1 Cámara de Comercio de Bogotá Centro de Arbitraje, Conciliación y Amigable Composición Laudo Arbitral Frontera Energy Colombia Corp. Sucursal Colombia contra Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH 13 de marzo de 2025 2 Tabla de Contenido Tabla de Contenido 1.
ANTECEDENTES. 1.1. Partes procesales. 1.1.1. Parte Convocante. 1.1.2. Parte Convocada. 1.2. El Pacto Arbitral. 1.3. Designación de los Árbitros e integración del Tribunal. 1.4. Instalación del Tribunal Arbitral. 1.5. Trámite Arbitral. 1.5.1. La Demanda y su Contestación. 1.5.2. Audiencia de conciliación y fijación de honorarios. 1.5.3.
Primera audiencia de trámite. 1.6. Término de duración del proceso. 2. PRESUPUESTOS PROCESALES. 2.1. Cumplimiento de los presupuestos procesales. 2.1.1. Capacidad para ser parte. 2.1.2. Capacidad para comparecer al proceso. 2.1.3. La demanda en forma. 2.1.4. La competencia del Tribunal Arbitral. 2.1.5. La excepción de caducidad de la acción 2.2.
Controles de Legalidad.
3. LA DEMANDA Y SU CONTESTACIÓN. 3.1. Síntesis del caso tal como fue presentado por las partes. 3.1.1. Posición de la Convocante. 3.1.1.1. Diferencias interpretativas en el Contrato E&E Cubiro. 3.1.1.2. Posturas Divergentes de la ANH 3.1.1.3. Violación de Derechos Contractuales y Constitucionales. 3 3.1.1.4. Reconocimiento de Independencia de los Campos Comerciales. 3.1.1.5.
Intento de Unificación de Campos Comerciales. 3.1.1.6. Ejercicio del Control de Legalidad. 3.1.1.7. Integración de Áreas de Explotación. 3.1.1.8. Síntesis de las Peticiones al Tribunal. 3.1.2. Posición de la Convocada 3.1.2.1. Oposición a la visión de Frontera. 3.1.2.2. Carácter técnico de la Disputa. 3.1.2.3. Contraprestación por Precios Altos 3.1.2.4.
Límites constitucionales y legales de los Tribunales de Arbitraje. 3.1.2.5. Interpretación pacífica del Contrato. 3.1.2.6. Acceso a la Administración de Justicia. 3.1.2.7. Incongruencia en las peticiones de Frontera. 3.1.2.8. Validez del Contrato Cubiro. 3.1.2.9. Fundamentación de la oposición a las Pretensiones. 3.1.2.10. Jurisdicción y competencia del Tribunal. 3.2.
Pretensiones de la Demanda. 3.3. Excepciones formuladas por la Convocada. 3.4. Formulación de las pretensiones y respuesta a las mismas por la Convocada. Primer grupo de Pretensiones principales de la Demanda y consideraciones de la Convocada 3.5. Hechos de la Demanda y contestación por la Convocada. “A. Antecedentes del Contrato” “B. Los hitos contractuales de la Exploración y Explotación de hidrocarburos según los Contratos E&P de la ANH”.
“El Contrato E&E Cubiro y la ejecución de sus Periodos de Exploración y Evaluación” “Antecedentes relacionados con los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur” “Aviso de Descubrimiento y Programa de Evaluación Petirrojo” “Declaración de Comercialidad de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur” 4 “La ejecución del Periodo de Explotación del Contrato E&E de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur”.
“La instancia ejecutiva para resolver las controversias interpretativas entre las Partes”. “El Inicio de Explotación de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur” “La explotación independiente de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur” “Antecedentes de los Campo Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D”. “Declaración de Comercialidad del Campo Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D”.
“Plan de Explotación Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, y Copa D”. “El Inicio de Explotación de los Campos Comerciales Copa, Copa A Copa B, Copa C y Copa D” “N. Campo Yopo” “S. Declaración de Comercialidad del Campo Yopo” “La renuncia a la explotación del Campo Yopo” 4. ETAPA PROBATORIA. 4.1. Pruebas documentales. 4.2.
Interrogatorios de parte. 4.3. Testimonios. 4.4. Dictámenes periciales 4.5. Exhibiciones de documentos. 4.6. Consideraciones del Tribunal sobre las nulidades formuladas por la parte Convocada sobre las pruebas del presente proceso 4.6.1. El cumplimiento de los requisitos de forma de los dictámenes periciales.145 4.7. Alegatos de Conclusión.
5. CONSIDERACIONES DEL TRIBUNAL. 5.1. Los problemas jurídicos. 5.2. La existencia y validez del Contrato Cubiro 5.3. El régimen jurídico de los Contratos E&E. 5.3.1. Las modalidades de contratación E&E en Colombia – Origen y evolución. 5 5.3.2. Régimen jurídico aplicable a los contratos de exploración y producción de hidrocarburos. 5.3.3.
Marco de referencia: la autonomía de las empresas petroleras a la luz de los contratos E&E. 5.4. La autonomía del contratista en el Contrato Cubiro. 5.5. Consideraciones sobre la interpretación del Contrato 5.6. Principales acuerdos e hitos previstos en el Contrato Cubiro 5.6.1. Las definiciones previstas en el Contrato. 5.6.2. Integración de las disposiciones externas al Contrato 5.6.3.
Las facultades de fiscalización de la ANH y la determinación de Campos Comerciales. 5.7. El análisis y el pronunciamiento expreso respecto de las pretensiones Con base en lo anterior, el Tribunal procede a analizar y decidir las pretensiones de la Demanda. Primer grupo de pretensiones principales de la Demanda Segundo grupo de pretensiones principales de la Demanda Tercer grupo de pretensiones principales de la Demanda.
Cuarto grupo de pretensiones principales de la Demanda Quinto grupo de pretensiones principales de la Demanda Las pretensiones subsidiarias Las pretensiones de condena 5.8. Pronunciamiento sobre las excepciones propuestas por la Convocada en contra de la Demanda 5.9. Costas y conducta procesal
6. PARTE RESOLUTIVA 6 Laudo Arbitral Bogotá D.C., 13 de marzo de 2025 Surtidas como se encuentran la totalidad de las actuaciones procesales previstas en la Ley 1563 de 2012 para la debida instrucción del trámite arbitral y siendo esta la fecha señalada para llevar a cabo la audiencia de laudo, el Tribunal profiere en derecho, el Laudo que pone fin al proceso arbitral convocado para dirimir las diferencias surgidas entre Frontera Energy Colombia Corp.
Sucursal Colombia, como parte convocante (quien en adelante se denominará, indistintamente, “Frontera” o la “Convocante” o el “Contratista”), y la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH (quien en adelante se denominará, indistintamente, “ANH” o la “Convocada”), previos los siguientes: 1.
ANTECEDENTES. 1.1. Partes procesales. 1.1.1. Parte Convocante. 1. La parte Convocante en el presente trámite arbitral es Frontera Energy Colombia Corp. que obra en Colombia a través de su sucursal Frontera Energy Colombia Corp. Sucursal Colombia, constituida mediante Escritura Pública No. 2216 del 19 de agosto de 2003 de la Notaría 5ª del Círculo de Bogotá, e identificada tributariamente con el NIT 830.126.302-2, representada por el señor Jorge Enrique Paredes Tamayo, identificado con la cédula de ciudadanía No. 12.135.782 de Neiva, en su condición de apoderado general, según consta en el certificado de matrícula de sucursal de sociedad extranjera expedido por la Cámara de Comercio de Bogotá, que obra en el expediente. 2.
La Convocante en el presente proceso arbitral estuvo debidamente representada judicialmente, de conformidad con el poder que obra en el expediente, apoderados de la Convocante a quienes el Tribunal les reconoció personería. 1.1.2. Parte Convocada. 3. La parte Convocada en el presente trámite arbitral es la Agencia Nacional de Hidrocarburos-ANH, entidad creada por el Decreto Ley No. 1760 de 2003 y regulada mediante los Decretos 4137 de 2011 y 0714 de 2012, Agencia estatal del sector descentralizado de la Rama Ejecutiva del Orden Nacional, con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa, técnica y financiera, adscrita al Ministerio de Minas y Energía. 7 4.
La Convocada en el presente proceso arbitral estuvo debidamente representada judicialmente, de conformidad con el poder que obra en el expediente, apoderado de la Convocada a quien el Tribunal le reconoció personería. 5. En vista de lo anterior, el Tribunal advierte que las personas que actúan como parte Convocante y parte Convocada cuentan con la capacidad para ser parte y para comparecer a este proceso, y se encuentran debidamente representadas de conformidad con los poderes que obran en el expediente a través de apoderados cuya personería para actuar, tal como se indicó, fue reconocida en la oportunidad legal. 1.2.
El Pacto Arbitral. 6. El pacto arbitral invocado y respecto del cual se ha adelantado este proceso arbitral es el contenido en la cláusula 27 denominada “Solución de controversias entre las partes” del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos suscrito el 8 de octubre de 2004 (indistintamente, el “Contrato E&E Cubiro” o el “Contrato Cubiro” o el “Contrato”), correspondiente a la cláusula compromisoria, pactada en los siguientes términos: “CLAUSULA 27 - SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS ENTRE LAS PARTES 27.1.
Instancia Ejecutiva: Toda diferencia o desacuerdo que surja en desarrollo del contrato será solucionada por los funcionarios de las Partes autorizados para el efecto. Si en el término de treinta (30) Días calendario contados a partir del aviso escrito, el desacuerdo aún no se ha resuelto, el asunto será sometido al más alto ejecutivo de cada una de las Partes residente en Colombia, a fin de buscar una solución conjunta.
Si dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a la fecha en que una de las Partes haya solicitado a la otra el sometimiento del desacuerdo a los ejecutivos antes mencionados, las Partes llegaren a un acuerdo o decisión sobre el asunto en cuestión, dentro de los quince (15) Días calendario después de logrado dicho acuerdo o decisión se suscribirá el acuerdo o la decisión adoptada. 27.2.
Instancia de Peritaje y de Arbitraje: Si dentro de los citados treinta (30) días los más altos ejecutivos de las Partes no llegaren a un acuerdo o decisión, o si dentro de los mencionados quince (15) días no suscribieren el acuerdo o decisión adoptada, cualquiera de las Partes podrá acudir a los mecanismos previstos en los numerales 27.2.1, 27.2.2 y 27.2.4., según el caso, de la siguiente manera: 27.2.1.
Peritaje Técnico: Si se trata de un desacuerdo técnico, será sometido al dictamen de expertos, designados así: uno por cada Parte y, el tercero, por los dos principales expertos y, a falta de acuerdo entre estos y a petición de cualquiera de las Partes, dicho tercero será nombrado por la asociación de profesionales del tema 8 objeto de la controversia o afín a este, que sea cuerpo técnico consultivo del Gobierno Nacional y con sede en Bogotá. Una vez los expertos hayan sido nombrados: a) Los expertos emitirán su concepto en un plazo de treinta (30) Días a partir de su nombramiento.
Los expertos indicarán el sitio y plazo para recibir información de las Partes. A solicitud de los expertos, las Partes pueden conceder una ampliación del plazo inicial. b) Las Partes entregarán toda información pertinente que los expertos puedan considerar necesaria. c) Las Partes enfocarán y delimitarán las materias que son tema de la experticia. d) Los costos y gastos de los expertos técnicos serán pagados por partes iguales por las Partes. e) El concepto se emitirá por mayoría y será obligatorio para las Partes con los efectos de una transacción. 27.2.2.
Peritaje Contable: Si se trata de un desacuerdo contable, se someterá al dictamen de expertos, quienes deberán ser contadores públicos titulados designados así: uno por cada Parte, y el tercero por los dos principales expertos y, a falta de acuerdo entre estos y a petición de cualquiera de las Partes, dicho tercero será nombrado por la Junta Central de Contadores de Bogotá. Una vez nombrados los expertos, se procederá de manera similar a lo estipulado en los literales a-d del numeral anterior. 27.2.3.
Controversia en cuanto a la naturaleza: En el caso de desacuerdo entre las Partes sobre la calidad técnica, contable o legal de la controversia, ésta se considerará de tipo legal. 27.2.4. Arbitraje: Cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el presente contrato, que no sea un desacuerdo técnico o contable, se resolverá por medio de arbitraje.
El Tribunal de Arbitraje estará compuesto por tres (3) árbitros nombrados de común acuerdo por las Partes. Si estas no llegaren a un acuerdo en el nombramiento de los árbitros, estos serán designados por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de Comercio de Bogotá D.C., previa solicitud presentada por cualquiera de las Partes.
En todo caso los árbitros deberán tener experiencia acreditada de más de cinco (5) años en asuntos propios de la industria petrolera. El Tribunal deberá aplicar la legislación sustancial colombiana vigente y su decisión será en derecho. El arbitraje será conducido en idioma castellano. 27.2.5. Exclusión: De conformidad con lo estipulado en la Cláusula 4 de este contrato, (numeral 4.3.2 parágrafo), la falta de acuerdo entre las Partes para la extensión del Periodo de Explotación de cada Área de Explotación no dará lugar a desacuerdo y no se sujetará a los procedimientos establecidos en esta cláusula”. 9 1.3.
Designación de los Árbitros e integración del Tribunal. 7. De conformidad con el pacto arbitral invocado, mediante sorteo público adelantado por el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá, y una vez adelantados los trámites de designación, aceptación (tanto de los árbitros principales y suplentes sorteados), el deber de información, así como las solicitudes de relevo resueltas por el Juzgado 35 Civil del Circuito de Bogotá, se designaron como Árbitros del presente proceso, a Catalina Hoyos Jiménez (quien salva su voto), Alejandro Martínez Villegas, y Carlos Alfonso Botero Borda, quien aceptaron la designación, cumplieron el deber de información, oportunamente y en los términos de la Ley 1563 de 2012. 1.4.
Instalación del Tribunal Arbitral. 8. El Tribunal Arbitral se instaló en audiencia celebrada el 31 de enero de 2024 por parte de Catalina Hoyos Jiménez (quien salva su voto), Alejandro Martínez Villegas y Carlos Alfonso Botero Borda como Árbitros que integran este Tribunal, a través del Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. En la audiencia de instalación, mediante el Auto No. 1, entre otros, se declaró legalmente instalado el Tribunal, fue designado como Secretario el abogado Daniel Villarroel Barrera, quien tomó posteriormente posesión de su cargo ante el Tribunal y surtió el deber de información en los términos de Ley, sin manifestación alguna de las partes respecto de la aceptación del Secretario ni de su deber de información. 1.5.
Trámite Arbitral. 1.5.1. La Demanda y su Contestación. 9. El 27 de diciembre de 2022, la Convocante, a través de apoderado judicial, presentó demanda arbitral. La demanda inicial fue admitida por el Tribunal Arbitral mediante Auto No. 2 de 31 de enero de 2024, y se ordenó notificar personalmente a la parte Convocada, y correr traslado de la demanda y sus anexos, así como notificar y remitir el auto admisorio en conjunto con la demanda y sus anexos, respectivamente, al Ministerio Público y a la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado, como en efecto se procedió. 10.
Adicionalmente, mediante el Auto No. 2 de 31 de enero de 2024, se ordenó que, en el término de traslado de la demanda, la Convocada aportara los documentos solicitados por la parte Convocante en la demanda. Asimismo, mediante Auto No. 3 de 31 de enero de 2024, se ordenó dar traslado a la parte Convocada de la solicitud de medidas cautelares. 10 11.
La admisión de la demanda inicial fue debidamente notificada a la parte Convocada el 31 de enero de 2024. 12. La Convocada oportunamente, se pronunció frente a la solicitud de medidas cautelares el 7 de febrero de 2024. Posteriormente, el 21 de febrero de 2024, el Tribunal Arbitral, mediante Auto No. 4, resolvió negar las seis medidas cautelares solicitadas por la parte Convocante. 13.
La Convocada contestó oportunamente la demanda inicial el 28 de febrero de 2024, a propósito de lo cual, entre otros, formuló excepciones de mérito y solicitó el decreto de pruebas. 14. El 8 de marzo de 2024, el apoderado judicial de la parte Convocante descorrió el traslado de las excepciones de mérito formuladas por la Convocada. 15.
La Convocante, oportunamente, el 10 de abril de 2024, presentó reforma de la demanda inicial arbitral (en adelante, indistintamente, la “Demanda Reformada” o la “Demanda”). La Demanda fue inadmitida por el Tribunal Arbitral mediante Auto No. 7 de 12 de abril de 2024. Posteriormente, el 19 de abril de 2024, la Convocante subsanó oportunamente y en debida forma la Demanda, razón por la cual, mediante Auto No. 8 del 22 de abril de 2024, el Tribunal Arbitral admitió la Demanda Reformada y se ordenó correr traslado de la Demanda y sus anexos a la Convocada. 16.
El 14 de mayo de 2024, la parte Convocada, oportunamente y dentro del término, presentó la contestación de la Demanda (la “Contestación”) y, entre otros, formuló excepciones de mérito y solicitó el decreto de pruebas. 17. Adicionalmente, el 21 de mayo de 2024, el apoderado judicial de la parte Convocante descorrió el traslado de las excepciones de mérito formuladas por la Convocada en la Contestación. 1.5.2.
Audiencia de conciliación y fijación de honorarios. 18. El 31 de mayo de 2024, se realizó la audiencia de conciliación en la que el Tribunal Arbitral invitó a las partes a explorar la posibilidad de un acuerdo. Sin embargo, ante la imposibilidad de llegar a un acuerdo conciliatorio, mediante Auto No. 10, el Tribunal Arbitral declaró surtida y fracasada la audiencia de conciliación y, en consecuencia, mediante Auto No. 11, y en virtud de lo previsto en los artículos 25 y 26 de la Ley 1563 de 2012, procedió a fijar los honorarios y gastos del Tribunal Arbitral, así como los del Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. 19.
En lo concerniente al pago de los honorarios y gastos fijados por el Tribunal Arbitral, los mismos fueron pagados en su totalidad y oportunamente, por ambas partes. 11 1.5.3. Primera audiencia de trámite. 20. El 12 de julio de 2024 se llevó a cabo la primera audiencia de trámite, en la cual, el Tribunal Arbitral, mediante el Auto No. 14, se declaró competente para conocer y resolver en derecho las controversias sometidas a su consideración. Frente a la competencia del Tribunal Arbitral, el apoderado de la parte Convocada interpuso recurso de reposición en contra del Auto No. 14.
Del recurso de reposición en audiencia se dio traslado a la parte Convocante, quien ejerció su derecho de contradicción en audiencia. El Agente del Ministerio Público, coadyuvó el recurso interpuesto por la parte Convocada, e igualmente interpuso recurso de reposición, del cual se dio traslado a las partes. 21. En esta misma audiencia, se profirió el Auto No. 15 mediante el cual el Tribunal Arbitral resolvió los recursos de reposición interpuestos por la parte Convocada y el Agente del Ministerio Público, y el Tribunal Arbitral decidió confirmar en su integridad el Auto No. 14 de 12 de julio de 2024. 22.
En esta misma audiencia, siguiendo lo previsto en la Ley, el Tribunal decretó las pruebas solicitadas (a) por la Convocante en la Demanda y en el documento a través del cual descorrió el traslado de las excepciones de mérito, y (b) por la Convocada en la contestación de la Demanda. 1.6. Término de duración del proceso. 23. Comoquiera que las partes no pactaron nada distinto, al tenor de lo indicado en el artículo 10 de la Ley 1563 de 2012, el término de duración del presente proceso es de seis meses, contados a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite, lapso en el que debe proferirse y notificarse incluso la providencia que resuelve la solicitud de aclaración, corrección o adición del respectivo laudo, de ser el caso.
A este término, de conformidad con lo establecido en el artículo 11 de la Ley 1563 de 2012, se adicionarán los días de suspensión, así como los de interrupción por causas legales. Teniendo en cuenta que la primera audiencia de trámite tuvo lugar el 12 de julio de 2024, y las suspensiones del presente proceso, (a) desde el 30 de agosto de 2024 y hasta el 4 de septiembre de 2024, ambas fechas inclusive;
(b) desde el 13 de septiembre de 2024 y hasta el 30 de septiembre de 2024, ambas fechas inclusive, (c) desde el 21 de diciembre de 2024 y hasta el 20 de enero de 2025, ambas fechas inclusive, (d) desde el 22 de enero de 2025 y hasta el 12 de febrero de 2025, ambas fechas inclusive, y (e) desde el 14 de febrero del 2025 y hasta el 4 de marzo de 2025, ambas fechas inclusive, a la fecha han transcurrido cinco meses y tres días del término del presente proceso, el cual vence el 10 de abril de 2025.
Por lo anterior, la 12 expedición del presente Laudo es oportuna y se hace dentro del término consagrado en la Ley. 2. PRESUPUESTOS PROCESALES. 2.1. Cumplimiento de los presupuestos procesales. 24. Como asunto de decisión previa, pasa el Tribunal a examinar si en el presente proceso están reunidos los denominados presupuestos procesales1, estos son, las condiciones de forma y de procedimiento necesarias para proferir una decisión de fondo, constituidos por: (a) La capacidad para ser parte;
(b) la capacidad para comparecer al proceso; (c) la demanda en forma; y (d) la competencia del Tribunal Arbitral. 2.1.1. Capacidad para ser parte. 25. En cuanto a esta exigencia, las partes que conforman los extremos del litigio, previamente identificadas, gozan de plena capacidad para ser parte al tenor de lo previsto en el artículo 53 del Código General del Proceso (C.G.P.)2 y se encuentran debidamente representadas en juicio, debiendo agregarse que fueron adecuadamente convocadas al proceso y durante el mismo gozaron de amplias oportunidades de defensa y de contradicción, sin que se evidencie causal de nulidad alguna. 26.
El requisito en referencia, por tanto, se encuentra debidamente acreditado, además de que no fue cuestionado durante el curso del proceso. 2.1.2. Capacidad para comparecer al proceso. 27. La capacidad para comparecer al proceso, cuya regulación la recoge el artículo 54 del C.G.P., está igualmente acreditada en el expediente, pues ambas partes concurrieron a través de quienes, de acuerdo con la Ley o documento de representación, respectivamente, ejercen su representación. 28.
El requisito en referencia, por tanto, se encuentra debidamente acreditado, además de que no fue cuestionado durante el curso del proceso. 2.1.3. La demanda en forma. 1 Corte Suprema de Justicia. Sala de Casación Civil. Sentencia de 19 de agosto de 1954. G.J. LXXVIII, pp. 304-306 (M.P. Manuel Barrera Parra). 2 Código General del Proceso.
Ley 1564 de 2012. 13 29. En lo que se refiere a la Demanda, debe indicarse que la misma se ajustó plenamente a las previsiones contenidas en los artículos 82 y siguientes del C.G.P., y por ello, en su momento, se dispuso su admisión mediante la respectiva providencia, admisión que no fue recurrida ni cuestionada. 30. El requisito en referencia, por tanto, se encuentra debidamente acreditado. 2.1.4.
