 1994, se sumarán de manera proporcional a las distribuciones de los respectivos departamentos y municipios productores enunciados en cada uno de los artículos referidos. Distribución Portuaria La liquidación portuaria se reglamenta en la Ley 756 de 2002 y establece en su artículo 10 que Cuando por primera vez se empiece a transportar por un municipio portuario, marítimo o fluvial recursos naturales no renovables y sus derivados, la Comisión Nacional de Regalías, previo estudio y concepto del Ministerio de Minas y Energía, hará la respectiva distribución de las regalías y compensaciones causadas, de conformidad con los criterios del artículo 29 de la Ley 141 de La Comisión establecerá si el área de influencia por el cargue y descargue de dichos recursos abarca otros municipios vecinos y en consecuencia, los tendrá como beneficiarios de la respectiva distribución. La distribución de las regalías asignadas al puerto fluvial de Barrancabermeja y su zona de influencia es: Municipio Porcentaje Barrancabermeja, Santander 57.5% Puerto Wilches, Santender 7.5% San Pablo, Bolívar 7.5% Cantagallo, Bolívar 7.5% Yondó, Antioquia 20% Distribución de los puertos marítimos. El Artículo 15 de la ley 756 modifica el parágrafo 1o del artículo 29 de la Ley 141 de 1994 con respecto a los puertos marítimos, y establece que las regalías y compensaciones causadas por el transporte de recursos naturales no renovables o de sus derivados, por los municipios puertos marítimos en los departamentos de Córdoba y Sucre serán distribuidas dentro de la siguiente área de influencia así: 15

16 Para los municipios del Departamento de Sucre 50% Para los municipios del Departamento de Córdoba 50% El cincuenta por ciento (50%) que corresponde a los municipios del departamento de Sucre serán girados de acuerdo a la siguiente tabla: Municipio Porcentaje a girar Municipio portuario marítimo del Dpto. de Sucre (Coveñas) 8% Santiago de Tolú 6.5% Programas de descontaminación de caños y arroyos 3% Municipios costaneros portuarios marítimos de Sucre restantes en el Golfo de Morrosquillo en forma igualitaria, excepto Santiago de Tolú. 3% (Actualmente San Onofre) Municipios restantes no productores de gran minería.** 29.5% ** El 29.5% restante de los recursos correspondientes a los municipios restantes no productores de gran minería se distribuirá así: Distribución Porcentaje Distribución igualitaria 25% 16

17 Proporcional atendiendo al censo poblacional de cada municipio 32.5% Distribución en relación directamente proporcional al número de habitantes con necesidades básicas insatisfechas (PMNBI) 42.5% El cincuenta por ciento (50%) que corresponde a los municipios de Córdoba serán girados directamente de acuerdo a la siguiente tabla: Municipio Porcentaje a girar Municipio portuario y marítimo del Dpto. de Córdoba (San Antero) 11.5% Distribución igualitaria entre cada municipio costanero portuario marítimo restante del Dpto. 9.0% de Córdoba. (En la actualidad son 4 municipios) Municipios restantes no productores de gran minería. 27.5% Corporación Autónoma de los Valles del Sinú y del San Jorge CVS para reforestación. 2% La Ley también prevé la constitución de dos o más municipios costaneros portuarios marítimos en un mismo departamento de la siguiente manera: En el evento de que llegare a constituirse en un mismo departamento (Córdoba o Sucre), dos (2) o más municipios costaneros portuarios marítimos, por los cuales se transporten los recursos no renovables o sus derivados, el porcentaje asignado a estos municipios se aplicará a los volúmenes transportados por cada uno de ellos. El escalonamiento establecido en el artículo 53 de la Ley 141 de 1994, se aplicará independientemente por cada municipio portuario por donde se transporten los hidrocarburos o sus derivados. De la cuantía o monto total de las regalías y compensaciones de que trata el presente parágrafo se descontarán a cada municipio las sumas que la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, o la Nación hayan entregado o entreguen a ellos a título de préstamos o anticipos 3.2 Liquidación de los derechos económicos. Los derechos económicos son retribuciones económicas a favor de la ANH, pactadas en los contratos E&P. En este orden, el insumo principal para el reconocimiento, liquidación y pago de éstos, se encuentra en las condiciones particulares de cada contrato. No obstante lo anterior, a continuación se presenta un resumen de los diferentes derechos económicos, actualmente vigentes en la minuta de contratos misionales: 17

