Ministerio de Minas y Energía

RESOLUCIÓN 0124663 DE 2010 

(Diciembre 9)

“Por la cual se establece la metodología para la fijación de tarifas para la ampliación de la capacidad de oleoductos en operación”.

(Nota: Derogada por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

El Director de Hidrocarburos,

en uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el numeral 25 del artículo 12 del Decreto 070 de 2001 y en el numeral 4º del artículo 3º de la Resolución 18 1258 de 2010, y

CONSIDERANDO:

Que mediante Resolución 124 386 de 2010, modificada por la Resolución 124 547 de 2010, se estableció la metodología para la fijación de tarifas por el transporte de crudo por oleoductos.

Que las mencionadas resoluciones se expidieron con base en el estudio realizado por el Ministerio de Minas y Energía en el año 2009, puesto en consulta y presentado a la industria, con el que se estimaron los parámetros y se realizó el cálculo de la tasa de remuneración de los activos de transporte por oleoductos o tasa de descuento para reconocer la utilidad del transportador, por el método de costo promedio ponderado de capital, WACC (por sus iniciales en inglés).

Que la metodología de costo medio establecida en la Resolución 124 386 de 2010, modificada por la Resolución 124 547 del 30 de septiembre del mismo año, resulta adecuada para fijar las tarifas de oleoductos existentes, así como para fijar tarifas para aquellas ampliaciones de capacidad en las que son aprovechables las economías de escala, mas no así para aquellas ampliaciones de capacidad cuya inclusión en la base tarifaria implica un incremento en el costo medio de prestación del servicio.

Que para la viabilización de proyectos de construcción y ampliación de oleoductos es una práctica internacionalmente reconocida la celebración de contratos que incluyen compromisos de volumen tipo “transporte o pague” a largo plazo, con tarifas que permiten establecer mecanismos adecuados e idóneos encaminados a garantizar flujos de recursos acordes con los plazos de financiación.

Que en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

CAPÍTULO I

Disposiciones generales

ART. 1º—Ámbito de aplicación. La presente resolución se aplica a todo proyecto de ampliación de capacidad en oleoductos que estén en operación al momento de ser llevada a cabo la ampliación.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2º—Definiciones. Para efectos de interpretar y aplicar la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

1. Año tarifario.

Periodo comprendido entre el inicio de un periodo tarifario y cada aniversario de dicha fecha de inicio. El último año tarifario del primer periodo tarifario podrá tener una duración inferior a un año, de modo que los periodos tarifarios siguientes coincidan con aquellos que la Resolución 124 386 de 2010 determina.

2. Capacidad efectiva de una ampliación.

Segmento de la capacidad efectiva de transporte de un oleoducto que excede la que tenía con anterioridad a la realización de obras, construcciones y mejoramientos en la infraestructura existente, que dan lugar a las ampliaciones de capacidad.

3. Periodos tarifarios.

Término de cuatro (4) años tarifarios, con excepción del primer periodo tarifario, el cual, para efectos de la presente resolución, será el comprendido entre la fecha de entrada en funcionamiento de la capacidad efectiva de una ampliación y la fecha en que culmine el periodo tarifario que esté en curso de conformidad con la Resolución 124 386 de 2010. Si la entrada en funcionamiento de la capacidad efectiva de una ampliación ocurriera con menos de un (1) año de antelación al inicio de un periodo tarifario de los que la mencionada resolución determina, se entenderá que el periodo tarifario será el comprendido entre la fecha de entrada en funcionamiento de la capacidad efectiva de una ampliación y la fecha en que culmine el periodo tarifario siguiente al que esté en curso, de conformidad con la citada disposición.

PAR.—Los términos utilizados en esta resolución tendrán el significado a ellos atribuidos en las resoluciones 18 1258 y 124 386 de 2010, salvo que expresamente se indique algo distinto.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 3º—Tarifas de ampliaciones de oleoductos. Las tarifas a que se refiere esta resolución se establecerán por trayecto del oleoducto cuya capacidad efectiva haya sido ampliada y estarán definidas en dólares de los Estados Unidos de América, por barril de crudo transportado o comprometido.

