Parte 120. Para Superbigote. Bases para la valuación del extrapesado de la Faja (I)

Estimado SUPERBIGOTE, recibe un saludo de año nuevo, deseando que hayas cargado las pilas para todo lo que se te presente en el futuro.

SUPERBIGOTE, hoy te presento la traducción que hice de un segundo documento que tiene por nombre, original en inglés, "Bitumen Valuation Methodology Regulation" que, en Castellano, se puede traducir como "Regulación para la Metodología de la Valuación del Bitumen", que se usa en el Gobierno de la Provincia de Alberta, Canadá, para efectos del cobro de Regalía e impuestos, y que me empeño que sirva de complemento y guía para la elaboración de la Nueva Ley que debe regir todos los aspectos relacionados con la producción del Extrapesado de La Faja y que, gran parte, están contenidos en el primer documento del cual te doy por notificado.

SUPERBIGOTE, no me cabe duda que, también, le harás llegar, a Clark Maduro, el documento referido, quien se lo hará llegar a Jorge Rodríguez y este, a su vez, se lo dará a los otros dos Rodríguez, diputados de la Asamblea Nacional, y que son los que "mandan" en materia petrolera.

Este segundo documento está referido solo a como se le da el valor al Bitumen que se produce de las "Oil Sands" en Alberta, Canadá y que, para la Ley del Extrapesado de La Faja, se pueden tomar aquellos aspectos aplicables al Extrapesado Nuestro y que servirá tanto para determinar su valor real, como para los cálculos de la Regalía y los Impuestos que se le tienen que aplicar.

SUPERBIGOTE, si bien es cierto que lo que verás para Canadá, en cuanto a la mezcla de bitumen con condensado, en la práctica, el resultado, casi siempre, es el mismo y eso facilita, para el gobierno de Alberta, Canadá, el cobro de la Regalía e Impuestos, mas no es así, SUPERBIGOTE, según mi óptica, para el Extrapesado de La Faja, ¿Por qué? , porque el producto que vende Venezuela, mayormente, es una variedad de mezclas que tienen sus implicaciones en la Regalía e Impuestos. Antes de explicarte esto, te tengo que decirte, SUPERBIGOTE, que mucha gente, expertos y aficionados dicen, por todos lados, que lo que produce Venezuela es Merey 16 y que ese es uno de los crudos marcadores de Venezuela. Déjame decirte que eso no es verdad lo que, en realidad, Venezuela vende es una variedad que Yo he llamado crudos "TIPO MEREY 16" y que son, entre otros: 1) TIPO MEREY 16 que resulta de mezclar el Extrapesado con Mesa 30, 2) TIPO MEREY 16 que resulta de la mezcla del Extrapesado con crudo Santa Bárbara, 3) TIPO MEREY 16 que resulta de la mezcla del Extrapesado con Nafta Nacional, 4) TIPO MEREY 16 que resulta de la mezcla del Extrapesado con Condensado, 5) TIPO MEREY 16 que resulta de la mezcla del Extrapesado con petróleo liviano de Nigeria, 6) TIPO MEREY 16 que resulta de la mezcla del Extrapesado con petróleo liviano o condensado de Irán, 7) TIPO MEREY 16 que resulta de la mezcla del Extrapesado con algún petróleo liviano de Rusia, 8) Otros con productos que se puedan conseguir en el mercado Spot, 9) ¿Otros?.

SUPERBIGOTE, lo del MEREY 16, del que todo el mundo habla, no debe su nombre a que existe un campo petrolero con el nombre de MEREY y que produce grandes cantidades de petróleo de 16 grados API y, por eso, se convierte en referencia. Debo decirte, además, SUPERBIGOTE que es verdad que el campo Merey si existe y produjo algunos miles de barriles por día de un petróleo de 15 grados API no 16; pero hoy, dudo que esté produciendo, y mucho menos que sea referencia. Lo que si, también, debes saber, SUPERBIGOTE, que lo de los 16 grados API no es referencia al campo MEREY, como te dije, sino a que es la densidad que se requiere para que la mezcla del Extrapesado con otro hidrocarburo liviano cumpla con las características fisico-químicas que exigen las condiciones de diseño de los oleoductos que desde La Faja, la transportan hasta los mejoradores y/o puertos de embarque. Así que, por ahí, hay muchos mal usos de términos que uno no sabe con qué propósito.

