RESOLUCIÓN 00574 DE 2026

(mayo 7)

Diario Oficial No. 53.487 de 11 de mayo de 2026

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se establece el Reglamento de Transporte por Oleoductos.

EL DIRECTOR DE HIDROCARBUROS,

en uso de sus facultades legales y en especial las conferidas en el numeral 5 del artículo 15 del Decreto número 381 de 2012 adicionado por el artículo 7o del Decreto número 1617 de 2013, el numeral 1 del artículo 9o de la Resolución número 40475 de 2023, y

CONSIDERANDO:

Que la Constitución Política, en los artículos 332, 333, 334, 360 y 365, establece: (i) la propiedad del Estado sobre los recursos naturales no renovables; (ii) la libertad para el desarrollo de la actividad económica y la iniciativa privada; (iii) la responsabilidad del Estado con respecto a la dirección general de la economía, con el fin de mejorar la calidad de vida de los ciudadanos; (iv) la facultad del Estado para intervenir en la explotación de los recursos naturales no renovables; (v) el deber del Estado de garantizar la prestación eficiente de los servicios públicos, incluso cuando sean prestados por privados.

Que el artículo 1o del Decreto Ley 1056 de 1953, Código de Petróleos, establece que: "Las disposiciones de este Código se refieren a las mezclas naturales de hidrocarburos que se encuentran en la tierra, cualquiera que sea el estado físico de aquéllas, y que componen el petróleo crudo, lo acompañan o se derivan de él. Para los efectos del presente Código, las mezclas naturales de hidrocarburos a que se refiere el inciso anterior se denominan petróleo".

Que los artículos 45 a 57 y 189 a 209 del Código de Petróleos establecen los requisitos, procedimientos, derechos y obligaciones para llevar a cabo la actividad de transporte de hidrocarburos por oleoductos.

Que, en virtud del artículo 212 del Código de Petróleos, el transporte de petróleo constituye un servicio público, razón por la cual las personas o entidades dedicadas a esta actividad deberán ejercerla de conformidad con las reglamentaciones que dicte el Gobierno, en guarda de los intereses generales.

Que la Ley 2294 de 2023 - Plan Nacional de Desarrollo 2022- 2026 "Colombia Potencia Mundial de la Vida", en el Título V Transformación Productiva, Internacionalización y Acción Climática, Sección I, hace énfasis a la Transición Energética Segura, Confiable y Eficiente para Alcanzar Carbono Neutralidad y Consolidar Territorios Resilientes al Clima.

Que el transporte de petróleo por oleoductos reduce la utilización masiva de vehículos de carga minimizando la emisión de gases contaminantes como el monóxido de carbono (CO), dióxido de nitrógeno y azufre, entre otros, armonizando los compromisos de Colombia en el COP-26, de mantener esfuerzos para mitigar los efectos del cambio climático.

Que teniendo en cuenta la competencia otorgada a la Dirección de Hidrocarburos de este Ministerio, a través del Decreto número 381 de 2012 especialmente el artículo 15 numeral 5, modificado por el artículo 7o del Decreto número 1617 de 2013, se expidió la Resolución número 72145 del 7 de mayo de 2014, "por la cual se reglamenta el transporte de crudos por oleoducto", con el fin de asegurar los principios de libre acceso de terceros sin discriminación, como lo disponen los artículos 45 y siguientes del Código de Petróleos o las normas que los modifiquen o sustituyan; observar los aspectos de promoción a la sana competencia y la protección de derechos de los agentes que actúen como consumidores de bienes o servicios; así como ofrecer a los distintos agentes de la cadena del crudo las condiciones regulatorias de esta actividad, conforme a la determinación de tarifas que expida el Ministerio de Minas y Energía mediante el acto correspondiente.

Que de acuerdo con el artículo 1o, punto 1.2, numeral 6 de la Resolución número 001101 del 2025 por la cual se modifica el artículo 7o de la resolución 00631 de 2023 de los grupos internos de trabajo de la dirección de hidrocarburos y se dictan otras disposiciones, la Dirección de Hidrocarburos, a través del Grupo de Transporte de Hidrocarburos y demás Combustibles debe velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y las normas técnicas relacionadas con respecto del transporte de crudo por oleoductos.

Que, en el año 2021, el Ministerio de Minas y Energía contrató un estudio técnico con el Consorcio O&P TF 2021 para realizar un diagnóstico y revisión del reglamento de la actividad de transporte de crudos por oleoductos para identificar oportunidades de mejora y propuesta de ajustes en el que recomendó que se debía actualizar la Resolución número 72145 de 2014 en algunos de sus acápites.

Que una vez revisado el referido estudio, el Grupo de Transporte de Hidrocarburos y Demás Combustibles de la Dirección de Hidrocarburos concluyó que de acuerdo con las dinámicas del transporte de hidrocarburos del país y buscando estar alineados con la demanda de estos y los nuevos energéticos para contribuir con la materialización de las políticas de transición energética justa y confiable promovidas por las disposiciones aplicables y en razón a que se hace necesario propender para que la infraestructura esencial de los oleoductos garantice la prestación del servicio público de transporte bajo parámetros de seguridad, confiabilidad, calidad y transparencia en la utilización de estos, es pertinente actualizar del reglamento de transporte por ductos, conforme a lo dispuesto en la normatividad vigente.

Que teniendo en cuenta el estudio mencionado se considera la viabilidad de actualizar y armonizar la Resolución número 72145 de 2014 en relación con algunos aspectos técnicos para el desarrollo de la actividad de transporte por oleoductos, de acuerdo con las condiciones actuales del país. Lo anterior, con el propósito de incorporar asuntos no regulados previamente con el fin de contar con un marco técnico y legal que permita superar desavenencias a través de la actualización de las obligaciones de los transportadores, lo cual redundará en el correcto seguimiento a cargo de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para lograr la prestación eficiente del servicio público de transporte por oleoductos.

Que la propuesta regulatoria estará basada en normas técnicas de reconocido valor internacional como las API, NFPA, ASME, ANSI, ISO, además de las normas nacionales NTC-ICONTEC que armonizan las anteriores; con el propósito de eliminar cuestionamientos en materia de competencia en cuanto al riesgo de acceso al sistema, compensaciones de calidad, balances volumétricos del sistema y de cada remitente, y cualquier otro aspecto que pueda generar asimetrías en la información o en el entendimiento de la operación del servicio de transporte como consecuencia de la regulación.

Que, adicionalmente, actualizar los requisitos técnicos basados en normas internacionales aplicables reduce el riesgo de que los mismos se erijan como barreras de entrada o de participación en el mercado o que puedan favorecer a un agente en concreto.

Que mediante Resolución número 40745 del 20 de diciembre de 2023 el Ministerio de Minas y Energía expidió la reglamentación para el transporte por oleoductos multifásicos, señalando que esta modalidad aplicará a los oleoductos existentes a través de la reclasificación que soliciten a esta Entidad para el transporte de fluidos a través de este sistema de transporte.

Que el numeral 1 del artículo 9o de la Resolución número 40745 de 2023 señala que corresponde a la Dirección de Hidrocarburos expedir el reglamento general para el transporte por oleoductos.

Que como consecuencia de la creación de esta nueva categoría de oleoductos denominada Oleoducto Multifásico, la presente resolución aplica para todos los oleoductos, incluyendo aquellos que sean reclasificados como multifásicos.

Que, por lo anterior, es necesario actualizar la reglamentación aplicable con el fin de propender porque la infraestructura de los oleoductos garantice la prestación del servicio público de transporte bajo parámetros de seguridad, continuidad y calidad; e igualmente es importante incentivar la inversión en la construcción y ampliación de oleoductos y la transparencia en la utilización de estos.

Que en cumplimiento a lo dispuesto en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con las Resoluciones número 40310 y 41304 de 2017, el presente acto administrativo se publicó en la página web del Ministerio de Minas y Energía para comentarios de la ciudadanía durante los días 16 de mayo al 14 de junio de 2024 y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos en la matriz establecida para el efecto.

Que mediante oficio 2-2025-000100 del 3 de enero de 2025 la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía remitió los documentos a la Dirección de Regulación del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo mediante el cual se sometió a su consideración el referido proyecto con el fin de contar con su concepto, si a bien lo tienen, sobre la necesidad de surtir las acciones de las que trata el artículo 2.2.1.1.1.8. del Decreto número 1073 de 2015 asociadas al trámite de notificación ante la Organización Mundial del Comercio (OMC), en cumplimiento de lo establecido en el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC).

Que mediante radicado Minenergía 2-2025-000256 del 8 de enero de 2025 el Director de Regulación del Ministerio de Comercio informó que "En atención a su solicitud relacionada con la emisión del concepto técnico y la notificación internacional del reglamento de transporte por oleoductos, me permito informarle que esta gestión no procede, conforme a lo estipulado en el Decreto número 1074 de 2015".

Que, luego de los resultados obtenidos al responder el Cuestionario de Abogacía de la Competencia, mediante oficio 2-2025-000101 del 3 de enero de 2025, la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía remitió los documentos al Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio para el concepto sobre incidencia del proyecto en la libre competencia.

Que mediante oficio 25-3619-1-0 del 9 de enero de 2025 la Superintendencia Delegada para la Protección de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio hizo un requerimiento de información con ocasión de la solicitud de concepto de abogacía de la competencia elevado por la dirección de hidrocarburos. La información solicitada fue remitida a esa entidad por la Dirección de Hidrocarburos, mediante radicado Minenergía 2-2025-000854 del 16 de enero de 2025.

Que el Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia de la Superintendencia de Industria y Comercio mediante radicado 25-3619-6 del 31 de enero presentó recomendaciones al proyecto normativo, habiéndose incorporado al presente acto administrativo las que se consideraron pertinentes. Aquellas recomendaciones que no fueron acogidas se encuentran debidamente sustentadas en la memoria justificativa.

Que, de conformidad con lo expuesto, es pertinente expedir el presente acto administrativo con el fin de contar con una reglamentación actualizada que establezca lineamientos claros en procura de mejorar las relaciones entre los agentes interesados en el desarrollo del transporte por oleoductos, bajo el control que corresponde a las autoridades competentes.

Que en mérito de los anteriores, el Director de Hidrocarburos,

RESUELVE:

TÍTULO I.

GENERALIDADES.

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto actualizar y establecer los requisitos técnicos y condiciones para desarrollar las actividades de transporte por oleoducto, como lo disponen los artículos 45 y siguientes del Decreto Ley 1056 de 1953 - Código de Petróleos y la Resolución número 40745 del 20 de diciembre de 2023 o las normas que los modifiquen o sustituyan.

ARTÍCULO 2o. CAMPO DE APLICACIÓN. Las disposiciones contenidas en la presente resolución aplican a todas las operaciones y actividades de entrega, transporte y recibo de petróleo y fluidos multifásicos por oleoducto, en desarrollo de todo esquema contractual suscrito entre transportadores y remitentes. Así mismo, aplica a todas las personas y entidades que tengan interés, desarrollen actividades de transporte por oleoductos, funciones y competencias en el tema que se regula.

ARTÍCULO 3o. NORMAS TÉCNICAS Y ESTÁNDARES. En las actividades reglamentadas en esta resolución se deben aplicar los estándares y normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por NTC-ICONTEC, ANSI, API, ASME, ASTM, DOT, CSA, NFPA utilizadas en la industria del transporte de petróleo por ductos.

ARTÍCULO 4o. SIGLAS Y DEFINICIONES. Para efectos de interpretar y aplicar la presente Resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Abandono: Trabajos efectuados para dejar fuera de servicio, total o parcialmente, y en forma segura, las instalaciones que forman parte del oleoducto, y dando cumplimiento al instrumento de manejo y control ambiental del proyecto.

AGA: American Gas Association. (Asociación Americana del Gas).

Agentes: Partes que suscriben los contratos o instrumentos comerciales para la prestación del servicio de transporte de petróleo por oleoducto. Se entiende como agentes a los remitentes y los transportadores.

Agente del Oleoducto Multifásico: Cada una de las personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, entre las cuales se celebran los Contratos de transporte por Oleoducto Multifásico. Se entienden como agentes el Transportador por Oleoducto Multifásico y los Remitentes.

ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos.

ANSI: American National Standards Institute (Instituto Nacional americano de Estándares).

API: American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

ASME: American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos).

Assay: Es una prueba de laboratorio para determinar las características físicas y química s de un crudo simulando una destilación en el ámbito industrial.

ASTM: American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales).

BS&W (Basic Sediment and Water): Porcentaje de agua y sedimento básico contenidos en los Hidrocarburos Líquidos.

Balance Volumétrico para Operaciones de Transporte por Ductos: Comprobación de las operaciones mensuales que elabora el transportador al finalizar cada mes de operación, en el que registra las distintas cantidades y calidades del petróleo recibido y entregado que se manejan en el oleoducto, así como la determinación y distribución de las pérdidas identificables, las pérdidas no identificables y los ajustes por compensación volumétrica por calidad.