En el primer año tarifario cada trayecto cuya capacidad efectiva haya sido ampliada, deberá tener fijada una tarifa de transporte de acuerdo con los artículos 6º y 11 de esta resolución, según corresponda. Para los demás años se actualizará de la siguiente forma:

— Si se trata del artículo 11 de la presente resolución, se aplicará el mecanismo de ajuste que haya sido pactado para dicha tarifa.

— Si no existe acuerdo o se trata de una tarifa fijada según el artículo 6º de la presente resolución, se aplicará el mecanismo de ajuste establecido en el artículo 13 de la Resolución 124 386 de 2010.

PAR.—Las tarifas fijadas de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 6º y 11 de esta resolución deberán ser publicadas por el transportador en el BTO conforme con lo dispuesto en la Resolución 18 1258 de 2010.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 4º—Inversiones y costos a reconocer. De conformidad con el artículo 56 del Código de Petróleos o las normas que lo modifiquen o sustituyan, las inversiones y costos a reconocer en las tarifas a los transportadores, asociados con una ampliación de capacidad efectiva, son: i) la amortización del capital invertido; ii) los gastos de sostenimiento, administración y explotación; y iii) una ganancia equitativa para el empresario, en la forma prevista en la mencionada norma.

PAR.—El transportador deberá justificar, mediante estudio realizado por firma calificada y avalado por revisor fiscal, el costo que implica llevar a cabo el proceso de abandono del trayecto; proceso que deberá estar aprobado por la autoridad ambiental competente. Para prever que el recurso financiero para cubrir dicho costo esté disponible al momento de realizar el mencionado proceso, el transportador podrá incluir como parte de la tarifa por barril transportado o comprometido, el valor unitario requerido para generar ese recurso. Desde el inicio de la aplicación de dicho cargo el transportador llevará en su contabilidad un registro especial denominado fondo de abandono y, para garantizar los recursos financieros aludidos, obtenidos del recaudo del valor unitario mencionado aplicado a los volúmenes transportados, establecerá un encargo fiduciario o una garantía bancaria a nombre del transportador y del Ministerio de Minas y Energía. En todo caso la dirección de hidrocarburos podrá, en cualquier momento, mediante la auditoría establecida en el artículo 24 de la Resolución 18 1258 de 2010, revisar que dichos recursos se hayan recaudado correctamente y estén debidamente garantizados.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO II

Fijación de tarifas en proyectos de ampliación que no estén basados en acuerdos comerciales

ART. 5º—.Alcance de este capítulo. El presente capítulo define las reglas aplicables en materia tarifaria para proyectos de ampliación de capacidad que no estén basados en acuerdos comerciales.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 6º—Metodologías tarifarias. La capacidad efectiva de una ampliación no podrá darse al servicio sin la fijación de la tarifa prevista por el artículo 56 del Código de Petróleos, fijación que será efectuada de acuerdo con el procedimiento establecido en los artículos 5º a 11 de la Resolución 124 386 de 2010 o las normas que la modifiquen o sustituyan, expedida por esta dirección y con sujeción a las reglas que a continuación se señalan en cuanto a la metodología tarifaria:

i) Cuando la aplicación de la metodología de costo medio de largo plazo del oleoducto con ampliación arroje una tarifa superior a la resultante de aplicar la metodología de costo medio de largo plazo del oleoducto sin ampliación, la dirección de hidrocarburos tendrá en cuenta los criterios de la fórmula prevista en el artículo 8º de la presente resolución;