La competencia del Tribunal Arbitral. 31. En el curso de la primera audiencia de trámite llevada a cabo el 12 de julio de 2024 mediante los Autos No. 14 y 15, este mismo Tribunal decidió declararse competente para conocer de la totalidad de las pretensiones formuladas en la Demanda. 32. Con todo, respecto del grupo de pretensiones que apuntan a la declaratoria de nulidad de los actos administrativos expedidos por la ANH, aclaró que su competencia se determinaría “prima facie”, y que la misma se resolvería en el Laudo, teniendo en cuenta entre otros, los múltiples reparos que tanto la Convocada como el Agente del Ministerio Público, hicieron en relación con la competencia del Tribunal. 33.
Revisada nuevamente la competencia, y teniendo en cuenta los elementos de juicio adicionales, con posterioridad a la primera audiencia de trámite, el Tribunal se declarará competente para conocer y decidir en derecho sobre las pretensiones de la Demanda, con excepción de (a) las pretensiones principales del quinto grupo de la Demanda y subsidiarias No. 25 y 26 así como (b) de las pretensiones de condena No. 28, 29, 30 y 31, respecto de las cuales, el Tribunal no se declarará competente, por las siguientes consideraciones. 34.
La jurisdicción y competencia de este Tribunal de Arbitramento surge conjuntamente del artículo 116 de la Constitución Política, del artículo 13 de la Ley Estatutaria de la Administración de Justicia, de la Ley 1563 de 2012, así como de la clara e inequívoca voluntad de las partes de someterse a la jurisdicción arbitral, según lo consignado en la cláusula compromisoria que fue citada y transcrita previamente, encontrándose probada la existencia de un pacto arbitral. 35.
Las partes, al momento de la celebración del Contrato Cubiro, decidieron libre y autónomamente incorporar en el mismo, una cláusula compromisoria para sustraer de la justicia contencioso administrativa, el conocimiento y decisión de las controversias que pudieran derivarse de dicho negocio jurídico, para que fueran resueltas por particulares investidos excepcional y temporalmente de jurisdicción, con las limitaciones del artículo 1 de la Ley 1563, lo cual se materializó en la cláusula compromisoria contenida en el Contrato Cubiro. 14 36.
Ninguna de las partes de este proceso negó la existencia del pacto de arbitral en los términos del parágrafo del artículo 3 de la Ley 1563 de 2012, ni se ha presentado renuncia, tácita o expresa, al pacto arbitral. 37. La Convocada ha alegado que la disputa entre las partes tiene un carácter técnico, y que, tanto es así, que la Convocante ha sostenido que existen diferencias técnicas, solicitando testimonios y un peritaje técnico complejo, aspectos técnicos que el Contrato expresamente excluye del arbitraje. 38.
Revisados nuevamente estos cuestionamientos, para el Tribunal es claro que las pretensiones de la Demanda se refieren a asuntos derivados y relacionados con el Contrato E&E Cubiro, cuya controversia no tiene carácter técnico ni contable. 39. Tal como se advirtió en el Auto No. 14, el fondo de la controversia tiene carácter legal, ya que involucra discusiones que tienen que ver con asuntos contractuales, lo que incluye la interpretación de las cláusulas contractuales, su alcance y las divergentes posiciones e interpretaciones de las partes sobre las mismas y sobre las normas aplicables al Contrato.
Dichas discusiones también pasan por el cumplimiento mismo del Contrato. 40. Debe advertirse que en las veinte pretensiones declarativas (grupo primero a cuarto), las tres pretensiones subsidiarias, y las cinco pretensiones de condena, se indica expresamente que “Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que…”, lo que conlleva que dichas pretensiones se enmarcan en lo dicho por el Contrato Cubiro. 41.
El Tribunal encuentra que la controversia que se plantea es una controversia jurídica, tendiente a determinar las prestaciones y derechos, la interpretación y alcance de cláusulas del Contrato, la ejecución del mismo, y si se configuraron o no una serie de incumplimientos contractuales. 42. Por esta razón, considera el Tribunal que se cumple con el elemento de la arbitrabilidad objetiva, en tanto las controversias se enmarcan en la habilitación que las partes han tenido a bien acordar en la cláusula compromisoria, previamente transcrita. 43.
En la Demanda se menciona en múltiples oportunidades términos técnicos, o sustentos técnicos, o que ciertas pruebas que se solicitan tienen un elemento técnico. No obstante, ello no implica que nos enfrentemos a un conflicto que tenga carácter técnico, toda vez que, en el presente proceso, estamos frente a una controversia legal, que versa sobre los derechos y obligaciones de las partes, aspectos que tienen una naturaleza jurídica. 15 44.
Se trata de determinar el alcance y contenido de las disposiciones del Contrato, así como perseguir su incumplimiento y los efectos de dicha declaratoria; y lógicamente, para efectos del análisis del incumplimiento o no de una obligación, presupone el análisis de las prestaciones pactadas entre las partes. 45. En gracia de discusión, hipotéticamente, si existiera duda sobre el carácter de la presente controversia, en todo caso, de conformidad con la Cláusula 27.2.3. del Contrato “Controversia en cuanto a la naturaleza: En el caso de desacuerdo entre las Partes sobre la calidad técnica, contable o legal de la controversia, ésta se considerará de tipo legal” (negrilla fuera de texto), siendo para el Tribunal evidente este desacuerdo, con ocasión de las actuaciones previas en el presente proceso. 46.
Para el Tribunal es claro que, de conformidad con la cláusula compromisoria transcrita, la habilitación deferida a los Árbitros comprende la declaratoria de la existencia o no de derechos contractuales, así como el alcance de las estipulaciones del negocio jurídico. 47. Así, de acogerse lo sostenido por la Convocada, y determinar que el Tribunal no es competente para decidir asunto alguno, objeto del presente proceso, conllevaría igualmente a concluir, sin lógica alguna, que lo referente al clausulado del Contrato Cubiro, con ocasión de la expedición de unos actos administrativos por la Convocada, hace que los derechos y prestaciones establecidas en el mismo, así como su ejecución e interpretación, no tienen relación ni se refieren como tal a dicho Contrato, objeto del presente proceso.
Lo anterior, por demás, sería vaciar de toda competencia al Tribunal y hacer nugatoria la cláusula compromisoria. 48. En todo caso, las partes no excluyeron del pacto arbitral, la interpretación ni la ejecución del Contrato Cubiro, por lo que, igualmente, no asumir competencia en el presente caso, conllevaría a desconocer el contenido y alcance del negocio jurídico arbitral, así como lo acordado por las propias partes. 49.
Así, confrontadas las pretensiones de la Demanda con el pacto arbitral celebrado por las partes, estas se enmarcan en desacuerdos y controversias de tipo legal derivadas de o relacionadas con el Contrato Cubiro. 50. Destaca el Tribunal que, dentro de las labores del Juez, se encuentran las de interpretación, calificación e integración del Contrato cuyo análisis se somete, en especial, cuando se trata de establecer los derechos y las obligaciones que surgen en favor y a cargo de las partes debido a un negocio jurídico.
En ese sentido, el H. Consejo de Estado ha señalado: “Cuando se trata de establecer los derechos y las obligaciones que surgen en favor y a cargo de las partes en razón de un negocio jurídico, hay tres grandes labores que debe emprender el juzgador para la verificación correspondiente. 16 La primera es la interpretación del negocio jurídico celebrado que tiene por objeto fundamental constatar el acuerdo al que llegaron las partes, verificar los efectos que estos le señalaron a su convenio y la incorporación de estas comprobaciones al negocio.
La segunda es la calificación del negocio celebrado, que no es otra cosa que su valoración jurídica, esto es, determinar cuál fue el esquema negocial empleado por los disponentes, precisar las repercusiones jurídicas que de ese esquema se derivan e incorporando estas consecuencias jurídicas al acuerdo. La tercera es la integración del negocio jurídico que consiste en incorporarle toda aquella regulación que no tiene su fuente en el acuerdo de las partes sino en la ley y en general en las restantes fuentes del derecho externas al contrato, tales como los principios generales del derecho, la equidad y los usos normativos o costumbres como también se les llama. … En síntesis, la precisión de los derechos y de las obligaciones que surgen en favor y a cargo de los contratantes supone que el juzgador realice las siguientes tareas fundamentales: interpretar el acto, valorarlo jurídicamente y finalmente integrarle todos los preceptos extranegociales que le correspondan.
Con otras palabras, el juez debe empezar por enterarse de qué fue lo que convinieron las partes (interpretar), proseguir con la valoración jurídica de lo pactado (calificando el acto, constatando los efectos jurídicos que de él se derivan e incorporando estas consecuencias jurídicas al acuerdo), para finalmente concluir con la integración de las disposiciones externas al contrato que le correspondan (normas imperativas, normas supletivas, principios generales del derecho, la equidad y los usos normativos).”3. 51.
En este mismo sentido, la Ley 1563 de 2012, en el artículo 1, incluyó que “En los tribunales en que intervenga una entidad pública o quien desempeñe funciones administrativas, si las controversias han surgido por causa o con ocasión de la celebración, desarrollo, ejecución, interpretación, terminación y liquidación de contratos estatales, incluyendo las consecuencias económicas de los actos administrativos expedidos en ejercicio de facultades excepcionales, el laudo deberá proferirse en derecho”. 3 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera. Subsección C. 22 de octubre del 2015. Radicación número: 19001-23-31-000-2007-00555-01(48061) 17 52. De otra parte, el Tribunal no puede dejar de advertir que la Convocada, al alegar la caducidad de la acción de la presente controversia, sostuvo que la Convocante debió haber interpuesto la demanda antes de la expedición de las Resoluciones de Inicio de Explotación -RIE-, es decir, de la Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 del 8 de abril de 2022 (la “RIE Copa”); así como de la Resolución 27 del 17 de enero de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 27 de abril 2022 (la “RIE Petirrojo”), expedidas por la ANH. 53.
Señaló la Convocada en su Contestación: “La demandante no puede disimular que en el quehacer contractual y antes de la expedición de los actos administrativos, ya habían ocurrido los motivos de hecho y de derecho que sirven de fundamento, por lo menos a los cuatro primeros grupos de pretensiones. Tal circunstancia, no pierde materialidad, en razón a que la ANH decidió proferir las RIE, con base en precisas competencias que le otorga la ley.
Ya se han presentado cronológicamente organizadas, las decenas de comunicaciones escritas en las que la ANH expresó sus diferencias a Frontera Energy y obran también un importante número de escritos de esta última, en el mismo sentido. Las controversias de carácter contractual no se iniciaron con la expedición de los actos administrativos.
Es posible que con dicha expedición se pudieran presentar cuestionamientos para Frontera, relacionados con dichos actos, pero que a todas luces son distintos de los que ya se habían consolidado con base en la ejecución del contrato Por último, para efectos de caducidad, no puede caerse en la confusión permanente a la que se invita en la reforma de la demanda, consistente en que para los cuatro primeros grupos de pretensiones, que se fundamentan única y exclusivamente en el contrato, el inicio del término de caducidad se vea aplazado para las fechas de expedición de los actos administrativos de Inicio de Explotación y el debate sobre su legalidad ”. 54.
No es de recibo que se sostenga por la propia Convocada que “Ejercer el medio de controversias contractuales, estuvo a disposición de Frontera Energy desde el 29 de noviembre de 2013, 28 de febrero de 2014, el 2 de junio de 2015 y en el mejor de los casos para sus intereses desde el 12 de octubre de 2018”, y, por lo tanto, la Convocante podía y debía demandar antes de las RIE, pero al tiempo sostenga que el Tribunal no tiene competencia con ocasión de las RIE. 55.
De otra parte, en relación con las pretensiones principales del quinto grupo de la Demanda y las subsidiarias No. 25 y 26 así como de las pretensiones de condena No. 28, 29, 30 y 31, corresponde efectuar las siguientes precisiones. 56. La Convocada sostiene la falta de competencia del Tribunal con ocasión de la naturaleza de las RIE, por considerar que estos son actos expedidos por la ANH en ejercicio de funciones de fiscalización. Sostiene que los Tribunales Arbitrales tienen límites impuestos por la Constitución y la Ley que no pueden ser ignorados, y que las 18 peticiones de Frontera exceden el marco de competencia de los Tribunales Arbitrales, por cuanto incluyen medios de control y planteamientos incoherentes sobre actos administrativos y contractuales. 57.
También señaló la Convocada que el Tribunal Arbitral no tiene jurisdicción ni competencia para pronunciarse sobre la legalidad de las RIE expedidas por la ANH, ni siquiera como producto de la excepción de inconstitucionalidad y/o ilegalidad. Agregó que las RIE tampoco son actos mixtos como afirmó la Convocante, están fuera del alcance del Tribunal Arbitral, y solo la jurisdicción contencioso administrativa resulta competente para resolver sobre la legalidad de dichos actos. 58.
En resumen, la ANH se opone a la interpretación y peticiones de Frontera, argumentando que exceden los límites legales y jurisdiccionales. Agrega que lo anterior no comporta negar a Frontera el acceso a la justicia, sino propiciar una actuación dentro del marco legal vigente. Además, enfatiza la importancia de considerar la validez del Contrato Cubiro en su totalidad y no de manera parcial, y subraya que el Tribunal Arbitral no tiene competencia para pronunciarse sobre la legalidad de las RIE expedidas por la ANH, ni siquiera con fundamento en las excepciones de inconstitucionalidad y/o ilegalidad. 59.
Esta falta de competencia del Tribunal con ocasión de la naturaleza de las RIE también fue puesta de presente por el Ministerio Público, tanto en la primera audiencia de trámite, como en su concepto en la audiencia de alegatos. El Agente del Ministerio Público manifestó que el Tribunal no está habilitado para pronunciarse sobre la nulidad, ineficacia, inaplicación, inconstitucionalidad o ilegalidad de las RIE, toda vez que no constituyen actos contractuales, sino actos expedidos en ejercicio de las facultades de fiscalización. 60.
Asimismo, la Convocada puso de presente que la Convocante, en este grupo quinto de pretensiones, no formula petición o declaración en el sentido de que los actos se califiquen como contractuales. Según la Contestación, “se deja a la facultad oficiosa del Tribunal para que lo haga, bajo la expresión ´En caso de considerar que son actos contractuales’”.
Se opone a que el Tribunal califique oficiosamente si los actos administrativos a que se refieren las pretensiones son actos contractuales, y no es la acción de controversias contractuales la apropiada para formular tales pretensiones. 61. El Tribunal pone de presente que el medio de control de controversias contractuales tiene como finalidad resolver los conflictos que se derivan de los contratos estatales, independientemente de si estos se rigen por normas de derecho público o privado.
Con ello, el legislador excluye de la esfera de los medios de control de nulidad simple y de nulidad y restablecimiento del derecho, aquellos actos administrativos que tengan la calificación de contractuales. 19 62. De conformidad con el artículo 1 de la Ley 1563 de 2012 y la cláusula compromisoria del Contrato Cubiro, la competencia del Tribunal se encuentra circunscrita a cualquier desacuerdo o controversia derivados de o relacionados con el Contrato, lo que comprende los actos administrativos contractuales, y correlativamente, excluye los asuntos ajenos al Contrato, como es el caso de los actos administrativos que no tengan la naturaleza contractual. 63.
Así, solamente los actos administrativos de carácter contractual pueden ser objeto de decisión y competencia de la justicia arbitral, en ciertos casos para conocer y decidir sobre su validez y legalidad, y, en otros casos, respecto de las consecuencias económicas escindibles de la legalidad de los actos administrativos expedidos en ejercicio de facultades excepcionales. 64.
En desarrollo del artículo 116 de la Constitución Política, el legislador expidió el Estatuto de Arbitraje Nacional e Internacional, contenido en la Ley 1563 de 2012. De acuerdo con su artículo 1: “Artículo 1°. Definición, modalidades y principios. …En los tribunales en que intervenga una entidad pública o quien desempeñe funciones administrativas, si las controversias han surgido por causa o con ocasión de la celebración, desarrollo, ejecución, interpretación, terminación y liquidación de contratos estatales, incluyendo las consecuencias económicas de los actos administrativos expedidos en ejercicio de facultades excepcionales, el laudo deberá proferirse en derecho” (subrayado fuera de texto). 65.
Este texto es claro al señalar que el laudo deberá proferirse en derecho si las controversias surgen por causa o con ocasión de contratos estatales, y que el pronunciamiento puede incluir las consecuencias económicas de los actos administrativos expedidos en ejercicio de facultades excepcionales, en la medida en que estas consecuencias sean escindibles de su legalidad de conformidad con lo sostenido por el H. Consejo de Estado4, en sentencia de unificación. 66.
Vistos estos fundamentos constitucionales y legales, el Tribunal advierte que la H. Corte Constitucional ha reiterado su interpretación en el sentido de que existe una competencia restringida de la justicia arbitral frente a los actos administrativos: “Así en la sentencia C-1436 de 2000, MP, Alfredo Beltrán Sierra, al estudiar la Corte la constitucionalidad de los artículos 70 y 71 de la Ley 80 de 1993 sobre la disponibilidad e indisponibilidad de las potestades públicas y de los actos administrativo, se concluyó: «… que aunque en materia de contratación pública 4 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera. Sala Plena. Consejera Ponente: María Adriana Marín. 14 de marzo de 2024. Radicación número: 11001-03-26-000-2022- 00173-00 (68.994). 20 está permitida la suscripción de pactos arbitrales (cláusula compromisoria y compromiso), dicha posibilidad no implica que a través de este medio de solución de conflictos la administración pueda renunciar o disponer de las facultades que el ordenamiento le otorga para hacer prevalecer el interés general y las finalidades del Estado, ni habilitar a los árbitros para que decidan acerca de la legalidad de los actos administrativos proferidos en virtud de dichas facultades»”5. 67.
El razonamiento de la Corte parte del siguiente entendimiento de nuestro ordenamiento constitucional y legal: “… De la definición que hace el legislador, se infiere que la competencia de los árbitros está limitada no sólo por el carácter temporal de su actuación sino por la naturaleza del asunto sometido a su conocimiento, pues sólo aquellas materias susceptibles de transacción pueden ser definidas por los árbitros.
Significa lo anterior que la competencia de los árbitros es de carácter limitada, tanto por el aspecto temporal como el material, pues como lo ha señalado esta Corporación “no todos los asuntos pueden ser sometidos genéricamente a su conocimiento, como por ejemplo, los relacionados con el estado civil de las personas, …” (sentencia C-247 de 1994).
El carácter restrictivo de la competencia de los árbitros, fue recientemente reiterado por esta Corte, al establecer que “Si bien la Corte ha avalado la justicia arbitral como un mecanismo alternativo para la solución de conflictos, ello no puede interpretarse en el sentido que aquélla resulte privilegiada frente a la función permanente de administrar justicia por parte del Estado, ni que ésta puede verse cada vez más sustituida o reducida en su campo de acción” (sentencia C-672 de 1999).
Dentro de este contexto, no es difícil arribar a la conclusión según la cual los particulares investidos de la facultad de administrar justicia no pueden pronunciarse sobre asuntos que involucren el orden público, la soberanía nacional o el orden constitucional, asuntos que en razón de su naturaleza, están reservados al Estado, a través de sus distintos órganos”6.
(subrayado fuera de texto). 68. En el presente proceso arbitral, mediante el quinto grupo de pretensiones de la Demanda, se solicita a este Tribunal que se declare que son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales las RIE, así como las comunicaciones que la ANH envió al Contratista, en las que señaló las nuevas coordenadas de las Áreas de Explotación resultantes de las RIE. 69.
La ANH expidió las RIE (las cuatro resoluciones referidas en el quinto grupo de pretensiones), fundándolas en el ejercicio de funciones de fiscalización, por lo que 5 Arbitraje Nacional. Julia Victoria Montaño Bedoya y Pedro Pablo Cardona Galeano, Librería Ediciones del Profesional Ltda., 2017, página 63. 6 Corte Constitucional. Sentencia C-1436 de 2000. 21 ellas son actos administrativos que no tienen el carácter contractual y que, por ende, no son arbitrables.
Esto implica que la ANH no expidió estos actos en cuanto parte en el Contrato, sino con base en funciones de fiscalización, en cumplimiento de un deber legal. 70. Estos actos administrativos (RIE), tal como se indica en sus encabezados y motivación, fueron expedidos por la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones de la ANH, y se afirma en las mismas que ello se produjo en uso de facultades legales, relacionando expresamente la Ley 2056 del 2020 y las Resoluciones 181495 del 2009, 40048 del 2015, 40009 del 2021 y 161 del 2021, que –se manifiesta- establecen y regulan las facultades de fiscalización que tiene la ANH.
Antes de la Ley 2056 de 2020, el Ministerio de Minas y Energía ejercía las funciones de fiscalización, y las delegó a la ANH mediante la Resolución 41250 de 2016. 71. Dichas facultades de fiscalización, tal como aparece en la Ley 2056 del 2020, tienen por objeto regular, entre otras, la generación, liquidación, recaudo, transferencia, distribución, ejecución y giro de las regalías y compensaciones.
Claramente se trata de normas de orden público, luego los actos que se expidan con fundamento en estas facultades están por fuera de la jurisdicción arbitral, y entre otros, producto de las normas que distribuyen las competencias de los jueces y asuntos arbitrales, no corresponde al presente Tribunal establecer la constitucionalidad o legalidad de dicha invocación a las facultades de fiscalización como fundamento de los actos administrativos acabados de mencionar. 72.
Los actos expedidos en virtud de dichas facultades de fiscalización no son contractuales. La Convocante, en la demanda de nulidad y restablecimiento del derecho que presentó ante el H. Tribunal de Cundinamarca7, expresó: “Nótese que, en 2018, la ANH (en ejercicio de la delegación de la función administrativa de fiscalización) otorgó el Inicio de Explotación del Campo Comercial Copa a través de la Resolución 489 de 29 de octubre de 2018.
Para mayor abundamiento: de no ser por la existencia de tal delegación de funciones ministeriales, la RIE hubiera sido otorgada por el Ministerio de Minas y Energía. De lo anterior, resulta lógico concluir que la naturaleza del Acto Demandado al igual que la de la Resolución 489 de 29 de octubre de 2018, no es ni puede considerarse como un acto administrativo expedido en el marco de una relación contractual.
No son pronunciamientos vinculados al objeto jurídico del Contrato Cubiro. Por el contrario, se trata del ejercicio de una competencia legal y administrativa, que antes se encontraba radicada en cabeza del Ministerio de Minas y Energía en los mismos términos en los que fue conferida ahora a la ANH, ejercida por demás, en el presente caso, por fuera de los límites de la Constitución y la ley”. 73.