Barril de petróleo: Unidad de volumen para hidrocarburos igual a 42 galones americanos.

Barril de Petróleo Equivalente (BEP): Unidad de volumen para hidrocarburos que incluye los barriles de petróleo de hidrocarburos en fase líquida y el volumen de fluidos en fase gaseosa. Un barril de petróleo equivalente para el gas natural estándar será igual a 5700 pies cúbicos.

Boletín de Transporte por Oleoducto (BTO): Documento publicado en la página web del Transportador en el que pone a disposición de los agentes y demás interesados en el transporte por oleoducto, la información que se indica en el presente reglamento, en el acto administrativo de metodología tarifaria de transporte por oleoducto y, las demás que el Transportador considere relevante.

Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo: Operaciones, procedimientos, métodos y procesos seguros, eficientes y adecuados implementados para la obtención de un beneficio común en el desarrollo de las actividades de transporte de petróleo, reducción de pérdidas, seguridad operacional, protección del medio ambiente y de las personas. Siguiendo las Normas Técnicas y Estándares que se mencionan en el presente acto administrativo.

Calidad del Petróleo: Propiedades físicas y químicas del petróleo o de las mezclas de petróleos, que se transportan por el trayecto del oleoducto.

Capacidad Contratada: Volumen que se ha comprometido por medio de un contrato o instrumento comercial para la prestación del servicio de transporte para un periodo determinado.

Capacidad de Transporte: Capacidad máxima de transporte de petróleo prevista para el oleoducto en un periodo determinado. Se establece con base en las propiedades fisicoquímicas promedio que afecten la fluidez de las mezclas de petróleo que se van a transportar y las especificaciones operacionales de los equipos y tuberías instalados en dicho período en el oleoducto. Normalmente se expresa en miles de barriles por día de operación.

Capacidad para el Derecho de Preferencia: Para un periodo determinado, es aquel volumen efectivo al cual tiene derecho la Nación para transportar el petróleo de su propiedad haciendo uso del derecho de preferencia.

Capacidad del Propietario: Para un periodo determinado, es aquel volumen de la capacidad efectiva a la cual tiene derecho un productor de petróleo como propietario de un oleoducto de uso privado, en función de su participación en los derechos del mismo oleoducto.

Capacidad Efectiva: Volumen máximo de transporte de la cual se podrá disponer efectivamente para el transporte de petróleo en un período determinado.

Capacidad Liberada: En el mes de operación, es el volumen de la capacidad contratada y/o de la capacidad del propietario, que remitentes o propietarios están dispuestos a ceder en el mercado secundario.

Capacidad Sobrante: Para un período determinado es la diferencia entre la capacidad efectiva y la suma de: i) la capacidad del derecho de preferencia, ii) la capacidad del propietario (solo para oleoductos de uso privado) y iii) la capacidad contratada.

Cesionario: Agente que recibe en cesión parcial o total de un remitente cedente, los derechos de capacidad o la posición contractual de este último.

CFR: Code of Federal Regulations (Código de Regulaciones Federales de Estados Unidos de América).

Conexión: Instalación que permite la entrega de petróleo al oleoducto y/o el recibo desde el oleoducto.

Contrato de Transporte: Acuerdo mediante el cual el transportador se compromete con un remitente, a cambio de una tarifa, a transportar un determinado volumen de petróleo en un plazo fijado, desde un punto de entrada hasta un punto de salida.

Coordinación de Operaciones: Conjunto de actividades que debe ejecutar el transportador para controlar el desarrollo del programa de transporte y procurar su cumplimiento.

CSA: Canadian Standards Association (Asociación Canadiense de Estándares).

Derecho de Preferencia: Facultad que tiene el Gobierno nacional y ejerce a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, (ANH), o quien haga sus veces, sobre la capacidad del oleoducto a la que se refiere el artículo 196 del Código de Petróleos como aquella con la cual se ha calculado y construido según sus características, en concordancia con el artículo 45 idem. Para el caso de oleoductos de uso público corresponde al transporte de todo el petróleo de propiedad de la Nación y para los oleoductos de uso privado será el petróleo procedente de las regalías correspondientes a la producción servida por el oleoducto. El Derecho de Preferencia será hasta del veinte por ciento (20%) de la máxima efectiva.

Desmantelamiento y Abandono: Periodo que sucede una vez terminada la vida útil económica de un oleoducto, en el cual se ejecuta el plan de desmantelamiento y abandono, previamente presentado por el transportador a la autoridad ambiental competente, la cual mediante acto administrativo declara el inicio de esta fase e impone el cumplimiento del plan de desmantelamiento y abandono.

Diluyente: Hidrocarburo, mezcla de hidrocarburos o agente químico, utilizado para disminuir la viscosidad de un petróleo o sus mezclas, con el objeto de facilitar su transporte y preservando el cumplimiento y sujeción a los requisitos de calidad de un oleoducto.

DOT: Department of Transportation (Departamento de Transporte de Estados Unidos).

Evaluación de integridad de ductos: Inspección que se realiza a los ductos con el fin de identificar su estado y determinar su vida útil remanente, para continuar en servicio, estableciendo las medidas de reparación y/o reemplazo.

Factor de Servicio: Porcentaje efectivamente utilizable de la máxima Capacidad de Transporte actualizada para el oleoducto, calculado para un período determinado. Corresponde al cociente entre la Capacidad Efectiva y la Capacidad de Transporte, expresado como porcentaje.

Fluido Multifásico: Fluido compuesto por gas natural, hidrocarburos líquidos, agua, sedimentos y fluidos inyectados, o cualquier combinación de estos en observancia de la Norma API MPMS Capítulo 20.3: 2.1.19 Multiphase Flow: Flow of a composite Flow that includes natural gas, hydrocarbon liquids, wáter, and injected fluids, or any combination of these.

Instrumento Comercial: Acuerdo entre remitentes y transportadores por medio del cual se pacta el servicio de transporte por oleoducto en los casos en los que el transportador y remitente concurren en una misma persona.

Línea de Transferencia: Tubería que transporta petróleo sin fiscalizar desde la cabeza del pozo a la facilidad de producción.

Llenado de Línea: Volumen mínimo de petróleo necesario para el adecuado funcionamiento del oleoducto, los fondos de los tanques de almacenamiento y todos los ductos que comunican los tanques, las bombas y el oleoducto.

Manual del Transportador: Documento que contiene la información y los procedimientos operacionales y administrativos del transportador, que tiene como objeto regular el funcionamiento del oleoducto de conformidad con lo estipulado en la presente resolución.

Mejorador de Flujo: Agente químico que puede modificar el régimen de flujo del oleoducto mediante la reducción de las pérdidas por fricción, permitiendo así incrementar el caudal con el mismo consumo de energía o, alternativamente, mantener el mismo caudal con menor consumo de energía.

Mes de Operación: Mes calendario para el cual los remitentes han nominado el volumen de petróleo que entregarán para el transporte y durante el cual el transportador ejecuta el programa de transporte.

Mezclas: Petróleos fiscalizados que se mezclan entre ellos para su transporte y que pueden estar mezclados con alguna otra sustancia, como diluyentes o aditivos químicos, para efectos de garantizar la operación eficiente y segura, así como la integridad de los equipos de transporte.

NFPA: National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección contra el Fuego).

Nodo de Entrada: Conjunto de instalaciones ubicadas en un área geográfica determinada, en donde un Remitente entrega su petróleo a un Transportador para su transporte.

Nodo de Salida: Conjunto de instalaciones ubicadas en un área geográfica determinada, en donde un Remitente recibe su petróleo de un Transportador.

Nominación: Solicitud del servicio de transporte para el mes de operación y que debe especificar como mínimo: la cantidad y la calidad del petróleo a transportar, el punto de entrada y el punto de salida.

NTC – ICONTEC: Norma Técnica Colombiana del Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación.

Oleoducto: Todas las instalaciones físicas necesarias para el transporte de petróleo fiscalizado desde los nodos de entrada hasta los nodos de salida incluyendo, entre otros, la tubería, las unidades de bombeo, las estaciones de medición, los sistemas de control, comunicaciones y los tanques de almacenamiento que se usan para la operación del oleoducto. Para su construcción y operación deberá contar con todos los permisos y licencias pertinentes, de conformidad con la normatividad ambiental legal vigente aplicable.

Oleoducto Multifásico: Toda la infraestructura necesaria para el transporte de una mezcla o combinación de hidrocarburos denominada Fluidos Multifásicos, incluyendo, entre otros, la tubería, trampas para herramientas de limpieza, válvulas de conexión, válvulas de seccionamiento y bombeo multifásico para el funcionamiento del oleoducto, las estaciones de medición, los sistemas de control y regulación de presión, y los tanques que se usan para la operación del oleoducto, desde un Punto de Entrada hasta un Punto de Salida.

Pérdidas Identificadas (PI): Volumen en barriles de petróleo equivalente que hace parte de las pérdidas totales, cuya causa es determinada, y cuya cantidad es establecida mediante medición directa, inferida mediante método matemático o estimada de forma razonable, que son imputables a eventos tales como roturas, escapes de los equipos, derrames, atentados, hurtos, fuerza mayor o caso fortuito, entre otros.

Pérdidas No Identificadas (PNI): Volumen en barriles de petróleo equivalente correspondiente a las pérdidas cuya causa no se ha podido establecer de forma documentada y son inherentes al tránsito y manejo de los volúmenes de petróleo. Será determinado por el volumen de petróleo que resulta de descontar las pérdidas identificadas de las pérdidas totales.

Pérdidas Totales: Volumen de petróleo equivalente resultante de la aplicación de la ecuación de balance en el sistema de transporte en un período determinado y que tiene en cuenta los inventarios en el sistema, al comienzo y al final de un período establecido, y las entradas y las salidas de petróleo al sistema de transporte.

Periodo de Operación: Tiempo de la vida útil económica de un oleoducto, en la cual la infraestructura efectúa el transporte de petróleo cumpliendo con los requisitos respectivos señalados en el reglamento de transporte por oleoducto que se encuentre vigente.

Petróleo: Mezclas naturales de hidrocarburos que se encuentran en la tierra, cualquiera que sea el estado físico de aquellas, y que componen el petróleo crudo, lo acompañan o se derivan de él.

Petróleo Fiscalizado: Petróleo producido y medido en cantidad y calidad a condiciones estándar y que corresponde al dato del punto de medición oficial autorizado por la autoridad de fiscalización, con el objeto de determinar el volumen correspondiente a las regalías.

Plan de Transporte: Proyección de los volúmenes de petróleo que se van a transportar por el oleoducto, con base en los compromisos contractuales de la capacidad contratada, de la capacidad del derecho de preferencia y de la capacidad del propietario, y así estimar la capacidad sobrante para el mediano (un año) y largo plazo (cinco años).

Presión de vapor Reid (RVP): Medida de la volatilidad de los productos derivados del petróleo, como la gasolina, el aceite crudo y los condensados. Se define como la presión de vapor absoluta del combustible a una temperatura de 37,8 °C (100 °F).

Programa de Transporte: Programa de transporte que se llevará a cabo por el oleoducto. Contempla un horizonte de seis (6) meses, siendo el primer mes en firme y tentativos los demás. Es elaborado por el transportador teniendo como base las nominaciones recibidas, las órdenes o prioridades establecidas en el presente Reglamento y los inventarios presentes en el sistema de Transporte. La programación resultante permite determinar la capacidad de transporte efectivamente utilizada.

Programa de Gestión de Integridad (PGI): Conjunto de actividades técnicas sistemáticas enfocadas a asegurar la integridad de la infraestructura de transporte por oleoductos a cargo de la compañía transportadora.

Propietario: Se entiende por propietario las empresas explotadoras o refinadoras dueñas del petróleo a quienes el Gobierno les permite beneficiarse del oleoducto.

Punto de entrada: Punto exacto del oleoducto en el cual el transportador asume la custodia del crudo entregado por el remitente en el nodo de entrada. Se debe identificar e el contrato de transporte.

Punto de Salida: Punto exacto del oleoducto en el cual el remitente toma el crudo entregado por el transportador en el nodo de salida y cesa la custodia del crudo por parte del transportador. Se debe identificar e el contrato de transporte.

Punto de transferencia de custodia: Instalación física delimitada, ubicada en un sitio establecido, a partir del cual se asume la custodia del petróleo entregado por el remitente al transportador al inicio del transporte y del transportador al remitente al finalizar el transporte. Estos puntos deberán estar especificados en el contrato de transporte.

Reclasificación: Proceso mediante el cual se reconoce una línea de transferencia como oleoducto o un oleoducto existente como oleoducto multifásico, mediante la acreditación del cumplimiento de las condiciones técnicas y operativas que garanticen la viabilidad e integridad de la infraestructura, además de las que sean requeridas según las disposiciones contenidas en la presente resolución y demás que resulten aplicables.