18 TIPO Por precios Altos Tabla A. Relación de Derechos económicos actualmente vigentes CUANTIFICACIÓN Sobre la producción de propiedad del contratista, en especie o en dinero a elección de LA ANH. EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías de acuerdo a fórmula. Como porcentaje de participación en la producción Por uso del subsuelo en áreas en exploración Por uso del subsuelo en áreas de evaluación y de producción LA ANH reconocerá a EL CONTRATISTA los costos directos y un margen razonable de comercialización que deberá ser acordado entre las partes. Cuando se haya pactado, EL CONTRATISTA pagará a LA ANH, a título de derecho económico por participación en la producción, el porcentaje de la producción total, después de regalías, establecido. Por unidad de superficie Por producción de hidrocarburos que corresponda al contratista. En este mismo sentido, los contratos estipulan también la obligación por concepto de transferencia de tecnología; esto es, que para apoyar el fortalecimiento institucional y sectorial, el contratista se compromete a realizar a su cargo y a su costa, programas de investigación, capacitación, educación y apoyar el programa de becas de la ANH, durante la vigencia del contrato. Tabla B. Transferencia de tecnología Categoría Forma Valor Transferencia de tecnología Porcentaje del pago por uso del subsuelo 25% en áreas en exploración 10% en áreas de evaluación y explotación (Máximo USD ,34 para el año 2012) Para mayor ilustración, se hace referencia a continuación, de los tipos de derechos económicos y el procedimiento para liquidación: Derecho económico por uso del subsuelo en etapa exploratoria: Por cada fase durante el período de exploración, EL CONTRATISTA reconocerá y pagará a LA ANH un derecho cuyo valor será, en dólares de los Estados Unidos de América, el que resulte de multiplicar el número de hectáreas y fracción de hectárea del Área Contratada, excluidas las Áreas de Producción, por el valor que se presenta en la siguiente tabla: 18

19 Tamaño del Área TABLA C: Valor 2013 por fase en US$ / Hectárea Por las primeras Ha Por hectárea adicional Duración Fase 18 meses > 18 meses 18 meses > 18 meses En polígonos A y B 2,63 3,50 3,50 5,24 Fuera de polígonos 1,76 2,63 2,63 3,50 Área Costa Afuera 0,88 TABLA D: Valor 2013 por fase en US$ / Hectárea Contratos Ronda Colombia 2012 Tamaño del Área Por las primeras Ha Por hectárea adicional Duración Fase 18 meses > 18 meses 18 meses > 18 meses Continentales 2,63 3,50 3,50 5,24 Área Costa Afuera 0,88 Nota: Cuando la primera fase del período de exploración sea menor o igual a doce (12) meses, no habrá lugar al pago de este derecho económico Derecho económico por uso del subsuelo en etapa de evaluación y explotación: Cada contratista reconocerá y pagará a la ANH un derecho, cuyo monto económico será el que resulte de multiplicar la producción de hidrocarburos que corresponden al contratista por USD $ 19