¿Cuál es la implicación de enterarnos de todas estas mezclas? Muy sencillo, cada una de las 8 mezclas, en el mercado, tiene un precio y, en consecuencia, el Estado estaría, en la práctica, recaudando regalías e impuestos diferentes, repito, para cada mezcla. Aún así, en el mundo petrolero venezolano, por no saberlo hablan, todo el tiempo, de lo que Venezuela vende es Merey 16. SUPERBIGOTE, agrego, que lo primero que pregunta el comprador, a los vendedores de PDVSA, cual es el Tipo Merey 16 que le están ofreciendo, y cuando lo saben y lo comprueban con un "ensayo certificado" que debería presentar PDVSA, te dicen cuanto es lo que están dispuestos a pagar y eso, se debe, a que en el mundo de la refinación, es conocido que cuando se refina una de las mezclas del TIPO MEREY 16 que, también, se mezcla, generalmente, con otros crudos para conformar la dieta de la refinería que la procesará, ya saben que productos se obtendrán y, por supuesto, las ganancias que se tendrán. Así que, SUPERBIGOTE, si PDVSA no informa al MPPP cuantos barriles y a que precio vende el TIPO MEREY 16 de que se trate en una transacción en el mercado, estarían, supuestamente, generando pérdidas al Fisco Nacional, por comprobar. SUPERBIGOTE, como no tengo acceso a la Caja Negra para saber que Mezcla vendieron, a qué precio y a quien, todo lo que digo aquí solo son suposiciones mías, pero que estarían, si se quiere, sujetas a investigación como ya, en otros de mis artículos, lo he recomendado. Ojalá, esa diferenciación de mezclas se haga en PDVSA. Amanecerá y veré.

SUPERBIGOTE, esto, creo, no se lo han dicho ni a Clark Maduro y, por supuesto, ni al Ministro del PPP porque eso es parte de lo que, todavía, en ciertos aspectos pertenece a la Caja Negra que ha sido PFVSA.

Provincia de Alberta

LEY DE MINAS Y MINERALES

REGLAMENTO (MINISTERIAL) DE LA METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DEL BITUMEN EXTRAÍDO DE LAS "OIL SANDS" DE ALBERTA, CANADÁ

Reglamento de Alberta 232/2008

Con enmiendas hasta e incluyendo el Reglamento de Alberta 38/2017

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Nota

Se recuerda a todas las personas que hacen uso de esta consolidación que no tiene sanción legislativa, que las enmiendas se han incorporado solo para conveniencia de referencia. Los Estatutos y Reglamentos oficiales deben ser consultados para todos los efectos de interpretación y aplicación de la ley.

(Consolidado al 38/2017)

REGLAMENTO DE ALBERTA 232/2008

Ley de Minas y Minerales

REGLAMENTO (MINISTERIAL) DE LA METODOLOGÍA DE VALORACIÓN DEL BITUMEN (BVM) EXTRAÍDO DE LAS "OIL SANDS" DE ALBERTA, CANADÁTabla de contenido

  1. Interpretación
  2. Precio del Bitumen en Hardisty
  3. Volumen de mezcla al que se aplica la Bitumen Valuation Methodology (BVM)
  4. Valor del diluido al que se le aplica la BVM
  5. Subsidio de transporte

7 Entrada en vigor

Interpretación

1 (1) En este Reglamento,

  1. "dilbit" significa una mezcla de petróleo crudo pesado o bitumen crudo limpio mezclado con diluyente para cumplir con las especificaciones de viscosidad y densidad del oleoducto, donde la densidad del diluyente incluido en la mezcla sea inferior a 800 kg/m3;
  2. "fracción de dilbit", con respecto a un mes, significa la proporción del volumen de dilbit recibido durante el mes en la instalación de mezcla del Western Canadian Select (WCS) en Hardisty sobre el total de todos los volúmenes de dilbit y synbit recibidos durante el mes en la instalación de recepción;
  3. "diluyente" tiene el significado que se le da en Regulación de Regalías de las Oil Sands, 2009 pero
    1. en relación con dilbit, el diluyente generalmente será condensado, y
    2. en relación con synbit, el diluyente generalmente será

petróleo crudo sintético;

  1. "Precio Base" (Floor Price), con respecto a un mes, significa el

Precio Base determinado de acuerdo con la subsección (6) para ese mes;

  1. "fracción del dilbit promedio móvil en cuatro meses", con respecto a

un mes, significa el promedio simple de las fracciones de dilbit del mes y los 3 meses inmediatamente anteriores;

  1. "prima del synbit promedio móvil de cuatro meses", con respecto a un mes, significa el promedio simple de las primas de synbit para el mes y los 3 meses inmediatamente anteriores;
  2. "Instalación de mezcla del Western Canadian Select (WCS) en Hardisty" significa el

terminal e instalaciones relacionadas ubicadas en Hardisty, Alberta y administradas por Husky Energy Inc. en las que se produce el WCS;

  1. "NQ", con respecto a un Proyecto por un mes o Período, significa
  2. en el caso del bitumen mezclado descrito en la sección

32(6)(a)(i) del Reglamento de Regalías de Arenas Petrolíferas, 2009 , el volumen de bitumen crudo limpio contenido en el volumen de bitumen mezclado determinado mediante la deducción de la cantidad de producción del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen mezclado, la cantidad de disposición de terceros del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen mezclado, o

(ii) en el caso de bitumen crudo limpio descrito en

la sección 32(6)(a)(ii) del Reglamento de Regalías de Arenas Petrolíferas, 2009, el volumen de bitumen crudo limpio determinado mediante la deducción de la cantidad de producción del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen crudo limpio, la cantidad de disposición de terceros del Proyecto para el mes o Período, respectivamente, de dicho bitumen crudo limpio;