Remitente: Agente que pacta el servicio de transporte por oleoducto con el transportador mediante contrato, instrumento comercial, cesión, o ha realizado una nominación y esta ha sido aceptada.

Servicio de Transporte: Servicio ofrecido por el transportador tanto por oleoductos públicos como privados para el transporte de petróleo utilizando sus ductos.

Sistema de Transporte: Todas las instalaciones físicas necesarias para el transporte de crudo fiscalizado incluyendo los Puntos de Entrada y los Puntos de Salida.

Suspensión temporal: Se refiere al periodo durante el cual el Transportador requiere suspender temporalmente la actividad de transporte de un trayecto, y el retiro de la capacidad del trayecto de la oferta de capacidad disponible a publicar en el BTO, y por tanto del proceso de nominación.

Tarifa de transporte - Tarifa. Valor unitario en dólares de los Estados Unidos de América por barril de petróleo recibido del remitente para ser transportado, que remunera la prestación del servicio de transporte, en una o múltiples fases, por oleoductos en un trayecto determinado, incorporando los pagos sobre el capital invertido y los costos de sostenimiento, administración y explotación conforme se establece en el Código de Petróleos.

Tercero. Persona que no tiene relación contractual con el transportador y que solicita la prestación del servicio de transporte por oleoducto por medio del proceso de nominación o de cesión.

Transportador. Agente con personería jurídica, propietario de la infraestructura de transporte, que presta el servicio de transporte por el oleoducto, en una o múltiples fases, mediante la utilización de un oleoducto público o privado.

Trayecto. Recorrido de un oleoducto que por sus condiciones técnicas, económicas o comerciales se deba establecer una sección comprendida entre dos nodos.

TÍTULO II.

FUNCIONES Y OBLIGACIONES.

ARTÍCULO 5o. FUNCIONES DE LA DIRECCIÓN DE HIDROCARBUROS DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. En desarrollo de lo dispuesto en el Código de Petróleos y en los Decretos número 381 de 2012 y 1617 de 2013 o las normas que los modifiquen o sustituyan, corresponde a este Ministerio, a través de la Dirección de Hidrocarburos ejercer las siguientes funciones:

1. Determinar y nominar los volúmenes del Derecho de Preferencia para el transporte por oleoducto, a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos o quien haga sus veces.

2. Determinar la metodología, fijar y revisar las tarifas de transporte de petróleo por oleoductos, acorde con lo establecido en los artículos 56 y 57 del Código de Petróleos.

3. Expedir el acto administrativo de acuerdo con las negociaciones y cálculos como lo dispone la resolución de metodología tarifaria aplicable al transporte por oleoducto.

4. Liquidar el impuesto de transporte a que se refiere el artículo 52 del Código de Petróleos, en armonía con lo establecido en la normatividad que regula la organización y el funcionamiento del Sistema General de Regalías y la resolución expedida por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para la liquidación del impuesto de transporte o las normas que los modifiquen o sustituyan, de conformidad con las tarifas vigentes para cada oleoducto al momento de su liquidación.

5. Dirimir, de conformidad con el artículo 47 del Código de Petróleos, o las normas que lo modifiquen o sustituyan, los casos de desacuerdo entre el transportador y los terceros, acerca de la capacidad sobrante que se sometan a la decisión del Ministerio de Minas y Energía y que previamente hayan surtido un proceso de conciliación, con el apoyo de un peritaje técnico independiente hecho por un profesional reconocido que no tenga relación laboral o comercial con los agentes.

6. Autorizar la reclasificación de cualquier ducto previa solicitud del propietario al Ministerio de Minas y Energía.

7. Expedir el reglamento general de transporte por oleoductos.

8. Aprobar mediante acto administrativo los estudios preliminares, la ruta general, la localización de los terminales, el trazado definitivo, los planos y los presupuestos detallados de construcción y las especificaciones correspondientes, los avisos de construcción de oleoductos y el plan general de obras a que se refieren los artículos 54, 189, 190, 199 y 207 del Código de Petróleos, o las normas que los modifiquen o sustituyan.

9. Negar la aprobación de la construcción de un oleoducto, por razones de orden técnico, de orden público o de seguridad nacional. En estos dos últimos eventos no está obligado a expresar los motivos en que funde tal negativa. Lo anterior, de conformidad con el artículo 54 del Código de Petróleos, o las normas que lo modifiquen o sustituyan.

10. Tramitar todo el proceso para la suscripción de los contratos de concesión de los oleoductos de uso público.

11. Expedir la credencial a que se refiere el artículo 197 del Código de Petróleos o las normas que lo modifiquen o sustituyan.

12. Adelantar los procesos de investigación y sanción a los agentes de conformidad con los artículos 67 y 68 del Código de Petróleos o las normas que los modifiquen o sustituyan, e imponer las multas que estime convenientes en atención a la gravedad de la falta y a las circunstancias del hecho u omisión de que se trate, acorde al artículo 226 idem.

13. Ejercer la supervisión y vigilancia del transporte de hidrocarburos, incluyendo la realización de visitas a instalaciones e infraestructura, con el fin de verificar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias aplicables.

14. Velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y las versiones vigentes y actualizadas de normas técnicas, nacionales o internacionales, relacionadas con el transporte de petróleo por oleoducto.

15. Administrar el sistema de información de transporte de hidrocarburos, con el fin de facilitar las actividades de regulación, supervisión y control para el servicio de transporte de petróleo por oleoductos, contando para ello con información centralizada, actualizada y de fácil acceso para los agentes y demás interesados.

16. En virtud del principio de coordinación consagrado en el artículo 13 de la Constitución Política de Colombia y en el numeral 10 del artículo 3o del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, informar a la Superintendencia de Industria y Comercio cualquier conducta del transportador y/o remitente que presuntamente represente un incumplimiento de la obligación contenida en el numeral 11 del artículo 6 y del numeral 5 del artículo 7 de la presente resolución.

ARTÍCULO 6o. OBLIGACIONES DEL REMITENTE. Son obligaciones del remitente, las siguientes:

1. Celebrar un contrato o instrumento comercial de transporte en donde se establezcan las condiciones del servicio, conforme a lo estipulado en la presente resolución.

2. Suministrar oportunamente al transportador, según el cronograma que para el efecto este establezca, la información necesaria para la preparación del plan de transporte.

3. Presentar oportunamente la nominación al transportador, conforme a las condiciones, especificaciones y según el procedimiento que para el efecto este establezca en el manual del transportador y acorde con lo dispuesto en esta resolución.

4. Reportar al transportador la información concerniente a las cesiones en el mercado secundario, según las disposiciones de la presente resolución.

5. Cumplir y poner en práctica los procedimientos comerciales, operacionales, administrativos y demás disposiciones del manual del transportador.

6. Cumplir con la entrega de petróleo fiscalizado al oleoducto, en todos los puntos de entrada autorizados, dentro de los rangos de calidad, volumen y oportunidad conforme a la nominación acordada en el programa de transporte para el mes de operación.

7. Cumplir con los procedimientos definidos en el manual del transportador para el recibo del petróleo fiscalizado en todos los puntos de salida.

8. Informar oportunamente al transportador de manera documentada y en los términos previstos en el Manual del Transportador de cada Oleoducto, la razón, la magnitud y el periodo de los eventos que afecten las entregas y el recibo del petróleo fiscalizado en todos los puntos de entrada y salida, y la eventualidad del no cumplimento de la nominación acordada en el mes de operación.

9. Suministrar al transportador antes de la entrega de petróleo para transporte, la certificación del origen correspondiente al petróleo nominado la cual no debe superar los seis (6) meses de su expedición. Esa certificación tendrá que renovarse como máximo cada seis (6) meses y en todo caso atendiendo a los requerimientos que para tal efecto determine en su Manual del Transportador cada sistema.

10. Suministrar al transportador antes de su ingreso al sistema de transporte, la calidad y volumen de todos los petróleo, mezclas y diluyentes según sea el caso, nominados y entregados de acuerdo con lo estipulado en el manual del transportador.

11. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las Leyes 155 de 1959, 256 de 1996, los Decretos número 2153 de 1992, 1074 de 2015, la Ley 1340 de 2009 y demás normas concordantes.

12. Cumplir con las normas establecidas por la autoridad competente sobre protección y preservación del medio ambiente.

13. Pagar la tarifa y las condiciones monetarias respectivas, en el evento en que apliquen para estas últimas, establecidas para el (los) trayecto(s) objeto del servicio, acorde con lo previsto en la resolución que se expida para la metodología tarifaria.

14. Pagar el impuesto de transporte de petróleo por oleoductos, liquidado por la Dirección de Hidrocarburos de acuerdo con la normatividad vigente.

15. Suministrar la información que la Dirección de Hidrocarburos requiera con el fin de ejercer las actividades de regulación, supervisión y control del servicio de transporte de petróleo por oleoductos.

16. Entregar al transportador en su totalidad la información requerida para el cálculo de la Compensación Volumétrica por Calidad atendiendo las fechas acordadas para tal fin.

17. Aunar esfuerzos para llegar a los acuerdos tarifarios y entregar la información prevista en la Resolución de metodología tarifaria por transporte de petróleo por oleoducto.

ARTÍCULO 7o. OBLIGACIONES DEL TRANSPORTADOR. El transportador de petróleo por oleoducto tiene las siguientes obligaciones:

1. Celebrar un contrato o instrumento comercial de transporte con el remitente donde se establezcan las condiciones del servicio, conforme a lo estipulado en la presente resolución.

2. Permitir el libre acceso al oleoducto, a cualquier remitente o tercero que lo solicite cuando exista capacidad sobrante, y se cumpla el proceso de nominación y demás requisitos exigidos en esta resolución y en el manual del transportador.

3. Elaborar, implementar, mantener publicado y actualizado el Boletín del Transportador por Oleoducto (BTO) y/o el Boletín de transporte de fluidos multifásicos, en donde se establezca lo ordenado en esta resolución. Estos boletines deben cumplir lo establecido en el presente acto administrativo.

4. Desarrollar la actividad de transporte con independencia de otras actividades que ejecute sin perjuicio de las prioridades legalmente establecidas, dando el mismo tratamiento a todos los remitentes y terceros.

5. Abstenerse de realizar prácticas comerciales restrictivas o aquellas consideradas como competencia desleal, según lo previsto en las Leyes 155 de 1959, 256 de 1996, los Decretos números 2153 de 1992, 1074 de 2015 y demás normas concordantes, o las normas que los modifiquen o sustituyan.

6. Disponer de instalaciones apropiadas que permitan mantener el oleoducto, en condiciones óptimas de operación. Se debe contar con elementos que permitan controlar los volúmenes transportados, la calidad de los petróleos recibidos y, en general, efectuar el recibo, transporte y entrega de los petróleos, según las normas nacionales e internacionales de la actividad y las buenas prácticas de la industria, monitoreando la operación de forma remota y/o local, estableciendo protocolos para el control de fugas y de contingencia operativa en el oleoducto.

7. Recibir las nominaciones de volúmenes a transportar manteniendo términos de igualdad para todos los agentes, elaborar el programa de transporte de conformidad con el procedimiento establecido en la presente resolución y en el manual del transportador.

8. Elaborar un balance de cantidad y calidad del petróleo recibidos de los remitentes y entregado a los mismos en el mes de operación objeto del mencionado balance. Se deberá tener en cuenta los inventarios de petróleo dentro del sistema de transporte al iniciar y finalizar el mes de operación, los recibos y las entregas del petróleo con el objeto de determinar las pérdidas identificadas y pérdidas totales durante el mes de operación. Así mismo deberá contener los parámetros de calidad del petróleo acordados entre las partes.

9. Efectuar mediciones de la cantidad y la calidad del petróleo recibido de los remitentes en los puntos de transferencia de custodia.

10. Mantener los instrumentos de medición de cantidad y calidad en condiciones operativas adecuadas y conforme a los estándares establecidos por los fabricantes y normativas aplicables. Las calibraciones periódicas deben efectuarse de acuerdo con los manuales de los fabricantes y las normas nacionales e internacionales correspondientes a cada caso e instrumento. En los casos en lo que aplique, la calibración se debe realizar utilizando los servicios de una empresa autorizada por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC). Se efectuarán rutinas de calibración y pruebas que podrán contar con la asistencia de los remitentes interesados, para lo cual se establecerán protocolos que serán publicados en los manuales de los transportadores y los BTO.

11. Disponer de mecanismos de control e inspección necesarios para mantener la integridad de todo el sistema de transporte y con base en ellos, programar los mantenimientos y las reparaciones que se requieran.

12. Aunar esfuerzos para llegar a los acuerdos tarifarios y entregar la información prevista en la Resolución de metodología tarifaria por transporte de petróleo por oleoducto".