20 por cada barril de Hidrocarburos Líquidos y para gas natural este monto será USD $ por cada mil pies cúbicos (1.000 PC), factores aplicables para Este pago se hará por semestre calendario vencido, dentro del primer mes del semestre siguiente. El cálculo es como se detalla a continuación: Donde: ó DE por producción: Valor en dólares americanos a cargo del contratista. ProdG: Producción gravable reportada en la forma de producción Cuadro 4 Resumen Mensual de Producción y Movimiento de Petróleo. R: Fracción de la producción correspondiente a regalía, aplicable en cada mes del semestre objeto de liquidación. X: Fracción de la producción correspondiente al derecho económico por participación en la producción, de conformidad con lo acordado en cada contrato E&P. F: Factor de derecho económico aplicable al semestre liquidado (USD $ por cada barril de Hidrocarburos Líquidos y para gas natural este monto será USD $ por cada mil pies cúbicos (1.000 PC) para 2013) Derecho económico por transferencia de tecnología Se calcula como un porcentaje adicional a los derechos económicos por uso del subsuelo, tanto en etapa exploratoria (por fase), como en etapa de producción. La determinación de este derecho económico tiene en cuenta: 4 Los factores enunciados se actualizan todos los años con la siguiente fórmula: Po = Po (n-1) x (1+ I (n-2)) Donde: n: Es el año calendario que comienza y para el cual se hace el cálculo. n-1: n-2: Po: Po (n-1): I (n-2): Es el año calendario inmediatamente anterior al año que comienza. Es el año calendario inmediatamente anterior al año n-1. Es el Po que rige para el nuevo año como resultado de la fórmula, aproximando a dos decimales. El es el valor de Po del Año calendario inmediatamente anterior (n-1). Es la variación anual, expresada en fracción, del índice de precios al productor de los Estados Unidos de América publicado por el Departamento del Trabajo de ese país PPI Finished Goods WPUSOP entre el final del año calendario n-2, y el índice correspondiente al final del año inmediatamente anterior al mismo año n-2 aproximado a cuatro (4) decimales. El cálculo anterior, se realizará en el mes de diciembre de cada año y se aplicará al año siguiente. 20

21 Transferencia de tecnología en etapa exploratoria: Corresponde a recursos adicionales a cargo del contratista, que se calculan como el 25% del derecho económico por uso del subsuelo en etapa exploratoria Transferencia de tecnología en etapa de producción: Corresponde a recursos adicionales a cargo del contratista, que se calculan como el 10% del derecho económico por uso del subsuelo en etapa de producción. Es de anotar se pueden presentar diferencias de un contrato E&P a otro para la determinación de este Derecho Económico; en este orden, el desarrollo informático que se pretende contratar debe permitir la administración e inclusión de los parámetros correspondientes a cada contrato Derecho económico por precios altos A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada Área de Producción, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la Tabla A., o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador U.S. Gulf Coast Henry Hub supere el Precio Base Po, según la misma tabla A., EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la fórmula que se detalla más adelante en este numeral. La información mensual de producción gravable aprobada por el Ministerio de Minas y Energía, o por quien éste delegue o designe, en la forma de producción denominada Cuadro 4 Resumen Mensual de Producción y Movimiento de Petróleo, se tomará como base para el cálculo del Volumen de Petróleo crudo a favor de la ANH en los términos del contrato E&P. Para el efecto, la producción gravable total deberá ser descontada en el volumen de regalías a favor del Estado. El resultado de esta operación se considera la base gravable para la determinación del Volumen de Petróleo crudo a favor de la ANH, así: Donde: PcANH: Volumen de Petróleo Crudo a favor de la ANH. ProdG: Producción gravable reportada en la forma de producción Cuadro 4 Resumen Mensual de Producción y Movimiento de Petróleo. 21