Por ello, en los términos de la misma Convocante, le corresponderá a la jurisdicción de lo contencioso administrativo determinar la legalidad y/o constitucionalidad de 7 Prueba 93 de la Demanda Reformada. 22 estos actos administrativos, si dicha fundamentación es equivocada o no, si las facultades de fiscalización en que se basan están referidas exclusivamente a la administración y gestión de las regalías y compensaciones o a otros fines, y si mediante dichos actos se podía o no conferir al Ministerio de Minas y Energía o a la ANH facultades para modificar los Contratos E&E. No puede este Tribunal, por tratarse de materias que corresponden a la jurisdicción contencioso administrativa, entrar a revisar o juzgar la constitucionalidad o legalidad de las citadas resoluciones, que gozan de las presunciones de constitucionalidad y legalidad.
Precisar que, incluso, si materialmente las RIE no fueran actos administrativos en ejercicio de facultades de fiscalización -tuvieran realmente otra naturaleza-, bajo las normas de competencia de las autoridades judiciales, la forma (la calidad bajo las cuales se expidieron) de los actos administrativos mencionados asigna la competencia a la jurisdicción contencioso administrativa, a quien igualmente le corresponde el control formal como material de dichos actos. 74.
De otra parte, si bien no existe una definición legal de actos administrativos contractuales, distintas disposiciones legales hacen mención o referencia a los mismos, como es el caso del artículo 77 de la Ley 80 de 1993 que contempla los actos administrativos que se produzcan con motivo u ocasión de la actividad contractual, y el artículo 141 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo (CPACA) que contempla dentro de la acción de controversias contractuales, la declaratoria de nulidad de actos administrativos contractuales. 75.
En ese orden de ideas, la doctrina ha sostenido: “Como su nombre lo indica, son todas las decisiones unilaterales de la entidad contratante que se profieren dentro de la vigencia del contrato y con ocasión de su ejecución, que cree, modifique, extinga una situación jurídica dentro del desarrollo del contrato, o niega una reclamación del contratista, eso es, que tenga un efecto jurídico directo e inmediato respecto de ella y del contratista, favorable o desfavorable a este (…) En la jurisprudencia se expone que hay que entender por actos contractuales propiamente dichos, los expedidos por la entidad pública contratante luego de la celebración del contrato, con incidencia en la relación negocial misma, y que no pueden entenderse sin la existencia del contrato.8” 76.
Asimismo, se ha indicado: “Así las cosas, la principal diferencia de los actos administrativos contractuales es que estos son expedidos con ocasión del contrato para demostrar la voluntad de la administración en temas netamente contractuales, por lo que el mecanismo para ser controvertido judicialmente es la acción controversias contractuales.
Si el acto 8 Berrocal Guerrero, Luis Enrique. Manual del Acto Administrativo / Séptima edición. Librería Ediciones del Profesional Ltda., 2015 (reimpresión 2019). Pág.205 23 administrativo contractual no es atacado por la mencionada acción, este no podrá ser perseguido por las acciones de nulidad o nulidad y restablecimiento de derecho, pues las prenotadas vías jurisdiccionales no pueden declarar la responsabilidad de la entidad del Estado con ocasión de un contrato suscrito entre las partes”9. 77.
El hecho de que las resoluciones del quinto grupo de pretensiones incidan sobre el Contrato y la relación contractual, no conlleva, automáticamente, a calificarlas como actos administrativos contractuales. Lo anterior, llevándolo al extremo, equivocadamente implicaría que cualquier acto administrativo expedido por una autoridad en uso de sus facultades y funciones de orden público, en cumplimiento de deberes legales, tales como las referentes a la obtención de permisos o licencias de cualquier tipo, que afecten las operaciones petroleras y, por ende, los contratos, deberían subsumirse bajo el contrato estatal o entenderse actos contractuales. 78.
Para efectos de la declaratoria de no competencia, debe reiterarse que las RIE corresponden al otorgamiento del inicio de explotación de campos comerciales, asunto que la entidad estatal emisora arguyó se encuentra enmarcado o fundado en las funciones generales de fiscalización de la Convocada, tal como lo establece la Ley 2056 de 2020 y, en particular, el artículo 37 de la Resolución no. 181495 de 2009, entre otras.
Este artículo expresa, por un lado, que los contratos de exploración y explotación, como lo es el Contrato Cubiro, se celebran con la ANH (contratante) y, por el otro, que la Resolución de Inicio de Explotación era una competencia del Ministerio de Minas y Energía. Expresamente se sostiene que dichos actos administrativos se profieren en ejercicio de las funciones de fiscalización que le corresponden a la ANH, por mandato legal.
De igual forma, se hace referencia a que la ANH, en virtud del artículo 2 de la Resolución 40009 del 14 de enero de 2021, es la entidad que debe desarrollar la función de fiscalización en materia de explotación y exploración de los yacimientos hidrocarburíferos; que de conformidad con el numeral 2 del literal b) del artículo 7 de la Ley 2056 de 2020, ejerce las funciones relacionadas con la fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos hidrocarburíferos dentro del ciclo de la regalías, de conformidad con el artículo 7 de la Ley 2056 de 2020, bajo los lineamientos de la Resolución 40009 del 14 de enero de 2021 como norma técnica del sector.
Es claro que la ANH fundó su actuación para los actos administrativos de las cuatro resoluciones, arguyendo que lo hacía en cumplimiento de sus funciones de fiscalización. 79. En esa medida, si la ANH podía o no bajo sus funciones de fiscalización expedir las cuatro resoluciones, si contaba o no con las facultades con el alcance que arguye, si contaba con el fundamento, la motivación y demás elementos de los actos administrativos, su notificación o cualquier otro asunto respecto de las cuatro RIE, 9 Límites a la Potestad Arbitral frente a los Actos Contractuales de la Administración Pública Carlos Eduardo Zuluaga Parra Maestría en Derecho del Estado con Énfasis en Derecho Público.
Universidad Externado. 2022. 24 estos son aspectos sobre los que recae el control de legalidad de dichos actos administrativos, se reitera, no contractuales, y por ende, que corresponde conocer y decidir privativamente a la jurisdicción contencioso administrativa. 80. Por otro lado, en relación con la competencia del Tribunal respecto de las comunicaciones contenidas en las pretensiones No. 22 y 24 de la Demanda, una vez analizada su competencia, el Tribunal efectúa las siguientes consideraciones adicionales. 81.
La Convocante, a través de las pretensiones principales Nos. 22 y 24, pretende respecto de cuatro comunicaciones emitidas por la ANH, que “En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello”, sean declaradas “nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales”. 82.
Las cuatro comunicaciones contenidas en las pretensiones principales No. 22 y 24 de la Demanda, se refieren a las comunicaciones con radicados 20224211171631 Id: 1332690 (la “Comunicación 1332690)”, 20234210154801 Id: 1412804 (la “Comunicación 1412804”), 20224211104331 Id: 1303909 (la “Comunicación 1303909”) y 20234210154771 Id: 1412800 (la “Comunicación 1412800” y en conjunto con la Comunicación 1332690, la Comunicación 1412804 y la Comunicación 1303909, como las “Comunicaciones”). 83.
Estas Comunicaciones se refieren a: 84. Comunicación 1332690 Esta Comunicación 1332690, del 19 de octubre de 2022, es remitida por la Vicepresidente de Contratos de Hidrocarburos de la ANH, y en la misma se indican las coordenadas del Área de Explotación del denominado Campo Comercial Copa Unificado, en los términos de la Tabla 1 y Figura anexa de dicha Comunicación 1332690, en la que se indica, por demás “y con una extensión de 3.691,2179 hectáreas aproximadamente”. 85.
Comunicación 1412804. Esta Comunicación 1412804, del 21 de marzo de 2023, es remitida por el Gerente de Seguimiento a Contratos en Producción, y se indica es respuesta a la comunicación de Frontera (Comunicación No. 20234010170122 Id 1410201 del 8 de marzo de 2023), mediante la cual Frontera remitió a la ANH la “Actualización 2023 del Plan de Explotación Copa (“PLEX 2023 Copa”)”.
En esta Comunicación 1412804 se indicó que “Sin perjuicio de lo anterior, reiteramos que las áreas denominadas por Frontera como “Copa”, “Copa A”, “Copa B”, “Copa C” y 25 “Copa D”, hacen parte de una sola Área de Explotación denominada Copa, esto de acuerdo con la Cláusula 9, Numeral 9.1 del Contrato E&E Cubiro. En consecuencia, la información presentada en los diferentes documentos allegados se revisó de manera agregada”, y entre otros asuntos, se indicó que el Área de Explotación Copa corresponde a las coordenadas indicadas en la Comunicación 1332690. 86.
Comunicación 1303909 Esta Comunicación 1303909 del 10 de agosto de 2022, es remitida por la Gerente de Proyectos, de la Gerencia de Seguimiento a Contratos en Producción y la Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos de la ANH, y en la misma se indican las coordenadas del Área de Explotación del denominado Campo Comercial Petirrojo, en los términos de la Tabla 1 y Figura anexa de dicha Comunicación 1303909, en la que se indica, por demás “y con una extensión de 1.564,7033 hectáreas aproximadamente”. 87.
Comunicación 1412800 Esta Comunicación 1412800, del 21 de marzo de 2023, es remitida por el Gerente de Seguimiento a Contratos en Producción, y se indica es respuesta a la comunicación de Frontera (Comunicación No. 20234010170122 Id 1410201 del 8 de marzo de 2023), mediante la cual Frontera remitió a la ANH la “Actualización 2023 del Plan de Explotación Petirrojo (“PLEX 2023 Petirrojo”)”.
En esta Comunicación 1412800 se indicó “Sin perjuicio de lo anterior, reiteramos que las áreas denominadas por Frontera como “Petirrojo”, “Petirrojo Sur” y “Yopo” hacen parte de una sola Área de Explotación denominada Petirrojo. En consecuencia, la información presentada en los diferentes documentos allegados se revisó de manera agregada, junto con la información disponible de Yopo, de conformidad con lo indicado por la ANH en la comunicación No. 20224211104331 Id 1303909 del 10 de agosto de 2022.”, y entre otros asuntos, se indicó que el Área de Explotación Petirrojo corresponde a las coordenadas indicadas en la Comunicación 1303909. 88.
Por lo anterior, corresponde al Tribunal, para efectos de la competencia que acá se analiza, determinar si las Comunicaciones son actos administrativos contractuales, o de no serlo, si el Tribunal tiene competencia para efectos de la nulidad o ineficacia o inaplicabilidad perseguida en la demanda (“En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello”). 89.
Una vez revisadas y analizadas las Comunicaciones, el Tribunal pudo concluir que las Comunicaciones, son actos de ejecución de las RIE y, por tanto, tampoco son actos administrativos contractuales sujetos a la acción de controversias contractuales, y su declaratoria de nulidad, prevista en el artículo 141 del CPACA. 26 90.
Lo anterior, en la medida que las Comunicaciones son actos que son producto y se limitan a dar cumplimiento a los actos administrativos de la autoridad de fiscalización (las RIE), que fueron los que, efectivamente y de forma definitiva, dieron lugar a la denominada unificación: (a) las Resoluciones 20982 de 2021 y 275 de 2022, en el caso de las Comunicaciones 1332690 y 1412804, respecto del denominado Campo Unificado Copa; y (b) las Resoluciones 27 de 2021 y 221 de 2022, en el caso de las Comunicaciones 1303909 y 1412800, respecto del denominado Campo Unificado Petirrojo. 91.
Así, al no ser las Comunicaciones actos definitivos que hayan creado, modificado o extinguido una situación jurídica de carácter particular y concreto, sino que estuvieron encaminadas a ejecutar lo contenido en las RIE, las Comunicaciones, como actos de ejecución, no son susceptibles del control judicial. Recuérdese que, los actos de ejecución son aquellos cuyo objeto es dar cumplimiento a lo ordenado en una ley, en un acto administrativo definitivo, o a lo dispuesto por un Juez en una providencia judicial, en este caso, a las RIE, que corresponden a los actos administrativos definitivos. 92.
Así, como quiera que las Comunicaciones no deciden de fondo, no son sujetas del control judicial objeto de la acción de controversias contractuales. Adviértase que los actos de ejecución serían objeto de control cuando, con el pretexto de su cumplimiento, se apartan de la decisión y crean, modifican o extinguen una situación jurídica particular y concreta, lo que no ocurre con las Comunicaciones, por lo que, una vez revisadas las mismas, el Tribunal estima que solo siguen lo dispuesto en las RIE, sin apartarse de estas y sin modificarlas ni desconocerlas.
Piénsese, por ejemplo, para llegar a considerar las Comunicaciones como un acto definitivo, que, mediante las mismas, la ANH para efectos de determinar las coordenadas de las Áreas de Explotación, hubiera hecho abstracción al polígono de cada Campo Comercial Unificado fijado por las RIE, o hubiera tomado unas coordenadas distintas de las previstas en las RIE para efectos de polígono, pero esto no es lo que se alegó ni se discute en este caso. 93.
Frente a la distinción entre actos de trámite y actos definitivos, la H. Corte Constitucional ha señalado: “La distinción entre actos definitivos y de trámite obedece a la forma que adoptan las actuaciones de la administración, en la que se adelantan actos previos para la determinación o alteración de una situación jurídica - preparatorios-, se emiten decisiones que crean, modifican o extinguen la situación jurídica concreta -definitivos- y se realizan diversos actos dirigidos a ejecutar u obtener la realización efectiva de la decisión de la administración - de ejecución-.
La diferenciación es relevante para determinar cuáles son los mecanismos de contradicción con los que cuentan los ciudadanos. Así pues, 27 mientras el artículo 74 del CPACA prevé los recursos que proceden contra los actos definitivos, el artículo 75 ibídem establece que “[n]o habrá recurso contra los actos de carácter general, ni contra los de trámite, preparatorios, o de ejecución excepto en los casos previstos en norma expresa.”10 94.
Adviértase como, de conformidad con las pretensiones principales No. 22 y 24 de la Demanda, se pretende cuestionar las Comunicaciones, todas vez que con las mismas, se pretendió modificar (a) las “Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada Área de Explotación Copa” para el caso de las Comunicaciones 1332690 y 1412804, y (b) las “Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo” para el caso de las Comunicaciones 1303909 y 1412800. 95.
De la revisión de los hechos y asuntos objeto del presente proceso, fácilmente se infiere que fue mediante las RIE que tuvieron lugar las denominadas unificaciones de los Campos Comerciales Copa y Petirrojo y, por lo tanto, la definición de las coordenadas de las Áreas de Explotación, a través de las Comunicaciones, solo es consecuencia de dicha unificación, por las RIE, de los Campos Comerciales. 96.
Nótese cómo las RIE, no solo unifican los Campos Comerciales, sino que en las mismas se delimita el polígono de cada uno de los denominados Campos Comerciales Copa y Petirrojo. 97. Así, en los términos de la Cláusula 9.3 del Contrato, el Área de Explotación “estará delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita”.
En las Comunicaciones, en virtud de esta Cláusula 9.3 y de las RIE, procedieron a fijarse las coordenadas de las Áreas de Explotación de acuerdo con dicha unificación de campos, y sus polígonos delimitados. 98. A lo largo de la Demanda, la Convocante sostuvo que, mediante las RIE, la ANH pretendió unificar los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, en el denominado “Campo Comercial Petirrojo Unificado” - mediante Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 del 27 de abril 2022- y los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D, en el denominado “Campo Comercial Copa Unificado”, -mediante Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022-. 99.
Así, bajo la Demanda, entre otros aspectos, se pretende controvertir la unificación de los Campos Comerciales, que corresponden a los actos definitivos, al determinar la 10 Corte Constitucional. Sentencia SU077/18. 28 situación jurídica que se cuestiona, y los cuales, por lo demás, activaron, entre otras, la definición de unas Áreas de Explotación bajo el supuesto de campo unificado, pero sin que esto implique, que los demás actos, en ejecución de los actos definitivos, puedan igualmente considerarse como definitivos, lo que no es fáctica ni jurídicamente posible. 100.
Así, las Comunicaciones no son actos objeto de control de nulidad previsto en el artículo 141 del CPACA. Lo anterior, por cuanto son actos de ejecución, que, aunque también son unilaterales, no crean, modifican o extinguen situación jurídica alguna, en tanto el efecto jurídico lo producen las RIE, que son el acto administrativo objeto de la ejecución. 101.
Adviértase igualmente, que las Comunicaciones son producto de los deberes de obedecimiento (artículos 6 y 122 de la C.N.), y cumplimiento de los actos administrativos (artículo 87 de la C.N.), y así, bajo estos deberes, que se concretan en adelantar actos que son producto y efecto del acto definitivo (las RIE), también conducen a determinar que las Comunicaciones son actos de ejecución. 102.
Por lo anterior, dada la naturaleza de las Comunicaciones, las mismas no son susceptibles del control de legalidad11 y, por ende, no corresponde analizar su declaratoria de nulidad ni de ineficacia, ni la excepción de ilegalidad o inconstitucionalidad de las mismas, que se persigue en las pretensiones No. 22 y 24 de la Demanda. 103.
En relación con las pretensiones No. 25 y 26, pretensiones subsidiarias, las mismas se plantearon en la Demanda, bajo el supuesto que el Tribunal hubiese determinado que la unificación de los denominados Campo Copa y Campo Petirrojo se dio de conformidad con la Ley y el Contrato. 104. Como ha quedado ampliamente expuesto, el Tribunal no tiene competencia para adelantar el control de legalidad de las RIE, actos administrativos mediante los cuales se dio la unificación de los campos comerciales, lo que deriva en que, consecuentemente, bajo el presente Laudo, no se determina si los denominados Campo Copa Unificado y Campo Petirrojo Unificado se unificaron con arreglo o no a la Ley y el Contrato. 11 Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, sentencia de 22 de julio de 2009, exp. 17.367, C.P. Ruth Stella Correa Palacio, en la que se reitera: Sección Primera: sentencias de 7 de febrero de 2008, exp. 11001-03-15-000-2007-01142-01(AC); 27 de julio de 2006, exp. 20001-23-31-000- 2003-02048-01; 20 de septiembre de 2002, exp. 25000-23-24-000-2000-0321- 01(7764), 21 de febrero de 2002, exp. 66001-23-31-000-1998-0378-01(7193), 26 de octubre de 2000, exp.
No. 5967; 14 de septiembre de 2000, exp. 6314, 4 de septiembre de 1997, exp. 4598, 6 de marzo de 1999, exp. 3.939, y Auto de 19 de diciembre de 2005, exp. 25000-23-24-000-2004-00944- 01; Sección Tercera: Sentencia de 9 de agosto de 1991, exp. 5934, auto de 7 de marzo de 2002, exp. 25000-23-26-000-1999-2525-01(18051), auto de 5 de abril de 2001, exp. 17.872.
Y Sala Plena de la Corporación providencias de 31 de marzo de 1998, exp: C-381 y C387 de 1998. 29 105. En esa medida, dado que lo pretendido subsidiariamente, se basa en el supuesto de las conclusiones del Tribunal Arbitral sobre la unificación, las que no se dan, ante no poder adelantar su análisis por las normas de competencia referidas, lógicamente no procede tampoco que el Tribunal se pronuncie sobre los efectos de la denominada unificación. 106.
En esa medida, si al Tribunal no le compete analizar ni decidir sobre la denominada unificación que tuvo lugar a través de las RIE, tampoco le puede competir analizar ni decidir sobre los efectos perseguidos, que es lo contenido en las pretensiones Nos. 25 y 26. 107. Reiterar, sin necesidad, que si no se analiza ni se determina en este Laudo, si la unificación de los Campos Comerciales, que se dio a través de las RIE, fue o no con arreglo a la ley y el Contrato, no es posible adentrarse en analizar las pretensiones subsidiarias que parten de este supuesto. 108.
Recuérdese que, a los jueces, bajo el principio de congruencia, que es garantía del derecho fundamental del debido proceso, solo les está permitido pronunciarse con base en lo pretendido. 109. En relación con las pretensiones Nos. 28, 29, 30 y 31, bajo el principio de congruencia, y con la misma lógica del razonamiento expuesto al analizar las pretensiones subsidiarias No. 25 y 26 del grupo quinto, dado que el Tribunal no tiene competencia para analizar ni decidir sobre la denominada unificación que tuvo lugar a través de las RIE, tampoco le compete analizar ni decidir sobre los efectos perseguidos en las pretensiones Nos. 28 a 31, que se sustentan en las consecuencias de las decisiones de la unificación. 110.
Así, si bajo estas pretensiones Nos. 28, 29, 30 y 31 se persiguen condenas con ocasión de los precios altos derivados de la unificación, y se reitera, no es objeto de análisis del presente Laudo la unificación dada a través de las RIE, en los términos ampliamente expuestos y con ocasión de las reglas de competencia aplicables al Tribunal Arbitral, no procede ni es posible analizar los efectos (precios altos), los que lógicamente, requieren, previamente, del análisis y control de legalidad de las RIE. 111.
Así, este Tribunal considera que las cuatro resoluciones del grupo quinto de pretensiones de la Demanda son actos administrativos no contractuales, que no se expidieron bajo el marco del Contrato, que fueron expedidos por la parte Convocada, arguyendo, en cumplimiento de sus funciones de fiscalización, y que no se trata tampoco de “actos mixtos” como alegó la Convocante.
Por su parte, se reitera que las Comunicaciones demandadas por la Convocante, que informan sobre las nuevas Áreas de Explotación, son actos de trámite que se limitan a desarrollar las RIE, así como que las pretensiones subsidiarias No. 25, 26, 28, 29, 30 y 31 se refieren a 30 efectos y supuestos del análisis de la denominada unificación. bajo la concepción de que lo accesorio sigue la suerte de lo principal, tampoco se encuentran bajo la esfera de arbitrabilidad objetiva de este Tribunal. 112.
De su parte el H. Consejo de Estado, en providencia puesta de presente en este proceso por ambas partes y que obra en el expediente, en un caso en el que la misma parte Convocante promovió el medio de control de nulidad y restablecimiento del derecho contra la misma parte Convocada del presente proceso, respecto de la resolución de inicio de explotación expedida por la ANH para un campo comercial denominado “Apamate”, señaló: “… aunque las Resoluciones nos. 670 de 1o de octubre de 2020 y 926 de 28 de diciembre de 2020 fueron expedidas por la autoridad concedente, no son típicamente contractuales sino actos administrativos en ejercicio de la función administrativa de fiscalización de la actividad petrolera que el Ministerio de Minas y Energía delegó en aquella”12. 113.
Sobre esta decisión del H. Consejo de Estado, en la etapa de saneamiento13, se advirtió una posible irregularidad procesal por cuanto la naturaleza de las pretensiones y los hechos relatados podían corresponder al medio de control de controversias contractuales, indicando inicialmente que la resolución de inicio de explotación del campo comercial, y la resolución confirmatoria14, son típicas de un acto contractual.