13. Autorizar las conexiones al oleoducto en la medida en que estas cumplan con las especificaciones técnicas de medición, determinación de calidad, de seguridad aplicables y demás normas del manual del transportador, además que cuenten con las respectivas licencias y permisos exigidos por las autoridades competentes, así como con las disposiciones que regulan la adquisición de los terrenos y de conformidad con la normatividad ambiental aplicable.

14. Cumplir con lo establecido por la autoridad ambiental competente en materia de protección y preservación del medio ambiente, garantizando el cumplimiento de las obligaciones establecidas mediante licencias ambientales, y los instrumentos de manejo y control ambiental, incluidos los procedimientos establecidos para el cierre y abandono del oleoducto, de conformidad con la normatividad ambiental aplicable.

15. Presentar ante la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, el informe anual a que se refiere el artículo 204 del Código de Petróleos y la resolución de la metodología tarifaria.

16. Conforme con lo establecido en el artículo 195 del Código de Petróleos o las normas que lo modifiquen o sustituyan, justificar ante la Dirección de Hidrocarburos las modificaciones efectuadas al trazado o especificaciones del sistema de transporte incluyendo los oleoductos multifásicos durante su construcción u operación. Además, incluir en este informe los cambios sobre el trazado del sistema de transporte que den lugar a posibles cambios en los beneficiarios del impuesto de transporte.

17. Cumplir con la obligación de venta a la Nación del sistema de transporte de uso público, tal como lo dispone el artículo 50 del Código de Petróleos, o las normas que lo modifiquen o sustituyan.

18. Cuando exista capacidad sobrante en el sistema de transporte, esta debe ser asignada al transporte de petróleo de terceros interesados en obtener dicho servicio o a los remitentes que, conforme a su contrato de transporte puedan acceder a esta capacidad sobrante. Los nuevos Remitentes deberán cumplir con todos los requisitos establecidos por el Transportador para ser admitido como agente o cliente, así como lo relacionado con la elaboración de programas de transporte, proceso que se inicia con el envío de la nominación de volúmenes para el transporte por parte de los interesados.

19. Incluir en el manual del transportador por oleoductos y/o transporte de flujos multifásicos, el procedimiento detallado a seguir para la presentación y resolución de las solicitudes de interesados en el servicio de transporte, incluidos actuales remitentes, sobre ampliación de capacidad, conexiones, o inversiones adicionales cuando la capacidad sobrante no sea suficiente para atender solicitudes de transporte, en concordancia con el artículo 47 del Código de Petróleos y el presente reglamento de transporte de petróleos por oleoducto.

20. Atender de preferencia el transporte de petróleo hacia las refinerías para satisfacer las necesidades del país, cuando el consumo de derivados de petróleo así lo exija, con el fin de evitar un desabastecimiento nacional, de conformidad con el artículo 58 del Código de Petróleos.

21. Aplicar los criterios de Utilización Racional y Eficiente de la Energía (URE), para el transporte de petróleo por oleoducto, de conformidad con el artículo 23 del Decreto número 3683 de 2003, modificado por el Decreto número 139 de 2005 y demás normas que los modifiquen o sustituyan, compilados en el Decreto número 1073 de 2015.

22. Suministrar a la Dirección de Hidrocarburos toda la información que esta le solicite con el fin de ejercer las actividades de regulación, supervisión y control del servicio de transporte de petróleo por oleoductos.

23. Cumplir con lo establecido en el Decreto número 3059 del 27 de diciembre de 2013 o aquel que lo modifique o sustituya y las demás normas establecidas por la autoridad competente en materia aduanera, con respecto a los puntos para la importación y/o exportación de petróleo fiscalizado por oleoductos.

24. Diseñar, planear, programar, ejecutar y publicar en el BTO y el Boletín del transporte de fluidos multifásicos los planes de mantenimiento e integridad, predictivos, preventivos y correctivos, que se deriven de la evaluación periódica de riesgos, con el objeto de garantizar integridad, confiabilidad del sistema de transporte y minimizando los riesgos de afectación al medio ambiente.

25. Gestionar todas las actividades necesarias para restablecer las condiciones operativas que eventualmente sean afectadas frente a acciones voluntarias o involuntarias de terceros, eventos súbitos de la naturaleza y/o eventos exógenos que afecten la continuidad del servicio de transporte.

26. Actuar de manera oportuna, eficiente y efectiva ante toda clase de emergencias generadas por la materialización de un riesgo operacional que se presente en cualquier área o instalación utilizada para la prestación del servicio de transporte por oleoducto, incluyendo los multifásicos teniendo en cuenta la protección de la salud, seguridad de las personas y del medio ambiente.

27. Declarar y comunicar a los remitentes y a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, dentro de las siguientes veinticuatro (24) horas siguientes a su ocurrencia de un evento, cualquiera que sea su origen, que pudiera conducir a la interrupción parcial o total del servicio de transporte por oleoducto, informando si se afecta o si pudiera llegar a afectarse la programación de transporte en desarrollo.

28. Aplicar las normas y procedimientos para la atención de cualquier situación que se considere como contingencia y que pueda causar una situación de peligro para la integridad del sistema, conforme se contempla en el Decreto número 1081 de 2015 artículo 2.3.1.7.1.1., o norma que la modifique, adicione o sustituya, por el cual se adopta el Plan Nacional de Contingencia frente a pérdidas de contención de hidrocarburos y otras sustancias peligrosas, en adelante Plan Nacional de Contingencia.

29. Obtener, mantener vigentes y dar cumplimiento a las licencias y permisos ambientales necesarios para el desarrollo de cualquier actividad relativa al sector de transporte de petróleo por oleoducto, de conformidad con la normatividad ambiental legal vigente aplicable.

30. Informar a la autoridad ambiental competente en caso de la ocurrencia de contingencias que puedan generar deterioro en el medio ambiente y/o a la población, de conformidad con la normatividad ambiental legal vigente aplicable.

31. Publicar en el Manual del Transportador la información relativa al procedimiento de valoración y compensación que se aplicará en el respectivo Oleoducto.

32. Si el sistema de transporte se conecta en un nodo del sistema con otros oleoductos, los parámetros de calidad deberán ser los mismos en cada uno de ellos, de acuerdo con la operatividad de cada uno de los sistemas.

TÍTULO III.

MANUAL DEL TRANSPORTADOR Y BOLETÍN DE OPERACIONES DEL TRANSPORTADOR.

ARTÍCULO 8o. MANUAL DEL TRANSPORTADOR. Todos los transportadores de petróleo por oleoducto deberán tener un manual del transportador. El manual estará permanentemente disponible mediante su publicación en el boletín de transportador por oleoducto, para consulta de las diferentes autoridades, agentes y demás interesados en las condiciones en que se presta el servicio de transporte. Los remitentes estarán obligados a acogerse a este manual.

El manual del transportador se ajustará a lo establecido en el Código de Petróleos, en la Resolución número 40745 del 20 de diciembre de 2023, en el presente reglamento y en las normas que los modifiquen o sustituyan, debe estar redactado en forma sencilla, de fácil entendimiento y en idioma castellano, y deberá contener como mínimo, la siguiente información:

1. Descripción detallada del sistema de transporte, incluyendo el trayecto, nodos de entrada, de salida, puntos de transferencia de custodia y todas las facilidades que se encuentran dentro del sistema.

2. Reglas y procedimientos para la presentación de las solicitudes de ampliación de la capacidad del sistema de transporte y solicitudes de conexiones al oleoducto, por parte de interesados en el transporte de petróleo.

3. Reglas, procedimientos y condiciones para la elaboración tanto del plan de transporte como del programa de transporte, y de los contratos de cesión que se celebren en el mercado secundario. Las reglas y procedimientos mencionados deben cumplir lo estipulado en el presente reglamento.

4. Normas y procedimientos para la medición y cálculo de las cantidades y calidades del petróleo que se reciben, se transportan y se entregan en transferencia de custodia. Incluye los procedimientos y alcance de las mediciones de cantidad y calidad en todos los equipos que posee el sistema (tanques líneas y ductos) y en todos los puntos de entrada y salida del sistema.

5. Normas y procedimientos para efectuar el balance de cantidad del petróleo, teniendo en cuenta todos los inventarios, todos los recibos y todas las entregas de petróleo.

6. Normas y procedimientos para desarrollar el proceso de Compensación Volumétrica por Calidad (CVC), especificando los mecanismos de valoración del petróleo recibido y el cálculo de los ajustes volumétricos.

7. Procedimientos de calibración de todos los instrumentos de medición empleados en la determinación de cantidad y calidad del petróleo recibido, transportado y entregado y relación de las normas, nacionales e internacionales, aplicadas en los mencionados procedimientos, así como las actas de las calibraciones efectuadas incluyendo la relación de los asistentes a dichas calibraciones.

8. Especificaciones de calidad para el petróleo y sus mezclas que se reciben en el sistema de transporte en cada nodo de entrada y/o puntos de transferencia de custodia, detallando en cada caso el procedimiento a seguir en los casos en que el petróleo no cumpla con la calidad mínima establecida para su recibo, transporte y entrega.

9. Normas y procedimientos para mantener el volumen de petróleo que constituye el llenado de línea, necesario para su operación normal.

10. Mecanismos y procedimientos para la atención diligente de los reclamos de los remitentes y las solicitudes de terceros, incluyendo términos razonables para su presentación y para su respuesta por parte del transportador.

11. Estructura organizacional encargada de la planeación, coordinación y supervisión de la operación del oleoducto, así como de la ejecución de los contratos de transporte celebrados, que se considere necesaria y pertinente para que obre como contacto y comunicación con los agentes, demás interesados y entidades que intervienen en el proceso de transporte de petróleo por oleoducto.

12. Mecanismos, asignación de responsabilidades, plazos, criterios de priorización, reglas para llevar a cabo el proceso de nominación y la asignación de la capacidad efectiva, y la coordinación de operaciones, atendiendo el objetivo previsto en la presente resolución.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. Los transportadores deberán actualizar el manual del transportador vigente, dentro de los seis (6) meses siguientes a partir de la vigencia del presente acto administrativo.

ARTÍCULO 9o. PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN Y MODIFICACIÓN DEL MANUAL DEL TRANSPORTADOR. Para la elaboración del manual, el transportador tendrá en cuenta lo señalado en el presente reglamento. Una vez elaborado lo enviará a los remitentes para comentarios, quienes tendrán un plazo no mayor a treinta (30) días calendario para remitirlos al transportador.

Las modificaciones podrán efectuarse a motu propio por el transportador, por petición de los agentes o por solicitud del Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos, todas ellas debidamente fundamentadas y que, en todo caso, la modificación propuesta no implique el desconocimiento o incumplimiento de lo previsto en la normativa vigente, así como tampoco tenga el propósito o efecto de afectar la prestación del servicio de transporte bajo condiciones de calidad, continuidad y eficiencia. Para que el transportador pueda realizar la modificación del manual a motu propio deberá tener en cuenta que la misma no implique desconocimiento o incumplimiento de lo previsto en la presente resolución, ni altere unilateralmente las obligaciones contraídas en los contratos de transporte de petróleo por oleoducto que haya celebrado y se encuentren vigentes.

Las modificaciones al Manual del Transportador se informarán a los agentes a través del BTO.

Para las modificaciones solicitadas por petición del transportador o de los remitentes del sistema, que alteren las obligaciones contraídas en los contratos de transporte de petróleo por oleoductos que haya celebrado y se encuentren vigentes, sin que por ello puede afectar sus contratos, el transportador tendrá en cuenta el procedimiento que aquí se establece:

1. El transportador publicará la propuesta de ajuste al manual del transportador en el BTO, debidamente fundamentada, durante quince (15) días calendario para conocimiento y discusión de los agentes quienes podrán presentar comentarios sobre la propuesta de modificación.

2. Vencido este término, el transportador comunicará a los agentes los comentarios recibidos y la justificación de la aceptación o no de los mismos fundamentando su decisión en asuntos técnicos, de seguridad, integridad, operativos y en general los dirigidos a garantizar la continuidad y eficiencia en la prestación del servicio de transporte, y citará a reunión a los agentes, dentro de los quince (15) días calendario siguientes. En esta reunión someterá a aprobación los cambios propuestos, guiado por lo establecido en la presente resolución.

3. En el caso que se presenten comentarios o propuestas diferentes, alrededor de un mismo tema, estos también serán sometidos a votación de manera tal que se logre la votación de un único texto.

4. En el evento que no se presente consenso entre los remitentes para el ajuste al manual del transportador, se procederá acorde con lo establecido en el artículo 33 de la presente resolución.

5. Si el resultado del proceso de votación es favorable para los ajustes propuestos por el transportador, este ajustará el manual e informará a los agentes y a la Dirección de Hidrocarburos sobre dicha modificación y la fecha de aplicabilidad. El manual del transportador se publicará en el BTO, dentro de los cinco (5) días siguientes a la votación.