  1. "Proyecto CCB (Clean Crude Bitumen)", con respecto a un Proyecto por un mes, significa Bitumen Crudo Limpio obtenido de conformidad con el Proyecto y entregado en un punto de cálculo de regalías para el bitumen crudo limpio durante el mes, ya sea como parte de bitumen mezclado o de otra manera;
  2. "synbit" significa una mezcla de petróleo crudo pesado o bitumen crudo limpio mezclado con diluyente para cumplir con las especificaciones de densidad y viscosidad de los oleoductos, donde la densidad del diluyente incluido en la mezcla sea de 800 kg/m 3 o más;
  3. "synbit premium", con respecto a un mes, significa la

prima de igualización pagada en el mes por synbit con base en bitumen crudo sobre dilbit con base en bitumen crudo recibido durante el mes en la instalación de mezcla del WCS de Hardisty;

  1. "WCS" significa el petróleo crudo mezclado denominado

"Western

Canadian Select" compuesto principalmente de bitumen crudo limpio y diluyente;

  1. "Índice WCS", con respecto a un mes, significa la cantidad

calculado como el índice del WCS para el mes de conformidad con la subsección (3) o la cantidad especificada de otra manera en la subsección (4).

  1. Secciones 1, 2, 3, 6, 32, 48 y 50 Reglamento de la Regalía de Arenas Petrolíferas, 2009 y la División 2 de la Parte 2 del Reglamento (Ministerial) de Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas se aplican con respecto a este Reglamento a menos que se especifique lo contrario en este Reglamento o lo exija el contexto o por implicación necesaria.
  1. Sujeto a la subsección (4) y a menos que el Ministro especifique lo contrario en cualquier caso particular,
    1. la densidad del Proyecto CCB informada al Ministro por el operador del Proyecto será medida por el operador del Proyecto de conformidad con la sección 6 del Reglamento de Regalías de Arenas Petrolíferas, 2009,
    2. los siguientes montos a que se refiere este Reglamento serán los informados cada mes al Ministro por Canadian Natural Resources Limited como representante de los

fundadores del WCS que incluyen, además de Canadian

Natural Resources Limited, Talisman Energy Inc., Petro-Canada y EnCana Corporation y sus respectivos sucesores y cesionarios:

      1. la fracción dilbit del promedio móvil de cuatro meses;
      2. la prima de synbit promedio móvil de cuatro meses;

(iii) la densidad del WCS como se define en la sección 3(4),

    1. el índice del WCS de cada mes será el promedio ponderado, basado en los volúmenes de negociación, del índice "WCS-WTI" publicado por Natural Gas Exchange Inc. para ese mes, y el índice "WCS" publicado por Net Energy Inc. para ese mes. mes, calculado por el Ministro,
    2. lo siguiente será determinado para cada mes por el Comité Guía de Igualación y publicado en el sitio web de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo:
      1. el Precio Permitido del Condensado;
      2. la densidad del condensado (CRW),
    3. el precio diario FOB al contado del Maya de México en la Costa del Golfo de EE.UU. .será el publicado por Argus Media Inc.,
    1. el precio del Brent para un mes será el promedio simple de

los precios del Brent para los días hábiles del mes en curso expresados en dólares estadounidenses, donde

      1. el precio del Brent para un día de negociación es el precio de liquidación

para el día del contrato de mes puntual del precio

futuro del crudo Brent negociados en el Intercambio Intercontinental

(ICE), y

      1. un día de negociación es un día durante el cual un contrato para un mes puntual

a que se refiere la subcláusula (i) se negocia en la Bolsa Intercontinental (ICE),

y

    1. el precio del WTI para un mes será el promedio simple de

los precios del WTI para los días hábiles del mes en curso expresados en dólares estadounidenses, donde

      1. el precio del WTI para un día de negociación es el precio de liquidación

para el dia del contrato del mes puntual de los pecios futuros del WTI como se negocian en

NYMEX, y

      1. un día de negociación es un día durante el cual un contrato de un mes puntual

a que se refiere la subcláusula (i) se negocia en

NYMEX.

  1. Con respecto a cualquier elemento mencionado en la subsección (3) que se informe al Ministro o se publique, y con respecto a un tipo de cambio real diario USD/CAD (mediodía) mencionado en la subsección (5)(b) que sea publicado por el Banco de Canadá, el Ministro puede, por orden, especificar
    1. un valor para el ítem o tarifa, si el valor para ese ítem o tarifa no está disponible a tiempo para el cálculo del Precio del Bitumen en Hardisty para un mes, o
    2. una alternativa al ítem o tarifa, si el Ministro considera que el ítem o tarifa ha dejado de ser apropiado en relación con la forma en que se utiliza en este Reglamento, o si el ítem o tarifa deja de informarse o publicarse,

y el valor especificado o alternativo se utilizará en lugar del artículo o tasa para los fines de este Reglamento.

  1. El promedio simple de los Precios Spot diarios FOB del Maya de México en la Costa del Golfo de los EE. UU. para un mes mencionado en la subsección (3)(e), el precio Brent para un mes mencionado en la subsección (3)(f), el precio WTI para un mes mencionado en la subsección (3)(g), la prima de synbit para un mes y el valor de Dilbit según la BVM para un mes mencionado en la sección 4(1) se convertirán de dólares estadounidenses por barril a dólares canadienses por m 3 , usando
      1. un factor de conversión de 6,29234 barriles por m 3 , y
      2. el promedio simple del USD/CAD real

diario (mediodía) tipo de cambio del mes publicados por el Banco de Canadá, redondeados a 5 decimales.