En efecto, se dudaba de si al haber sido proferidas por la parte contratante y al pretender la sociedad contratista la obtención de un provecho comercial a partir de la explotación que pudiera hacer en el área del campo comercial Apamate, se tenía que adecuar la demanda al medio de control de controversias contractuales. 114. Reconsiderando su decisión con ocasión del recurso interpuesto en la etapa de saneamiento, el H. Consejo de Estado decidió prescindir de la orden de saneamiento procesal impartida en la audiencia inicial, “por cuanto los actos administrativos acusados no fueron proferidos por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en su condición de concedente de la concesión minera sino en ejercicio de la función de fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos delegada por el Ministerio de Minas y Energía a la Agencia Nacional de Hidrocarburos y, en virtud de lo establecido en el artículo 37 de la Resolución no. 181495 de 20092 que consagra el procedimiento a seguir para el inicio de la explotación de un determinado campo, cuyo parágrafo 4 determina que los inicios de explotación serán otorgados a 12 Consejo de estado, Sección Tercera, Auto del 9 de diciembre de 2022, Expediente 11001-03- 26- 000-2021-00157-00, referencia 67.315; auto que obra en el expediente. 13 18 de mayo de 2022. 14 Resolución No. 670 de 1 de octubre de 2020 y Resolución No. 926 de 28 de diciembre de 2020. 31 través de resolución debidamente motivada y previamente al cumplimiento de los requisitos señalados en dicho artículo.
Por lo anterior, aunque las Resoluciones nos. 670 de 1º de octubre de 2020 y 926 de 28 de diciembre de 2020 fueron expedidas por la autoridad concedente, no son típicamente contractuales sino actos administrativos en ejercicio de la función administrativa de fiscalización de la actividad petrolera que el Ministerio de Minas y Energía delegó en aquella.
De acuerdo con lo expuesto, el despacho encuentra que no hay lugar a la medida de saneamiento decretada por ser idóneo el medio de control incoado por la parte demandante, sumado al hecho de que la demanda carece de cuantía por cuanto las pretensiones son de contenido declarativo”. 115. Asimismo, y si bien las partes no son las que determinan o deciden la naturaleza de un acto, no puede dejar de advertirse que ambas partes han manifestado, de forma coincidente, al igual que el Ministerio Público en su concepto en la audiencia de alegatos de conclusión15, que se trata de actos no contractuales (el Convocante en los numerales 266 y siguientes de los fundamentos de derecho de la Demanda, y la Convocada en sus excepciones de la Contestación).
Por ello, habida cuenta de que lo que se está discutiendo es la legalidad o constitucionalidad de unos actos que no son de naturaleza contractual, y que, en consecuencia, no están amparados en la cláusula compromisoria prevista en el Contrato, el Tribunal Arbitral concluye que no tiene competencia para conocer de los mismos, y por esta falta de arbitrabilidad objetiva (no tratarse de actos administrativos contractuales), su nulidad, ineficacia o inaplicabilidad, es de conocimiento privativo de la jurisdicción contencioso administrativa. 116.
Como consecuencia de la falta de competencia analizada corresponde al Tribunal declararse inhibido de pronunciarse sobre las pretensiones principales del grupo quinto de la Demanda, así como de las pretensiones subsidiarias Nos. 25 y 26, y de las pretensiones de condena 28, 29, 30 y 31. 117. Sobre esta declaratoria de inhibición con ocasión de la falta de competencia, solicitada entre otras, por el Agente del Ministerio Público en la audiencia de alegatos, el Tribunal debe señalar que, si bien la decisión inhibitoria es la opción a la que en extremo debe acudir un juez, dada la falta de competencia señalada, procede la misma. 118.
En este sentido, y en un caso en el que se discutían pretensiones frente a unos actos administrativos como asuntos contractuales, el H. Consejo de Estado señaló “…cuando en una demanda se acumulan pretensiones y una (s) sí es (son) objeto de la 15 Página 22 del Concepto del Agente del Ministerio Público, febrero 13 de 2025. 32 jurisdicción a la cuál se acudió, y otra no es de su conocimiento, esta falta da lugar inhibición irremediable por la ausencia absoluta de competencia. Es claro si se demandaron actos mineros existe jurisdicción y competencia del Consejo de Estado sobre ellos…Por tanto, la otra pretensión, de declaratoria de existencia de un contrato entre particulares, da lugar sólo a la inhibición como ya se explicó, pues el proceso no puede ser válido en parte e inválido en parte.
Por ello la jurisprudencia, como mecanismo auxiliar en la administración de justicia, al pronunciarse en casos similares ha dicho que cuando se acumulan pretensiones sobre las cuales el juez sólo tiene jurisdicción sobre una(s) y no sobre la(s) otra(s) debe inhibirse sobre la que no es de su jurisdicción, porque la inhibición no grava la condición del demandado”16. 119.
En esa medida, dado que en el presente caso al estudiarse a fondo y con todos los elementos de juicio, entre otros, los medios de prueba y asuntos puestos de presente por las partes y el Ministerio Público, se ha constado que frente a las pretensiones referidas, el Tribunal Arbitral no tiene el presupuesto de la competencia, y adoptadas todas las medidas procesales así como las atribuciones transitorias que tienen los árbitros, resulta imposible adoptar una decisión de fondo sobre estas pretensiones u otra alternativa, procede la decisión inhibitoria. 120.
Asimismo, al resolverse de forma definitiva mediante el presente Laudo las controversias sobre la competencia, que conlleva que no se adelante el control de legalidad de las RIE, control que se determinó debe ser de conocimiento de la jurisdicción contencioso administrativa, el Tribunal, en los términos del artículo 29 de la Ley 1563 de 2012, ordenará que continúen conociendo de estos asuntos, el Tribunal Administrativo de Cundinamarca como el Tribunal Administrativo de Casanare, y se deje sin efecto cualquier orden del Tribunal Arbitral de remisión de los expedientes.
Valga precisar que, en la medida que los expedientes de los procesos que se venían adelantando ante la jurisdicción contencioso administrativa no fueron remitidos a este Tribunal Arbitral, no corresponde adelantar la devolución previstas en el último inciso del artículo 29 de la Ley 1563 de 2012. 121. Así, dado que el Tribunal resuelve la continuación de los procesos por los Tribunales de la jurisdicción contencioso administrativa, que venía conociendo, entre otros, se encuentra garantizado el acceso a la administración de justicia. 122.
Adicionalmente, frente al conflicto de competencia al que se ha hecho mención en el proceso arbitral, el Tribunal debe advertir que en los términos del artículo 29 de la Ley 1563 de 2012, el tribunal de arbitraje es competente para resolver sobre su propia competencia y su decisión prevalece sobre cualquier otra proferida en sentido contrario por un juez ordinario o contencioso administrativo. 16 Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, sentencia de 20 de septiembre de 2001, exp. 10973 33 Por ello, ante decisiones disidentes entre un Tribunal Arbitral y un juez contencioso administrativo, dicha situación no se configura en un conflicto de competencias o de jurisdicciones como tal, dado que la propia Ley establece cuál decisión prevalece – la del Tribunal Arbitral-. 123.
El Tribunal entiende, entonces, que su labor se desarrollará dentro de las competencias dadas por la Constitución, la Ley y el pacto arbitral y que tiene competencia para conocer de las pretensiones de la Demanda sobre las que no recae la falta de competencia señalada, en los términos indicados. 124. Prosperan, en consecuencia, las excepciones Nos. 5.1, 5.2, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9 y 5.11 bajo el entendido de que se refieren a las RIE y al quinto grupo de pretensiones principales, las pretensiones Nos. 25 y 26, y de las pretensiones de condena 28, 29, 30 y 31, en los términos indicados. 125.
Asimismo, por las razones anteriormente expuestas, además, no prosperan las excepciones Nos. 5.3 y 5.20. 126. Igualmente, y de acuerdo con lo dicho, el Tribunal tampoco tendrá que pronunciarse sobre las excepciones Nos. 5.12, 5.13, 5.14, 5.15., 5.16, 5.17., 5.18., 5.19, 5.20, 5.21, 5.22, 5.23, 5.31 y 5.41, pues será la jurisdicción de lo contencioso administrativo quien defina si la ANH profirió las RIE en forma legal, con motivación, sin desvío de poder, en violación al principio de confianza legítima y demás aspectos controvertidos; al tiempo en que tendrá que determinar si son válidas y eficaces.
En relación con la excepción No. 5.23, valga precisar que, la inhibición para pronunciarse recae sobre lo alegado en dicha excepción, salvo para lo indicado de “y ha cumplido además con sus obligaciones como entidad Contratante”, por lo que el Tribunal se declarará inhibido de forma parcial. 127. El Tribunal, a continuación, hace una puntualización que considera esencial para la exposición de las razones en que fundamentará sus decisiones: Primero. El Tribunal, como juez del Contrato, de acuerdo con la ley aplicable y lo acordado, hará su interpretación. Entonces, cuando haya discrepancia entre las partes, respecto de su entendimiento, según lo dispuesto en la normatividad aplicable y el Contrato mismo, la interpretación la debe hacer el juez arbitral, porque así fue acordado en la cláusula compromisoria.
Segundo. Debe destacarse que, por razón de la regulación especial de los contratos petroleros, desde la suscripción del contrato mismo, se ha tenido en cuenta el interés general, razón por la cual, so pretexto de buscarlo, no le está dada ni en la ley ni en el Contrato, a la ANH como autoridad fiscalizadora, una facultad a posteriori para la interpretación unilateral del contrato o para modificarlo unilateralmente. 34 Tercero. Con base en lo anterior, y sentadas estas bases sobre las cuales entrar en materia, se procede a cumplir con esa labor de interpretación del Contrato, y ella se hará sin tener en cuenta las RIE que se expidieron por parte de la ANH, sustentadas en su parte motiva como realizadas en el ejercicio de una facultad de fiscalización. 128.
En este sentido, los presupuestos procesales, que corresponden a la demanda en forma, a la competencia del Tribunal, a la capacidad para ser parte y a la capacidad para comparecer al proceso, para el Tribunal se encuentran plenamente cumplidos y acreditados, razón por la cual se procederá al análisis y resolución del fondo de los asuntos en controversia, en los términos indicados. 129.
Asimismo, de acuerdo con lo que ha quedado expuesto, en este caso se han cumplido entonces en debida forma todas las etapas previas del proceso arbitral de conformidad con la Ley, y no se advierte irregularidad o defecto alguno que pueda dar lugar a alguna causal de nulidad de lo actuado o que impida decidir sobre el fondo de la cuestión. 2.1.5.
La excepción de caducidad de la acción. 130. En el escrito de Contestación de la Demanda Reformada, el apoderado de la ANH formuló la excepción de caducidad de la acción, argumentando que Frontera presentó la Demanda por fuera del término previsto en la Ley. 131. En sus respectivos escritos presentados ante el Tribunal, tanto la parte Convocante como la Convocada elevaron sus consideraciones disidentes sobre la caducidad del medio de control de controversias contractuales, contenido en el artículo 141 del CPACA. 132.
Es importante partir de lo previsto en el artículo 164 del CPACA, de acuerdo con el cual: “OPORTUNIDAD PARA PRESENTAR LA DEMANDA. La demanda deberá ser presentada: … j) En las relativas a contratos el término para demandar será de dos (2) años que se contarán a partir del día siguiente a la ocurrencia de los motivos de hecho o de derecho que les sirvan de fundamento.
Cuando se pretenda la nulidad absoluta o relativa del contrato, el término para demandar será de dos (2) años que se empezarán a contar desde el día siguiente al 35 de su perfeccionamiento. En todo caso, podrá demandarse la nulidad absoluta del contrato mientras este se encuentre vigente. En los siguientes contratos, el término de dos (2) años se contará así: i) En los de ejecución instantánea desde el día siguiente a cuando se cumplió o debió cumplirse el objeto del contrato; ii) En los que no requieran de liquidación, desde el día siguiente al de la terminación del contrato por cualquier causa; iii) En los que requieran de liquidación y esta sea efectuada de común acuerdo por las partes, desde el día siguiente al de la firma del acta; iv) En los que requieran de liquidación y esta sea efectuada unilateralmente por la administración, desde el día siguiente al de la ejecutoria del acto administrativo que la apruebe; v) En los que requieran de liquidación y esta no se logre por mutuo acuerdo o no se practique por la administración unilateralmente, una vez cumplido el término de dos (2) meses contados a partir del vencimiento del plazo convenido para hacerlo bilateralmente o, en su defecto, del término de los cuatro (4) meses siguientes a la terminación del contrato o la expedición del acto que lo ordene o del acuerdo que la disponga; …”. 133.
Frontera, en la presentación de su Demanda, argumentó las razones por las cuales no se produjo el fenómeno de la caducidad. Para Frontera, fue solo a partir de la expedición de las decisiones de la ANH de unificar los Campos y las Áreas de Explotación (Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 del 27 de abril 2022 y Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 del 8 de abril de 2022) que se hizo patente la imposición de una interpretación determinada del Contrato, en detrimento de sus facultades e intereses, a diferencia de hitos precedentes, que no habían tenido tales efectos ni llegaron a generar la controversia actual. 134.
Por lo anterior, la Convocante señaló que el término de caducidad debía contarse desde la fecha en que se notificaron las resoluciones RIE en mención, aun existiendo dudas respecto a la forma de su notificación. Adicionalmente, respecto del primer grupo de pretensiones, puso de presente que se trata de diferencias sobre la interpretación del Contrato, asuntos respecto de los cuales no se cuenta con una norma expresa que indique a partir de qué momento se debe contabilizar el término de caducidad de dos años.
Agrega que una diferencia interpretativa no puede caducar antes de la terminación del contrato, pues de lo contrario no habría solución jurídica posible que permitiera resolverla. 36 135. En la respectiva Contestación, la ANH se opuso a que se tome la expedición de los referidos actos administrativos como causantes de las controversias de tipo contractual.
Según la Convocada, ya con antelación a su expedición habían ocurrido motivos de hecho y de derecho que consolidaban las controversias que fundamentan el proceso en curso, lo cual se demuestra con el intercambio de múltiples comunicaciones escritas (en concreto, del 29 de noviembre de 2013, 28 de febrero de 2014, 2 de junio de 2015 y 12 de octubre de 2018, entre otras), que denotan el conocimiento que ambas partes tenían de las diferencias contractuales que ahora son objeto de decisión por el Tribunal, y que demuestran que la controversia actual lleva más de 10 años.
En consecuencia, tomando cada una de las fechas de las comunicaciones como referencia del cómputo de la caducidad, la Convocada señaló que la presentación de la Demanda se había realizado de forma extemporánea. 136. Al respecto, Frontera se pronunció frente a la excepción de caducidad señalando que del mismo texto de la Contestación se corrobora su postura defendida en cuanto a la materialización de la controversia a través de las decisiones de unificación de los Campos y Áreas de Explotación. Arguyó que la propia ANH había reconocido que las Resoluciones de Inicio de Explotación (RIE) son justamente el mecanismo previsto para definir el Área de Explotación, y de esta forma, es a partir de aquéllas que se configuran las controversias contractuales objeto de reclamación. 137.
El Tribunal destaca que la caducidad de la acción fue instituida por el ordenamiento jurídico como “una sanción en los eventos en que determinadas acciones judiciales no se ejercen en un término específico”17, la cual “se configura cuando vence el término previsto en la ley para acudir ante los jueces para demandar”18. En este sentido, el H. Consejo de Estado ha reiterado que “los términos para que opere la caducidad están siempre señalados en la ley y las normas que los contienen son de orden público, razones por las cuales son taxativos y las partes no pueden crear término alguno de caducidad”19; es así como “una vez que se da el supuesto de hecho que el legislador ha señalado como comienzo del término de caducidad, él indefectiblemente empieza a correr y en ningún caso queda en manos de alguna de las partes la posibilidad de variar el término prefijado en la ley”20. 17 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera, Subsección “B“. Sentencia del 5 de marzo de 2015. Rad. 25000-23-36-000-2013-01547-01(49307). C.P. Danilo Rojas Betancourth. 18 Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera, Subsección “C“. Sentencia del 10 de mayo de 2019. Rad. 66001-23-33-000-2014-00192-01(59532) C.P. Guillermo Sánchez Luque. 19 Consejo de Estado.
Sección Tercera, Subsección “C”. Sentencia del 30 de enero de 2013. Rad: 66001-23-31-000-2000-00317-01(23136). 20 Ibid. 37 138. Tratándose del medio de control de controversias contractuales, el término para formular la respectiva acción “es de 2 años que inician a partir del día siguiente a la ocurrencia de los motivos de hecho o de derecho que sirvan de fundamento”, según el primer inciso del literal j), numeral 2, del artículo 164 del CPACA, “siempre que no se trate de cualquiera de los demás eventos previstos expresamente en ese literal”21 (negrilla fuera de texto).
De esta forma, se observa que las controversias contractuales versan alrededor del Contrato Cubiro (un Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos), sujeto a un régimen jurídico especial por disposición del artículo 76 de la Ley 80 de 1993, y en lo no contemplado en aquellas regulaciones, por las normas del derecho privado. 139.
Teniendo en cuenta la naturaleza estatal del Contrato Cubiro y el régimen jurídico especial que le es aplicable, sumado al hecho de que este sigue en ejecución y no ha sido sometido a terminación por causal alguna, se advierte que en el caso sub judice no pueden seguirse las reglas especiales de contabilización del término de caducidad contenidas en los numerales del literal j, del artículo 164 del CPACA22, por lo cual, para el cómputo de la caducidad, se acudirá a la regla general contemplada en el aludido inciso primero del artículo en mención, es decir, se aplicará el término de dos (2) años que se contarán a partir del día siguiente a la ocurrencia de los motivos de hecho o de derecho que les sirvan de fundamento. 140.
Con base en lo dicho, el Tribunal debe determinar el momento concreto en que se presentó la ocurrencia de los motivos de hecho o de derecho que sirvieron de fundamento a la parte Convocante para hacer ejercicio de la acción contractual. 141. Al respecto, el Tribunal advierte que, durante la ejecución del Contrato Cubiro, las partes mantuvieron en algunos momentos posiciones opuestas, llegando a puntos donde se mostraron discrepancias entre sí, que constan, entre otras, en el envío cruzado de comunicaciones. 142.
No obstante, para el Tribunal es igualmente notorio que el intercambio de interpretaciones disidentes no trajo consigo una alteración sustancial del curso negocial entre las partes, ni mucho menos la generación de efectos jurídicos adversos para cualquiera de ellas, que les hubiese conducido al ejercicio de la acción contractual, ya que el punto de inflexión de la relación contractual se consolidó a 21 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera, Subsección “C”. Sentencia del 10 de mayo de 2019. Rad. 66001-23-33-000-2014-00192-01(59532). C.P. Guillermo Sánchez Luque 22 Sírvase de ejemplo de la aplicación en casos concretos de la regla general del literal j del artículo 164 del CPACA para el cómputo del término de caducidad del medio de control de controversias contractuales, lo preceptuado por el H. Consejo de Estado tratándose de contratos estatales que se rigen por el derecho privado, los cuales de igual forma no se subsumen en los supuestos de las reglas especiales.
Cfr.. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Auto de diciembre 6 de 2010. Expediente No. 38344. C.P. Enrique Gil Botero. 38 través de las RIE proferidas por la ANH, las cuales, al proceder con la unificación de los campos comerciales, consolidó una verdadera situación jurídica que afectó la posición contractual y negocial del Contratista. 143.
El Tribunal entiende que fue a través de los actos administrativos de la ANH, llamados a generar efectos jurídicos y cuya incidencia abarca el contenido de los compromisos y obligaciones de Frontera, que se configuraron las controversias contractuales que se ventilan por medio del proceso arbitral en curso. 144. En este sentido, le asiste razón a la Convocante en relación con la materialización del conflicto, por la expedición por parte de la ANH de las respectivas RIE.
Si bien es cierto que desde el año 2013 se evidencian intercambios de comunicaciones en las que se pueden ver diferentes posturas entre las partes, no lo es menos que aquellos no llegaron a generar entre las partes una situación de controversia o inconformidad de tal magnitud que (i) alterara por completo la situación jurídica del Contrato E&E Cubiro como se venía ejecutando, aún con diferencias; y que (ii) fuera suficiente para sustentar la formulación de pretensiones concretas. 145.
Lo anterior sin mencionar que, en la ejecución del contrato estatal, atendiendo a las finalidades propias del mismo y el interés público que le subyace, las partes buscaron la preservación del negocio jurídico y la continuidad de la relación contractual, incluso en medio de las dificultades y diferencias como las que se presentaron. 146.
Los hechos de la Demanda, y las respectivas pruebas, también muestran la posición cambiante que tuvo la ANH frente a la integración de la producción acumulada en el Área Contratada, quien por ejemplo llegó a aceptar, y luego a negar, el inicio del procedimiento de instancia ejecutiva, a determinar que esta discusión ameritaba la declaración de un incumplimiento contractual, para luego entender que era simplemente interpretativa del Contrato, y finalmente manifestar se estaba frente a un asunto de la esfera regulatoria.
Con base en ello, se expidieron las RIE. 147. Asimismo, no puede considerarse, como se señala en la Contestación, que los motivos de hecho o de derecho que dieron inicio al procedimiento de incumplimiento en 2015, tuvieron lugar el 9 de noviembre de 2013, 28 de febrero de 2014, el 2 de junio de 2015 y/o 12 de octubre de 2018. Proceso de incumplimiento que la ANH archivó, mediante Resolución No. 251 de 30 de mayo de 2019, en la que entre otros se señaló: “Es de advertir que en el presente escrito, no se pretende dilucidar si la Compañía Frontera le asiste o no razón en la interpretación que sobre el particular tenga sobre el plan de Explotación Petirrojo, por cuanto el mismo hace parte de la actividad contractual propia de un acuerdo bilateral en que las partes pueden estar en desacuerdo y por ende existen otras instancias u otros mecanismos previstos en el Contrato para zanjar dichas diferencias, y esta no es la instancia pertinente para ellos. 39 Producto de lo anterior, la Compañía ha solicitado el 27 de junio de 2018, activar la Cláusula 27 SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS ENTRE LAS PARTES a través del procedimiento de Instancia Ejecutiva, el cuan tiene como propósito solventar o zanjar las discrepancias de mutuo acuerdo sobre la ejecución contractual o la interpretación de una cláusula en favor o en contra de una de las partes. se ha dado inicio al procedimiento de SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS ENTRE LAS PARTES denominado Instancia Ejecutiva con el fin de que toda diferencia o desacuerdo que exista entre la ANH y el Contratista en cuanto a la interpretación del Contrato sea solucionada.
Ahora bien, si una vez agotadas las instancias de solución de controversias, se deja claro la interpretación de las discrepancias sobre el Contrato, y frente a esto, el Contratista incumple lo acordado ”. 148. Es decir, si bien la Resolución No. 251, de 30 de mayo de 2019, se refería al Plan de Explotación de Petirrojo, era claro, como lo reconoció en su propia resolución la ANH, que existían distintas alternativas, sin que hubiera una posición final sobre el punto en diferencia. Esta última solo vino a tener lugar con ocasión de la expedición de las RIE. 149.