ARTÍCULO 10. BOLETÍN DE TRANSPORTE POR OLEODUCTO (BTO). Cada transportador deberá implementar su boletín de transporte por oleoducto (BTO), con el objeto de poner a disposición de los diferentes agentes y demás interesados, como mínimo, la siguiente información para cada uno de los oleoductos que atiende, y deberá mantenerlo actualizado con una periodicidad máxima mensual o cada vez que sea necesario. Si el transportador opera oleoductos para petróleo y oleoductos multifásicos deberá tener un BTO para cada sistema de manera independiente.

A) Información de acceso público:

1. Descripción general del sistema de transporte.

2. Tarifas vigentes e históricas de los últimos diez (10) años para el transporte de cada trayecto del sistema.

3. Condiciones Monetarias vigentes e histórica de los últimos diez (10) años para cada trayecto del sistema de transporte.

4. Capacidad máxima de transporte, vigente e histórica de los últimos diez (10) años del sistema por cada trayecto. Relación de los proyectos de ampliación en la capacidad de transporte y cambios en la infraestructura en el sistema de transporte, previstos para los próximos cinco (5) años.

5. Capacidad de transporte efectiva para el mes de operación y estimada para los cinco (5) meses siguientes, con base en el programa de transporte vigente.

6 Capacidad sobrante del sistema de transporte para el mes de operación con base en el programa de transporte y mensual estimada para el próximo año.

7. Capacidad liberada, discriminada por todos los remitentes oferentes de capacidad liberada para cesión con sus respectivos volúmenes, y por todos los terceros o remitentes que soliciten capacidad liberada y volúmenes requeridos.

8. Volúmenes oficiales transportados, discriminando recibos en el sistema por cada punto de entrada (por remitente y totales) y entregas del sistema en cada punto de salida (por remitente y totales) mensuales desde el año 2010.

9. Relación de cada una de las diferentes modalidades de contrato de transporte que el transportador celebre con los remitentes y/o terceros.

10. Manual del transportador vigente, de conformidad con lo requerido en la presente resolución y propuestas de cambio en proceso de estudio.

11. Minutas contractuales correspondientes a cada una de las diferentes modalidades de contrato de transporte que el transportador pueda celebrar con los remitentes y terceros.

Información de acceso restringido:

Para que los terceros definidos por esta resolución puedan acceder a la información publicada en el BTO, deberán realizar una solicitud previa al transportador y no requerirán la preexistencia de una relación contractual con este. Cuando los terceros y remitentes accedan a esta información deberán guardar la confidencialidad de esta.

1. Información general del cronograma de mantenimientos e integridad, predictivos, preventivos y correctivos del oleoducto, en un horizonte de seis (6) meses, así como el cumplimiento del programa de mantenimientos en curso. Paradas parciales o totales programadas para el horizonte de seis (6) meses.

2. Plan de transporte para los cinco (5) años calendario siguientes al de su elaboración para cada trayecto, discriminado por el nombre de todos los remitentes, las condiciones de transporte para cada uno en cuanto a volumen contratado, vigencia del contrato y modalidad del contrato.

3. Programa de transporte, para el mes de operación y estimado para los seis (6) meses siguientes para cada trayecto, discriminado para cada remitente y el total, detallando las condiciones de transporte para cada uno de volúmenes asignados, las especificaciones de calidad de los petróleos a recibir en el sistema y su prioridad en el transporte.

4. Con respecto a la gestión de transporte a reportar, para el año calendario vigente y los ocho (8) años anteriores, sobre una base mensual:

a). Inventario de petróleo en todo el sistema y cada trayecto reportado para cada remitente al comienzo y al final de cada mes reportado.

b). Volúmenes totales y por remitente nominados, programados y recibidos en cada punto de entrada a los que se refiere la presente resolución.

c). Volúmenes totales y por remitente entregados en cada punto de salida.

d). Volúmenes totales y por remitente de pérdidas totales reportados en cada trayecto del oleoducto y total del Sistema. Discriminando entre pérdidas identificadas y pérdidas no identificadas.

e). Compensación volumétrica por calidad, CVC, en cada trayecto del oleoducto por cada remitente.

5. Matriz de suspensión de operaciones del sistema de transporte, si es un evento programado o no programado y sus causas. Esta información debe estar disponible desde la expedición de la presente resolución y mantenerse actualizada mensualmente.

6. Certificados de calidad entregados por cada uno de los remitentes.

PARÁGRAFO 1o. El transportador deberá suministrar a los remitentes o terceros que se lo soliciten, dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la solicitud y previa verificación por parte del transportador de su calidad de remitentes o terceros, una clave para el acceso a la información de carácter exclusivo a que se refiere el presente artículo. El acceso con la clave deberá estar habilitado mientras el solicitante mantenga su calidad de remitente o tercero.

PARÁGRAFO 2o. El transportador no estará obligado a suministrar la información de acceso exclusivo que dispone este artículo, si quien la solicita no se ajusta a las definiciones de tercero o remitente.

PARÁGRAFO 3o. La restricción a la información no aplicará a las solicitudes que presente la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía para el cumplimiento de sus funciones de regulación, supervisión y control para el servicio de transporte de petróleo por oleoductos.

PARÁGRAFO 4o. El transportador adoptará las medidas necesarias para la protección de la información confidencial, con reserva legal y de datos personales de los remitentes y terceros a la que tenga acceso por la ejecución de los contratos de transporte que celebre.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. Conforme con las disposiciones del presente artículo, los transportadores por oleoductos deberán actualizar el BTO dentro de los tres (3) meses siguientes a partir de la vigencia del presente acto administrativo. Transcurrido este tiempo aplicarán las actualizaciones previstas en el primer inciso de este artículo.

TÍTULO IV.

REGLAS PARA ACCESO A OLEODUCTOS, CONEXIONES Y AMPLIACIONES.

ARTÍCULO 11. REGLAS PARA EL ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE. Los terceros interesados en el transporte por oleoducto deberán presentar la respectiva nominación o solicitud de servicio, al transportador quien tendrá en cuenta la capacidad sobrante del oleoducto para prestar este servicio.

En caso de acuerdo entre el transportador y el tercero, este último se convierte en remitente y podrá hacer efectivo el uso de la capacidad asignada por el transportador a través de un contrato de transporte, en las condiciones que allí se pacten.

En caso de desacuerdo entre el transportador y el tercero interesado en el servicio de transporte, el asunto se someterá a la decisión de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con lo previsto en la presente resolución.

ARTÍCULO 12. CAUSALES PARA NO ACEPTAR EL ACCESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE. Solo podrá ser negada la solicitud de acceso al servicio público de transporte por oleoducto en uno de los siguientes casos específicos:

1. Cuando el petróleo a transportar no cumpla con las tolerancias de los parámetros de calidad establecidas para cada crudo en los contratos de transporte.

2. Cuando no haya capacidad de transporte disponible.

3. Cuando el proceso de transferencia de custodia utilizadas por el interesado en el transporte, para la entrega del petróleo al transportador, no cumpla la normatividad técnica aplicable vigente.

4. Cuando se solicita el servicio para petróleos que por sus especificaciones de calidad no puedan ser transportados porque afectan la integridad de las facilidades del sistema de transporte.

5. Cuando el remitente no cumpla con las condiciones que establezca el transportador y la prevista en la normatividad vigente.

6. Cuando el tercero no tenga un contrato o instrumento contractual vigente con el transportador.

7. Cuando el Remitente no cuente con instalaciones o servicios que permitan cumplir con su obligación de Retiro del Crudo en el Punto de Salida.

8. Cuando el Remitente o alguno de sus administradores se encuentre incluido en listas restrictivas públicas y verificadas.

9. Cuando el Remitente no suministre al transportador la certificación del origen del petróleo entregado sin que este supere los seis (6) meses de su expedición.

10. Cuando el Remitente no tenga implementado un programa SAGRILAFT.

11. Cuando se presente alguna causal adicional o complementaria que se incluya en el Manual del Transportador aplicable al correspondiente Oleoducto, con la justificación técnica, objetiva y fundamentada para conocimiento de los agentes.

ARTÍCULO 13. AUTORIZACIÓN DE CONEXIONES. El transportador autorizará las conexiones al oleoducto en la medida en que éstas cumplan con las especificaciones técnicas de medición, determinación de calidad, de seguridad aplicables y demás normas del manual del transportador, además que cuenten con las respectivas licencias y permisos exigidos por las autoridades competentes, así como con las disposiciones que regulan la adquisición de los terrenos.

La conexión de entrada puede considerarse en dos esquemas posibles:

1. En un sitio cercano a una estación de bombeo, es decir en un nodo de entrada, o

2. En cualquier otro sitio a lo largo del ducto para entrega en línea o al paso, en cuyo caso se definirá un nuevo nodo de entrada.

En forma similar, la conexión en el sitio de destino puede hacerse:

1. En un sitio cercano a la estación de recibo es decir en un nodo de salida, o

2. En cualquier otro sitio a lo largo de la línea para entrega al paso, en cuyo caso se definirá un nuevo punto de salida.

PARÁGRAFO. En materia de conexiones que permitan un mayor ingreso de volumen de petróleos a los trayectos de los oleoductos, para efectos de la fijación de las tarifas de transporte de petróleo por oleoductos a cargo de los remitentes, aplicará lo previsto en la resolución de metodología tarifaria vigente o aquella que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 14. CAUSALES DE RECHAZO DE LA CONEXIÓN. El transportador puede negar la autorización de la construcción de la conexión por razones de seguridad o capacidad, porque afectan la integridad del sistema de transporte, la operación de otros remitentes, por disposición de la autoridad competente o aquellas razones adicionales que se incluyan en el respectivo Manual del Transportador para cada oleoducto. El rechazo de una solicitud de conexión debe ser motivado.

El transportador no estará obligado a proporcionar el servicio de transporte hasta tanto las instalaciones de la conexión cumplan con los requerimientos por él establecidos en el manual. En el caso de una conexión en funcionamiento, el remitente no podrá modificar las instalaciones o su forma de operación sin autorización del transportador.

La construcción, administración, operación y mantenimiento de las conexiones, incluidos los equipos y procedimientos de medición, serán responsabilidad del transportador, pero los costos que estas impliquen serán con cargo a quien las solicite. El solicitante de la conexión podrá pactar libremente con el transportador su forma de financiación y pago.

ARTÍCULO 15. MODIFICACIONES DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE. Las modificaciones en la capacidad de transporte del sistema, de acuerdo con lo previsto en el artículo 47 y 195 del Código de Petróleos, podrán ser realizadas por el transportador, un remitente o un tercero interesado.

De producirse el cambio, el transportador deberá modificar el valor de la capacidad de transporte, dando aviso si se tratare de oleoducto de uso privado o solicitando autorización si se tratare de oleoducto de uso público, publicarlo en el BTO especificando la fecha a partir de la cual será efectivo, y tener en cuenta la correspondiente fijación tarifaria acorde con lo previsto en la resolución de metodología tarifaria vigente o aquella que la modifique o sustituya.

En el caso de oleoductos de uso público que de acuerdo con el artículo 45 del Código de Petróleos se consideran empresas públicas de transporte, podrán realizar las modificaciones de la capacidad de transporte efectuando las ampliaciones que sean necesarias para satisfacer las necesidades de la demanda de transporte, dentro de las normas vigentes aplicables y el contrato de concesión correspondiente, y recibiendo una remuneración por ello acorde con la metodología tarifaria aplicable.

En el caso de oleoductos de uso privado, cuando se requiera modificar la capacidad de transporte con las ampliaciones que sean necesarias efectuando las inversiones adicionales para que remitente y terceros puedan tener acceso al oleoducto, el transportador podrá realizarlas y en el evento en que no lo haga, podrá permitir que remitentes o terceros las realicen conforme a las condiciones técnicas definidas en el manual del transportador. En ambos casos, los agentes libremente podrán acordar las condiciones para la financiación y pago de las inversiones.

TÍTULO V.

PLAN DE TRANSPORTE Y PROGRAMA DE TRANSPORTE.

ARTÍCULO 16. PLAN DE TRANSPORTE. El transportador deberá entregar un plan de transporte para los cinco (5) años calendario siguientes a su elaboración, expresado en barriles por día promedio anual y barriles por día promedio mes para el primer año. Para el caso de fluidos multifásicos el volumen se expresará en barriles de petróleo equivalente. Este plan deberá ser presentado oficialmente al menos tres (3) meses antes de finalizar cada año calendario. Esta información y la capacidad efectiva deberán permanecer disponibles para consulta en el BTO acorde con la presente resolución. Lo anterior deberá reflejarse en un indicador de gestión denominado de operación del oleoducto el cual se calculará como barriles y/o barriles de petróleo equivalente del plan de transporte versus los reales transportados.

