DECRETO 2625 DE 2000

 

(Diciembre 18)

 

 Derogado por el Artículo 7 del Decreto 727 de 2007.

“Por el cual se deroga el Decreto 2154 del 4 de noviembre de 1999 y se dictan otras disposiciones.”

 

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA,

 

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las consagradas en el artículo 189, numerales 11 y 16 de la Constitución Política, el artículo 5º de la Ley 165 de 1948, el artículo 4º, literal e) del Decreto Extraordinario 3211 de 1959 y de la Ley 489 de 1998, artículo 54,

 

CONSIDERANDO:

 

Que el artículo 332 de la Constitución Política, establece que el Estado es el propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables; 

 

Que dentro del objeto y funciones de Ecopetrol, de acuerdo con la Ley 165 de 1948, el Decreto Extraordinario 3211 de 1959 y sus actuales estatutos, se encuentra la explotación, operación y manejo de los campos petroleros que el Gobierno le aporte o que la Empresa adquiera; 

 

Que en virtud de la finalidad mencionada y de la función que le ha sido asignada por ley a Ecopetrol, la empresa ha desarrollado actividades industriales y comerciales con el fin de explotar las reservas de hidrocarburos de propiedad del Estado que le han sido entregadas en administración; 

 

Que el Decreto Extraordinario 3211 de 1959 dispuso que el patrimonio de Ecopetrol estaría integrado, entre otros bienes, por los aportes del Estado; 

 

Que no obstante la función de administración que realiza Ecopetrol en relación con las reservas de hidrocarburos del Estado, se han destinado parte de los recursos provenientes de la explotación de las reservas a la capitalización de Ecopetrol mediante la entrega de aportes en especie, representados en reservas extraídas de crudo y gas; 

 

Que dichos aportes no se reflejaron en los estados financieros de Ecopetrol y en el balance de la Nación-Ministerio de Minas y Energía, lo que dificultó la evaluación de la gestión del administrador de las reservas del Estado; 

 

Que con el fin de poder evaluar la gestión y los resultados que genera el ejercicio de la función del administrador de las reservas del Estado, el Gobierno Nacional expidió el Decreto 2154 de noviembre de 1999; 

 

Que la metodología de valoración de reservas de hidrocarburos prevista en el Decreto 2154 no es armónica con los estándares internacionales utilizados para dichos efectos, por lo cual dicha metodología debe ser modificada, 

 

DECRETA:

 

ARTÍCULO 1º. Definiciones. Para efectos de lo dispuesto en el presente decreto, se adoptarán las siguientes definiciones: 

 

Razonable certeza: Cuando mediante el uso de procedimientos determinísticos o probabilísticos, existe un alto grado de certidumbre o al menos un 90% de probabilidad de recuperación de los volúmenes estimados. 

 

Reservas de hidrocarburos: Reservas de crudo y gas administradas por Ecopetrol, e incluyen tanto los volúmenes de reservas probadas como las reservas no probadas. 

 

Reservas probadas: Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estiman, con razonable certeza, podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. 

 

En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad por parte de Ecopetrol a través de actos administrativos. 

 

Reservas probadas desarrolladas: Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes. 

 

Reservas probadas no desarrolladas: Volúmenes que se espera recuperar bien a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, bien o por la profundización de pozos, existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de nuevas tecnologías. 

 

Reservas no probadas: Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas como probadas. 

 

WTI: Mezcla de crudos producidos en los estados de Texas, Oklahoma y Nuevo México -Estados Unidos- conocida con el nombre de WTI, o West Texas Intermediate, y utilizada en el mercado internacional del petróleo como un crudo de referencia. 

 

ARTÍCULO 2º. Aporte del Estado. Además de los bienes y derechos señalados en el Decreto 1209 de 1994 y sus modificaciones, el patrimonio de Ecopetrol también estará integrado por el aporte del Estado representado en el valor de las reservas de hidrocarburos que sean extraídas por Ecopetrol, en forma directa o en asociación con terceros, con excepción de las reservas provenientes de la reversión de concesiones que ya hubieren sido contabilizadas. 

 

Para los efectos del presente decreto, el aporte debe contabilizarse cada trimestre calendario y será igual al valor unitario de las reservas para el trimestre, multiplicado por el total de unidades extraídas de hidrocarburos en el mismo trimestre. 

 

PARÁGRAFO 1º. Para la producción obtenida en desarrollo de contratos de asociación, se tomará la cantidad que corresponda a la participación de Ecopetrol en dichos contratos mientras que, para la explotación obtenida por la actividad directa se tomará la totalidad de las unidades extraídas. 

 

PARÁGRAFO 2º. Para efectos de lo previsto en el presente artículo, Ecopetrol calculará cada trimestre calendario, el valor unitario de las reservas, el cual se obtendrá de dividir el valor presente neto de las reservas por el volumen de las reservas probadas a que se refiere el numeral 1 del artículo 3º del presente decreto. 

 

ARTÍCULO 3º. Cálculo del valor presente neto de las reservas de hidrocarburos. El valor presente neto de las reservas de hidrocarburos será igual al valor presente de los flujos de caja futuros descontado el capital invertido neto de depreciación y amortización. Para este efecto se seguirá el siguiente procedimiento: 

 

1. Se valorarán únicamente las reservas probadas desarrolladas y las reservas probadas no desarrolladas que hayan sido declaradas comerciales por Ecopetrol. 