Adviértase igualmente que, respecto de las diferencias entre las partes, la Convocante, mediante comunicación del 27 de junio de 2018, solicitó iniciar la instancia ejecutiva prevista en la Cláusula 27.1 del Contrato E&E Cubiro, que recaía precisamente sobre los asuntos de la existencia o no de varias Áreas de Explotación en una determinada Área Contratada, como de más de un Descubrimiento en un Área de Evaluación. En dicha comunicación, expuso su interpretación del Contrato, señalando que “Si la Agencia Nacional de Hidrocarburos difiere de la interpretación de Frontera sobre este aspecto, amable y respetuosamente los invitamos a activar la cláusula de resolución de conflictos del Contrato E&E Cubiro ”. 150.
Frente a esta comunicación, la Convocada dio respuesta, mediante comunicación del 20 de noviembre de 2018, aceptando el inicio de la Instancia Ejecutiva: “Así las cosas y una vez analizada la mencionada solicitud, esta Gerencia como dependencia delegada del Señor Presidente, se permite manifestar la aceptación del inicio del procedimiento denominado Instancia Ejecutiva”. 151.
Posteriormente, mediante comunicación del 9 de noviembre de 2021, la Convocada decidió no continuar con la instancia ejecutiva y dar cierre a la misma. Como se indica en esta última comunicación, la instancia ejecutiva tuvo lugar y estuvo fundamentada en las diferencias entre las partes “ que para la ANH no es viable aceptar descubrimientos adicionales dentro de una Área de Evaluación, ni aceptar que estos se constituyan en una nueva Área de Explotación, en observancia a lo dispuesto en las 40 Cláusulas 7 Numeral 7.7 y 9.2 del Contrato E&E Cubiro y a que FRONTERA insiste en la conformación de cinco (5) Áreas de Explotación derivadas del Programa de Evaluación Copa y dos (2) Áreas de Explotación del Programa de Evaluación Petirrojo En consecuencia, de lo anterior, se da cierre a la instancia ejecutiva solicitada por Frontera Energy Colombia Corp mediante radicado No. 20184010206472 Id: 291995 del 27 de junio de 2018, por cuanto la controversia planteada por el contratista excede el alcance de lo previsto en la Cláusula 27.1. al tratarse de un tema estrictamente regulatorio en los términos indicados en el presente escrito”. 152.
De esta manera, hasta el 9 de noviembre de 2021, fecha en que se cierra la instancia ejecutiva, las partes preveían zanjar sus diferencias a través de los mecanismos contenidos en el Contrato. Aun tomando esta fecha, tampoco habría operado el fenómeno de la caducidad. 153. Adicionalmente, y en lo que concierne a los distintos eventos que ocurrieron, es claro que la ANH tuvo diversas conductas interpretables como la aceptación de la existencia de los campos Petirrojo independientes: las aprobaciones a las Formas de Producción separadas para cada campo23, el levantamiento de actas internas de la ANH donde se describen los distintos campos como áreas de explotación separadas24, la aceptación de informes que se refieren a áreas separadas25, las Formas de Producción suscritas por el Ministerio de Minas y Energía que dan cuenta de la separación de los campos26, entre otros.
En el caso de los campos Copa, también se encuentran en el expediente conceptos de la ANH posteriores a 2013 donde se hace referencia a la independencia de los campos27, y la aprobación de formas mensuales de producción separadas. De hecho, hubo la liquidación de regalías separadas por cada una de las Áreas de Explotación de Copa y las de Petirrojo. 154.
Con base en lo expuesto, el Tribunal considera adecuado tomar como fechas de inicio del término de caducidad las fechas de expedición de las Resoluciones 275, del 8 de abril de 2022, y 321, del 27 de abril 2022, individualmente consideradas, en atención a que las pretensiones de la Convocante se conducen respectivamente contra los efectos jurídicos que generaron cada una de ellas. 155.
Por lo tanto, teniendo en cuenta que la presentación de la demanda arbitral (sin reforma) fue realizada el 27 de diciembre de 2022, se concluye que la misma se realizó de forma oportuna, razón por la cual se procederá a declarar que no prospera la excepción No. 5.4, relacionada con la caducidad del medio de control. 23 Tómese como ejemplo la Comunicación ANH 20205110190261 del 29 de agosto de 2020 y la comunicación ANH 20205110190511 del 30 de agosto de 2020 (pruebas 34, 35 y 42 de la Demanda Reformada), para Petirrojo y Petirrojo Sur 24 Prueba 38 de la Demanda Reformada. 25 Prueba 39 de la Demanda Reformada. 26 Pruebas 36 y 37 de la Demanda Reformada. 27 Pruebas 142 y 154 a 157 de la Demanda Reformada. 41 156.
Si bien ha quedado claro que no operó el fenómeno de la caducidad, al no haber transcurrido más de dos años entre la expedición de las RIE y la presentación de la Demanda, o desde la comunicación de la Convocada (9 de noviembre de 2021), que contiene su posición definitiva sobre el carácter de la controversia y el cierre de la instancia ejecutiva, tampoco habría operado la caducidad de aplicarse la regla prevista en el literal j), del numeral 2, del artículo 164 del CPACA, toda vez que, (a) el Contrato no se ha terminado (ninguna de las partes alegó la terminación ni se verificó alguna de las causales previstas en la Cláusula 28 de terminación), (b) el Contrato no previó la liquidación, y (c) el Contrato es de tracto sucesivo. 157.
En este sentido, el Agente del Ministerio Público reiteró la posición que tuvo durante todo el proceso en el sentido de que no ha operado la caducidad, así: “De acuerdo con lo expuesto el Agente del Ministerio Público ratifica lo expresado en la Primera Audiencia de Trámite de este proceso arbitral en el sentido de que para la controversia contractual que se estudia no ha operado el término de caducidad del medio de control judicial de controversias contractuales, considerando que el contrato se encuentra en ejecución actualmente”. 158.
Por lo anterior, se concluye que no ha operado la caducidad en el presente caso. 2.2. Controles de Legalidad. 159. En múltiples oportunidades, el Tribunal efectuó el control de legalidad correspondiente para verificar tanto la validez de las actuaciones surtidas dentro del proceso, como que se hubieran observado y respetado a plenitud los derechos de las partes al debido proceso, a la defensa, a la contradicción y al acceso a la administración de justicia. En las referidas ocasiones, el Tribunal verificó que no existieron irregularidades que hubieran viciado de alguna forma la actuación o la marcha del proceso, en lo cual coincidieron de manera expresa ambas partes.
3. LA DEMANDA Y SU CONTESTACIÓN. 3.1. Síntesis del caso tal como fue presentado por las partes. 3.1.1. Posición de la Convocante. 3.1.1.1. Diferencias interpretativas en el Contrato E&E Cubiro. 160. En la ejecución del Contrato E&E Cubiro, Frontera y la ANH han tenido diferencias interpretativas sobre el alcance de las prescripciones contractuales.
La ANH calificó 42 la disputa entre las partes como interpretativa cuando decidió archivar un procedimiento de incumplimiento contractual iniciado contra Frontera, encaminado a la terminación del Contrato E&E Cubiro por incumplimiento, con base en los mismos hechos que aquí se debaten (Prueba 24 de la Demanda). 3.1.1.2. Posturas Divergentes de la ANH 161.
A lo largo de los años, la ANH ha tenido múltiples y divergentes posturas. En últimas, el debate radica en determinar si, conforme al Contrato E&E Cubiro, la regulación y la ley, Frontera goza de autonomía para determinar los Campos Comerciales y las Áreas de Explotación. La ANH ha sostenido que un Área de Evaluación no puede tener más de un Área de Explotación, posición que no tiene sustento jurídico, pues el propio Contrato E&E Cubiro regula el escenario en que en una misma Área de Evaluación se efectúen nuevos Descubrimientos que, por definición, pueden dar lugar a un nuevo Campo Comercial y, por ende, a una nueva Área de Explotación, distinta de aquella que resulte del Descubrimiento "inicial". 162.
Luego, la ANH sostuvo que, derivado de yacimientos en una misma estructura regional, no se podían establecer distintos Campos Comerciales. "Estructura regional" no es un término que contractual o legalmente exista. Para fundar su posición, la ANH hace referencia a un documento denominado Petroleum Resources Management System (PRMS) que se utiliza en el sector como una guía internacional de buenas prácticas para medir reservas de hidrocarburos y que, además de no referirse en punto alguno a "estructura regional", expresamente consigna que las definiciones y directrices contenidas en dicho documento no deben interpretarse como modificatorias de la interpretación o aplicación de la regulación de un país determinado.
En particular, tal advertencia se itera al definir el PRMS el concepto "Campo", definición regulatoria que prevalece frente a una distinta del PRMS (Prueba 143 de la Demanda). 163. A pesar de la ausencia de prueba técnica alguna para soportar su dicho, la ANH sugirió que los yacimientos que se ubican en los distintos Campos Comerciales determinados por Frontera en realidad corresponden a un solo yacimiento.
En relación con este punto, basta manifestar que, además de incumplir con la carga de la prueba, la evidencia técnica lisa y llanamente no comprueba la posición de la Demandada. En efecto, es claro desde el punto de vista técnico que los yacimientos que Frontera declaró como Campos Comerciales son independientes, hecho que por cierto la ANH nunca cuestionó hasta la expedición de las RIE Copa Unificada y Petirrojo Unificada. 3.1.1.3.
Violación de Derechos Contractuales y Constitucionales. 164. La ANH ha hecho valer su posición violentando no solo los derechos contractuales de Frontera, sino también conculcando sus más básicas garantías constitucionales, 43 en lugar de haber acudido a las vías que el Contrato E&E ofrece para resolver las divergencias interpretativas. 3.1.1.4.
Reconocimiento de Independencia de los Campos Comerciales. 165. Durante la relación contractual del Contrato E&E, la ANH jamás manifestó que los Campos Comerciales establecidos por Frontera no fueran independientes. Siempre reconoció que los yacimientos de hidrocarburos descubiertos por Frontera eran independientes y que existían cinco y tres Campos Comerciales en los polígonos Copa y Petirrojo, respectivamente.
Lo único que manifestaba la ANH al Contratista era que, en un Área de Evaluación solo se podía determinar un Área de Explotación. 3.1.1.5. Intento de Unificación de Campos Comerciales. 166. Después de más de nueve años de mantener una interpretación pacífica entre las Partes, la ANH pretendió unificar los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo en el llamado por la ANH "Campo Comercial Petirrojo Unificado", mediante Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 del 27 de abril de 2022.
Asimismo, intentó unificar los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D en el llamado por la ANH "Campo Comercial Copa Unificado", mediante Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 del 8 de abril de 2022. 3.1.1.6. Ejercicio del Control de Legalidad. 167. Frontera decidió ejercer el control de legalidad de dichos actos a través de demandas en ejercicio del medio de control de controversias contractuales ante los tribunales administrativos.
Corresponde al Tribunal Arbitral dirimir si las referidas Resoluciones de Inicio de Explotación son actos de naturaleza fiscalizadora o contractual, en los términos del artículo 29 de la Ley 1563 de 2012. También corresponde al Tribunal determinar si los actos tienen la naturaleza de mixtos. 3.1.1.7. Integración de Áreas de Explotación. 168.
En agosto y octubre del año 2022, la ANH informó a Frontera respecto de la integración de sus siete Áreas de Explotación en solo dos: el Área de Explotación Copa Unificada y el Área de Explotación Petirrojo Unificada, con fundamento en las Resoluciones de Inicio de Explotación que ella misma expidió como fiscalizador. 3.1.1.8. Síntesis de las Peticiones al Tribunal. 169.
Frontera solicita al Tribunal: i. Declarar que la interpretación de la ANH del Contrato E&E Cubiro es contraria a su texto y a la ley. 44 ii. Declarar el incumplimiento de la ANH del Contrato E&E Cubiro por haber ejercido facultades que contractualmente no tiene para unificar los Campos Comerciales y Áreas de Explotación. iii.
Declarar la nulidad de las Resoluciones de Inicio de Explotación Unificadas, si en su entendimiento el Tribunal se declara competente para conocer de la nulidad de un acto no contractual de fiscalización, o si considera que las RIE son verdaderos actos contractuales o, en su defecto, inaplicarlas por inconstitucionales y/o ilegales para el caso particular. iv.
Declarar, en todo caso, que los Campos Comerciales y Áreas de Explotación fueron legalmente establecidas por Frontera bajo el Contrato E&E Cubiro. v. Declarar, en el remoto caso en que se considere que las decisiones de unificación de los Campos Comerciales y Áreas de Explotación están ajustadas a derecho y al Contrato E&E Cubiro, se presentó un desequilibrio económico de este. 3.1.2.
Posición de la Convocada. 3.1.2.1. Oposición a la visión de Frontera. 170. La ANH se opone a la visión presentada por Frontera sobre el contenido del Contrato Cubiro, los hechos desarrollados en su ejecución, y los actos administrativos de Inicio de Explotación de los Campos Copa y Petirrojo. 171. Frontera Energy presenta una interpretación equivocada del contrato y de los hechos, así como de los actos administrativos y los medios de control ejercidos ante las jurisdicciones de lo Contencioso Administrativo y Arbitral. 3.1.2.2.
Carácter técnico de la Disputa. 172. La disputa no es meramente interpretativa, sino que también tiene un carácter técnico. 173. Frontera Energy ha sostenido que existen diferencias técnicas, solicitando testimonios y un peritaje técnico complejo. La cláusula de arbitraje del Contrato Cubiro excluye controversias técnicas o contables, lo que limita la competencia del Tribunal de Arbitraje. 3.1.2.3.
Contraprestación por Precios Altos. 174. El conflicto también está relacionado con la prestación de precios altos establecida en la cláusula 16.2 del Contrato Cubiro. 45 175. Aunque Frontera Energy insiste en que su demanda carece de cuantía, la prestación de precios altos es un punto central en la controversia. 3.1.2.4.
Límites constitucionales y legales de los Tribunales de Arbitraje. 176. Los tribunales de arbitraje tienen límites impuestos por la Constitución y la Ley que no pueden ser ignorados. 177. Las peticiones de Frontera Energy exceden el marco permitido para los tribunales de arbitraje, incluyendo medios de control y planteamientos incoherentes sobre actos administrativos y contractuales. 3.1.2.5.
Interpretación pacífica del Contrato. 178. No es cierto que haya habido una interpretación pacífica del contrato entre las partes durante nueve años. 179. La ANH argumenta que ha actuado dentro del contrato y que ha ejercido sus competencias de fiscalización otorgadas por la ley y los actos administrativos. 3.1.2.6. Acceso a la Administración de Justicia. 180.
No se está negando el acceso a la administración de justicia a Frontera Energy. 181. Aunque Frontera Energy argumenta que se le está negando el acceso a la justicia, la realidad es que se le está permitiendo ejercer sus derechos, pero dentro de los límites legales y jurisdiccionales establecidos. 3.1.2.7. Incongruencia en las peticiones de Frontera. 182.
Las peticiones de Frontera Energy son inapropiadas y alteran la congruencia del laudo. 183. Frontera Energy no pide directamente que los actos administrativos sean declarados contractuales, sino que plantea peticiones condicionadas que imponen al Tribunal la tarea de calificar dichos actos, lo cual es inapropiado. 3.1.2.8. Validez del Contrato Cubiro. 184.
Es crucial otorgar validez a la totalidad del Contrato Cubiro. 46 185. Las peticiones de Frontera Energy se basan en una aplicación parcial e inadecuada del contrato, lo cual no puede prosperar. La ANH argumenta que las peticiones deben ser evaluadas considerando el contrato en su totalidad. 3.1.2.9. Fundamentación de la oposición a las Pretensiones. 186.
La ANH presenta fundamentos y argumentos para oponerse a las pretensiones de Frontera Energy. 187. Los fundamentos y argumentos presentados en este capítulo deben ser considerados como parte integrante de las excepciones de fondo de la contestación. 3.1.2.10. Jurisdicción y competencia del Tribunal. 188. El Tribunal de Arbitraje no tiene jurisdicción ni competencia para pronunciarse sobre la legalidad de los actos administrativos expedidos por la ANH. 189.
Los actos administrativos de Inicio de Explotación no son actos mixtos y están fuera del alcance del Tribunal de Arbitraje. La jurisdicción contencioso-administrativa es la competente para resolver sobre la legalidad de estos actos. 190. En resumen, la ANH se opone a la interpretación y peticiones de Frontera Energy, argumentando que estas exceden los límites legales y jurisdiccionales, y que no se está negando el acceso a la justicia, sino que se está actuando dentro del marco legal establecido.
Además, se enfatiza la importancia de considerar la validez del Contrato Cubiro en su totalidad y no de manera parcial, y se subraya que el Tribunal de Arbitraje no tiene competencia para pronunciarse sobre la legalidad de los actos administrativos de la ANH. 3.2. Pretensiones de la Demanda. 191. En la Demanda, la Convocante formuló 24 pretensiones principales, divididas en cinco grupos, tres pretensiones subsidiaras a las anteriores (pretensiones No. 25 a 27), cuatro pretensiones principales de condena (pretensiones No. 28, 29, 30 y 32) y una pretensión subsidiaria a la pretensión principal de condena No. 30 (pretensión No. 31), así: “ V. PRETENSIONES PRIMER GRUPO DE PRETENSIONES PRINCIPALES 47 Con fundamento en el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de propiedad de la Nación, Sector Cubiro (en adelante “Contrato E&E Cubiro”), su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que: 1.
No hay lugar a un nuevo Periodo de Evaluación ni resulta necesario un nuevo Aviso de Descubrimiento, cuando nuevos volúmenes de Hidrocarburos son encontrados en una misma Área de Evaluación o de Explotación. 2. El Contratista tiene el derecho a declarar distintos Campos Comerciales derivados de yacimientos descubiertos que se comporten como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. 3.
El Contratista tiene el derecho a declarar tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales independientes existan. SEGUNDO GRUPO PRETENSIONES PRINCIPALES Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que: 4.
Que bajo los términos del Contrato E&E Cubiro la ANH aceptó los Planes de Explotación inicial de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D. 5. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa. 6. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa A. 7.
En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa B. 8. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa C. 9. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa D. 48 10. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar unilateralmente en el llamado por la ANH “Campo Comercial Copa Unificado”, los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D. 11.
La ANH incumplió sus obligaciones al modificar unilateralmente las coordenadas de las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Copa”. TERCER GRUPO DE PRETENSIONES PRINCIPALES Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que: 12.
La ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por no haber dado por recibido los Planes de Explotación inicial presentados por Frontera para los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 13. Que la ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por haber desconocido el derecho contractual del Contratista a terminar el Periodo de Explotación del Área de Explotación Yopo. 14.
La ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por condicionar la devolución del Área de Explotación Yopo a la devolución de la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”. 15. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo. 16. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo Sur. 17.
La ANH incumplió sus obligaciones al unificar en el llamado por la ANH “Campo Comercial Petirrojo Unificado”, los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 18. La ANH incumplió sus obligaciones al modificar las coordenadas de las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”.
CUARTO GRUPO DE PRETENSIONES PRINCIPALES 49 Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que: 19. Que la ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por haber desconocido el derecho contractual del Contratista a tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente, económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta según se establece en el numeral 11.1 de la Cláusula 11. 20.
Que la ANH incumplió su deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato E&E Cubiro. QUINTO GRUPO DE PRETENSIONES PRINCIPALES Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que: 21. En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, la Resolución 20982 de 2021 y la confirmatoria Resolución 275 del 8 de abril de 2022, expedidas por la ANH, que “otorga el Inicio de Explotación del Campo Comercial Copa Unificado perteneciente al Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Cubiro”. 22.
En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, las comunicaciones con radicados 20224211171631 Id: 1332690 y 20234210154801 Id: 1412804 expedidas por la ANH, que pretendieron modificaron las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada Área de Explotación Copa. 23.
En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, la Resolución 27 de 2021 y la confirmatoria 221 de 2022, expedidas por la ANH, que otorgó “el Inicio de Explotación del Campo Comercial Petirrojo Unificado perteneciente al Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Cubiro”. 50 24.
En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, las comunicaciones con Radicados 20224211104331 Id: 1303909 y 20234210154771 Id: 1412800 expedidas por la ANH, que pretendieron modificaron las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”.
PRETENSIONES SUBSIDIARIAS DE LAS PRETENSIONES PRINCIPALES En caso de considerar que los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo se unificaron con arreglo a la ley y al Contrato E&E Cubiro, total o parcialmente, en el llamado por la ANH “Campo Comercial Petirrojo Unificado” y, con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará subsidiariamente que: 25.
Las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo del Contrato E&E Cubiro se mantienen inalteradas de conformidad con su Cláusula 9.3. En caso de considerar que los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D se unificaron con arreglo a la ley y al Contrato E&E Cubiro, total o parcialmente, en el llamado por la ANH “Campo Comercial Copa Unificado” y, con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará subsidiariamente que: 26.
En caso de considerar que los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D se unificaron con arreglo a la ley y al Contrato E&E Cubiro, total o parcialmente, en el llamado por la ANH “Campo Comercial Copa Unificado”, se determine que las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D del Contrato E&E Cubiro se mantienen inalteradas de conformidad con su Cláusula 9.3 27.
Se configuró un desequilibrio económico del Contrato E&E Cubiro que debe ser restablecido en favor de Frontera. PRETENSIONES DE CONDENA Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará ora por la declaratoria de las pretensiones principales ora por las subsidiarias, que: 28.
En caso de haberse cobrado por la ANH suma alguna por concepto de derecho económico por precios altos respecto del Contrato E&E Cubiro, como consecuencia de la decisión de unificación de las Áreas de Explotación y/o de 51 los Campos Comerciales, las sumas que por dicho concepto hayan sido pagadas por Frontera a la fecha de emisión del laudo, le sean restituidas por la ANH. 29.
Ordenar a la ANH abstenerse de cobrar suma alguna por concepto de derecho económico por precios altos respecto del Contrato E&E Cubiro derivadas de la decisión de unificación de las Áreas de Explotación y/o de los Campos Comerciales. 30. Cualquier suma, fruto de una condena impuesta por este Tribunal a la ANH, sea pagada por ésta a favor de Frontera con intereses moratorios a la tasa que defina el Tribunal, desde la fecha de emisión del laudo y hasta el día de su pago. 31.
En subsidio de la anterior, cualquier suma, fruto de una condena impuesta por este Tribunal a la ANH, sea devuelta a Frontera debidamente indexada, según el indicador financiero que el Tribunal estime aplicable, desde la fecha en que fue pagada y hasta su devolución a Frontera. 32. Que se condene en costas y agencias en derecho a la ANH”.
Precisa el Tribunal que, se siguió la misma numeración y texto de la Demanda. 3.3. Excepciones formuladas por la Convocada. 192. La ANH formuló oposiciones como consideraciones de forma respectiva para cada una de las 32 pretensiones de la demanda en el acápite de la Contestación denominado "Pronunciamiento sobre las pretensiones", que solicitó se “tenga como parte integrante de este capítulo de excepciones de fondo”.