22 R: Fracción de la producción correspondiente a regalía, aplicable en el mes objeto de liquidación. X: Fracción de la producción correspondiente al derecho económico por participación en la producción, de conformidad con lo acordado en cada contrato E&P. P: Precio promedio por barril del petróleo crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) en Dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio para el gas natural marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de Unidad Térmica Británica BTU (US $/MMBTU). Estos promedios son para el Mes calendario correspondiente, cuyas especificaciones y cotizaciones se publican en medios de reconocido prestigio internacional. Po: Para Hidrocarburos Líquidos es el precio base del petróleo crudo marcador, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio por Gas Natural en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de Unidad Térmica Británica (US $/MMBTU), indicado en la tabla A. S: Porcentaje de participación según la tabla B TABLA E.- Precios base de referencia Gravedad API de los Hidrocarburos Líquidos producidos Po (USD$/Bl) (Año 2013) Mayor de 29º API $34,55 Mayor a 22º API e inferior o igual a 29º API $35,89 Mayor 15º API e inferior o igual a 22º API $37,23 Descubrimientos localizados a más de 300 mts de profundidad de agua $42,54 Mayor a 10º API e inferior o igual a 15º API $53,17 Hidrocarburos No Convencionales $81 Gas Natural exportado: Distancia en línea recta entre punto de entrega y punto de recibo en país de destino Menor o igual a 500km Po (USD$/MMBTU) $7,99 Mayor a 500 y menor o igual a 1000km $9.31 Mayor a 1000km o planta de LNG $10,64 22

23 Precio WTI (P) TABLA F.- Porcentajes de participación Porcentaje de participación (S) Po P < 2Po 30% 2Po P < 3Po 35% 3Po P < 4Po 40% 4Po P < 5Po 45% 5Po P 50% Para la producción Hidrocarburos Líquidos Pesados con una gravedad API menor o igual a diez grados (10 ), EL CONTRATISTA no pagará a LA ANH Derecho por Precios Altos. Para Gas Natural: Este derecho se pagará a partir del quinto año de inicio de la producción del campo, el cual consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente y siempre que se cumpla una de las siguientes condiciones: - Para el Gas Natural que se destine a la exportación: Este derecho se causará en el evento de que el precio promedio en el mes calendario de producción del Gas Natural marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" supere el Precio Base Po. - Para el Gas Natural que sea destinado al consumo interno en el país: En caso de que su precio sea regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG o la entidad que la sustituya, EL CONTRATISTA no pagará a LA ANH Derecho por Precios Altos; en caso contrario, las Partes acordarán el gas natural marcador que refleje las condiciones del mercado interno y el valor de Po, que deberá ser equivalente al precio regulado, y suscribirán el respectivo acuerdo. Los valores descritos en este apartado están sujetos a actualización cada año siguiendo la misma metodología dispuesta en derechos económicos por uso del subsuelo en etapa de evaluación y explotación Derecho económico como porcentaje de participación Cuando se haya pactado, los contratistas deben pagar a LA ANH, a título de derecho económico por participación en la producción, el porcentaje de la producción total que se haya ofrecido por parte de estos en la etapa precontractual. Sobre esta participación no se causarán los derechos económicos adicionales. Para la determinación del Volumen de Hidrocarburos a favor de la ANH, cada contratista deberá multiplicar el porcentaje ofrecido en cada contrato por la información mensual de producción gravable, aprobada por el Ministerio de Minas y Energía, o por quien éste delegue o designe, en la forma de producción denominada Cuadro 4 Resumen Mensual de Producción y Movimiento de Petróleo, o su equivalente para el caso de Gas Natural. 23