  1. El Precio mínimo para un mes se determinará como el mayor de
    1. $10 por m 3 , y
    2. la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

MMSP – $250 por m 3 – A

dónde

MMSP es el promedio simple del Precios diario Spot FOB

Del Maya de México en la Costa del Golfo de los Estados Unidos para el mes, expresados en dólares canadienses por m 3 , determinados de conformidad con los incisos (3)(e) y (5);

A es el mayor de $0 por m 3 y

(BRENT-WTI);

BRENT es el precio del Brent del mes,

expresado en dólares canadienses por m 3 , determinado conforme a los incisos (3)(f) y (5);

WTI es el precio del WTI del mes,

expresado en dólares canadienses por m 3 , determinado conforme a las subsecciones (3)(g) y (5).

AR 232/2008 s1;341/2009;38/2017

Sección 2

Precio del Bitumen en Hardisty

2 El precio del bitumen en Hardisty para un proyecto durante un mes a los efectos de la sección 32(6)(a) del Reglamento de Regalías sobre Arenas Petrolífera (Oil Sands)s,

2009 es el mayor de

  1. el precio base, y
  2. el precio determinado para el mes de acuerdo con la siguiente fórmula:

HBP = [QBVM Blend x BVM Dilbit Value] - [QBVM

Diluyente x CRWP] - Control de calidad

dónde

HBP es el Precio del Bitumen en Hardisty para el

Proyecto para el mes;

QBVM Blend es el volumen de de la mezcla según la BVM para el

Proyecto para el mes determinado en el apartado 3;

El valor del Dilbit según la BVM es el valor del Dilbit según la BVM para el

mes determinado en la sección 4;

Diluyente QBVM es el volumen de Diluyente según la BVM para el

Proyecto para el mes determinado en la sección 3(2);

CRWP es la cantidad determinada como el Precio Permitido del Condensado para el mes;

QA es un ajuste de calidad considerado por un monto de $ 4,34171 por m 3 con respecto a cada mes desde enero de 2017 hasta diciembre de 2019, inclusive, y por un monto de $ 0 por m 3 con respecto a enero de 2020 y cada mes posterior.

AR 232/2008 s2;38/2017

Volumen de mezcla según la BVM

3 (1) Por cada metro cúbico del CCB del Proyecto, el volumen de mezcla según la BVM para un Proyecto durante un mes para los fines de la sección 2 es el volumen de bitumen mezclado producido al mezclar un metro cúbico del CCB del Proyecto obtenido durante el mes según el Volumen según la BVM del diluyente para el Proyecto para el mes determinado de acuerdo con el inciso (2).

Sección 4

    1. Por cada metro cúbico del CCB del Proyecto, el volumen de Diluyente según la BVM para los fines de la subsección (1) es el volumen de condensado que tiene una densidad igual a la Densidad del Condensado (CRW) para el mes que debe mezclarse con un metro cúbico del CCB del Proyecto a fin de que la densidad del bitumen mezclado resultante sea igual a la densidad del Dilbit según la BVM determinada para el mes de conformidad con el inciso (4).
    2. El volumen de la mezcla según la BVM mencionado en la subsección (1) se calculará de acuerdo con el capítulo 12.3 del Manual de estándares de medición de petróleo publicado por el Instituto Americano del Petróleo.
    3. La densidad del Dilbit según la BVM para un mes es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula: BVMDD = Densidad WCS - DDA donde

BVMDD

es la densidad del Dilbit según la BVM para el mes;

Densidad WCS

es la densidad promedio ponderada del volumen mensual de todos los WCS entregados a los oleoductos durante el mes medida en la instalación de la mezcla del WCS en Hardisty;

DDA

es el ajuste de densidad de dilbit determinado para el mes de acuerdo con la subsección (5).

    1. El ajuste de densidad de dilución para un mes es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula: DDA = 12 kg/m 3 x [1 - FMDF] donde

DDA

es el ajuste de densidad de dilbit para el mes;

FMDF

es la fracción dilbit promedio móvil de cuatro meses para el mes.

AR 232/2008 s3;38/2017

Valor del diluido según la BVM

4 (1) El Valor del Dilbit según la BVM de un mes para efectos del inciso 2 es la diferencia entre

  1. el Precio de Liquidación del WCS para el mes determinado bajo

subsección (2), y

  1. el ajuste del Valor del Dilbit según la BVM para el mes determinado en el inciso (3) convertido a dólares canadienses por m 3 .
    1. El precio de liquidación de WCS para un mes es la suma de
      1. el promedio simple de los precios del WTI para los días de negociación del mes en que
        1. el precio WTI para un día de negociación es el precio de cierre

para el día del contrato de mes puntual de Petróleo Crudo Dulce Liviano (CL1) cotizado en NYMEX, y

        1. un día de negociación es un día durante el cual un contrato para un mes puntual

a que se refiere la subcláusula (i) se negocia en

NYMEX,

y

      1. el índice del WCS para el mes.
    1. El ajuste del Valor del Dilbit según la BVM de un mes es producto de
      1. la prima de synbit promedio móvil de cuatro meses para el mes, y
      2. la diferencia entre
        1. 1, y
        2. la fracción dilbit promedio móvil de cuatro meses para el mes.