Asimismo, formuló las siguientes 47 excepciones: “5.1. La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022, son actos administrativos que no tienen carácter contractual. Falta de jurisdicción y competencia del Tribunal Arbitral para hacer los pronunciamientos que reclama la demanda 5.2.
Falta de jurisdicción del Tribunal de Arbitraje para decidir sobre las pretensiones del quinto grupo de la reforma de la demanda 5.3. Las partes no habilitaron en la cláusula de “Arbitraje” al Tribunal para resolver controversias provenientes de un desacuerdo técnico o contable. Tales competencias fueron expresamente excluidas por las partes.
Falta de Competencia del Tribunal de Arbitraje 52 5.4. Caducidad del medio de control 5.5. Improcedencia del pronunciamiento del Tribunal sobre una declaratoria de nulidad o de suspensión de efectos de las Resoluciones 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022 5.6.
Las pretensiones de la demanda como fueron planteadas, exceden los límites materiales del medio de control de controversias contractuales 5.7. Existencia, ejecutoria y presunción de legalidad de las Resoluciones 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022. 5.8.
Inexistencia del acto administrativo mixto como lo plantea el demandante. 5.9. Falta de jurisdicción y competencia del Tribunal de Arbitraje para pronunciarse sobre los “actos administrativos mixtos” propuestos por el demandante 5.10. Frontera Energy vuelve en contra de sus propios actos. 5.11. Improcedencia del juicio de legalidad de las Resoluciones de Inicio de Explotación en los términos planteados en la demanda 5.12.
Las Resoluciones fueron proferidas por la ANH en ejercicio de las funciones que le fueron asignadas por la Constitución y la Ley 5.13. La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022, se expidieron de forma regular 5.14. La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022 se expidieron en observancia del artículo 29 de la Constitución Política, el derecho de audiencia y de defensa 5.15.
La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022 fueron motivadas 5.16. Inexistencia de abuso o desviación de poder 5.17. Inexistencia de vulneración del principio de confianza legítima 53 5.18. La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022 son válidas. 5.19.
La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y la Resolución 27 de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022 son eficaces. 5.20. Las comunicaciones en las que se informó a Frontera Energy las coordenadas del Área de Explotación Petirrojo y el Área de Explotación Copa son válidas y eficaces 5.21. Frontera Energy no cuestionó la legalidad de las Áreas de Yacimientos de Petirrojo, establecidas por la ANH en la Resolución 1415 de 2022 5.22.
Frontera Energy no cuestionó la legalidad de las Áreas de Yacimientos de Copa, establecidas en la Resolución 508 de 3 de junio de 2022 5.23. La ANH ha ejercido las competencias que la Ley le ha otorgado como autoridad fiscalizadora y, en desarrollo de tales funciones, profirió las Resoluciones cuestionadas por Frontera Energy, y ha cumplido además con sus obligaciones como entidad Contratante 5.24.
La ANH no incumplió el “Contrato de Exploración y Explotación Cubiro” al expedir las Resoluciones cuestionadas por Frontera Energy, en uso de su facultad de fiscalización. 5.25. El Estado es el propietario del Subsuelo. De la exploración y explotación de los hidrocarburos se derivan derechos económicos y remuneraciones previstas constitucionalmente 5.26.
Los cuatro primeros grupos de pretensiones de la reforma de la demanda se fundamentan solo en el Contrato Cubiro 5.27. Frontera Energy otorga un sentido y alcance a las definiciones contenidas en las cláusulas del Contrato Cubiro, distinto a aquel que verdaderamente corresponde 5.28. La declaración de comercialidad requiere del cumplimiento de los requisitos previstos en el Contrato.
No depende exclusivamente de la voluntad del Contratista 5.29. El control de las operaciones y actividades para la explotación de hidrocarburos por parte del contratista no es absoluto. Está limitado por el Contrato y por la ley 54 5.30. No se puede modificar lo que no existe. No es cierto que al expedir la Resolución 20982 de 2021 la ANH modificó unilateralmente los “Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D” 5.31.
Inexistencia de modificación unilateral de las coordenadas del Área de explotación por parte de la ANH 5.32. La determinación de las Áreas de Explotación depende del Área de los Campos Comerciales 5.33. La ANH recibió el Plan de Explotación Inicial de Petirrojo 5.34. Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo conforman un Campo Comercial Único y por lo tanto, dan lugar a una sola Área de Explotación 5.35.
Los volúmenes de hidrocarburos denominados por el Contratista como “Campos Comerciales” Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, pertenecieron al Área de Evaluación del Campo Comercial Copa Unificado y, por lo tanto, dan orígen a un Campo Comercial Único y a una única Área de Explotación 5.36. La ANH se ha pronunciado oportunamente y por escrito por lo menos en 7 ocasiones solicitando la presentación de un solo Plan de Explotación Inicial Copa y en 15 oportunidades solicitando la presentación de un solo Plan de Explotación Inicial Petirrojo. 5.37.
Imposibilidad de terminar el Periodo de Explotación de Yopo 5.38. La ANH ha actuado de buena fe, en cumplimiento de lo pactado por las partes en el Contrato Cubiro y en lo establecido en la Ley. 5.39. Ausencia de configuración de los elementos de responsabilidad contractual en el caso concreto 5.40. Frontera incumplió las estipulaciones contractuales pactadas en el Contrato Cubiro - Excepción de Contrato no cumplido 5.41.
La forma en que se piden las condenas conduciría a una condición general e indeterminada a la ANH 5.42. En los términos del Contrato Cubiro solo existe el Área de Explotación Petirrojo y el Área de Explotación Copa 5.43. La expedición de las Resoluciones 20982 del 30 de diciembre de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y 27 del 17 de enero de 2022, confirmada 55 por la Resolución 321 de 2022, no ocasionó un desequilibrio económico del Contrato Cubiro 5.44.
Inexistencia de vulneración al acceso a la administración de justicia 5.45. Ausencia de buena fe y lealtad procesal por parte de Frontera Energy 5.46. Los laudos arbitrales que insistentemente ha mencionado Frontera Energy en el escrito de la demanda, no son un precedente que deba ser aplicado a este caso ni constituyen cosa juzgada. 5.47.
Genérica” 3.4. Formulación de las pretensiones y respuesta a las mismas por la Convocada. Primer grupo de Pretensiones principales de la Demanda y consideraciones de la Convocada 193. Pretensión No. 1. Declarar que no hay lugar a un nuevo Período de Evaluación ni resulta necesario un nuevo Aviso de Descubrimiento, cuando nuevos volúmenes de Hidrocarburos son encontrados en una misma Área de Evaluación o de Explotación. 194.
La ANH se opone a esta pretensión. 195. Luego de transcribir la cláusula 7.7. de acuerdo con la cual “solo darán lugar a la aplicación de esta cláusula los pozos exploratorios descubridores perforados por EL CONTRATISTA por fuera de áreas designadas como de Evaluación o de Explotación. Por lo tanto, cuando los nuevos volúmenes de hidrocarburos encontrados hagan parte de una misma Área de Evaluación o de Explotación, no habrá lugar a un Período de Evaluación” 196.
No obstante, dice que Frontera violó esta Cláusula porque ella misma procedió a presentar el 13 de junio de 2013 nuevos Avisos de Descubrimiento que se encontraban dentro de la misma Área de Evaluación Copa y que pertenecen a la misma estructura geológica del Descubrimiento del pozo Copa-1 presentado el 27 de julio de 2010. Por lo tanto, la propia Frontera es incoherente. 197.
Pretensión No. 2. El Contratista tiene el derecho a declarar distintos Campos Comerciales derivados de yacimientos descubiertos que se comporten como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. 198. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 56 199.
El Contratista no tiene derecho a declarar distintos Campos Comerciales derivados de yacimientos, porque tal derecho debe cumplir con lo establecido en el Contrato y en la Ley. 200. El Decreto 1895 de 1973, la Resolución 181495 de 2009, la Resolución 40048 de 2015 (aplicables al Contrato Cubiro conforme lo previsto en la cláusula 31 del mismo) y la cláusula 1.9. del Contrato Cubiro, coinciden en definir Campo Comercial como la porción del Área Contratada en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos descubiertos, que el contratista ha decidido explotar comercialmente. 201.
El Contratista confunde cuando afirma que puede declarar distintos Campos Comerciales cuando los yacimientos “se comporten como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos”, dado que estas características descritas definen a un yacimiento y no a un Campo Comercial. Precisamente, si los yacimientos comparten la misma estructura geológica, es que pertenecen al mismo campo. 202.
Además, para la declaración de comercialidad de un Campo, el Contratista debe cumplir diferentes etapas que están establecidas en el Contrato Cubiro, sin que Frontera Energy pueda verse relevada de cumplir con los mencionados requisitos y etapas. 203. La Cláusula 8.1. del Contrato Cubiro según la cual, dentro de los 3 meses siguientes al vencimiento del término para la ejecución del Programa de Evaluación, según establece la cláusula 8.1 del Contrato, “El contratista entregará a la ANH una declaración escrita que contenga de manera clara y precisa su decisión incondicional de explotar o no comercialmente ese Descubrimiento.
En caso afirmativo, a partir de esa declaración el Descubrimiento se tendrá como un Campo Comercial”, no puede leerse aisladamente para pretender que es ella la única que regula la declaración de comercialidad de un descubrimiento. Para que el Descubrimiento se tenga como un Campo Comercial, el Contratista debió entregar previamente a la ANH información exigida en la cláusula 7 denominada “Descubrimiento y Evaluación” y cumplir además con las demás estipulaciones contractuales que se citan en la contestación. 204.
Ahora bien, la cláusula 1.6. del Contrato establece que el Área de Explotación “Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato. El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan.” 57 205.
Entonces, el Contrato señala que la facultad de la definición del área del Campo Comercial es del ente Fiscalizador y no exclusivamente del Contratista, según se reclama en este proceso. 206. La cláusula 1.6. involucra en su texto el reconocimiento de la facultad legal que tiene la ANH como ente fiscalizador, en los términos del Decreto 3229 de 2003 y las normas que lo modifiquen o sustituyan, lo que en efecto ocurrió. 207.
Pretensión No. 3. El Contratista tiene el derecho a declarar tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales independientes existan. 208. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 209. La ANH no está obligada a reconocer las Áreas de Explotación en los términos presentados por el Contratista. Las coordenadas que este último proponga unilateralmente no se convierten en fuente de derecho que las haga obligatorias.
El Contrato contiene reglas para la definición de la dimensión de los Campos Comerciales y de las Áreas de Explotación, que deben ser aplicadas y no son determinaciones o definiciones que hayan sido pactadas a la voluntad exclusiva de Frontera Energy. 210. De conformidad con lo establecido en la cláusula 9.3 del Contrato Cubiro, el Área de Explotación “está delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita.
Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable (…)” 211. El Área de Explotación, puede entenderse según el texto transcrito, como el área del Campo Comercial más un margen de hasta un kilómetro. 212. Este numeral debe leerse en concordancia con la cláusula 1.6 del Contrato Cubiro, según la cual el Área de Explotación “es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato.
El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan.” (se destaca) 58 213. Se resalta de nuevo que en el Contrato se pactó que el área de cada Campo Comercial es definida por la autoridad de fiscalización, de conformidad con las normas legales que allí se citan, y no unilateralmente por El Contratista. 214.
El Decreto 3229 de 2003 fue derogado por el Decreto 1493 del 13 de julio de 2015 y éste a su vez por el Decreto 1142 del 23 de septiembre de 2021; vale aclarar que actualmente la función fiscalizadora es competencia de la ANH y se efectúa de conformidad con la última norma referida y la Ley 2056 de 2020. 215. Se insiste en que la determinación de las Áreas de Explotación no depende exclusivamente de la voluntad del Contratista, sino del Área de cada Campo Comercial que se haya determinado por la autoridad competente, más un margen alrededor no mayor de un kilómetro, en los términos del contrato. 216.
Los recursos no renovables son de propiedad del Estado según el artículo 332 de la Constitución Nacional y se causan también en favor del Estado las contraprestaciones económicas y cualquier otro derecho o compensación que se pacte, en los términos del artículo 360 de la misma Carta. Son recursos públicos y su determinación debe estar reglada en la ley, por lo que las bases de la cuantificación de las contraprestaciones en favor del Estado no se pueden entregar a la simple voluntad del Contratista. 217.
El Área de Explotación es un concepto que se construye a través del cumplimiento de las distintas etapas previstas en el Contrato. 218. Así las cosas, conforme lo señala el Contrato Cubiro en la cláusula 1.33, el “Programa de Evaluación es el plan de Operaciones de Evaluación presentado por el Contratista a la ANH, según la cláusula 7 de este contrato, con el propósito de evaluar un Descubrimiento y determinar si se trata de un Campo Comercial.
La ejecución del Programa de Evaluación y presentación del informe de resultados a la ANH son requisitos para declarar si un Descubrimiento es un Campo Comercial”. 219. Según el Contrato Cubiro, solo hay lugar a desarrollar un Programa de Evaluación adicional producto de Pozos Exploratorios descubridores localizados por fuera de las Áreas designadas como de Evaluación o de Explotación. 220.
Los nuevos volúmenes que se localizan dentro del Área de Evaluación no son susceptibles de ser considerados como Descubrimientos porque sobre ellos no puede emitirse un Aviso de Descubrimiento con ocasión de lo pactado en el numeral 7.7 de la Cláusula 7 del Contrato. Son susceptibles eso sí, de hacer parte del Descubrimiento que se evalúa y que conforman -sin contradicción alguna- el Campo Comercial que se genera con la Declaración de Comercialidad, que como se verifica en el Contrato, solo es posible bajo un proceso de evaluación conforme las condiciones previstas en la cláusula 7 del Contrato. 59 221.
Al no haber un Aviso de Descubrimiento, no es posible efectuar un Programa de Evaluación, y, en consecuencia, sin este último no es procedente contractualmente declarar una comercialidad de un campo ni derivar unilateralmente de ello un Área de Explotación. 222. Declarada la comercialidad de un Descubrimiento debidamente evaluado, conforme a la cláusula 9.3 del Contrato Cubiro, procede determinar el Área de Explotación siguiendo las indicaciones allí establecidas, es decir, considerando el área del Campo Comercial en la forma indicada en la cláusula 1.6 y adicionando un margen alrededor de dicho campo no mayor a 1 km, si el Área Contratada lo permite. 223.
Así las cosas, bajo los términos contractuales, es posible determinar las Áreas de Explotación, cuyas coordenadas se presentan en el Plan de Explotación inicial, sujeto al estricto cumplimiento de los términos contractuales que guían este proceso y que en líneas anteriores se expusieron; y no le es posible al Contratista establecer esta categoría contractual de Área de Explotación bajo condiciones dictadas por su arbitrio desconociendo los términos a los cuales se obligaron las partes al suscribir el Contrato Cubiro para el efecto.
Segundo Grupo de Pretensiones principales de la Demanda y consideraciones de la Convocada. 224. Pretensión No. 4. Que bajo los términos del Contrato Cubiro la ANH aceptó los Planes de Explotación inicial de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D. 225. Pretensión No. 5. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa. 226.
Pretensión No. 6. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa A. 227. Pretensión No. 7. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa B. 228. Pretensión No. 8. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa C. 229.
Pretensión No. 9. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa D. 60 230. Pretensión No. 10. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar unilateralmente en el llamado por la ANH "Campo Comercial Copa Unificado", los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D. 231.
Pretensión No. 11. La ANH incumplió sus obligaciones al modificar unilateralmente las coordenadas de las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada por la ANH "Área de Explotación Copa". 232. La ANH se opone a la prosperidad de este grupo de pretensiones 233. Las Resoluciones de Inicio de Explotación que determinaron el área de los Campos Comerciales, que a su vez son la base de la determinación de las Áreas de Explotación, son actos administrativos no contractuales, que están en firme y no pueden dejarse sin validez o efecto como se pretende en este grupo de pretensiones, única y exclusivamente con fundamento en el Contrato Cubiro, su clausulado y sus cesiones, tal como lo solicitó la demandante.
La Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022, produjo el efecto de la Unificación del Área de Explotación Copa y el Tribunal no puede desconocer el contenido ni los efectos de dicha decisión que no puede ser debatida en este Tribunal, por cuanto supera la jurisdicción y la competencia del Tribunal Arbitral. Ello, por cuanto las Resoluciones se expidieron en ejercicio de las competencias de fiscalización de la ANH, que son de orden público, se presumen legales y están en firme. 234.
Sorprende que la Convocante, sin motivo aparente, afirme que se unificaron solo 5 áreas que ella considera que son Áreas de Explotación y no 6, como lo solicitó en la demanda inicial y está claramente expresado en la Resolución 20982 de 2021, pues la misma unificó los campos Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, lo cual debe ser tenido en cuenta para la congruencia del laudo.
En otras palabras, las pretensiones no cuestionan Copa A Norte y Copa A Sur. La demanda reformada no hace solicitud alguna ni da pistas sobre la forma en que el Tribunal deba acceder a sus pretensiones, dejando indirectamente sin efectos los actos administrativos, en forma parcial y sin plantear cuáles serían los criterios para que pudiera establecer los linderos entre lo que es válido y lo que no de dichos actos. 235.
En cualquier caso, no es cierto que la ANH haya aceptado los Planes de Explotación Inicial, pues de manera oportuna solicitó que entregara documentos unificados. Desde el 29 de noviembre de 2013 la ANH comunicó a Frontera la existencia de una sola Área de Explotación Copa y así lo reiteró en por lo menos 25 oportunidades. 236. Los denominados por el Contratista “Copa A, Copa B, Copa C, Copa D” nunca existieron como Campos Comerciales, pues no cumplieron con los requisitos contractuales para ser considerados como tal y jamás se definieron sus áreas por la autoridad fiscalizadora. 61 237.
Frontera pretende derivar de cada yacimiento encontrado un Campo Comercial, sin observar los requisitos establecidos en el Contrato, y concretamente la Cláusula 7.7 que indica que “Sólo darán lugar a la aplicación de esta cláusula los Pozos Exploratorios descubridores perforados por EL CONTRATISTA por fuera de áreas designadas como de Evaluación o de Explotación. Por lo tanto, cuando los nuevos volúmenes de Hidrocarburos encontrados hagan parte de una misma Área de Evaluación o de Explotación, no habrá lugar a un Periodo de Evaluación”. 238.
El primer Aviso de Descubrimiento presentado por Frontera fue Copa-1, que dio origen al respectivo Programa de Evaluación Área Copa. No tienen efectos jurídicos, en consecuencia, los demás Avisos de Descubrimiento que se hayan presentado para las demás acumulaciones que se citan en esta pretensión y tampoco existen Programas de Evaluación, por lo que la determinación de esas acumulaciones que el Contratista denominó “Campos Comerciales” no se hizo en los términos pactados en el Contrato Cubiro. 239.
La ANH no incumplió el Contrato al determinar el Campo Comercial Copa Unificado, sino que ejercitó las competencias de fiscalización previstas en la ley y que están reconocidas dentro del Contrato Cubiro en su Cláusula 1.6. 240. No existe ningún acto contractual que haya sido modificado supuestamente de forma unilateral, en cuanto a las coordenadas del Área de Explotación Copa, pues previa a la determinación del Campo Comercial Copa Unificado no existían previamente Áreas de Explotación que hayan podido ser modificadas. 241.
Con base en las cláusulas 1.6 y 9.3, el Área de Explotación, corresponde al área del Campo Comercial, -cuyas coordenadas son definidas por la ANH en virtud de delegación expresa por el Ministerio de Minas y Energía de la competencia de fiscalización-, más un margen alrededor de un kilómetro, en la medida que el Área Contratada lo permita.
Por lo tanto, las coordenadas del Área de Explotación Copa solo se determinaron una vez se profirió la Resolución 275 de 8 de abril de 2022, por la cual se confirmó la Resolución 20982 del 30 de diciembre de 2021, acto administrativo en el que se determinó el área del Campo Comercial Copa. Tercer Grupo de Pretensiones principales de la Demanda y consideraciones de la Convocada 242.
Pretensión No. 12. La ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por no haber dado por recibido los Planes de Explotación inicial presentados por Frontera para los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 243. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 62 244. De conformidad con la cláusula 9 del Contrato Cubiro, al Contratista le corresponde entregar un Plan de Explotación con la información allí señalada, y de acuerdo con el numeral 9.2.
“la ANH dará por recibido el Plan de Explotación cuando EL CONTRATISTA entregue toda la información antes descrita”. La falta de la documentación constituye un incumplimiento al Contrato. 245. Frontera Energy presentó dos Planes de Explotación: Petirrojo y Petirrojo Sur. Sin embargo, de acuerdo con lo previsto en la cláusula 7.7. del Contrato, las acumulaciones de Petirrojo y Petirrojo Sur pertenecen a la misma estructura que se evaluó a través del Programa de Evaluación Petirrojo y corresponden a una única Área.
Por eso, el 29 de noviembre de 2013 se solicitó un solo documento de Plan de Explotación Inicial para Petirrojo, por cuanto el presunto Descubrimiento “Petirrojo Sur” se encontró en la misma Área de Evaluación de Petirrojo. Así se reiteró en comunicación del 4 de marzo de 2014. 246. No obstante, ante la persistente negativa de Frontera Energy de entregar un único Plan de Explotación, la ANH recibió los Planes de Explotación Inicial aportados y los analizó de forma integrada. 247.
En relación con Yopo, pese a que se presentó un Plan de Explotación Inicial, de la revisión de la información entregada por el contratista se evidenció que se trataba de una acumulación de hidrocarburos perteneciente a la misma estructura Petirrojo, de manera que no se puede predicar su independencia como Campo Comercial ni como Área de Explotación. 248.
Pretensión No. 13. La ANH incumplió el Contrato Cubiro por haber desconocido el derecho contractual del Contratista a terminar el Periodo de Explotación del Área de Explotación Yopo. 249. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. La ANH no ha desconocido derecho alguno al Contratista. 250. Diferente es que Frontera no esté facultada a terminar el Periodo de Explotación de un Área de Explotación cuando la misma es inexistente, o a terminarlo parcialmente respecto de una porción del Área de Explotación. Yopo no es un campo independiente sobre el que se pueda constituir un Área de Explotación individual, toda vez que es uno de los yacimientos que, junto con Petirrojo y Petirrojo Sur, integran el Campo Comercial Petirrojo Unificado que dio origen al Área de Explotación Petirrojo. 251.
Pretensión No. 14. La ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por condicionar la devolución del Área de Explotación Yopo a la devolución de la llamada por la ANH "Área de Explotación Petirrojo". 252. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión 63 253. Yopo es una acumulación de hidrocarburos que hace parte de la misma estructura de Petirrojo y Petirrojo Sur.