ARTÍCULO 17. PROGRAMA DE TRANSPORTE. El transportador deberá elaborar y publicar un programa de transporte para los seis (6) meses siguientes al de su elaboración, expresado en barriles y/o barriles de petróleo equivalente por día promedio mensual y barriles día por día para el primer mes, siendo el primer mes considerado en firme y tentativos los demás. Este programa deberá ser presentado oficialmente, a más tardar, el día veinticinco (25) del mes anterior al primer mes de dicho programa. El Programa vigente estará disponible para consulta en el BTO.

Como resultado de la elaboración de este programa se tendrá la estimación de la capacidad sobrante disponible para el transporte de petróleo de terceros, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 47 del Código de Petróleos o las normas que lo modifiquen o sustituyan.

El transportador elaborará el programa de transporte con base en las nominaciones recibidas de los remitentes y aceptadas por el transportador, teniendo en cuenta lo establecido en el presente artículo.

Para efectos de llevar a cabo la nominación y asignación de la capacidad efectiva del oleoducto, los remitentes o terceros que nominen un volumen a ser transportado deben suministrar al transportador, como mínimo y en los términos definidos por el transportador en el MDT de cada sistema, la siguiente información: i) el nombre del petróleo, ii) el volumen a entregar al Sistema, iii) las propiedades fisicoquímicas del petróleo, iv) el punto de entrada al Sistema, v) el punto de salida del Sistema, vi) las condiciones especiales en que se solicita el transporte y vii) La calidad del petróleo certificada, a través del Assay. Lo anterior deberá reflejarse en un indicador de gestión denominado capacidad del oleoducto el cual se calculará como Barriles reales transportados versus proyectados, esta información se publicará en el BTO.

ARTÍCULO 18. NOMINACIÓN. Los remitentes harán su nominación cumpliendo con los cronogramas indicados en el respectivo Manual del Transportador y publicados en concordancia con estos. En caso de que un remitente no cumpla con los plazos establecidos, el transportador tendrá el derecho de rechazar la nominación.

Los remitentes harán su nominación dentro de alguno de los siguientes tipos de nominación:

A. Nominación de la capacidad del derecho de preferencia: La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), o quien haga sus veces, realizará el proceso de nominación para el petróleo de regalías y/o de las compensaciones a favor de la ANH de los campos productores que van a ser transportados por el oleoducto en el mes de operación en firme y tentativa para los cinco (5) meses siguientes, en las fechas establecidas en el cronograma previamente fijado por el transportador.

La ANH, o quien haga sus veces, nominará hasta el veinte por ciento (20%) de la capacidad efectiva del respectivo oleoducto y tendrá la primera prioridad en el proceso de nominación y asignación de capacidad efectiva establecida por el transportador en el proceso para la elaboración del programa de transporte.

B. Nominación de la capacidad del propietario: En las fechas establecidas en el cronograma previamente emitido por el transportador para la elaboración del programa de transporte, el propietario del oleoducto de uso privado realizará el proceso de nominación de las necesidades de transporte para su petróleo, y fluidos multifásicos y el de sus afiliadas, para el mes de operación en firme y tentativa para los cinco (5) meses siguientes. Al propietario del oleoducto de uso privado se le reconoce el derecho de goce que tiene este, para lo cual su capacidad y por ende su derecho a nominar estará en función de su participación en los derechos del mismo oleoducto.

C. Nominación de la capacidad contratada: Cumpliendo el cronograma establecido previamente por el transportador para el proceso de elaboración del programa de transporte, cada remitente interesado en el transporte de su petróleo, con capacidad contratada, enviará al transportador la nominación de sus necesidades de transporte en firme para el mes de operación y tentativa para los cinco (5) meses siguientes. El remitente con capacidad contratada tiene derecho a nominar solamente hasta el volumen máximo que su contrato estipule.

D). Nominación de la capacidad sobrante: Establecida la cantidad total de petróleo que todos los interesados en el transporte han nominado, en todas las condiciones establecidas para utilización de los oleoductos y si esta es inferior a la cantidad que el sistema de transporte puede transportar con base en la capacidad efectiva ofrecida para un mes en particular, el transportador informará de una capacidad sobrante para ser utilizada por terceros interesados y por los remitentes con volumen excedente, bien sea a su capacidad contratada o a su derecho como propietario del oleoducto de uso privado.

El transportador deberá aceptar o rechazar la solicitud dentro de los términos del proceso de nominación, que deberá ser verificable con el mecanismo de control que para el efecto establezca el transportador. Las respuestas negativas estarán debidamente motivadas.

El tercero a quien el transportador acepte una solicitud deberá tener un contrato de transporte vigente con el transportador. En el Manual del Transportador se establecerán las condiciones que deben cumplir los terceros para entregar sus solicitudes de capacidad de transporte, y sobre el tipo de contrato y las condiciones para suscribirlo.

Cuando repetidamente las nominaciones de la capacidad sobrante superen los volúmenes que realmente se transportan y afecten de forma significativa la capacidad sobrante en detrimento del acceso de terceros, estos podrán solicitar a la Dirección de Hidrocarburos la adopción de medidas para prevenir la ocurrencia de esta situación.

Cuando repetidamente las nominaciones hechas antes de establecer la capacidad sobrante sean inferiores a los volúmenes realmente transportados, haciendo que la capacidad sobrante sea inferior al valor real, lo que puede afectar el acceso de terceros, estos podrán solicitar a la Dirección de Hidrocarburos la adopción de medidas para prevenir la ocurrencia de esta situación.

Para efectos de calcular oportunamente la capacidad sobrante para terceros y remitentes, los procesos de nominación de la capacidad del Derecho de Preferencia, de la capacidad del propietario, y de la capacidad contratada deberán ser realizados previamente a la nominación de la capacidad sobrante.

E). Prioridades en el transporte y asignación de la capacidad efectiva: Sin perjuicio de lo previsto en el artículo 58 del Código de Petróleos para atender de preferencia el transporte de petróleo hacia las refinerías cuando el consumo de derivados así lo exija con la finalidad de evitar un desabastecimiento nacional, se modificará el orden de prioridades que tendrán los remitentes y terceros que participen en la programación para transportar sus volúmenes de petróleo.

La programación del transporte por oleoducto tendrá el siguiente orden de prioridades:

Tabla 1. Orden de prioridades para el proceso de nominación y asignación de la capacidad efectiva

NOMINACIÓN	NIVEL DE PRIORIZACIÓN
Oleoductos de uso privado		Oleoductos de uso público
Capacidad del derecho de preferencia	1	1
Capacidad del propietario	2	No aplica
Capacidad contratada	3	2
Capacidad sobrante	4	3

Atendiendo el orden señalado en la tabla 1 el transportador podrá aplicar otros criterios para la priorización en la nominación y asignación de la capacidad efectiva, tales como firmeza y vigencia de los contratos o instrumentos comerciales de transporte, lo cual será definido por el transportador en su manual.

En el evento que sucedan hechos que modifiquen las condiciones operacionales previstas, tales como daños en equipos, situaciones de riesgo operacional o haya solicitud de modificación en el programa por necesidades o inconvenientes de los remitentes, cualquiera de ellas totalmente documentada y justificada, que hagan previsible que el programa vigente no se cumplirá o que genere una interrupción en el servicio, el transportador realizará cambios en la programación para superar la situación presentada.

El programa de transporte se modificará teniendo en cuenta los siguientes parámetros:

El transportador elaborará, para cada período de programación, un cronograma que establecerá las fechas máximas en las cuales se completarán los siguientes pasos: i) establecer, por parte del transportador, la capacidad efectiva de transporte para el período, discriminada para cada mes y para cada trayecto del oleoducto, ii) envío por parte de los interesados en el transporte, del volumen que desean transportar, informando los requerimientos para dicho transporte.

ARTÍCULO 19. INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO DE TRANSPORTE. Ocasionalmente, y de manera programada, el servicio de transporte por oleoducto puede verse interrumpido, y en este caso el transportador debe informar del evento, detallando y justificando las causas de la novedad, garantizando que dicha parada no afecte la programación total de volumen recibido, volumen transportado y volumen de las entregas.

PARÁGRAFO. Las interrupciones no programadas en el flujo a través del oleoducto pueden ser:

a). Eventos eximentes de responsabilidad, incluyendo fuerza mayor o caso fortuito, causa extraña, hecho de un tercero ajeno al servicio de transporte o al contrato de transporte de que se trate o cualquier otro evento o circunstancia que se encuentre fuera del control del transportador.

b). Incumplimientos de un remitente en entregar petróleo en cualquier punto de entrada.

c) Incumplimientos de un remitente en recibir petróleo en cualquier punto de salida.

d). Incumplimiento del transportador en recibir un petróleo en cualquier punto de entrada.

e). Incumplimiento del transportador en entregar un petróleo en cualquier punto de salida.

En caso de presentarse interrupciones no programadas del servicio de transporte, por cualquiera de las causas mencionadas, el transportador deberá informar el evento de forma detallada, así como las acciones que ha tomado, o tomará, para solucionar la situación presentada para procurar que no vuelva a presentarse y, si es el caso, informará los cambios necesarios en la programación de transporte en curso. Esta información debe hacerla llegar a los usuarios del transporte dentro de las siguientes veinticuatro (24) horas a partir de la suspensión del flujo de petróleo a través del oleoducto. El transportador será el responsable de la ejecución de las acciones necesarias para solucionar las interrupciones. De igual forma y en el mismo término deberá informar a la Dirección de Hidrocarburos.

Una vez superada la interrupción, el transportador deberá adicionar al informe señalado en el inciso anterior los costos incurridos en la atención de la contingencia y las implicaciones que generó la interrupción. Este informe será dado a conocer a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y a todos los usuarios del sistema de transporte, a más tardar tres (3) días hábiles después de reiniciado el transporte.

TÍTULO VI.

BALANCES DE CANTIDAD, CALIDAD DE PETRÓLEO Y COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD (CVC).

ARTÍCULO 20. ACEPTACIÓN DE PETRÓLEO PARA SER TRANSPORTADO. Cada sistema de transporte establecerá la calidad mínima que debe tener un petróleo para que pueda ser transportado y el cual debe haber sido fiscalizado. Para el caso de las Mezclas de petróleo, el transportador establecerá un procedimiento para la validación de los parámetros de calidad de cada crudo en el punto de ingreso correspondiente, y establecerá las condiciones mínimas para todos los remitentes que se conecten en un mismo nodo del sistema.

El transportador publicará en el BTO las condiciones de calidad de petróleo que considera aceptables. No obstante, los agentes podrán acordar las circunstancias en las cuales se transporte petróleo que no cumpla esta calidad mínima, incluyendo las condiciones estándar y monetarias establecidas en la resolución de la metodología tarifaria vigente, en el evento en que apliquen y/o las penalizaciones y compensaciones a que hubiere lugar.

El Transportador podrá aceptar la presencia de aditivos químicos dentro del petróleo o de diluyentes, de acuerdo con las características de la mezcla que se transporte y no estará obligado a prestar el servicio de transporte cuando el petróleo presente características que, en condiciones normales de operación, puedan afectar los equipos de transporte o la eficiencia de la operación o inducir condiciones inseguras. Estas características deberán estar plenamente identificadas y publicadas en el Boletín del Transportador.

En el caso de conexión de dos o más sistemas de transporte, los agentes podrán acordar las condiciones mínimas que deberán aplicarse, así como los plazos para que las mismas puedan gestionarse, y la forma en que se afectarán los contratos de transporte suscritos.

El transportador tendrá el derecho de rechazar el transporte de petróleo, cuando este no satisfaga las condiciones mínimas de calidad en:

1. Condiciones de frontera de sal, punto de fluidez, agua y sedimentos que puedan causar daño a los equipos de transporte o afectar su funcionamiento.

2. Condiciones de frontera de densidad, viscosidad y contenido de agua que causen ineficiencia en la operación.

3. Condiciones de frontera de temperatura y presión de vapor que pongan en riesgo la operación de transporte por el oleoducto.

4. Condiciones de frontera de contenido de contaminantes metálicos o azufre.

5. Y todos los demás parámetros de calidad que el Transportador incluya en el Manual del Transportador, incluyendo, pero sin limitarse a la acidez, o el punto de fluidez entre otros.

El transportador deberá validar, antes de su ingreso al sistema de transporte, la calidad de todos los petróleos nominados para el transporte y, de esta manera, verificar su aceptación para transporte. La calidad del petróleo será certificada, a través del Assay que será presentado por el remitente que nomine el petróleo a entregar, con una periodicidad de doce (12) meses para todos los petróleos que utilicen el sistema de transporte o siempre que cambie la composición de la mezcla, lo que ocurra primero.

ARTÍCULO 21. DETERMINACIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD. En cada punto de transferencia de custodia del sistema de transporte, el transportador instalará los equipos e implementará los procedimientos necesarios para la medición y las determinaciones de cantidad y calidad del petróleo, de acuerdo con las normas internacionales vigentes, tales como API, ASME y ASTM.

El transportador publicará en su manual los procedimientos y normas para medición de cantidad y calidad del petróleo aplicables para su sistema de transporte y será responsable de mantener su vigencia. Las mediciones se harán preferencialmente con medidores en línea.

