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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.
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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
1.2.1 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.
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El Modelo Conceptual Actual es el siguiente:
Figura 1. Modelo Conceptual
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.
1.2.2 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
Empresas de Exploración
y Explotación de recursos
no renovables
Operadora
Campos
Contratos
Contratos de Exploración
y Explotación con el
Estado
Campos de producción
de recursos no
renovables
Forma 30 - GAS
Producción
Municipio
Formato registro
producción mensual
por Campo
Regalías
Producción Mensual
por campo y
municipio
Beneficiarios
Producción Mensual
por campo y
municipio
Producción Mensual
por campo y
municipio
Cuadro 4 - OIL
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
3.1.1 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, Regalías
Precios base de Liquidación
Valor Regalías = Volumen * Precio Base de Liquidación * % Regalías * TRM, donde:
Proceso de
Liquidación de
Regalías
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Volúmenes de Producción: Producción mes de un campo, expresada en barriles, para crudos o kilo pies cúbicos, kpc1 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 KBPD2 5%
1 Para el cálculo de las regalías aplicadas a la explotación de hidrocarburos gaseosos, se aplica la equivalencia 5.700 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.
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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 - 400 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 - 400 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 incremental3 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
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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 Ley
Antes del 29 de julio de 1999 Regalías del 20% - Ley 141 de 1994 (Línea
punteada roja en la Figura 4)
Después del 29 de julio de 1999 y antes de Agosto 23 de 2002
Regalías del 5% Incremental – Ley 508 de
1999 (Línea negra en la Figura 4)
Después de Agosto 23 de 2002 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 1.000 pies o más. Los campos que revirtieron a la Nación desde Enero 1 de 1994 liquidarán un 12% adicional.
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3.1.1.1 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.
3.1.1.2 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.
3.1.2 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 1994. 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%
50,000 12.5% 47.5% 32% 8%
200,000 12.5% 47.5% 32% 8%
+200,000 1.25% 47.5% 32% 8%
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Del 20% o el porcentaje variable del total de las regalías generadas a la nación le correspondía a los DEPARTAMENTOS:
ESCALONAMIENTO DEPARTAMENTO, BPPD
200,000 47.5%
600,000 4.75%
+ 600,000 2.375%
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%
50,000 12.5% 47.5% 32% 8%
100,000 12.5% 47.5% 32% 8%
+100,000 1.25% 47.5% 32% 8%
Cuando la producción de un municipio supera los 100.000 BPPD (Barriles Promedio de Producción Día), este excedente se reparte entre los municipios no productores del Departamento y el FNR.
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Excedente de municipios
F.N.R. MCIPIO NO PRODUCTOR
4.500% 6.7500%
Se considera Municipio No Productor, aquel en el que se exploten menos de 7.500 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<10,000 4.5%
180,000 47.5%
600,000 4.75%
+ 600,000 2.375%
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 70.000 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
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Departamento Nacional de Planeación en la ley de presupuesto que se expida para el año, en virtud del Artículo 39 de la ley 1530. 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 1994. 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:
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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.
(Actualmente San Onofre)
3%
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%
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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. de Córdoba. (En la actualidad son 4 municipios)
9.0%
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:
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Tabla A. Relación de Derechos económicos actualmente vigentes
TIPO CUANTIFICACIÓN
Por precios Altos 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.
LA ANH reconocerá a EL CONTRATISTA los costos directos y un margen razonable de comercialización que deberá ser acordado entre las partes.
Como porcentaje de participación en la producción
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 uso del subsuelo en áreas en exploración
Por unidad de superficie
Por uso del subsuelo en áreas de evaluación y de producción
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 USD122.875,34 para el año 2012)
Para mayor ilustración, se hace referencia a continuación, de los tipos de derechos económicos y el procedimiento para liquidación:
3.2.1 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:
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TABLA C: Valor 2013 por fase en US$ / Hectárea
Tamaño del Área Por las primeras 100.000 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 100.000
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.
3.2.2 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 $
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0.1330 por cada barril de Hidrocarburos Líquidos y para gas natural este monto será USD $0.0133 por cada mil pies cúbicos (1.000 PC), factores aplicables para 20134. Este pago se hará por semestre calendario vencido, dentro del primer mes del semestre siguiente. El cálculo es como se detalla a continuación:
ó
Donde:
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 $ 0.1330 por cada barril de Hidrocarburos Líquidos y para gas natural este monto será USD $0.0133 por cada mil pies cúbicos (1.000 PC) para 2013).
3.2.3 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: Es el año calendario inmediatamente anterior al año que comienza.
n-2: Es el año calendario inmediatamente anterior al año n-1.
Po: Es el Po que rige para el nuevo año como resultado de la fórmula, aproximando a dos decimales.
Po(n-1): El es el valor de Po del Año calendario inmediatamente anterior (n-1).
I(n-2): 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 3000 - 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.
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3.2.3.1 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.
3.2.3.2 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.
3.2.4 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”.
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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 $81
Gas Natural exportado: Distancia en línea recta entre punto de entrega y punto de recibo en país de destino
Po
(USD$/MMBTU)
Menor o igual a 500km
$7,99
Mayor a 500 y menor o igual a 1000km $9.31
Mayor a 1000km o planta de LNG $10,64
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TABLA F.- Porcentajes de participación
Precio WTI (P) 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.
3.2.5 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.
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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:
HcANH = (ProdG * (1 – R)) * X%
Donde: 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.
3.2.6 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 2012.
2. 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.
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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.
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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 2013. 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 2011
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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 0.
4. 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 4.