24 Para el efecto, la producción gravable total deberá ser descontada en el volumen de regalías a favor del Estado. El resultado de esta operación se considera la base gravable para la determinación del Volumen de Hidrocarburos a favor de la ANH, así: Donde: HcANH = (ProdG * (1 R)) * X% HcANH: Volumen de Hidrocarburos a favor de la ANH. ProdG: Producción gravable reportada en la forma de producción Cuadro 4 Resumen Mensual de Producción y Movimiento de Petróleo, para el caso de hidrocarburos líquidos, o, Forma 30SEE Informe mensual sobre producción, Plantas y Consumos de Gas Natural y Procesado, para el caso de hidrocarburos gaseosos, según aplique. R: Fracción de la producción correspondiente a regalía, aplicable en el mes objeto de liquidación. X%: Porcentaje de participación en la producción detallado en el apartado D.3., anexo D de cada contrato E&P Participación en la Producción Durante la Prórroga del Periodo de Producción En todos los casos de prórroga del Periodo de Producción, el contratista reconocerá y pagará a LA ANH, a título de derecho de participación en la producción, una suma equivalente al diez por ciento (10%) del valor de la producción de Hidrocarburos Líquidos livianos en el Punto de Entrega, o cinco por ciento (5%) en el caso de Gas Natural no asociado o Hidrocarburos Líquidos Pesados - con gravedad API menor o igual a quince grados (15 ) -, obtenida por el contratista a partir de la fecha de vencimiento de la duración inicial del Periodo de Producción y valorizada en el Punto de Fiscalización, después de descontar el porcentaje correspondiente a las regalías y a los Derechos Económicos como porcentaje de participación en la producción. Sobre esta participación no se causarán los derechos económicos de uso del subsuelo y precios altos. 4. NECESIDADES DE LOS SISTEMAS DE INFORMACIÓN. 4.1 Software Para el desarrollo del proyecto se deben tener en cuenta la siguiente información a entregar por parte del proveedor, para cada uno de los sistemas: 1. El Sistema de Información debe ser desarrollado en arquitectura web sobre el entorno de programación.net La Base o Bases de Datos del Sistema de Información deberá ser relacional y deberá estar implementada en el Sistema Manejador de Base de Datos SqlServer 2008 R2 o superior. 24

25 3. Se debe hacer entrega de los Procedimientos Almacenados No encriptados (Si existen). 4. Si existen Jobs se deben documentar en el Manual Técnico incluyendo pasos y configuración de los mismos. Si existen triggers, se deben mencionar en el manual técnico mencionando las condiciones de su ejecución. 5. Se debe hacer entrega del Diccionario de la Base de Datos y la estructura de cada tabla 6. Todas las fuentes del desarrollo pertenecen a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se debe realizar entrega de los archivos de proyecto, archivos de clase, formularios web, archivos de codebehind. 7. En caso de necesitar licenciamiento de software adicional al proporcionado por la ANH para la implementación, el contratista deberá adquirir por su cuenta ese licenciamiento y entregarlo a la ANH. Acordar con la Oficina de Tecnologías de Información la lista de chequeo de los requisitos técnicos y entregarla junto con la documentación requerida. 8. Entregar instalada y configurada la aplicación con los requerimientos mínimos señalados en el pliego de condiciones y en el levantamiento posterior de información con los líderes funcionales, realizando un acta de instalación y entregando los respectivos medios magnéticos para la instalación y configuración. 9. Entregar la siguiente documentación: a. Manual de usuario (un original impreso y una copia en medio magnético) en donde se expliquen las funcionalidades segmentadas por los roles definidos en la aplicación. b. Manual de Sistema (un original impreso y una copia en medio magnético) que contenga las instrucciones de instalación, configuración, aspectos de seguridad, integración con otros sistemas y otras consideraciones técnicas necesarias para la implementación y operación de la aplicación. c. Modelo de Datos que incluye las denominaciones de todas entidades de datos creadas con la descripción de campos, tipo de datos y relaciones. d. Modelo Entidad-Relación de la Base de Datos 10. Entregar los documentos de registro de pruebas de operación funcionales y no funcionales del software que garanticen el normal funcionamiento del Sistema de Información. 4.2 Hardware e Infraestructura La ANH proporcionará la infraestructura tecnológica (Equipos de cómputo, servidores, interfaces de red, firewalls y demás elementos físicos) para la implementación de los sistemas, no obstante, el contratista para sus labores de optimización y desarrollo de los requerimientos funcionales específicos, debe utilizar sus instalaciones y equipos computacionales, incluyendo el licenciamiento de software respectivo. La implantación de la aplicación se realizará en los servidores y equipos dispuestos por la ANH y solo podrá ser avalado por la Oficina de Tecnologías de Información. 25