ii) Cuando la aplicación de la metodología de costo medio de largo plazo del oleoducto con ampliación arroje una tarifa igual o inferior a la resultante de aplicar la metodología de costo medio de largo plazo del oleoducto sin ampliación, la dirección de hidrocarburos tendrá en cuenta los criterios de la fórmula prevista en el artículo 11 de la Resolución 124386 de 2010.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 7º—Vigencia de la tarifa del artículo 8º. La tarifa que sea fijada en aplicación de la metodología tarifaria descrita en el artículo 8º de la presente resolución estará vigente desde la entrada en funcionamiento de la ampliación de capacidad hasta el momento en que sea amortizada la inversión. A partir de dicho momento se aplicará para todos los efectos lo dispuesto en la Resolución 124 386 de 2010 expedida por este ministerio.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 8º—Fórmula tarifaria. La fórmula tarifaria a ser tenida en cuenta por la dirección de hidrocarburos, de conformidad con el ordinal (i) del artículo 6º de la presente resolución, es la que a continuación se señala:

Para la descripción de esta fórmula, el horizonte de proyección comprende un número de años igual o mayor a dos (2) periodos tarifarios contiguos, esto es, al menos ocho (8) años, contados a partir del primer año tarifario del periodo en que regirá la tarifa que se está fijando.

CAL1.JPG
 

Donde: 7 (sic)

T: tarifa a aplicar por barril de crudo a transportar por la ampliación

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa por barril transportado o comprometido.

Y: ingreso anual reconocible por inversión

Definición: es la cuota constante de ingreso anual requerida para recuperar la inversión en la ampliación en el periodo determinado para tal efecto y remunerar la utilidad sobre el capital invertido a la tasa que se establece en el parágrafo 2º de este artículo y teniendo en cuenta la tasa de impuesto conforme con el mismo parágrafo. Se considera inversión todo conjunto de erogaciones que quede representada en un activo o haga parte de este, produciendo como efecto el aumento de la capacidad nominal del oleoducto. En un oleoducto con dos o más trayectos, el transportador deberá asignar a los trayectos en consideración la parte correspondiente de los costos de inversión de la ampliación del oleoducto no atribuibles de manera directa a ellos.

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa, por año.

Cálculo: según la fórmula anexa 1 de esta resolución.

C: ingreso anual reconocible por gastos fijos de AOM

Definición: es la cuota constante de ingreso anual requerida para cubrir el flujo estimado de costos anuales fijos de administración, operación y mantenimiento eficientes, asignables a la ampliación, durante el horizonte de proyección, calculada con la tasa de descuento después de impuesto que se establece en el parágrafo 2º de este artículo. En un oleoducto con dos o más trayectos, el transportador deberá asignar a las ampliaciones de los trayectos en consideración la parte correspondiente de los costos de administración, operación y mantenimiento del oleoducto no atribuibles de manera directa a ellos.

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa, por año.

Cálculo: según la fórmula anexa 2 de esta resolución.

Q: volumen anual equivalente de crudo a transportar

Definición: es el volumen anual constante durante el horizonte de proyección, correspondiente a la ampliación, equivalente al flujo proyectado de volúmenes anuales de crudo a transportar por la ampliación en dicho periodo, calculado con la tasa de descuento después de pagar el impuesto que se establece en el parágrafo 2º de este artículo.

Unidad: barriles de crudo por año.

Cálculo: según fórmula anexa 3 de esta resolución.

CV: costo variable de operación por barril de crudo

Definición: es el valor en que se incrementa el costo por transportar un barril adicional. En su cálculo deben incluirse todos los costos que dependen del volumen del crudo que se transporte por la ampliación, como el de la energía consumida en las estaciones de bombeo asociadas con la misma. En este rubro el transportador podrá incluir el valor unitario por barril correspondiente a la capacidad efectiva de una ampliación, para aportar al fondo de abandono, conforme con el parágrafo del artículo 4º de esta resolución.

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa por barril transportado o comprometido.

Cálculo: según fórmula anexa 4 de esta resolución.

PAR. 1º—Todos los volúmenes se tomarán medidos en barriles y los montos de dinero en dólares de los Estados Unidos de América del primer año del periodo para el que regirá la tarifa.