AR 232/2008 s4;38/2017

Costos permitidos por transporte

5 (1) En esta sección,

  1. "tarifa de transporte total", con respecto a una remoción de un oleoducto de un Proyecto, significa, durante un mes,
      1. la tarifa de transporte para el mes determinado

conforme a la subsección (3), (5) o (6), según sea el caso, para la remoción de un oleoducto, cuando la remoción del oleoducto sea solo un oleoducto, o

      1. la suma de las tarifas de transporte del mes

determinado bajo la subsección (3), (5) o (6), según sea el caso, para cada oleoducto que comprende una parte del oleoducto removido, donde el oleoducto removido

se compone de una serie de 2 o más oleoductos conectados;

    1. "cargos por entrega en terminales" significa cualquier tarifa, cargo, recargo o tarifa pagada o por pagar, o cualquier costo incurrido o que se incurriría, expresado en dólares por m 3 , para proporcionar entrega en terminales o en patio de tanques que se utilizan solo después que se ha realizado el transporte por oleoducto de petróleo, productos de las arenas petrolíferas o diluyente;
  1. "diluenducto", con respecto a un Proyecto por un mes,

significa una tubería, si la hay, que es capaz de transportar diluyente a un lugar en o cerca de los terrenos del Proyecto durante el mes desde otro punto en o cerca de la ruta de la tubería de extracción del Proyecto para el mes, pero no incluye tal tubería por un mes durante el cual una tubería descrita en la subsección (5)

      1. es la tubería de extracción del Proyecto para el mes,

o

      1. es parte de la tubería de extracción del Proyecto para el mes y es capaz de recibir bitumen crudo en un lugar en o cerca de los terrenos del Proyecto;
  1. "extremo", con respecto a una tubería que es la totalidad o una parte de una tubería de extracción de un Proyecto, significa el punto de la tubería más cercano a Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta, según sea el caso;
    1. "primera instancia de recepción de pagos por terminal" significa, con respecto a una tubería de extracción, los cargos por terminal de recepción, expresados en dólares por m 3 , que primero surgen del transporte a lo largo de la tubería de extracción después de un punto de cálculo de regalías para un producto de las arenas petrolíferas recuperado del proyecto;
    2. "otros pagos por transporte" significa cualquier tarifa, cargo, recargo o tarifa pagada o por pagar, o cualquier costo incurrido o que se incurriría, expresado en dólares por m 3 , en relación con un servicio de transporte en una tubería, que no sea
      1. Pagos por terminal de entrega,
      2. recibo por gastos de terminal, y
      3. honorarios, cargos, recargos o aranceles pagados, o costos

incurridos, que son atribuibles únicamente a la transmisión o movimiento de productos de arenas petrolíferas o diluyente a lo largo de una tubería,

y, para mayor certeza, incluye cualquier tarifa, cargo,

recargos o tarifas pagados o por pagar, o cualquier costo incurrido o por incurrir, para proporcionar tanques o almacenamiento por un período superior a 5 días;

    1. "pagos por terminal de recepción" significa cualquier tarifa, cargo, recargo o tarifa pagada, o cualquier costo incurrido, expresado en dólares por m 3 , que en opinión del Ministro
      1. son con respecto a
        1. terminales de recepción que no sean tanques de recepción,

o

        1. recepción de tanques de no más de 5 días,

o ambos, y

      1. se utilizan para permitir la recepción de productos de arenas petrolíferas o

diluyente en una tubería,

pero no incluye ninguna tarifa, cargo, recargo o

tarifas pagadas, o cualquier costo incurrido, que sea únicamente atribuible a la transmisión de productos de arenas petrolíferas o diluyente a lo largo de un oleoducto;

  1. "remoción de tubería", con respecto a un Proyecto, significa

cada tubería o, excepto en la sección 5(2.1)(a), cada serie de 2 o más tuberías conectadas, que es capaz de transportar bitumen crudo limpio, o productos de arenas petrolíferas obtenidos de bitumen crudo limpio, desde un lugar en o cerca de la

El proyecto aterriza en un punto en o cerca de Hardisty, Alberta o

Edmonton, Alberta, independientemente de

      1. si el bitumen crudo limpio que se va a transportar

serían transportados como parte de una mezcla de bitumen o de otro modo, y

      1. si los productos de arenas bituminosas así obtenidos y a ser

transportados se obtienen en una o más plantas de procesamiento ubicadas en o cerca de la ruta del oleoducto o serie de oleoductos, según sea el caso, entre el punto de cálculo de regalías del Proyecto para bitumen crudo limpio y el punto en o cerca de Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta;

  1. "remoción de tubería del Proyecto para el mes" significa la

remoción de tubería del Proyecto que tiene durante un mes la tasa de transporte agregada más baja en relación con cualquier otra tubería de extracción del Proyecto;

  1. "contrato de tomar o pagar" significa un contrato en virtud del cual el arrendatario u operador de un proyecto está obligado a pagar al propietario u operador de un oleoducto una cantidad específica por los servicios de transporte, independientemente de si los servicios, los volúmenes o la capacidad disponibles en virtud del contrato son utilizados en su totalidad o sin el uso;
  2. "tarifa" significa una tarifa determinada de acuerdo con las

disposiciones aplicables de esta sección;

  1. "costos permitido por uso de terminal" significa un costo permitido determinado

de acuerdo con la subsección (1.2).