26 El contratista debe garantizar que los aplicativos a proveer puedan ser instalados en la infraestructura tecnológica de la ANH, por lo tanto debe considerar: Los servidores de la ANH se encuentran en un esquema virtualizado, por lo tanto la aplicación debe ser compatible con este ambiente. Los equipos clientes tienen la información de usuarios centralizada y no pueden visualizar las unidades locales de disco, factor que no debe interferir con el normal funcionamiento de la aplicación. 4.3 Arquitectura y Desarrollo de Software Los Sistemas de Información se deben desarrollar en arquitectura web y sus componentes deberán estar desarrollados en la plataforma de Desarrollo.Net de Microsoft (ASP.NET con código visual basic.net o C#) o en la plataforma Sharepoint Las Bases de Datos generadas, así como los procedimientos almacenados, vistas y demás elementos de Base de Datos para el desarrollo deben estar creados en el Sistema Manejador de Base de Datos SQL Server 2008 R2 o superior. Ninguno de estos elementos de Base de Datos podrá estar encriptado y se realizará entrega de todo el código de procedimientos almacenados, vistas y scripts generados. Se deberá entregar a la ANH un script de inicialización de la Base de Datos del Sistema para cualquier reinstalación de manera tal que el Sistema quede operativo después de una restauración. 4.4 Integración con otros sistemas de información El Sistema de Información de Regalías debe permitir la integración con el Sistema de Información de Producción denominado AVM (Avocet Volumes Manager) definido como una aplicación para la captura diaria de los volúmenes de producción, de tal suerte que se pueda capturar la información desde la Base de Datos de este Sistema que se encuentra instalada en SqlServer 2008 R2 y así evitar el reingreso de la información. En el Sistema de Información de Derechos Económicos es importante mencionar que el Sistema debe recibir la siguiente información. Información Servidor de seguimiento a contratos misionales Hojas de vida en Excel por cada contrato Información Servidor de garantías Información Servidor de seguimiento a la exploración Información diaria de recaudos en cuenta por derechos económicos Informe final contrato 054 de

27 4.5 Alertas, recordatorios, reportes, etc. El Sistema de Información de Regalías debe generar alertas las cuales se mostrarán al usuario cuando se cumplan las siguientes condiciones, entre otras: 1. Al momento de realizar la liquidación de un período, se debe generar una alerta de la información que falta por registrar. 2. Cualquier liquidación que se vaya a realizar debe venir aprobada por el supervisor y/o interventor. 3. No se deben liquidar campos inactivos y los campos sin producción se deben liquidar en No debe haber registro de producción negativa. 5. En dos períodos diferentes no se debe liquidar con precios iguales. 6. No permitir la liquidación si no están completas la forma 30 y el cuadro Generar alertas cuando hay cambios bruscos en precios y producción, esto aplica para Campo, municipio y departamento. 8. Generar una alerta cuando queden 10 días o menos para realizar la liquidación de regalías Para la liquidación de regalías y de derechos económicos, el Sistema de Información debe expedir reportes automáticos de las diferentes variables fundamentos de la liquidación, de periodos de tiempo o de regiones específicas. Por otra parte el Sistema de Información de Derechos Económicos debe expedir automáticamente los recordatorios de pago y las aplicaciones de pago, posiblemente en los siguientes términos: Concepto Actividad Tiempo de respuesta Derechos económicos por uso del subsuelo en áreas en exploración Derechos económicos por uso del subsuelo en áreas de evaluación y de producción Derechos económicos como porcentaje de participación en la producción Elaboración de recordatorios de pago Elaboración de aplicaciones de pago Elaboración de recordatorios de pago Elaboración de aplicaciones de pago Elaboración de recordatorios de pago Elaboración de aplicaciones de pago Seis días antes del vencimiento de la fase Máximo al día siguiente de identificación del recaudo Dos días después de recibidos los datos de producción Máximo al día siguiente de identificación del recaudo Dos días después de recibidos los datos de producción Máximo al día siguiente de identificación del recaudo 27