7. 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
Elaboración de recordatorios de pago
Seis días antes del vencimiento de la fase
Elaboración de aplicaciones de pago Máximo al día siguiente de identificación del recaudo
Derechos económicos por uso del subsuelo en áreas de evaluación y de producción
Elaboración de recordatorios de pago
Dos días después de recibidos los datos de producción
Elaboración de aplicaciones de pago Máximo al día siguiente de identificación del recaudo
Derechos económicos como porcentaje de participación en la producción
Elaboración de recordatorios de pago
Dos días después de recibidos los datos de producción
Elaboración de aplicaciones de pago Máximo al día siguiente de identificación del recaudo
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Concepto Actividad Tiempo de respuesta
Derechos económicos por precios altos
Elaboración de recordatorios de pago
Dos días después de recibidos los datos de producción
Elaboración de aplicaciones de pago Máximo al día siguiente de identificación del recaudo
Fondos de abandono Remisión de observaciones Cuatro días después de recibido los informes de las fiduciarias
Instrumentos financieros Remisión de observaciones Cuatro días después de recibido el instrumento financiero
Paz y salvos Elaboración de borradores Semanalmente
Evaluaciones de capacidad financiera
Elaboración de la evaluación y remisión de observaciones
De tres a cinco días
Primera comunicación: Para el cobro de derechos económicos y solo si se cuenta con toda la información pertinente, se elabora un recordatorio de pago que especifica un plazo de cancelación.
Segunda comunicación: Una vez transcurre el plazo para pago de la obligación sin el logro del recaudo, se envía un segundo recordatorio con cinco (5) días hábiles contados a partir de la fecha de esta segunda comunicación.
Tercera comunicación: si al término dado en la segunda comunicación no se ha obtenido el pago de los derechos económicos, se envía comunicación a la Oficina Asesora Jurídica, indicando el hecho y adjuntando las comunicaciones uno y dos para lo pertinente.
Cuarta comunicación: Se realiza el último recordatorio al contratista indicándole que está pendiente su obligación de pago y por tanto se está dando traslado a la Oficina Asesora Jurídica para lo de su competencia.
Aplicación de Pago: Una vez el contratista cancele los derechos económicos a la ANH, se elabora un estado de cuenta aplicando el pago, emitiendo un saldo a favor o en contra, o simplemente confirmando que una vez aplicado el pago recibido no se encuentran saldos pendientes de pago por el concepto cobrado.
Alcance a la Oficina Asesora Jurídica: En el evento que el contratista cancele su obligación, se dará aviso a la Oficina asesora jurídica, para detener el proceso de incumplimiento que se esté adelantando.
En consideración a la depuración de saldos contables contemplada en la ley 716 de 2001y ley 901 de 2004 y en concordancia con la resolución 119 de 2006 por la cual se adopta el Modelo Estándar de Procedimientos para la Sostenibilidad del Sistema de Contabilidad
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Pública, si una vez efectuada la aplicación de pagos el valor resultante a favor o en contra es inferior a un dólar, dicha gestión de devolución o cobro no se adelantará, entendiendo que la obligación se encuentra a paz y salvo. Lo anterior toda vez que evaluada y establecida la relación costo beneficio resulte más oneroso adelantar la gestión administrativa.
El cobro de transferencia de tecnología será realizado una vez el contratista efectué el pago del derecho económico correspondiente.
4.6 Roles y Usuarios
La aplicación debe responder mínimo a estos perfiles de usuario:
Rol administrador: Usuario que operará las funcionalidades de configuración, parametrización y asignación de permisos, asignación de reportes.
Rol operador: Usuario que operará las funcionalidades de liquidación y distribución de regalías y derechos económicos.
Rol consulta: Usuario interno o externo que puede visualizar los reportes asignados por el usuario administrador.
4.7 Migración de Información
Debido a que la ANH ha realizado los procedimientos de liquidación y distribución de regalías mediante el Sistema de Información SUIME, se hace necesario que la totalidad de información que esté contenida allí sea alimentada en el Sistema de Información a Desarrollar. Para esta actividad, la ANH brindará acceso a la Base de Datos respectiva instalada en el Sistema Manejador de Base de Datos SQL Server 2008 R2, en la cual se tiene información histórica desde el año 2010. Se cuenta también con una Base de Datos histórica en SQL Server de las liquidaciones de Regalías desde el año 2000 hasta el año 2009, esta información deberá incorporarse en el Sistema de Información como un histórico a manera de consulta. Por otra parte, para el proceso de liquidación de los Derechos económicos, se tienen unas hojas de cálculo; estas deberán ser estructuradas e incluidas como registros de las tablas de la Base de Datos del Sistema de Información.
4.8 Servicio Web
Se deben implementar servicios web para que las Entidades del sector de Hidrocarburos y en general usuarios externos puedan consumirlos y así obtener información pública definida por la ANH con respecto a la liquidación, distribución de Regalías y liquidación de los Derechos Económicos.
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Estos Servicios Web deben estar implementados con elementos estándares que permitan el intercambio con clientes externos, tales como:
XML (Extensible Markup Language) como formato estándar de los servicios
SOAP (Simple Object Access Protocol) o XML-RPC (XML Remote Procedure Call) como protocolos para establecer el intercambio de información.
WSDL (Web Services Description Language): Para la interfaz pública de los servicios web.
UDDI (Universal Description, Discovery and Integration): Protocolo de publicación de los servicios web.
Los servicios Web que se desarrollen deberán estar enfocados a poner a disposición de cualquier entidad que lo requiera toda la información considerada como relevante en el ciclo de Regalías y Derechos Económicos.