En ausencia de medidores en línea las determinaciones de volúmenes podrán hacerse por la medición de la cantidad de petróleo directamente en los tanques de entrega y recibo, los cuales deben contar con aforos debidamente registrados por el operador de dicho tanque y de acuerdo con los procedimientos de la industria. De igual manera, la calidad del petróleo recibido o entregado podrá ser hecha por medición en los tanques que reciben o entregan el petróleo en ausencia de medidores en línea.

Para Oleoductos multifásicos el trasportador en su manual de medición determinará en ausencia de medición en línea como se efectuará la medición manual.

La calibración de los equipos de medición deberá hacerse con la periodicidad mínima que determine el transportador en su manual, cuando las circunstancias operacionales así lo exijan a juicio del transportador o por solicitud de un remitente. Al proceso de calibración serán invitados los remitentes que tengan interés en dicho punto de medición, sin que sea obligatoria su asistencia.

Los agentes podrán acordar la intervención de empresas que presten sus servicios como inspectores independientes de cantidad y calidad, para realizar las mediciones de cantidad y calidad tanto del petróleo existente en el sistema como las entregas o recibos en el mismo. Estas empresas deberán estar calificadas y certificadas por los organismos competentes.

La calidad del petróleo será certificada, a través del Assay con una periodicidad de doce (12) meses para todos los petróleos que utilicen el sistema de transporte.

ARTÍCULO 22. BALANCES DE CANTIDAD DE PETRÓLEO. El transportador elaborará en cada trayecto de su sistema de transporte o en trayectos integrados en un sistema cuando aplique, para cada mes de operación, un balance de cantidad de petróleo, expresado en volumen neto estándar, teniendo en cuenta los análisis de calidad y los volúmenes en cada punto de entrada o salida del sistema a partir de medidas realizadas con medidores automáticos o medidas de tanques cuando estos no existen o no estén operativos.

Las pérdidas totales que sean reportadas como resultado de la elaboración del balance de cantidad, deben ser clasificadas, como pérdidas identificadas y pérdidas no identificadas, según los criterios establecidos en la presente resolución.

El transportador deberá responder, asumir y reconocer al remitente por las pérdidas totales que superen el 0,5% del volumen transportado en el mes en que se reportan, descontando las Pérdidas Identificadas - PI, incluyendo fuerza mayor o caso fortuito, acto de terceros ajeno al servicio de transporte o al contrato de transporte de que se trate o culpa imputable al remitente.

Establecida la pérdida que no es responsabilidad del transportador y que, por lo tanto, no es asumida por este, mediante procedimientos que se incluirán en el manual, el transportador calculará el volumen perdido en cada evento y la distribución entre los remitentes a quienes comunicará los resultados.

En todos los casos, el transportador deberá llevar a cabo las acciones necesarias encaminadas a eliminar la causa de todas las pérdidas reportadas.

El transportador, una vez elaborado el balance total del sistema y establecida la compensación volumétrica entre los remitentes, hará balances para cada remitente en particular en donde discriminará las pérdidas que a cada uno de los remitentes corresponde dentro del mes calendario siguiente.

La elaboración de los balances volumétricos de petróleo estará a cargo del transportador y podrán ser realizados por un tercero calificado y certificado para el desarrollo de estas y deberá cumplir con lo establecido en la presente regulación. Esto no exime al transportador de la responsabilidad de los cálculos y reportes que se requiera.

ARTÍCULO 23. COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD DEL PETRÓLEO (CVC). Durante el mes de operación, los remitentes que entreguen petróleo con mejor calidad que la del promedio de la mezcla que reciben, obtendrán una compensación en volumen equivalente a la que tendrán a su cargo los remitentes que entreguen petróleos de calidad inferior a la de la mezcla, en forma tal que la valoración de los saldos volumétricos finales por este concepto sea igual a cero. El transportador o un tercero calificado según lo establecido en el Manual del Transportador, será el responsable de establecer el volumen que será reconocido en compensación al petróleo del remitente que pierde calidad y valor. La compensación se calculará de acuerdo con los parámetros de los cortes por destilación en los términos definidos por el transportador en el Manual del Transportador y en donde las naftas o gasolinas deberán entregar un certificado de calidad que incluya API, % azufre, RVP y viscosidad, según se establezca en el manual del transportador.

Cuando todos los remitentes que transportan petróleos en cada uno de los trayectos del oleoducto deciden no aplicar entre ellos la Compensación Volumétrica por Calidad, CVC, tendrán que acordar esta situación e informar al transportador, de forma explícita y por escrito. En este caso, el transportador hará los balances volumétricos de la operación sin tener en cuenta ninguna compensación, pero no lo exime de entregar la valoración de los petróleos por remitente al siguiente sistema de transporte.

La obligación de calcular y asegurar los precios con los que se realiza la valoración para proceso de Compensación Volumétrica por Calidad será de cada sistema de acuerdo con la metodología y consideraciones particulares contempladas en su propio manual del transportador La metodología que se use para la valoración de todos los crudos de un sistema deberá acordarse entre los remitentes y el transportador con el fin de que sea un solo método; sin embargo, al no contar con el Assay podrá usarse la valoración de crudo por API y azufre.

La Compensación Volumétrica por Calidad de Petróleo, CVC, se calculará con base en el valor que se ha asignado a los petróleos que han sido entregados y recibidos por cada remitente. El transportador detallará, en el manual del transportador, el procedimiento para hacer la mencionada compensación volumétrica, así como los mecanismos para los cálculos correspondientes. Dicho procedimiento y mecanismos deberán ser definidos y aceptados por los remitentes usuarios del sistema de transporte.

Los remitentes que ingresen a un sistema de transporte deberán adherirse a las condiciones y metodología de CVC que se encuentren vigentes a la fecha de su ingreso al oleoducto.

Los mecanismos de compensación para los balances serán aplicables a todos los oleoductos que estén interconectados, es decir, no será posible contar con criterios de ajustes a compensaciones, valoraciones de crudos y/o cualquier criterio que pueda generar diferencias en manejo entre un sistema y otro cuando estos sistemas no estén interconectados.

ARTÍCULO 24. OBLIGACIÓN DE ELABORAR LA COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD (CVC). En todos los sitios de entrada al sistema de transporte, el transportador recibirá los petróleos destinados al transporte con un certificado de calidad y el volumen específico para cada uno de ellos, de acuerdo con lo estipulado en el manual del transportador El transportador no estará en la obligación de entregar el petróleo que ha recibido con la misma calidad en los puntos de salida del Sistema. Su obligación será hacer la distribución de volúmenes de tal manera que se conserve el valor del petróleo que cada remitente ha entregado, mediante el mecanismo de Compensación Volumétrica por Calidad.

Los transportadores que entreguen petróleos de un oleoducto a otro deberán ponerse de acuerdo en la metodología de valoración con el fin de que el oleoducto que recibe el petróleo cuente con los volúmenes valorados bajo la misma metodología con el que realizará el cálculo CVC de su sistema.

Cuando se utilicen diluyentes en los despachos por parte de los remitentes para cumplir con las condiciones de transporte, su valoración para efectos de CVC se calculará únicamente por API y Azufre, con un tope de valoración definido por el transportador.

El transportador será el liquidador y mediador de las compensaciones para propiciar un ajuste. Los remitentes son los responsables de la presentación de los certificados de calidad y deberán garantizar la veracidad de su contenido, con el fin de que el cálculo de la compensación volumétrica por calidad se lleve a cabo de manera eficiente y precisa, manteniendo la integridad y transparencia del sistema. Los remitentes son los responsables de la presentación de los certificados de calidad y deberán garantizar la veracidad de su contenido, con el fin de que el cálculo de la Compensación Volumétrica por Calidad se lleve a cabo de manera eficiente y precisa, manteniendo la integridad y transparencia del sistema.

La elaboración de la CVC podrá ser realizado por un tercero calificado contratado y pagado por los remitentes, que cumpla con los criterios de experiencia y capacidad técnica establecidos en la presente regulación.

Cuando el transportador también tenga la calidad de remitente del sistema, todas las obligaciones relacionadas con la CVC deberán estar en cabeza de un tercero certificado y calificado independiente del transportador, que cumpla con lo establecido en el respectivo manual del transportador.

ARTÍCULO 25. CRONOGRAMA DE ELABORACIÓN DE LA COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA POR CALIDAD (CVC). El transportador será el único encargado de definir el cronograma para calcular las compensaciones que se aplicarán a los volúmenes de petróleo recibidos y presentará los resultados a los remitentes. los agentes deberán respetar y cumplir con el cronograma y la entrega de la totalidad de la información que requiere el transportador para el cálculo de la CVC. En todo caso, antes del día veinticinco (25) del mes siguiente al mes de operación tendrá que haber una Compensación Volumétrica por Calidad, CVC, para cada tramo de cada oleoducto, aceptada por todos los remitentes.

TÍTULO VII.

SUSPENSIÓN TEMPORAL Y ABANDONO DE OLEODUCTOS.

ARTÍCULO 26. SUSPENSIÓN TEMPORAL DE OLEODUCTOS. El transportador podrá solicitar la suspensión temporal del oleoducto, la cual deberá ser aprobada por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía y será máximo por un (1) año, prorrogable por seis (6) meses. La solicitud deberá contener como mínimo:

a). Documento técnico que contenga la justificación de la suspensión temporal.

b). Documento con las pruebas y evaluaciones periódicas cada tres (3) meses, que se llevarán a cabo a la tubería y demás infraestructura para un aseguramiento de esta.

c). La suspensión deberá contemplar las normas nacionales e internacionales y dar cumplimiento a las medidas establecidas en las respectivas licencias y permisos otorgados por las autoridades competentes y de conformidad con la normatividad ambiental aplicable para las actividades de transporte.

ARTÍCULO 27. ABANDONO Y DESMANTELAMIENTO DE OLEODUCTOS. El transportador podrá abandonar la infraestructura de transporte que no sea financiera u operativamente viable o una vez superado el periodo de suspensión temporal del sistema, para lo cual deberá solicitar a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía la aprobación del plan de abandono y desmantelamiento de la infraestructura, presentando, como mínimo, la siguiente información:

a). Documento técnico definitivo del plan de cierre y abandono incluyendo el cronograma no mayor a seis (6) meses.

b). Cronograma detallado con cada una de las actividades, análisis, pruebas técnicas y calibraciones necesarias para el aseguramiento de la operación de abandono y/o desmantelamiento y evitar accidentes asociados a esta fase.

c). Copia del pronunciamiento de la autoridad ambiental competente en el cual declara el inicio de la fase e impone el plan de desmantelamiento y abandono, de conformidad con el artículo 2.2.2.3.9.2. del Decreto número 1076 de 2015 o aquel que lo modifique o sustituya.

La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía contará con un plazo de tres (3) meses para pronunciarse sobre la solicitud de abandono y desmantelamiento.

PARÁGRAFO 1o. El transportador deberá presentar una evaluación de riesgos, con el fin de determinar si la infraestructura se suspende o abandona y desmantela.

PARÁGRAFO 2o. El transportador deberá tomar las medidas para garantizar la integridad y preservación de la tubería durante cualquiera de las actividades a desarrollar para el abandono y desmantelamiento de oleoductos.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. El transportador que, a la entrada en vigencia de la presente resolución, cuente con infraestructura de transporte por oleoducto que haya sido objeto de suspensión, desmantelamiento y/o abandono en los últimos cinco (5) años, deberá comunicar a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía su existencia, así como remitir la documentación requerida en la presente resolución para el evento que aplique, so pena de la imposición de las sanciones a que hubiere lugar por la no remisión, previo el agotamiento del procedimiento establecido para estas actuaciones administrativas.

TÍTULO VIII.

SEGURIDAD DE LA INFRAESTRUCTURA DE OLEODUCTOS.

ARTÍCULO 28. INSPECCIONES A LA INFRAESTRUCTURA. El transportador deberá contar con los planes de mantenimiento e integridad, predictivos, preventivos y correctivos para toda la infraestructura de los ductos, teniendo en cuenta la normatividad nacional y/o internacional y deberá incluirse en el BTO con su respectivo plan de mantenimiento, de acuerdo con lo dispuesto en la presente resolución.

ARTÍCULO 29. EVENTOS DE SEGURIDAD DE PROCESOS. De presentarse un derrame de petróleo, deberá reportarse a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía junto con el respectivo análisis técnico y plan de manejo. Una vez se revise la documentación y de encontrarlo procedente se ordenará la suspensión de las operaciones del oleoducto hasta que el transportador remedie correctamente el evento.

PARÁGRAFO. La Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía podrá realizar actividades de supervisión y vigilancia en los eventos o contingencias de derrames de petróleo que impliquen graves riesgos de la seguridad de los oleoductos del país, sin perjuicio de las funciones establecidas en otras autoridades administrativas competentes.