(1.1) Cuando el servicio de transporte provisto con respecto a una tubería que es la totalidad o parte de una tubería de extracción, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto, se obtendría

  1. de conformidad con una transacción de plena competencia, el

Ministro deberá, sujeto al inciso (1.4), determinar la tarifa por el servicio de transporte en un monto equivalente al peaje de transmisión pagado o incurrido, expresado en dólares por m 3 , fijando los cargos por el servicio de transporte en el oleoducto, según recalculado por el Ministro para

(i) incluir una cantidad para la primera instancia de recibo

por gastos de terminal, si los hubiere, pero sólo si la primera instancia de recepción de los gastos de terminal

        1. no está ya incluido en el peaje de transmisión,

y

        1. ha sido acusado en relación con la

servicio de transporte en el oleoducto,

y

(ii) excluye, con independencia de que estén incluidos en

el peaje de transmisión o cobrado por separado,

        1. todos los gastos de terminal de entrega,
        2. todos los gastos de recepción en el terminal, distintos de la

primera instancia de gastos por recepción en terminal, y

        1. todos los demás cargos de transporte,

o

  1. de conformidad con una transacción sin condiciones de plena competencia,

(i) si, en opinión del Ministro, la tubería se pone en servicio el 31 de diciembre de 2016 o antes, el Ministro determinará la tarifa por el servicio de transporte en una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada bajo División 2 de la Parte 2 del Reglamento (Ministerial) de Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas (AR 231/2008) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, según lo recalculado por el Ministro para

        1. incluir montos relacionados con adiciones de capital, si

cualquiera, comisionado a partir del 1 de enero de 2017 para la tubería, pero solo si las adiciones de capital brindan un servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia, daría lugar exclusivamente a la primera instancia de recepción de cargos de terminal o de tarifas, cargos, recargos, tarifas o costos que sean atribuibles únicamente a la transmisión o movimiento de productos de arenas petrolíferas a lo largo del oleoducto, e incluyen todos los montos relacionados con la operación de esas adiciones de capital, y

        1. excluir todos los montos relacionados con adiciones de capital

comisionados a partir del 1 de enero de 2017 al gasoducto que brinde cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia, no daría lugar exclusivamente a la primera instancia de recepción de cargos por terminal o a tarifas, cargos, recargos, tarifas o costos que sean atribuibles únicamente a la transmisión o movimiento de productos de arenas bituminosas a lo largo del oleoducto, y excluyen todos los montos relacionados con la operación de esas adiciones de capital,

o

(ii) si en opinión del Ministro la tubería es

Puesta en servicio a partir del 1 de enero de 2017, el Ministro determinará que la tarifa del servicio de transporte sea una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada en la División 2 de la Parte 2 de los Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas Reglamento (Ministerial) (AR 231/2008) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, recalculado por el Ministro para

(A) incluir los costos de uso de terminal establecida en el inciso (1.2), pero sólo si

          1. todas las cantidades relacionadas con los activos, si los hubiere, que

proporcionar un servicio que de otro modo daría lugar a la primera instancia de recibo de cargos por uso de terminal como se describe en el párrafo (B), y todos los montos relacionados con la operación de esos activos están excluidos según el párrafo (B), y

          1. los activos en relación con los cuales se determina la exclusión de una cantidad

bajo el párrafo (B) están en uso con respecto a la tubería y no forman parte de la descripción del Proyecto,

y

(B) excluir todos las cantidades relacionadas con los activos que

proporcionar cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia, daría lugar en cualquier aspecto a cargos por entrega en terminal, primera instancia de recepción por catrgos de terminal, u otros cargos de transporte , y todos los montos relacionados con la operación de dichos activos.

    1. A los fines de determinar una tarifa conforme a la subsección (1.1)(b)(ii), el Ministro podrá, mediante orden, establecer periódicamente con respecto a cualquier mes una consideración por uso de terminal, pero cuando el oleoducto para el cual se está aplicando la tarifa determinado es parte de una serie de 2 o más tuberías conectadas que comprenden una tubería de extracción, la asignación de terminal puede incluirse bajo la subsección (1.1)(b)(ii) con respecto a una sola tubería de la serie para ese mes.
    2. A los efectos de determinar una tarifa a la que se hace referencia en la subsección (8)(a), cuando el servicio de transporte proporcionado con respecto a la tubería de diluyente, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto, se obtendrá
  1. de conformidad con una transacción de plena competencia, el