 

2. Se calculará el valor presente de las reservas, por cada campo o proyecto individual. 

 

3. En el caso de que el valor presente de los flujos de caja futuros de un proyecto o campo sea inferior al capital invertido neto de depreciación y amortización, el valor de las reservas de este proyecto o campo será igual a cero. 

 

4. Para descontar los flujos de caja se utilizará el costo de capital del área de exploración y producción de Ecopetrol. 

 

5. Los flujos de caja se proyectarán en dólares constantes de los Estados Unidos de América e incluirán los siguientes parámetros principales: 

 

a) Los precios de las reservas de hidrocarburos en boca de pozo serán los precios a paridad de exportación, los cuales se calcularán de la siguiente manera: precio en el Golfo de Estados Unidos menos flete marítimo entre la costa colombiana y el Golfo de los Estados Unidos, menos los costos de embarque en puerto colombiano, menos los costos de transporte entre el campo y el puerto de embarque; 

 

b) El precio en el Golfo de Estados Unidos será el precio de WTI en Cushing Oklahoma más la tarifa de transporte entre Cushing y la Costa del Golfo de Estados Unidos. La fuente para los precios del WTI serán los futuros del "New York Mercantile Exchange" (Nymex) hasta el quinto año de proyección futura inclusive y de allí en adelante se utilizará el pronóstico de largo plazo, vigente al final del trimestre anterior suministrado por una compañía especializada. Dichos precios serán ajustados por calidad y por las condiciones del mercado, de acuerdo con metodologías desarrolladas para estos efectos; 

 

c) Costos y gastos, reales o proyectados, tales como costos de operación, regalías, impuestos, gastos de administración y ventas. Para efectos del cálculo de impuestos se incluirán los costos y gastos por depreciación y amortización de activos; 

 

d) Inversiones futuras de desarrollo, inversiones para reemplazo y mantenimiento mayor de equipos y costos de abandono; 

 

e) Aumentos o disminuciones en el capital de trabajo. 

 

ARTÍCULO 4º. Envío de información al Ministerio de Minas y Energía. A partir del primero de enero de 2001, Ecopetrol deberá enviar dentro de los quince (15) días calendario precedentes al inicio de cada trimestre al Ministerio de Minas y Energía, la valoración de las reservas que aplicará para el siguiente trimestre, conforme a las reglas contenidas en el presente decreto. El Ministerio de Minas y Energía deberá manifestar su conformidad o sus observaciones, si las hubiere, dentro de los quince (15) días calendario siguientes al envío de la información. 

 

ARTÍCULO 5º. Registro de las reservas en Ecopetrol. Para efectos contables y tributarios, el valor de las reservas extraídas se reconocerá como un costo de producción propio de la operación y del objeto social de Ecopetrol y la contrapartida se registrará, en una cuenta separada, en el grupo de patrimonio. Este concepto, al igual que los costos por regalías, se indicarán por separado en los estados financieros de Ecopetrol. 

 

ARTÍCULO 6º. Informes periódicos. A partir del primero (1º) de enero de 2001, Ecopetrol deberá enviar al Ministerio de Minas y Energía la siguiente información: 

 

a) Balance General, Estado de Resultados y Estado de cambios en el patrimonio, acompañados del informe del auditor externo, con cortes a cada trimestre calendario, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada trimestre; 

 

b) A partir del primer trimestre del año 2001, se deberán elaborar y presentar dentro de los cuarenta y cinco (45) días siguientes a cada trimestre, en forma separada los informes de gestión, incluyendo informes de creación de valor de cada una de sus áreas de negocios, entre ellas, exploración, producción, transporte, refinación y comercialización. Además se deberá indicar por separado el efecto de las políticas del Gobierno en asuntos tales como subsidios, contratos BOMT'S, etc., así como también otros efectos exógenos a la gestión. 

 

Estos informes serán estructurados con la metodología de administración basada en el valor, con cortes en las fechas señaladas en el literal anterior. 

 

ARTÍCULO 7º. Reglamentación contable. El Contador General de la Nación reglamentará el tratamiento contable a aplicar por el Ministerio de Minas y Energía y por Ecopetrol, en desarrollo del presente decreto. 

 

ARTÍCULO 8º. Estados financieros año 2000. Los estados financieros correspondientes al cierre de la vigencia 2000 se elaborarán con base en los parámetros establecidos en el presente decreto. En consecuencia Ecopetrol y el Ministerio de Minas y Energía deberán efectuar los ajustes contables a que haya lugar, en el mes de diciembre del año 2000. 

 

ARTÍCULO  9º. Vigencias y derogatorias. El presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación y deroga todas las normas que le sean contrarias, en particular el Decreto 2154 de 1999. 

 

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE.

 

Dado en Bogotá, D. C., a los 18 días del mes de diciembre de 2000.

 

ANDRES PASTRANA ARANGO

 

EL MINISTRO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO,

 

JUAN MANUEL SANTOS.

 

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

 

CARLOS CABALLERO ARGÁEZ.

 

NOTA: Publicado en el Diario Oficial. N. 44267. 22 de diciembre de 2000.