PAR. 2º—La dirección de hidrocarburos utilizará los siguientes parámetros, sin perjuicio de que estos puedan ser modificados en el futuro para todos los oleoductos bajo el respaldo de estudios o investigaciones realizadas directamente por esa dirección o a través de personas naturales o jurídicas contratadas por esta o, modificarlos de manera particular para uno o más oleoductos si el transportador justifica adecuadamente esos cambios:

t: tasa de impuesto de renta. Será la que esté vigente en el momento en que se aplique la fórmula.

u: tasa anual de descuento en dólares constantes, después de impuestos. Será del 8,43%, valor calculado con endeudamiento de 40% y los demás parámetros estimados en el estudio mencionado en los considerandos de esta resolución como aparece en la tabla anexa a la misma.

Transitoriedad. Para el primer periodo tarifario a partir de que entre en vigencia esta resolución, la tasa será de 10,22%, correspondiente al promedio entre la tasa de 12% utilizada en ejercicios anteriores de fijación de tarifas y la mencionada tasa calculada con endeudamiento de 40%, y para el segundo periodo tarifario será de 9,39%, tasa calculada con endeudamiento de 20% y los demás parámetros estimados en el estudio aludido.

n: periodo de recuperación de la inversión, dado en número de años y fijado conforme al parágrafo 3º de este artículo.

PAR. 3º—El transportador podrá fijar el periodo de recuperación de la inversión hecha para la ampliación informándolo a la dirección de hidrocarburos en el documento soporte de la tarifa al que se refiere el último inciso del artículo 6º de la Resolución 124 386 de 2010; el periodo de recuperación de la inversión deberá ser igual o mayor a dos (2) periodos tarifarios, es decir, por lo menos ocho (8) años. Una vez fijado el periodo de recuperación de estos activos conforme con lo anterior, este no podrá ser modificado y en el caso en que se transporten crudos después de su terminación, los activos correspondientes no podrán ser incluidos para calcular el ingreso reconocible por inversión.

PAR. 4º—Una vez concluido el periodo de recuperación de estos activos conforme con lo dispuesto en este artículo, las ampliaciones se considerarán parte del oleoducto existente y les aplicarán las normas tarifarias establecidas en la Resolución 124 386 de 2010.

PAR. 5º—Acorde con lo establecido en el artículo 24 de la Resolución 18 1258 de 2010, la dirección de hidrocarburos podrá verificar la información suministrada por el transportador en cualquier momento, mediante auditoría escogida por esa dependencia y pagada por el transportador.

PAR. 6º—En el documento soporte de la tarifa a que se refiere el último inciso del artículo 6º de la Resolución 124 386 de 2010 el transportador deberá demostrar el cumplimiento de la condición señalada en el artículo 6º ordinal (i) de la presente resolución.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO III

Fijación de tarifas en proyectos de ampliación basados en acuerdos comerciales

ART. 9º—Proyectos de ampliación basados en acuerdos comerciales. Para efectos de hacer viable la ampliación de oleoductos existentes, el transportador podrá pactar distintas tarifas con las personas interesadas en contratar capacidad efectiva de una ampliación, siempre y cuando obedezcan razonablemente a condiciones comerciales que sean diferentes, como volumen contratado, capacidad contratada, plazo contratado, modalidades “transporte o paga”, tarifa por barril comprometido, forma de pago, entre otros, en acatamiento de los principios de libre acceso, libertad contractual y trato no discriminatorio. Por consiguiente, en caso de que los proyectos de ampliación se adelanten con base en el producto de los acuerdos comerciales a que lleguen transportador y remitentes, las reglas aplicables en materia tarifaria serán las establecidas en este capítulo.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 10.—Procesos de negociación plural. Sin excluir otras modalidades de negociación, se entenderá que se da cumplimiento a los principios señalados en el artículo 9º de la presente resolución cuando quiera que se desarrollen procesos de negociación plural bajo los siguientes criterios:

1. Apertura. Procesos en los que se haga divulgación amplia (incluyendo por lo menos un aviso en un periódico de amplia circulación nacional) y oportuna para asegurar que todos los posibles interesados estén informados de su realización y tengan la posibilidad de participar sin más requisitos de ingreso que aquellos que razonablemente busquen asegurar la seriedad y el respeto a la confidencialidad por todos los participantes. La dirección de hidrocarburos deberá ser informada al inicio de todo proceso.