Ministro deberá, sujeto al inciso (1.4), determinar la tarifa por el servicio de transporte en una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente al pago de transmisión pagado o incurrido por el servicio de transporte en el oleoducto, según recalculado por el Ministro a fin de excluir todos los montos relacionados con o que surjan de los cargos por entrega en terminal, cargos por recepción en terminación u otros cargos de transporte, independientemente de si esos cargos están incluidos en el pago de transmisión o se cobran por separado, o

  1. de conformidad con una transacción sin condiciones de plena competencia:

(i) si en opinión del Ministro la tubería ha sido

comisionada en o antes del 31 de diciembre de 2016, el Ministro determinará que la tarifa del servicio de transporte sea una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada en la División 2 de la Parte 2 de los Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas Reglamento (Ministerial) (AR 231/2008) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, recalculado por el Ministro para excluir

        1. todas las cantidades relacionadas

con adiciones de capital comisionadas a partir del 1 de enero de 2017 al gasoducto que brinde cualquier servicio que, en opinión del Ministro, si lo obtiene el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia, daría lugar en cualquier aspecto a los cargos de entrega por uso de terminal, terminal de recepción cargos u otros cargos de transporte, y

        1. todos los montos relacionados con

la operación de esas adiciones de capital,

o

(ii) si en opinión del Ministro el oleoducto es

comisionado en o a partir del 1 de enero de 2017, el Ministro determinará que la tarifa del servicio de transporte sea una cantidad, expresada en dólares por m 3 , que sea equivalente a la cantidad determinada en la División 2 de la Parte 2 de los Reglamento de (Ministerial) Costos Permitidos de Arenas Petrolíferas (AR 231/2008) como el costo del servicio de transporte en el oleoducto, recalculado por el Ministro para excluir

        1. todos los montos relacionados con los activos que proporcionan cualquier

servicio que, en opinión del Ministro, de ser obtenido por el arrendatario u operador del Proyecto en una transacción de plena competencia, daría lugar en cualquier aspecto a por entrega en terminal, cargos por recepción en terminal u otros cargos de transporte, y

        1. todos los montos relacionados con la operación de dichos activos.

(1.4) Al determinar una tarifa y expresarla en dólares por m 3 bajo las subsecciones (1.1)(a) y (1.3)(a), si la tubería para la cual se determina la tarifa está sujeta a un contrato de toma o paga, el volumen embarcado en el oleoducto durante un mes se considerará una cantidad equivalente a

      1. el volumen mínimo por el que el arrendatario o

el operador del Proyecto está obligado a pagar ese mes según el contrato de compra o pago, en los casos en que el operador envíe el volumen mínimo o menos,

      1. el volumen mínimo que el arrendatario u operador de

el Proyecto está obligado a pagar ese mes bajo el contrato de tomar o pagar, más cualquier volumen adicional enviado bajo el contrato de toma o paga, en caso de que el operador envíe más del volumen mínimo, o

  1. la capacidad de diseño del oleoducto, en los casos en que no se especifique el volumen mínimo por el cual el arrendatario u operador del Proyecto está obligado a pagar por ese mes bajo el contrato toma o paga.
  1. Sujeto a las subsecciones (2.1) y (2.2), la asignación de transporte para un Proyecto durante un mes para bitumen crudo limpio a que se refiere la sección 32(6)(a)(i) y (ii) del Reglamento de Regalías de Arenas Petrolíferas, 2009 es la suma de
      1. la tarifa de transporte agregada para el mes por la tubería de extracción del Proyecto para el mes, y
      2. la tarifa de transporte determinada bajo la subsección (8) o

(9) para el mes para la tubería de diluyente, si la hubiere, para el Proyecto para el mes.

    1. Si el Ministro es de la opinión de que
      1. un Proyecto es atendido por más de una tubería de extracción y que cada una de esas tuberías eliminadas consta de una sola tubería que se origina en un lugar en o cerca del Proyecto y continúa hasta un punto en o cerca de Hardisty, Alberta o Edmonton, Alberta,
      2. el Proyecto CCB del Proyecto está contenido en un solo producto recuperado de las arenas petrolíferas del área de desarrollo del Proyecto, y
      3. todo el volumen del producto único de las arenas petrolíferas recuperado del área de desarrollo del Proyecto y transportado durante un mes puede contabilizarse como si hubiera sido

transportados en las tuberías de extraccións a que se refiere la cláusula

(a),

luego, los costos permitidos por transporte para el Proyecto para el mes mencionado en la cláusula (c) se determinará conforme a la subsección (2.2).

    1. Los costos permitidos por transporte para un mes para un Proyecto al que se aplica el inciso (2.1) es la suma de
      1. el promedio de las tarifas de transporte de ese mes para los oleoductos removidos determinados en el inciso (3), (5) o (6), según sea el caso, ponderado de acuerdo con los respectivos volúmenes de producto de las arenas petrolíferas recuperado del área de desarrollo del Proyecto y transportado en cada tubería de extracción durante ese mes, y
      2. la tarifa de transporte determinada bajo la subsección (8) o

(9) para el mes de la tubería de diluyente, si la hubiere, para el Proyecto para ese mes.