Su renuncia no es procedente por no ser un campo comercial independiente. 254. El Contrato, en su cláusula 4.3.3. solo permite la terminación voluntaria de cualquier Área de Explotación, no de una porción de la misma. 255. Pretensión No. 15. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo. 256.
Pretensión No. 16. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo Sur. 257. La ANH se opone a las dos pretensiones anteriores 258. El Área de Explotación Petirrojo Sur nunca ha existido, pues desde el 29 de noviembre de 2013 la ANH le indicó a Frontera que solo existía el Área de Explotación Petirrojo, lo cual ha sido ratificado en múltiples comunicaciones remitidas entre 2013 y 2024. 259.
Solo existe el Área de Explotación Petirrojo. 260. Pretensión No. 17. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar en el llamado por la ANH "Campo Comercial Petirrojo Unificado", los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 261. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión 262. Las coordenadas del Campo Comercial Petirrojo Unificado fueron definidas en la Resolución No 27 de 17 de enero de 202248, confirmada por la Resolución 321 de 27 de abril de 202249, en cumplimiento del artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009 del Ministerio de Minas y Energía. Estos actos no tienen naturaleza contractual y no pueden ser enjuiciados por el Tribunal Arbitral.
Además, Petirrojo Sur nunca existió como Campo Comercial. 263. El único Aviso de Descubrimiento presentado por el Contratista fue Petirrojo-1, que dio origen al respectivo Programa de Evaluación. No presentó otros Avisos de Descubrimiento ni existieron Programas de Evaluación, por lo que lo que el contratista denomina “Campo Comercial Petirrojo Sur” no se hizo en los términos del Contrato.
Yopo tampoco es un campo independiente, en los términos expuestos. 264. Pretensión No. 18. La ANH incumplió sus obligaciones al modificar las coordenadas de las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH "Área de Explotación Petirrojo". 64 265. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 266.
No existe acto contractual alguno que haya modificado de manera unilateral las coordenadas del Área de Explotación Petirrojo, las cuales solo se determinaron con la Resolución 27 de 2022 y 321 de 2022. Antes de ello no existían, se insiste, las Áreas de Explotación a las que se refiere la Convocante. 267. La ANH, en cualquier caso, comunicó a Frontera en por lo menos 14 ocasiones, entre 2015 y 2022, la existencia de una única Área de Explotación y que las coordenadas sugeridas por la contratista al remitir los Planes de Explotación se encontraban en revisión. Cuarto Grupo de Pretensiones Principales de la Demanda y consideraciones de la Convocada 268.
Pretensión No. 19. Que la ANH incumplió el Contrato Cubiro por haber desconocido el derecho contractual del Contratista a tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente, económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta según se establece en el numeral 11.1 de la Cláusula 11. 269.
Pretensión No. 20. Que la ANH incumplió su deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato Cubiro. 270. La ANH se opone a la prosperidad de las pretensiones anteriores. 271. En primer término, aclara que la demanda establece que estas pretensiones solo se amparan en el contrato, lo cual constituye el marco para el pronunciamiento del Tribunal según las reglas de congruencia previstas en el artículo 281 del CGP. 272.
También sostiene que la ANH ha respetado y garantizado que Frontera controle las operaciones y actividades necesarias para la Explotación de los Hidrocarburos del Área Contratada. 273. La ANH sí ha obrado de buena fe, al contrario de Frontera, quien ha abusado de sus derechos, al presentar indistintamente acciones de nulidad y restablecimiento y acciones contractuales para lograr el mismo efecto.
También ha pretendido interpretar las definiciones de Yacimiento, Campo Comercial y Área de Explotación a su exclusiva conveniencia. Quinto Grupo de Pretensiones Principales de la Demanda y consideraciones de la Convocada. 65 274. Pretensión No. 21. En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, la Resolución 20982 de 2021 y la confirmatoria Resolución 275 del 8 de abril de 2022, expedidas por la ANH, que "otorga el Inicio de Explotación del Campo Comercial Copa Unificado perteneciente al Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Cubiro". 275.
Pretensión No. 22. En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, las comunicaciones con radicados 20224211171631 Id: 1332690 y 20234210154801 Id: 1412804 expedidas por la ANH, que pretendieron modificar las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada Área de Explotación Copa. 276.
Pretensión No. 23. En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, la Resolución 27 de 2021 y la confirmatoria 221 de 2022, expedidas por la ANH, que otorgó "el Inicio de Explotación del Campo Comercial Petirrojo Unificado perteneciente al Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Cubiro". 277.
Pretensión No. 24. En caso de considerar que son actos contractuales o tener el H. Tribunal competencia para ello, son nulas o ineficaces o deben ser inaplicadas por inconstitucionales y/o ilegales, las comunicaciones con Radicados 20224211104331 Id: 1303909 y 20234210154771 Id: 1412800 expedidas por la ANH, que pretendieron modificar las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH "Área de Explotación Petirrojo". 278.
La ANH se opone a la prosperidad de las pretensiones anteriores. 279. Sostiene que Frontera, en este capítulo, no formula ninguna petición o declaración en el sentido de que los actos se califiquen como contractuales. Según la contestación, “se deja a la facultad oficiosa del Tribunal para que lo haga, bajo la expresión “En caso de considerar que son actos contractuales”. 280.
En general, la Convocada se opone a que el Tribunal califique oficiosamente si los actos administrativos a que se refiere la petición son actos contractuales y no es la acción de controversias contractuales la apropiada para formular tan pretensión. 281. El Tribunal tampoco está habilitado para pronunciarse sobre la nulidad, ineficacia, inaplicación, inconstitucionalidad o ilegalidad de la Resolución 20982 de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022, toda vez que no constituyen actos contractuales, sino actos expedidos en ejercicio de las facultades de fiscalización. 66 282.
Frontera pretende que el Tribunal realice una declaración que excede de las peticiones formuladas en la Demanda, pues no solicitó que se declare que las comunicaciones a que se refieren estas pretensiones correspondan a un acto contractual. 283. Los números de las resoluciones de la pretensión No. 23 están mal, no existe una Resolución 27 de 2021 (pues es de 2022); y esta no fue confirmada por la Resolución 221, sino por la 321 de 2022.
Las resoluciones referidas en la Demanda no existen. 284. No se identifican cargos que sustenten la nulidad, ineficacia, inaplicación o ilegalidad de las comunicaciones. Pretensiones Subsidiarias de las Pretensiones Principales 285. Pretensión No. 25. En caso de considerar que los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo se unificaron con arreglo a la ley y al Contrato E&E Cubiro, total o parcialmente, en el llamado por la ANH "Campo Comercial Petirrojo Unificado", se determine que las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo del Contrato E&E Cubiro se mantienen inalteradas de conformidad con su Cláusula 9.3. 286.
La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 287. La demandante omite formular petición alguna en el sentido de que los denominados por el Contratista como Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo se unificaron de conformidad con la ley y el Contrato Cubiro. Una vez más se deja a la facultad oficiosa del Tribunal para que lo haga, bajo la expresión “En caso de considerar que…” Se insiste en que la demandante no presentó solicitud alguna al Tribunal en ese sentido. 288.
Adicionalmente, se solicita que se tenga en cuenta que tal consideración sobre la unificación de "dichos campos comerciales" se hizo “…con arreglo a la ley y al Contrato E&E Cubiro, total o parcialmente…” (se destaca). 289. No existen argumentos ni solicitudes que le permitan al Tribunal adoptar decisiones de cómo las Resoluciones se ajustaron a la ley “parcialmente”, de manera que por esta razón adicional no puede prosperar la pretensión vigesimoquinta que tiene como condicionamiento previo lo que se acaba de señalar. 290.
Por otro lado, el Contratista pretende que se constituyan Áreas de Explotación sin la observancia de los requisitos legales y contractuales establecidos para ello. 291. De conformidad con la cláusula 9.3. del Contrato, "El Área de Explotación está delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que 67 comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen. 292.
Pretensión No. 26. En caso de considerar que los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D se unificaron con arreglo a la ley y al Contrato E&E Cubiro, total o parcialmente, en el llamado por la ANH "Campo Comercial Copa Unificado", se determine que las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D del Contrato E&E Cubiro se mantienen inalteradas de conformidad con su Cláusula 9.3. 293.
La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 294. La demandante omite formular petición en el sentido de que los campos se unificaron de conformidad con la Ley y el contrato. Una vez más, se deja a la facultad oficiosa del Tribunal y se reitera que en la Reforma a la Demanda Frontera retiró sus pretensiones respecto de Copa A Sur y Copa A Norte. 295.
Pretensión No. 27. Se configuró un desequilibrio económico del Contrato E&E Cubiro que debe ser restablecido en favor de Frontera. 296. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 297. La Demanda omite identificar los factores que podrían haber generado la ruptura del equilibrio económico del contrato. Pretensiones de Condena 298.
Pretensión No. 28. En caso de haberse cobrado por la ANH suma alguna por concepto de derecho económico por precios altos respecto del Contrato E&E Cubiro, como consecuencia de la decisión de unificación de las Áreas de Explotación y/o de los Campos Comerciales, las sumas que por dicho concepto hayan sido pagadas por Frontera a la fecha de emisión del laudo, le sean restituidas por la ANH. 299.
La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 300. El derecho económico por precios altos debe pagarse de conformidad con lo establecido en la cláusula 16.2 del Contrato Cubiro, lo que supone determinar la producción acumulada de cada área de explotación y no sobre los campos individualmente considerados. 301. Pretensión No. 29.
Ordenar a la ANH abstenerse de cobrar suma alguna por concepto de derecho económico por precios altos respecto del Contrato E&E Cubiro derivadas de la decisión de unificación de las Áreas de Explotación y/o de los Campos Comerciales. 68 302. La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. 303. Pretensión No. 30. Cualquier suma, fruto de una condena impuesta por este Tribunal a la ANH, sea pagada por ésta a favor de Frontera con intereses moratorios a la tasa que defina el Tribunal, desde la fecha de emisión del laudo y hasta el día de su pago. 304.
La ANH se opone a la prosperidad de la pretensión. Al no existir fundamento fáctico ni jurídico para que la ANH sea condenada, no le corresponde pagar suma alguna a Frontera Energy. 305. Pretensión No. 31. En subsidio de la anterior, cualquier suma, fruto de una condena impuesta por este Tribunal a la ANH, sea devuelta a Frontera debidamente indexada, según el indicador financiero que el Tribunal estime aplicable, desde la fecha en que fue pagada y hasta su devolución a Frontera. 306.
Pretensión No. 32. Que se condene en costas y agencias en derecho a la ANH. 307. La ANH se opone a la prosperidad de las pretensiones anteriores. Al no existir fundamento fáctico ni jurídico para que la ANH sea condenada, no le corresponde pagar suma alguna a Frontera Energy. 3.5. Hechos de la Demanda y contestación por la Convocada. 308.
A continuación, se sintetizan los hechos expuestos por la Convocante como fundamento de las pretensiones de la Demanda, así como la contestación a los mismos por la Convocada. Los hechos, se encuentran contenidos desde la §21 y hasta la §239 de la Demanda, correspondientes a 208 hechos. La Convocada contestó los hechos de la Demanda, se opuso a las pretensiones impetradas por la Convocante, y formuló las excepciones que consideró pertinentes.
“A. Antecedentes del Contrato” 309. Hecho 1: Celebración del Contrato E&E Cubiro § 21. El 8 de octubre de 2004, la ANH y Montecz S.A. celebraron el Contrato E&E Cubiro. 310. La ANH dice que es cierto. 311. Hecho 2: Naturaleza del Contrato E&E Cubiro § 22. El Contrato E&E Cubiro es un contrato tipo de la ANH, cuyo clausulado corresponde al modelo o minuta 2004 aprobado por el Consejo Directivo de la ANH. 69 312.
La ANH dice que es parcialmente cierto, que, en virtud de lo establecido en el Decreto 1760 de 2003 el Consejo Directivo de la ANH es el órgano competente para aprobar los reglamentos y modelos de contratos de explotación y exploración, y que, en todo caso, para la interpretación del Contrato deben seguirse los criterios establecidos en los artículos 1618 a 1624 del Código Civil, así como las reglas jurisprudenciales que sobre los mismos han establecido las altas cortes. 313.
Hecho 3: Cesión de Intereses a Alange Energy Corp.§ 23. El 17 de junio de 2010, mediante Otrosí No. 1, se perfeccionó la cesión total de intereses, derechos y obligaciones que tenía Montecz S.A. a favor de Alange Energy Corp. Sucursal Colombia (en adelante "Alange"), incluida la calidad de operador en el Contrato E&E Cubiro. 314. La ANH dice que es cierto. 315.
Hecho 4: Establecimiento del Programa Exploratorio Posterior § 24. Mediante Otrosí No. 2 del 17 de septiembre de 2010, se estableció el Programa Exploratorio Posterior. 316. La ANH dice que es cierto. 317. Hecho 5: Devolución de Áreas del Contrato E&E Cubiro § 25. El 1 de agosto de 2011, Alange y la ANH firmaron el Acta No. 1 de Devolución de áreas del Contrato E&E Cubiro. 318.
La ANH dice que es cierto, haciendo mención a las áreas, e indicando que se suscribió el Acta No. 1, con ocasión de la finalización del Período de Exploración y el paso al Programa Exploratorio Posterior. 319. Hecho 6: Solicitud de Cesión a Pacific Stratus Energy Colombia Corp.§ 26. El 9 de noviembre de 2012, Alange solicitó a la ANH la autorización para la cesión del 100% de los intereses, derechos y obligaciones que tenía Alange sobre el Contrato E&E Cubiro a Pacific Stratus Energy Colombia Corp. 320.
La ANH dice que es cierto. 321. Hecho 7: Formalización de la Cesión a Pacific Stratus Energy Colombia Corp. § 27. El 22 de agosto de 2013, mediante Otrosí No. 3, se formalizó la cesión de derechos y de la posición contractual de Alange a favor de Pacific Stratus Energy Colombia Corp., quien se subrogó como operador y contratista del Contrato Cubiro. 322.
La ANH dice que es cierto. 323. Hecho 8: Segunda Devolución de Áreas del Contrato E&E Cubiro § 28. El 20 de junio de 2016, la ANH y Pacific Stratus Energy Colombia Corp. Sucursal Colombia firmaron el Acta No. 2 de Devolución de Áreas del Contrato Cubiro. 70 324. La ANH dice que es cierto haciendo mención a las áreas, e indicando que se suscribió el Acta No. 2, con ocasión del paso de la Fase 1 a la Fase 2 del Programa Exploratorio Posterior. 325.
Hecho 9: Modificación de la Cláusula Relativa al Fondo de Abandono § 29. Mediante Otrosí No. 4 del 7 de septiembre 2018, se modificó la Cláusula 30.4 del Contrato Cubiro relativa al Fondo de Abandono. 326. La ANH dice que es cierto. 327. Hecho 10: Integración entre Petrominerales y Meta Petroleum. § 30. Mediante Escritura Pública No. 9687 de la Notaría 38 de Bogotá D.C. del 27 de noviembre de 2017, se protocolizó la integración patrimonial entre la sucursal Petrominerales a la sucursal Meta Petroleum en virtud de la fusión de las sociedades extranjeras que las detentaban. 328.
La ANH dice que es cierto. 329. Hecho 11: Integración entre Pacific y Meta Petroleum. § 31. Mediante Escritura Pública No. 10188 de la Notaría 38 de Bogotá D.C. del 13 de diciembre de 2017, inscrita el 5 de octubre de 2018 bajo el número 00286750 del libro VI, se protocolizó la integración patrimonial de la sucursal Pacific Stratus Energy Colombia Corp y la sucursal de Meta Petroleum Corp.
De esta forma, la sucursal Pacific Stratus Energy Colombia Corp se integró al patrimonio de la sucursal Meta Petroleum Corp, como consecuencia de la fusión de las sociedades extranjeras. 330. La ANH dice que es cierto. 331. Hecho 12: Cambio de nombre de la Sucursal de Meta Petroleum Corp para adoptar el nombre Frontera Energy. § 32.
Mediante Escritura Pública No. 1469 de la Notaría 38 de Bogotá D.C. del 03 de marzo de 2018, inscrita el 5 de octubre de 2018 bajo el número 00286750 del libro VI, la casa principal de la sucursal de Meta Petroleum Corp., cambió su nombre por el de Frontera Energy Colombia S.A y/o Frontera Energy Colombia Corp. 332. La ANH dice que es cierto.
“B. Los hitos contractuales de la Exploración y Explotación de hidrocarburos según los Contratos E&P de la ANH”. 333. Hecho 13: Derechos Exclusivos del Contratista §33. En virtud de los contratos de exploración y explotación se otorga al Contratista -bajo su propia cuenta, costo y riesgo- el derecho exclusivo de explorar el Área Contratada y de explotar los 71 Hidrocarburos de propiedad de la Nación que se descubran dentro de dicha área (numerales 2.1 y 2.2 de la Cláusula Segunda del Contrato Cubiro). 334.
La ANH dice que no es cierto siendo una apreciación de Frontera sobre las cláusulas del Contrato, que es equivocada, transcribiendo el objeto, alcance y exclusión de derechos sobre otros recursos naturales (numerales 2.1. 2.2. y 2.23) del Contrato previstos en la Cláusula Segunda del Contrato. 335. Hecho 14: Definición de Conceptos Básicos§ 34.
Los Contratos E&P de la ANH, según el modelo o minuta aprobado en el año 2004, el que se utilizó para la celebración del Contrato E&E Cubiro, define en la Cláusula Primera los conceptos básicos del mismo, entre otros, Área Contratada, Área de Explotación, Campo Comercial, Declaración de Comercialidad, Descubrimiento, y Pozo Exploratorio. 336.
La ANH dice que es parcialmente cierto, pues niega que se apliquen modelos de contrato aprobados en 2004 y 2005 y debemos atenernos al contrato objeto de controversia. 337. Hecho 15: Período de exploración y Programa Exploratorio Mínimo § 35. En el período de exploración, el contratista debe llevar a cabo un Programa Exploratorio Mínimo, en el que propone Pozos Exploratorios para descubrimientos de hidrocarburos y establecer un nuevo campo o Pozos Exploratorios que formen parte de un Programa de Evaluación. 338.
La ANH dice que no es cierto y que se remite a las definiciones de las Cláusulas 1.26 y 1.31. del Contrato en cuanto definen el Período de Exploración y el Programa Exploratorio Mínimo, transcribiendo las mismas. 339. Hecho 16: Descubrimiento § 36. Una vez realizada la perforación de un Pozo Exploratorio, si se encuentra un nuevo yacimiento, se presenta un Descubrimiento. 340.
La ANH dice que no es cierto y que es una opinión sin sustento fáctico, técnico ni contractual. Para que un yacimiento encontrado en el subsuelo se pueda considerar como Descubrimiento, debe cumplir con los requisitos exigidos previstos en el Contrato. Se atiene a lo que resulte probado en el proceso y a la definición literal de Descubrimiento que trae el numeral 1.11 del Contrato Cubiro, la cual transcribe. 341.
Hecho 17: Aviso de Descubrimiento § 37. Comprobada la existencia de un yacimiento descubierto, el Contratista tiene que presentar a la ANH un Aviso de Descubrimiento, junto con un informe que presente los resultados de las pruebas realizadas, la descripción de los aspectos geológicos y los análisis a fluidos y rocas. Estos análisis determinan la independencia del yacimiento. 72 342.
La ANH dice que no es cierto y que se remite a la Cláusula 7 del Contrato Cubiro, en especial 7.1. que regula la presentación del Aviso de Descubrimiento, la cual transcribe. 343. Hecho 18: Programa de Evaluación y Área de Evaluación § 38. Con posterioridad a lo anterior, el Contratista tiene que presentar a la ANH un Programa de Evaluación, en el cual se evalúen las características y extensión de un descubrimiento, sus límites, para efectos de que el Contratista decida si el descubrimiento es o no comercial.
Dicho programa se efectúa en un Área de Evaluación. 344. La ANH dice que no es cierto, que se trata de una interpretación, y que se atiene a los términos de la Cláusula 7.2. del Contrato Cubiro, que transcribe. 345. Hecho 19: Yacimientos adicionales en un Área de Evaluación § 39. Los nuevos volúmenes de hidrocarburos que se descubren en yacimientos adicionales ubicados en un Área de Evaluación no requieren Aviso de Descubrimiento adicional, como tampoco Período de Evaluación. numeral 7.7., cláusula 7 de las minutas de los contratos de E&P de 2004 y 2005. 346.
La ANH dice que no es cierto, que es una tergiversación por la Convocante de la Cláusula 7.7., no cita el párrafo inicial de dicho numeral, interpreta de manera inapropiada el segundo párrafo, omite palabras claves e incluye la expresión “yacimientos adicionales” que no está en el numeral 7.7, el cual transcribe. Además, dice que se atiene a las definiciones de Aviso de Descubrimiento (7.1), Presentación del Programa de Evaluación (7.2), Programa de Evaluación y su contenido (7.3), la Prórroga del plazo del Programa de Evaluación (7.4.), las Modificaciones al Programa de Evaluación (7.5), los Resultados del Programa de Evaluación (7.6.), disposiciones contractuales que igualmente transcribe; y que de acuerdo con el contenido literal de la Cláusula 7 del Contrato, solo da lugar a la aplicación de la misma, la presentación del Aviso de Descubrimiento (7.1), Presentación del Programa de Evaluación (7.2), Programa de Evaluación y su contenido (7.3), la Prórroga del plazo del Programa de Evaluación (7.4.), realizar Modificaciones al Programa de Evaluación (7.5), entregar los Resultados del Programa de Evaluación (7.6.), los Pozos Exploratorios Descubridores perforados por el Contratista por fuera de áreas designadas como de Evaluación o de Explotación. Resalta que, con ocasión de esta Cláusula, los nuevos volúmenes de hidrocarburos que se localizan dentro del Área de Evaluación no son considerados como Descubrimientos, pues ya hacen parte del Descubrimiento que está siendo evaluado. 347.
Hecho 20: Declaraciones de Comercialidad § 40. Una vez entregados los resultados del Programa de Evaluación, el contratista debe entregar a la ANH una o 73 más declaratorias de comercialidad (según la singularidad o multiplicidad de descubrimientos), informando su decisión unilateral e incondicional de explotar comercialmente los distintos Descubrimientos efectuados. 348.
La ANH dice que no es cierto, que se trata de una interpretación de Frontera de la Declaración de Comercialidad, sin sustento fáctico, técnico o contractual, y que se atiene al contenido del Contrato, transcribiendo las Cláusulas 1.10 (Declaración de Comercialidad), 7.6. (Programa de Evaluación) y 1.33 (Resultados del Programa de Evaluación): señalando que, de conformidad con estas cláusulas, tanto la ejecución del Programa de Evaluación a través del cual se evalúa un Descubrimiento, como la presentación del correspondiente informe de sus resultados, conforman los requisitos para que dicho Descubrimiento pueda ser declarado un Campo Comercial, sin que la cláusula señale que puedan emitirse varias declaraciones de comercialidad según la singularidad o multiplicidad de Descubrimientos.