2. Transparencia y formalidad. El diseño del proceso de negociación debe implicar la divulgación suficiente a todos los interesados, en igualdad de condiciones, de sus reglas, etapas, fechas límites y canales formalizados de comunicación, en un marco de tiempo definido y suficiente.

3. Igualdad de oportunidades y de trato. Las reglas del proceso deben garantizar efectivamente que todos los participantes reciban un mismo trato y cuenten con la misma oportunidad de formular ofertas de acuerdos comerciales dentro de las modalidades disponibles en el proceso. Formuladas las ofertas, las reglas del proceso deben garantizar que los participantes en igualdad de condiciones reciban un mismo trato.

4. Uniformidad. Debe asegurarse la uniformidad en la documentación disponible para consulta, uso y contratación por todos los participantes.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 11.—Fijación de la tarifa. Toda vez que la capacidad efectiva de una ampliación no podrá darse al servicio sin la fijación de la tarifa prevista por el artículo 56 del Código de Petróleos, para aquellos eventos en que se den procesos de negociación de conformidad con lo señalado en los artículos 9º y 10 de la presente resolución y se alcancen los acuerdos comerciales requeridos para viabilizar la ampliación de capacidad, la dirección de hidrocarburos fijará la tarifa que nominalmente sea más alta entre todas las que hayan sido pactadas como la tarifa aplicable al impuesto de transporte, al acarreo de crudos que correspondan al derecho de preferencia del Gobierno, y al acarreo de crudo de cargadores con quienes el transportador no haya celebrado los acuerdos comerciales de transporte base de la ampliación de la capacidad.

PAR.—Para iniciar el proceso de negociación, el transportador deberá demostrar con antelación a la dirección de hidrocarburos el cumplimiento de la condición señalada en el artículo 6º ordinal (i) de la presente resolución.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 12.—Vigencia de las tarifas. De acuerdo con lo dispuesto en el segundo inciso del artículo 57 del Código de Petróleos y en aras del mutuo interés del transportador y los remitentes, cuando quiera que, de conformidad con los artículos 9º y 10 de esta resolución, por acuerdo entre transportador y remitente haya de regir entre ellos una determinada tarifa por un lapso superior al periodo tarifario, la tarifa acordada conservará su vigencia en cada uno de los distintos periodos tarifarios hasta el momento en que expire el plazo del acuerdo correspondiente.

Sin perjuicio de la vigencia superior que puedan tener las tarifas pactadas de conformidad con los artículos 9º y 10 de esta resolución, la tarifa fijada de conformidad con el artículo 11 de la presente resolución conservará su vigencia en cada uno de los distintos periodos tarifarios hasta el momento en que sea amortizada la inversión realizada para la ampliación de capacidad. A partir de dicho momento para efectos de fijación y revisión de la tarifa se aplicará lo dispuesto en la Resolución 124 386 de 2010 o en las normas que la modifiquen o sustituyan.

Si por haberse obtenido acuerdos comerciales en diversas modalidades ocurre que partes de la inversión se amortizan en periodos de tiempo diferentes, para cada porción de la capacidad efectiva de ampliación que corresponda a inversión ya amortizada se aplicará lo dispuesto en la Resolución 124 386 de 2010 o en las normas que la modifiquen o sustituyan, desde cuando dicha amortización ocurra.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO IV

Disposiciones finales

ART. 13.—Impuesto de transporte. Para efectos de la liquidación del impuesto de transporte que el transportador deba recaudar exclusivamente respecto de los remitentes y terceros de la capacidad efectiva de una ampliación, se tomará la tarifa fijada en los artículos 6º y 11 de esta resolución, según corresponda. Para la porción de capacidad no ampliada del oleoducto y para la porción amortizada de la capacidad efectiva de ampliación, el impuesto de transporte será liquidado con base en la tarifa fijada de conformidad con lo dispuesto en los artículos 56 y 57 del Código de Petróleos o en las normas que los reglamenten y desarrollen.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 14.—Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

(Nota: Derogado por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 9 de diciembre de 2010.