  1. Sujeto a la subsección (4), la tarifa de transporte por un mes de una tubería que comprende la totalidad o una parte de una tubería de extracción de un Proyecto y que transporta dilbit o synbit es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

BRC + (.754 x GRC)

CCBQ

dónde

BRC es el monto que se cobraría según la tarifa

para que el oleoducto transporte durante el mes el volumen de dilbit determinado al multiplicar el volumen de Mezcla según la BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3 por el NQ para el Proyecto para el mes;

GRC es la cantidad que se cobraría según la tarifa

por el transporte por la tubería durante el mes por el volumen de dilbit igual al volumen de diluyente que estaría contenido en el volumen de dilbit a que se refiere la definición de BRC;

CCBQ es el NQ para el Proyecto del mes.

  1. Al determinar la tarifa de transporte por un mes para una tubería bajo la subsección (3),
    1. la capacidad del servicio de transporte contratada en el oleoducto para transportar los volúmenes de dilbit a que se refieren las definiciones de BRC y GRC en el inciso (3) se considerará igual a la suma de dichos volúmenes, y
    2. GRC para el mes es cero si la tubería a la que se hace referencia en la subsección (3) es la totalidad o una parte de la tubería de extracción del Proyecto para el mes y hay una tubería de diluyente para el Proyecto para el mes que es capaz de transportar diluyente durante ese mes desde un lugar en o cerca del final de la tubería mencionada en la subsección (3) a un lugar en o cerca de los terrenos del Proyecto.
  2. La tarifa de transporte por un mes de una tubería que comprende la totalidad o una parte de una tubería de extracciónde un Proyecto y que transporta bitumen crudo limpio en lugar de dilbit o synbit es la cantidad determinada al dividir
    1. el monto que se cobraría de acuerdo con la tarifa del gasoducto para transportar durante el mes el NQ del Proyecto para el mes, por
    2. el NQ para el Proyecto para el mes.
  3. Sujeto a la subsección (7), la tarifa de transporte por un mes de un oleoducto que comprenda la totalidad o parte de un oleoducto de extracción de un Proyecto y que transporta petróleo crudo sintético es la cantidad determinada de acuerdo con la siguiente fórmula:

TRC + (.92 x DRC)

CCBQ

dónde

TRC es el monto que se cobraría según la tarifa

para que el oleoducto transporte un volumen de crudo sintético con una densidad no inferior a 800 kg/m3 y no superior a 875 kg/m 3 e igual al volumen de dilbit determinado al multiplicar el volumen de Mezcla según la BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3 por la NQ del Proyecto para el mes;

DRC es el monto que se cobraría según la tarifa

para que el oleoducto transporte un volumen de crudo sintético que cumpla con los requisitos de densidad especificados en la definición de TRC e igual al volumen de diluyente que estaría contenido en el volumen de dilbit mencionado en la definición de TRC;

CCBQ es el NQ para el Proyecto del mes.

  1. Al determinar la tarifa de transporte por un mes para una tubería bajo la subsección (6),
    1. la capacidad del servicio de transporte contratado en el

oleoducto para transportar los volúmenes de petróleo crudo sintético mencionados en las definiciones de TRC y DRC en la subsección (6) se considerará igual a la suma de esos volúmenes,

    1. los componentes de la tarifa del oleoducto que varían

de acuerdo a la densidad del crudo sintético transportado por el oleoducto se multiplicará por un factor de 1.22, y

    1. DRC para el mes es cero si la tubería a la que se hace referencia en la subsección (6) es la totalidad o una parte de la tubería de extracción del Proyecto para el mes y hay una tubería de diluyente para el Proyecto para el mes que es capaz de transportar diluyente durante ese mes desde un lugar en o cerca del final de la tubería mencionada en la subsección (6) a un lugar en o cerca de los terrenos del Proyecto.
  1. Sujeto a la subsección (9), la tarifa de transporte para un mes de la tubería de diluyente para un Proyecto para el mes es la cantidad determinada al dividir

(a) la cantidad, si la hubiere, que se cobraría según la tarifa

durante el mes para que la tubería de diluyente transporte el volumen de diluyente determinado en la subsección (8.1) a

      1. el Proyecto o
      2. una instalación de mezcla especificada por el Ministro, si el

El Ministro opina que el CCB del Proyecto para el mes se mezcla con diluyente en una instalación de mezcla ubicada fuera de los terrenos del Proyecto para facilitar el transporte.

por

(b) el NQ del Proyecto para el mes.

(8.1) A los efectos de la subsección (8)(a), el volumen de diluyente se determinará multiplicando el NQ del Proyecto para el mes por el volumen de Diluyente según la BVM para el Proyecto para el mes determinado en la sección 3(2).

Sección 7

  1. La tarifa de transporte por un mes de la tubería de diluyente para el Proyecto para el mes es cero si el costo de transportar el volumen de diluyente a que se refiere el inciso (8) en la tubería durante el mes está incluido en la tarifa de transporte determinada bajo la subsección ( 3) para una tubería que sea la totalidad o una parte de la tubería de extracción del Proyecto para el mes.

AR 232/2008 s5;38/2017

6 Derogado AR 38/2017 s6.

Entrada en vigor

7 Este Reglamento entra en vigor el 1 de enero de 2009

*9780779795994*



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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

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