TÍTULO IX.

DISPOSICIONES FINALES.

ARTÍCULO 30. LLENADO DE LÍNEA. Cuando se inicien las operaciones en los oleoductos nuevos, cada transportador está en la obligación de contar con la cantidad de petróleo que sea necesaria para el llenado de línea, los fondos no bombeables de los tanques de almacenamiento del oleoducto y todas las instalaciones, tuberías, equipos de bombeo y medición. Este volumen deberá ser incluido en el componente de inversión.

ARTÍCULO 31. CONTRATOS O INSTRUMENTO COMERCIAL DE TRANSPORTE. Los contratos de transporte por oleoducto deberán contener como mínimo las siguientes especificaciones:

a). Manifestación expresa de la sujeción del contrato de transporte por oleoducto a la legislación vigente, la presente resolución y el manual del transportador, y del conocimiento de estas por los agentes.

b). Especificación del punto de entrada y punto de salida en los cuales se hará la transferencia de la custodia del remitente al transportador y del transportador al remitente, respectivamente.

c). El volumen de petróleo comprometido entre los agentes, siempre y cuando los remitentes no sean: 1) los propietarios del oleoducto de uso privado y 2) la Agencia Nacional de Hidrocarburos o quien haga sus veces.

d). El periodo de vigencia del contrato.

e). La modalidad del contrato que se celebra, las condiciones comerciales que en particular corresponde a cada uno de ellos y las demás cláusulas pertinentes según cada modalidad contractual.

Los agentes podrán celebrar libremente las diferentes modalidades de contratos de transporte, para las cuales el transportador habilitará en el BTO la información pertinente.

En los contratos de transporte por oleoducto se podrá incluir, para los remitentes, la posibilidad de celebrar contratos con otros remitentes o terceros para cederles la posición contractual o los derechos de capacidad de transporte, conforme a lo estipulado en el mercado secundario.

ARTÍCULO 32. RECLAMACIONES. Las reclamaciones en relación con la cantidad o la calidad del petróleo en los puntos de entrega y recibo deberán ser resueltas entre el transportador y el remitente en un término máximo de quince (15) días calendario, a partir de la fecha de recibo de la reclamación.

Las reclamaciones deberán estar debidamente soportadas tanto técnica como documentalmente, a efectos de realizar un análisis válido del reclamo.

Los remitentes tendrán 30 días calendarios para presentar reclamaciones, si las reclamaciones no se presentan en dicho tiempo la reclamación no será procedente.

Si las reclamaciones no logran ser resueltas en un término máximo de un mes, tanto el Transportador como el Remitente, contarán con un tiempo adicional de sesenta (60) días calendario para resolverlas. Vencido este plazo y si es el caso que la reclamación requiera un ajuste al manual del transportador y/o la resolución de la reclamación afecte a otros remitentes; la solución a la reclamación deberá ser sometida a votación, para lo cual se seguirá el proceso de toma de decisiones establecido en la presente resolución y se informará al remitente que presentó la reclamación.

Cuando las reclamaciones que se presenten sean sobre la CVC deberá ser informado a todos los remitentes que la CVC no se encuentra en firme y enviar copia a todos los afectados con la reclamación.

ARTÍCULO 33. CRITERIO DE TOMA DE DECISIONES. Los agentes podrán someter los ajustes y/o cambios que se realicen a los lineamientos contemplados en la presente resolución, y cualquier toma de decisiones entre los agentes que afecte las obligaciones de algunos de ellos, a un proceso de votación cuando no haya consenso entre los usuarios del sistema de transporte, de conformidad con lo establecido en la presente resolución.

El transportador someterá a votación la propuesta de ajuste o cambio a que haya lugar, en una reunión que llevará a cabo con los agentes habilitados para ejercer las votaciones ante las compañías que representan, para lo cual dejará evidencia de la propuesta de ajuste y la votación llevada a cabo.

Las compañías habilitadas para votar serán aquellas remitentes que hayan presentado nominaciones al transportador en los últimos doce (12) meses, contados a partir del mes en que se someta a votación el ajuste o el cambio.

Las citaciones de los transportadores para toma de decisiones son de obligatorio cumplimiento y en caso de no contar con la participación de alguna de las compañías se entiende como aceptada la propuesta de cambio, salvo que el remitente envíe excusa debidamente justificada para su no asistencia, en cuyo caso podrá enviar su decisión por correo electrónico.

PARÁGRAFO 1o. Cada agente podrá votar en un único oleoducto o sistema de transporte, que se definirá así: (i) aquel oleoducto en el que tenga la mayoría de los volúmenes transportados en el momento de la toma de decisiones; o (ii) el oleoducto en el que entregue como origen la producción del campo. De estos dos posibles, se elegirá aquel en el que tenga la mayor participación. Esta disposición no es aplicable en el caso de oleoductos independientes.

PARÁGRAFO 2o. Lo dispuesto en el presente artículo aplicará a todos los procesos, procedimientos y actividades que se reglamentan en la presente resolución.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. A partir de los elementos dispuestos en el presente artículo y a petición del transportador, se podrán resolver con los remitentes conflictos anteriores a la entrada en vigencia de la presente resolución, incluso aquellos ya puestos en consideración y que no se haya llegado a un acuerdo. Estos casos deberán ser informados a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía adjuntando los soportes técnicos y jurídicos de los agentes.

ARTÍCULO 34. INTERVENCIÓN DEL MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. En los casos en los cuales el Ministerio de Minas y Energía deba intervenir en las relaciones entre los diferentes agentes o terceros, de conformidad con el artículo 47 del Código de Petróleos o las normas que los modifiquen o sustituyan, se procederá de la siguiente forma:

1. El Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos recibirá las solicitudes de los agentes o terceros, y correrá traslado por quince (15) días calendario a los agentes involucrados para que den las explicaciones del caso.

2. De las referidas explicaciones se correrá traslado al solicitante para que en el término de quince (15) días calendario se pronuncie sobre las mismas.

3. La Dirección de Hidrocarburos citará dentro de los diez (10) días calendarios siguientes, a una reunión con los agentes involucrados para oír los argumentos de cada uno y mediar para solucionar el conflicto, finalizada la cual se levantará un acta en la que conste lo acontecido.

4. Si los agentes no se ponen de acuerdo dentro de los treinta (30) días calendarios siguientes a la reunión, el Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos decidirá sobre la solicitud, y tomará las medidas necesarias, mediante acto administrativo el cual es sujeto de recurso de reposición.

PARÁGRAFO. En cualquier momento la Dirección de Hidrocarburos podrá solicitar información a los agentes o terceros y podrá, de oficio o petición de parte, decretar pruebas, las cuales serán practicadas en un término de treinta (30) días calendario, suspendiendo el plazo previsto la presente resolución.

ARTÍCULO 35. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES. Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema de Transporte por oleoductos, se entenderá que son independientes las actividades de exploración, explotación, transporte, refinación, distribución y comercialización, y esta última incluye la importación y/o exportación de petróleo; incluso en los casos en los que se ostenten varios de los mismos roles en una misma persona.

Sobre las actividades del transporte por oleoducto se realizará una auditoría obligatoria durante el primer año de cada período tarifario y, además, en cualquier momento dentro de los siguientes años del mismo período, por solicitud del Ministerio de Minas y Energía a través de la Dirección de Hidrocarburos, las cuales serán con cargo al transportador.

Aunado a lo anterior la Dirección de Hidrocarburos, por medio de un acto administrativo, determinará las condiciones y procedimiento con los que se llevarán a cabo las auditorías, en la que se especificaran, entre otros aspectos, los requisitos del auditor, el procedimiento de selección, las actividades por realizar y los reportes a entregar, con el propósito de verificar en cualquier momento del periodo tarifario el cumplimiento de lo establecido en esta Resolución y en aquella que establezca la metodología tarifaria o las normas que las modifiquen o sustituyan.

Posteriormente, la Dirección de Hidrocarburos, mediante resolución, seleccionará los auditores que acrediten y cumplan con los requisitos previstos para ello y notificará de la decisión a los transportadores, los cuales deberán elegir de esta misma lista a la empresa auditora.

Los procesos de auditorías no impiden que el transportador cumpla con las obligaciones derivadas de actividades señaladas en el inciso primero de este artículo. Lo anterior sin perjuicio de las competencias atribuidas por la ley a otras autoridades.

ARTÍCULO 36. MERCADO SECUNDARIO. Los remitentes podrán realizar transacciones de cesión parcial o total, de los derechos de capacidad acordados en el contrato de transporte o de la posición contractual respectivamente, con otros remitentes y terceros interesados en el transporte de por oleoducto.

Para efecto de estimar la capacidad liberada la cual será publicada en el BTO de acuerdo con lo estipulado en la presente Resolución, con anterioridad al proceso de nominación del mes de operación, los remitentes que estén dispuestos a ceder una parte o la totalidad de sus derechos y obligaciones en el contrato deberán suministrar al transportador como mínimo la información concerniente a los volúmenes y calidades ofertados de acuerdo con la modalidad del contrato o instrumento comercial. Igualmente, los terceros o remitentes que deseen acceder a esa capacidad liberada deberán informar al transportador los volúmenes demandados.

En el evento en que se celebren contratos de cesión entre los remitentes, o entre estos y terceros interesados, deberán informarlo al transportador con anterioridad al proceso de nominación del mes de operación para su inclusión en el programa de transporte el cual se elabora de conformidad con lo previsto en la presente Resolución. Las transacciones de cesión de la capacidad contratada por parte de propietarios y remitentes, y en favor de otros remitentes y terceros, se deben realizar de manera previa al proceso de nominación de la capacidad contratada, y de acuerdo con las fechas establecidas en el cronograma previamente fijado por el transportador.

La capacidad liberada sobre la cual no fue posible cerrar una transacción se considerará por el transportador como capacidad sobrante y entrará en los mismos plazos del proceso de nominación de esta.

Sobre la cesión total de la posición contractual, el cesionario adquiere frente al transportador los mismos derechos y obligaciones que tenía el remitente cedente, por lo cual pasará a ser remitente. Cuando el remitente cedente celebra cesión de sus obligaciones frente al transportador, esta cesión deberá ser aceptada por el transportador.

La cesión parcial, es decir de los derechos de capacidad, no excluye al remitente cedente de sus obligaciones contractuales con el transportador y las consignadas en la presente resolución. Cuando la cesión solo verse sobre los derechos de capacidad, la relación comercial entre el transportador y el remitente cedente se mantiene vigente respecto de las obligaciones.

El transportador no asume responsabilidad alguna por las transacciones que se realicen en el mercado secundario, por lo que cualquier controversia que se presente al respecto no afectará al transportador ni la prestación del servicio de transporte.

ARTÍCULO 37. RECLASIFICACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSFERENCIA A OLEODUCTOS. Todas las líneas de transferencia que transportan petróleo fiscalizado por fuera de las definiciones establecidas en el presente reglamento deberán ser reclasificadas a oleoductos, para lo cual las empresas productoras y/o transportadoras deberán remitir la documentación solicitada en el los artículo 45 al 57 y 189 al 209 del Decreto Ley 1056 de 1953, con el fin de que la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía analice el expediente y elabore el acto administrativo de reclasificación.

ARTÍCULO 38. FIJACIÓN DE TARIFA A LAS LÍNEAS DE TRANSFERENCIA RECLASIFICADAS A OLEODUCTOS. Una vez expedido el acto administrativo de que trata el artículo anterior los productores y/o transportadores deberán remitir la documentación relacionada con la tarifa para el nuevo oleoducto establecida en la metodología para la fijación de las tarifas de transporte de petróleo por oleoducto expedida por el Ministerio de Minas y Energía.

ARTÍCULO 39. IMPUESTO DE TRANSPORTE PARA LAS LÍNEAS DE TRANSFERENCIA RECLASIFICADAS A OLEODUCTOS. Una vez se asigne la tarifa correspondiente al oleoducto el transportador deberá seguir los criterios relacionados al impuesto de transporte, con el fin de que la Dirección de Hidrocarburos realice el proceso de liquidación de petróleo para el recaudo y pago del impuesto de transporte por oleoducto.

PARÁGRAFO TRANSITORIO. Los productores y/o transportadores deberán presentar la solicitud de reclasificación de que tratan los artículos 37 y siguientes a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, dentro de los seis (6) meses siguientes a partir de la vigencia del presente acto administrativo.

ARTÍCULO 40. SANCIONES. Sin perjuicio de los demás procesos sancionatorios que adelanten las entidades competentes, el Ministerio de Minas y Energía, aplicará las sanciones previstas en la normativa aplicable.

ARTÍCULO 41. VIGENCIA Y DEROGATORIAS. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y deroga la Resolución número 72145 de 2014.

Dada en Bogotá, D. C., a 7 de mayo de 2026.

Publíquese y cúmplase.

El Director Dirección de Hidrocarburos,

Julián Flores Quiroga.