Anexos

Tabla anexa sobre el cálculo del WACC

Conceptos40% de deuda20% de deuda
Parámetros de entrada
Rendimiento libre de riesgo en US$ corr 7,42 7,42
Rendimiento de mercado en US$ corr 9,53 9,53
Riesgo país 3,80 3,80
Beta desapalancado 0,644 0,644
Endeudamiento 40 20
Tasa de impuesto 33 33
Costo deuda $ corr antes de impuesto 12,96 12,96
Inflación Colombia 5,59 5,59
Inflación EE. UU. 2,89 2,89
Cálculos intermedios
Costo deuda real antes de impuesto 6,98 6,98
Prima por riesgo mercado 2,10 2,10
Beta apalancado 0,932 0,752
Costo patrimonial US$ corr 13,19 12,81
Costo patrimonial real después de imp. 10,01 9,64
Participación del patrimonio 60 80
Cálculo WACC
WACC real después de impuesto 8,43 9,39
WACC real antes de impuesto 12,58 14,01

Fórmula anexa 1

Ingreso anual reconocible por inversión

CAL 2

Donde:

Y: ingreso anual reconocible por inversión en ampliación

Definido en el artículo 8° de esta resolución.

Ia: inversiones en la ampliación que entrarán en operación en el año tarifario a

Definición: es el valor programado de la inversión en la ampliación que entrará en operación en el año tarifario a del horizonte de proyección. Las inversiones en la ampliación que se incluyen en este parámetro deben ser consistentes con el programa de inversiones que el transportador debe incluir en el BTO. El flujo de la inversión se considera como si esta fuese realizada al inicio de cada año del horizonte de proyección.

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa, por año.

a: número entero consecutivo entre 1 y h, en que a = 1 para el primer año tarifario del horizonte de proyección y a = h para el último año del horizonte de proyección.

h: número de años del horizonte de proyección, definido en el primer inciso del artículo 8º de esta resolución.

u*: tasa de descuento antes de impuesto, calculada como

CAL 3

u: tasa de descuento después de impuesto, conforme al parágrafo 2º del artículo 8º de esta resolución.

T: tasa de impuesto de renta, de acuerdo con el parágrafo 2º del artículo 8º de esta resolución.

f*: factor de recuperación de capital: este factor, multiplicado por la inversión, produce como resultado un valor anual constante que se replica durante el periodo de recuperación de la inversión, equivalente al valor total de la inversión al inicio de dicho periodo, a la tasa de descuento antes del pago de impuesto, u*; así:

CAL 4

Ingreso anual reconocible por gastos fijos de AOM

CAL 5

Donde:

C: ingreso anual reconocible por gastos fijos de AOM asignables a la ampliación

Definido en el artículo 8º de esta resolución.

CFa Costo anual fijo de AOM proyectado para el año tarifario a

Definición: es la suma de los costos fijos de administración, operación y mantenimiento asignables a la ampliación del trayecto estimada para el año tarifario a del horizonte de proyección. Los gastos de mantenimiento deben ser consistentes con el programa de mantenimiento que el transportador debe publicar en el BTO.

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa, por año.

a: número entero consecutivo entre 1 y h, en que a = 1 para el primer año tarifario del horizonte de proyección y a = h para el último año del horizonte de proyección.

h: número de años del horizonte de proyección, definido en el primer inciso del artículo 8º de esta resolución.

f: función que devuelve un valor anual constante equivalente, a la tasa de descuento u, al flujo de valores anuales estimados para el horizonte de proyección. Corresponde a traer primero el flujo de valores anuales proyectados a valor presente, al inicio del primer año en que regirá la tarifa, y luego calcular el valor anual equivalente al que corresponde dicho resultado, así:

CAL 6

u: tasa de descuento después de impuesto, conforme al parágrafo 2º del artículo 8º de esta resolución.

Fórmula anexa 3

Volumen anual equivalente de crudo a transportar

CAL 7

Donde:

Q: volumen anual equivalente de crudo a transportar por la ampliación

Definido en el artículo 8º de esta resolución.

Qa: volumen anual de crudo a transportar en el año tarifario a

Definición: es el volumen anual de crudo a transportar por la ampliación del trayecto, proyectado de acuerdo con el plan de transporte, para el año tarifario a.

Unidad: barriles de crudo a transportar o comprometido por año.

a: número entero consecutivo entre 1 y h, en que a = 1 para el primer año tarifario del horizonte de proyección y a = h para el último año del horizonte de proyección.

h: número de años del horizonte de proyección, definido en el primer inciso del artículo 8º de esta resolución.

f: función que devuelve un valor anual constante equivalente, a la tasa de descuento u, al flujo de valores anuales estimados para el horizonte de proyección. Corresponde a traer primero el flujo de valores anuales proyectados a valor presente, al inicio del primer año en que regirá la tarifa, y luego calcular el valor anual equivalente al que corresponde dicho resultado, así:

CAL 8

u: tasa de descuento después de impuesto, conforme al parágrafo 2º del artículo 8º de esta resolución.

Fórmula anexa 4

Costo variable de operación por barril de crudo

CAL 9

Donde:

CV: costo variable por barril de crudo

Definido en el artículo 8º de esta resolución.

CVa: costo variable por barril de crudo proyectado por la ampliación en el año tarifario a

Definición: es el valor en que se incrementa el costo por transportar un barril adicional, estimado para el año tarifario a del horizonte de proyección.

Unidad: dólares del primer año del periodo en que regirá la tarifa, por barril de crudo.

Qa: volumen anual de crudo a transportar por la ampliación en el año tarifario a

Definido en la fórmula anexa 3 de esta resolución.

Q: volumen anual equivalente de crudo a transportar por la ampliación

Definido en la fórmula anexa 3 de esta resolución.

a: número entero consecutivo entre 1 y h, en que a = 1 para el primer año tarifario del horizonte de proyección y a = h para el último año del horizonte de proyección.

h: número de años del horizonte de proyección, definido en el primer inciso del artículo 8º de esta resolución.

f: función que devuelve un valor anual constante equivalente, a la tasa de descuento u, al flujo de valores anuales estimados para el horizonte de proyección. Corresponde a traer primero el flujo de valores anuales proyectados a valor presente, al inicio del primer año en que regirá la tarifa, y luego calcular el valor anual equivalente al que corresponde dicho resultado, así:

Cal 10

u: tasa de descuento después de impuesto, conforme al parágrafo 2º del artículo 8º de esta resolución.

aFA: aporte unitario al fondo de abandono, conforme el parágrafo del artículo 4º de esta resolución. Este valor será tenido en cuenta (aFA> 0) y podrá ser cobrado por barril de crudo transportado a partir de que el transportador decida el periodo de recuperación de la inversión en los términos del parágrafo 3º del artículo 8º de esta resolución y presente a la dirección de hidrocarburos el estudio que en el parágrafo del artículo 4º de esta resolución se establece, debidamente avalado por el revisor fiscal y con el proceso de abandono aprobado por la autoridad ambiental competente. De satisfacerse estas condiciones, el valor unitario se calculará así:

CAL 11

Donde, FA es el costo que resulta del estudio mencionado, en dólares del primer año del periodo de n años de recuperación de la inversión y u es la tasa de descuento definida arriba.

(Nota: Derogada por la Resolución 72146 de 2014 artículo 19 del Ministerio de Minas y Energía)