Asimismo, sostuvo que, de hecho, no es posible de acuerdo con lo pactado en el numeral 7.7 de la Cláusula 7, del Contrato Cubiro, por lo que el argumento de la Convocante carece de sustento contractual. 349. Hecho 21: Informe de Resultados del Programa de Evaluación y determinación de Campos Comerciales § 41. En virtud de los contratos de E&P y del ordenamiento jurídico, el Contratista tiene la facultad de definir si varios yacimientos (Descubrimientos) integran un único Campo Comercial o si cada Descubrimiento conforma un Campo Comercial individual e independiente, siempre que la decisión del Contratista esté fundamentada técnica, contractual y legalmente.
Todo ello se constata en el Informe de Resultados del Programa de Evaluación. 350. Dice la ANH que no es cierto, pues el Contratista no puede definir si varios Descubrimientos conforman un Campo Comercial o si cada uno da lugar a un Campo independiente, y para la determinación de los Campos Comerciales, el Contratista además debe cumplir con lo establecido en el Contrato Cubiro y en la ley.
La definición de la dimensión de los Campos Comerciales le corresponde a la autoridad de fiscalización, tal como lo pactaron las partes en la Cláusula 1.6 del Contrato Cubiro. 351. Hecho 22. Campos Comerciales y Áreas de Explotación § 42. El Campo Comercial, a su turno, determina la existencia de un Área de Explotación. En los Contratos E&P de la ANH suscritos en el año 2004 y aquellos suscritos en años posteriores, unos y otros basados en las minutas o modelos aprobados por el Consejo Directivo de la ANH para la fecha de su suscripción o de los procesos de selección respectivos, de conformidad con las normas regulatorias de las actividades exploratorias y de producción de hidrocarburos, se pactó que el Contratista tenga un Área de Explotación por cada Campo Comercial declarado o incluso que distintos Campos 74 Comerciales integren una misma Área de Explotación, según dicho término se define en los Contratos E&P. 352.
La ANH dice que no es cierto, que se trata de una interpretación de Frontera. Insiste en que son irrelevantes otros contratos o modelos de los años 2004, 2005 y siguientes, y que se atiene a lo estipulado por la Cláusula 1.6 del Contrato, que transcribe. Señala igualmente, que si bien es posible que exista uno o más Campos Comerciales dentro de una misma Área de Explotación, ello no significa que proceda la conformación de múltiples Áreas de Explotación por cada uno de los referidos Campos, toda vez que la conformación del Área de Explotación depende de la determinación del Campo Comercial definido en cumplimiento de la regulación por parte del ente fiscalizador, y declarado a partir del Descubrimiento inicialmente evaluado. 353.
Hecho 23. Área de Explotación § 43. Según las minutas de los Contratos E&P de la ANH de 2004 y de años posteriores, el Área de Explotación comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, como claramente se establece en el numeral 1.6 de la Cláusula Primera de Definiciones y la Cláusula 9.3. 354.
La ANH sostiene que ello no es cierto y que se remite a lo pactado en el contrato en el numeral 1.6. 355. Hecho 24. Área de Explotación en el contrato Cubiro § 44. Transcribe el numeral 9.3 de la Cláusula Novena del Contrato para la determinación del Área de Explotación. 356. La ANH dice que no es cierto y que se atiene a la literalidad de la Cláusula 9.3. del Contrato Cubiro.
El área de Explotación allí definida depende directamente de la existencia de un Campo Comercial definido por la autoridad. 357. Hecho 25. Facultad discrecional del Contratista para determinar las Áreas de Explotación que le permitan la eficiente explotación de los hidrocarburos § 45. En ejercicio de la autonomía técnica y administrativa, el Contratista puede decidir discrecionalmente con apoyo en el Contrato E&E Cubiro y con la información técnica correspondiente, las Áreas de Explotación que le permitan la eficiente explotación de los hidrocarburos. 358.
La ANH dice que no es cierto. La autonomía técnica y directiva del Contratista no le permite “decidir a su entera discreción la definición de Áreas de Explotación” pues lo cierto es que, según el Contrato, se requiere de requisitos técnicos y del cumplimiento íntegro del mismo, que es a lo que el Contratista se ha venido negando. Asimismo, señala que no es cierto que “en ejercicio de la autonomía técnica y directiva, el Contratista puede decidir a su entera discreción la definición de Áreas de Explotación”, y que el ejercicio de la autonomía del Contratista en cuanto a la 75 definición de las Áreas de Explotación, encuentra sus límites en el cumplimiento de los requisitos exigidos tanto en las Cláusulas 1.6, 5.1, 7, y 9, entre otras del Contrato, como en la legislación colombiana. 359.
Hecho 26. Plan de Explotación por cada Área de Explotación § 46. Para iniciar el Periodo de Explotación, el Contratista se encuentra obligado a presentar un Plan de Explotación por cada Área de Explotación, con el fin de adelantar la Explotación técnica, eficiente y económica de cada Área de Explotación. 360. La ANH dice que no es cierto, pues de conformidad con el Contrato, el Periodo de Explotación inicia a partir de la fecha en la cual la ANH recibe por parte del Contratista la Declaración de Comercialidad, de conformidad con lo establecido en el numeral 4.3.1 “Duración” de la Cláusula 4 del Contrato E&E Cubiro, que transcribe.
“El Contrato E&E Cubiro y la ejecución de sus Periodos de Exploración y Evaluación” 361. Hecho 27. Ley del Contrato § 47. Las cláusulas previstas en el Contrato Cubiro son la ley contractual que rige la relación prestacional entre Frontera y la ANH respecto del Área Contratada. 362. La ANH dice que es cierto, a lo cual deben ser sumadas la Ley y las buenas prácticas de la industria. 363.
Hecho 28. Riesgos del Contrato § 48. Frontera asumió a su exclusivo costo y riesgo la ejecución de las actividades y las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos materia del Contrato Cubiro, para administrarlos autónomamente de conformidad con lo previsto en el Contrato E&E Cubiro y en la normatividad, como resulta típico en estos negocios. 364.
La ANH dice que no es cierto, por lo cual se remite al contrato y a las obligaciones del Contratista dentro de los límites de la regulación. 365. Hecho 29. Programa de Exploración Mínimo § 49. En lo que corresponde al «derecho a explorar» el Área Contratada del Contrato Cubiro, se contemplaron los trabajos mínimos de exploración que el Contratista debía emprender bajo el numeral 5.1 de la Cláusula 5 (en adelante “Programa Exploratorio Mínimo”).
El Programa Exploratorio Mínimo comprende, naturalmente, la perforación de Pozos Exploratorios para descubrir yacimientos, delimitar campos y, por tanto, determinar Áreas de Explotación. 366. La ANH dice que no es cierto, por lo que se remite a la Cláusula 5.1. sobre Período Exploratorio Mínimo de cada Fase, de acuerdo con la cual: “durante el Periodo de Exploración, el Contratista llevará a cabo el Programa Exploratorio Mínimo de cada 76 fase que entre y que se describe en el Anexo B, que forma parte de este contrato.
Para el cumplimiento de las obligaciones del Programa Exploratorio Mínimo, los Pozos Exploratorios propuestos por el Contratista deberán ser Pozos Exploratorios para un nuevo campo (del tipo A-3) o Pozos Exploratorios que formen parte de un Programa de Evaluación, conforme lo dispuesto en la cláusula 7 (numeral 7.3 b) de este Contrato.
En los demás casos el Pozo Exploratorio propuesto por el contratista deberá ser previamente aceptado por la ANH” Este numeral nada dice sobre la perforación de Pozos Exploratorios para descubrir yacimientos, delimitar campos y constituir Áreas de Explotación. Además, se resalta la aceptación de la ANH de pozos exploratorios. 367.
Hecho 30. Obligaciones del Programa de Exploración Mínimo § 50. Para cumplir las obligaciones del Programa Exploratorio Mínimo, el Contratista debía proponer, de forma disyuntiva: (i) pozos Exploratorios para un nuevo campo, (ii) pozos Exploratorios que formen parte de un Programa de Evaluación o, (iii) otro tipo de Pozos Exploratorios, previamente aceptados por la ANH. 368.
La ANH dice que es parcialmente cierto. Se atiene a lo dicho por la Cláusula 5.1. del Contrato Cubiro sobre el Programa Exploratorio Mínimo de Cada Fase. 369. Hecho 31. Propuesta de Frontera de Pozos Exploratorios. § 51. En cumplimiento de las obligaciones contractuales del Programa Exploratorio Mínimo (numeral 5.1 de la Cláusula 5 del Contrato E&E Cubiro), Frontera propuso a la ANH la realización de varios Pozos Exploratorios. 370.
Para la ANH es parcialmente cierto. Está verificada la realización de pozos desde la Fase 2 del Período de Exploración hasta la Fase 2 del Programa Exploratorio posterior. No obstante, para la Fase 1 del Período de Exploración, Frontera propuso unos compromisos plasmados en el Anexo B del Contrato. 371. Hecho 32. Utilización de Pozos Exploratorios según contrato Cubiro. § 52.
En el numeral 1.29 de la Cláusula 1 del Contrato E&E Cubiro se determinó que los Pozos Exploratorios serían utilizados, entre otros, para encontrar yacimientos adicionales a un Descubrimiento. 372. La ANH dice que no es cierto. Se atiene al tenor literal de la Cláusula, según el cual “Pozo Exploratorio es un pozo a ser perforado por el contratista en el Área Contratada en busca de yacimientos de hidrocarburos, en un área no probada como productora de hidrocarburos, o para encontrar yacimientos adicionales a un Descubrimiento o para extender los límites de los yacimientos conocidos de un Descubrimiento”. 373.
Hecho 33. Descubrimientos como unidad independiente. § 53. Respecto de la definición de Descubrimiento, en el numeral 1.11 de la Cláusula 1 del Contrato Cubiro, 77 se determinó que existirían yacimientos descubiertos siempre que se comportaran como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. 374.
Para la ANH es parcialmente cierto, pues se atiene a la definición de Descubrimiento de la Cláusula 1.1., de acuerdo con la cual: 1.11. Descubrimiento: se entiende que existe yacimiento descubierto de hidrocarburos cuando mediante perforación con taladro o con equipo asimilable y las correspondientes pruebas de fluidos, se logra el hallazgo de la roca en la cual se encuentran acumulados los Hidrocarburos y que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos 375.
Hecho 34. Múltiples descubrimientos encontrados por Frontera que confirmaron la existencia de Campos, que fueron objeto de Declaratorias de Comercialidad. § 54. Los Pozos Exploratorios propuestos por Frontera a la ANH, y aceptados por ésta, permitieron con posterioridad, en especial durante los años 2010, 2011, 2012, y 2013, encontrar múltiples Descubrimientos, los cuales previa evaluación de conformidad con lo estipulado en el Contrato E&E Cubiro, confirmaron la existencia de Campos, los cuales fueron objeto de las respectivas Declaratorias de Comercialidad. 376.
Para la ANH esto no es cierto, siendo claro que la Convocante confunde las definiciones de Pozos Exploratorios, Descubrimientos de hidrocarburos, Campos y Declaratorias de Comercialidad. “Antecedentes relacionados con los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur” “Aviso de Descubrimiento y Programa de Evaluación Petirrojo” 377. Hecho 35. Aviso de Descubrimiento de Petirrojo 1. § 55.
Siguiendo el procedimiento establecido en el Contrato E&E Cubiro, mediante comunicación ANH- 1252-009114-2011-E del 23 de agosto de 2011, el Contratista presentó Aviso de Descubrimiento del pozo Petirrojo-1, dando cumplimiento al numeral 7.1 de la Cláusula 7 del Contrato E&E Cubiro. 378. Para la ANH esto es parcialmente cierto. Si bien el contratista presentó el “Aviso de Descubrimiento del Pozo Petirrojo-1”, el mismo no dio cumplimiento al numeral 7.1 de la Cláusula 7 del Contrato, ya que la ANH solicitó documentación adicional, relacionada con los aspectos geológicos, los análisis de fluidos, etc., mediante Comunicaciones No. ANH-1252-007427-2011-S del 26 de agosto de 2011 y ANH- 1252- 008726-2011-S del 7 de octubre de 2011. 78 379.
Hecho 36. Área de Evaluación Petirrojo como resultado del Programa de Evaluación Petirrojo. § 56. En la misma fecha, mediante comunicación ANH-1252- 009115-2011-E, el Contratista presentó a la ANH el Programa de Evaluación Petirrojo con el propósito de evaluar el Descubrimiento realizado en el Pozo Exploratorio Petirrojo-1 y proponer la perforación de dos (2) Pozos Exploratorios adicionales en el Nivel C7 de la Formación Carbonera del Terciario.
Así, el Pozo Petirrojo-1 y los dos (2) Pozos Exploratorios adicionales determinaron una misma Área de Evaluación Petirrojo, dando cumplimiento a los numerales 7.2 y 7.3 de la Cláusula 7 del Contrato E&E Cubiro. 380. Para la ANH lo anterior es parcialmente cierto, pues según la comunicación de Frontera se iba a requerir la perforación de dos pozos exploratorios (A2-c) para resolver los detalles estructurales, estatigráficos, la naturaleza y la extensión del yacimiento Carbonera C7.
Los pozos A2-C según clasificación Lahee establecida por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 18-1567 de 2002, corresponde a ”un pozo a ser perforado para encontrar yacimientos adicionales de hidrocarburos en las proximidades cercanas y al mismo nivel de la unidad sedimentaria de los yacimientos conocidos de un mismo campo”. 381.
Hecho 37. Pozos Exploratorios Adicionales para evaluar el Descubrimiento. § 57. La perforación de los Pozos Exploratorios Adicionales tenía como propósito evaluar debidamente el Descubrimiento y determinar los detalles estructurales y estratigráficos, así como el Descubrimiento de nuevos yacimientos y la naturaleza y extensión de Carbonera C7, según fue descrito por el Contratista en el Programa de Evaluación Petirrojo. 382.
Para la ANH no es cierto como se plantea, y para el efecto acude a la Cláusula 1.29 del Contrato Cubiro sobre Pozo Exploratorio, que de acuerdo con la misma “es un pozo a ser perforado por el Contratista en el Área Contratada en busca de yacimientos de Hidrocarburos, en un área no probada como productora de Hidrocarburos, o para encontrar yacimientos adicionales a un Descubrimiento o para extender los límites de los yacimientos conocidos de un Descubrimiento”. 383.
Hecho 38. Propósitos de las Actividades u Operaciones de Evaluación. § 58. Uno de los propósitos principales de las actividades u Operaciones de Evaluación es delimitar la geometría del yacimiento o yacimientos dentro del Área de Evaluación y determinar la viabilidad de extraer tales Hidrocarburos en cantidad y calidad económicamente explotables (Numeral 1.16, Cláusula Primera del Contrato Cubiro). 384.
Para la ANH no es cierto como se plantea y se atiene al numeral 1.16 del Contrato Cubiro, de acuerdo con la cual la “Evaluación u Operaciones de Evaluación son todas las operaciones y actividades realizadas por el Contratista en un Área de Evaluación conforme a la Cláusula Séptima de este Contrato, con el propósito de evaluar un Descubrimiento, delimitar la geometría del yacimiento o yacimientos dentro del Área 79 de Evaluación y determinar, entre otros, la viabilidad de extraer tales hidrocarburos en cantidad y calidad económicamente explotables y el impacto que sobre el medio ambiente y el entorno social pueda causar su explotación comercial.
Tales operaciones incluyen la perforación de Pozos de Exploración, la adquisición de programas sísmicos de detalle, la ejecución de pruebas de producción, y, en general, otras operaciones orientadas a determinar si el descubrimiento es un Campo Comercial y para delimitarlo”. 385. Resalta la consonancia de esta cláusula con la Cláusula 7.6 del Contrato Cubiro, en la que se ven los requisitos del Resultado del Programa de Evaluación. 386.
Hecho 39. Conclusiones del Programa de Evaluación presentado a la AHN § 59. En el referido Programa de Evaluación se explicó a la ANH la necesidad de realizar perforaciones adicionales hacia el Sur, como consecuencia de la acumulación de hidrocarburos en dicha dirección. También se mencionó que el límite de la acumulación sería determinado con la perforación de pozos adicionales. 387.
Para la ANH es parcialmente cierto. El demandante explicó en el Programa de Evaluación81 la necesidad de delimitar la extensión de la acumulación de hidrocarburos en la estructura analizada. 388. Por lo tanto, si el propósito del Contratista era llevar a cabo las operaciones de evaluación necesarias para evaluar los yacimientos pertenecientes a la estructura geológica contenida en el Área de Evaluación Petirrojo. 389.
En cualquier caso, por la Cláusula 7-7.7 del Contrato Cubiro, los nuevos volúmenes de hidrocarburos encontrados en desarrollo de un Programa de Evaluación no son considerados como un Descubrimiento independiente que dé lugar a un Aviso de Descubrimiento. 390. Hecho 40. Informes Técnicos y Resultado de Pruebas que acompañaron los Avisos de Descubrimiento y Programa de Evaluación § 60.
Las comunicaciones de Aviso de Descubrimiento y Programa de Evaluación Petirrojo se acompañaron con los informes técnicos y los resultados de las pruebas analizadas, descripción de los aspectos geológicos y los análisis efectuados a fluidos y rocas. 391. No es cierto como se expone, según la ANH. Frontera aportó como anexo la Forma 6 CR Pozo Petirrojo-1 y el Informe Final de Ingeniería y geología Petirrojo-1. 392.
Hecho 41. Pozos Exploratorios perforados en Petirrojo en ejecución del Programa de Evaluación § 61. En ejecución del Programa de Evaluación Petirrojo el Contratista perforó los siguientes tres (3) Pozos Exploratorios: Petirrojo Sur-1, Petirrojo Sur-2 y Petirrojo Sur-3, los cuales resultaron productores independientes de petróleo. 80 393.
Según la ANH no es cierto, pues los tres pozos no resultaron productores independientes, de acuerdo con el estudio hecho por la ANH en el que se concluye que los yacimientos comparten la misma estructura geológica de Petirrojo. Ello quedó plasmado en la Resolución 27 de 2022. 394. Hecho 42. Inexistencia de Avisos de Descubrimientos adicionales o Programas de Evaluación Diferente § 62.
No hubo avisos de Descubrimientos adicionales, ni un programa de Evaluación diferente para los Descubrimientos adicionales, pues como lo dispone el Contrato E&E Cubiro en el numeral 7.7 (Cláusula Séptima), los nuevos yacimientos que se descubran en un Área de Evaluación no requieren un Aviso de Descubrimiento adicional, ni tampoco un Periodo de Evaluación (como sucedería respecto de aquellos que se descubrieran por fuera de un Área de Evaluación o Explotación). 395.
Según la ANH no es cierto como se plantea, por cuanto de acuerdo con la cláusula referida, los nuevos volúmenes de hidrocarburos que se encuentren en una misma Área de Evaluación o de Explotación, se consideran parte del Descubrimiento que está siendo evaluado o explotado, de manera que no dan lugar a un Aviso de Descubrimiento, a un Programa de Evaluación ni mucho menos a una Declaración de Comercialidad. 396.
Hecho 43. Improcedencia de un Nuevo Aviso de Descubrimiento o Programa de Evaluación para pozos Petirrojo Sur- 1, Petirrojo Sur- 2 y Petirrojo Sur- 3. § 63. Al corresponder los pozos Petirrojo Sur-1, Petirrojo Sur-2 y Petirrojo Sur-3 a nuevos volúmenes de hidrocarburos encontrados en el Área de Evaluación establecida mediante el Programa de Evaluación Petirrojo, no procedía para estos yacimientos descubiertos un nuevo Aviso de Descubrimiento, ni tampoco un Periodo de Evaluación. 397.
La ANH sostiene que es parcialmente cierto. Los pozos mencionados no constituyen “nuevos volúmenes de hidrocarburos encontrados”, por cuanto se ubican en la misma estructura contenida en el Área de Evaluación del Descubrimiento del Pozo Petirrojo- 1 de manera que no procedía presentar respecto de ellos Avisos de Descubrimiento, Periodo de Evaluación y mucho menos, Declaración de Comercialidad. 398.
Hecho 44. Entendimiento Pacífico de lo anterior por parte de la ANH. § 64. Este entendimiento, de igual forma, fue aceptado inicialmente de manera pacífica por la ANH mediante Comunicación con radicado E-12013025538 remitida al Contratista el 3 de diciembre de 2013. 399. Para la ANH esto no es cierto, pues la ANH se refirió en dicha comunicación al contenido de la Cláusula 7 del Contrato precisamente para indicar que procedía un solo Plan de Explotación Inicial para Petirrojo. 81 400.
Hecho 45. Reconocimiento de la existencia de los campos Petirrojo y Petirrojo Sur por parte de la ANH § 65. En dicha comunicación, la ANH reconoció la existencia de los campos Petirrojo y Petirrojo Sur, y sin fundamento legal, contractual ni técnico, solicitó que el Contratista entregara a la ANH un Plan de Explotación Inicial Petirrojo. 401.
La ANH dice que ella no reconoció la existencia de los referidos campos. Es decir, la ANH contaba desde 2013 con todos los fundamentos para exigir un solo Plan de Explotación Inicial pues Petirrojo y Petirrojo Sur están asociados al mismo Descubrimiento. 402. Hecho 46. Reiteración de solicitud de información por la ANH. § 66. Mediante comunicaciones del 7 de octubre de 2011, radicados ANH-1252- 008724-2011-S y ANH-1252-008726-2011-S, la ANH reiteró la solicitud de información que había hecho el 2 de septiembre de 2011 y el 26 de agosto de 2011 sobre el Programa de Evaluación Petirrojo y el Aviso de Descubrimiento – Pozo del Pozo Petirrojo-1, información que fue enviada por Alange Energy Corp. el 23 de septiembre de 2011 y el 20 de septiembre de 2011. 403.
La ANH dice que es cierto. “Declaración de Comercialidad de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur”. 404. Hecho 47. Petición de la ANH sobre informe de resultados y declaración de comercialidad del campo, sin precisar cuál § 67. El 14 de agosto de 2013 (radicado 20134210079241) la ANH le informó al contratista que debía presentar un informe de resultados y la respectiva declaración de comercialidad del campo (no indica cuál).
En dicha comunicación, la ANH anotó que: “… la declaración de comercialidad procede única y exclusivamente como consecuencia de los resultados obtenidos durante el periodo de evaluación, en donde el Contratista diseña, planea y ejecuta las operaciones necesarias para evaluar el descubrimiento, delimitar la geometría del yacimiento o yacimientos dentro del Área de Evaluación y determinar, entre otros, la viabilidad de extraer tales hidrocarburos en cantidad y calidad económicamente explotables y está precedida por la ejecución de la totalidad del Programa de Evaluación y la Presentación de los resultados correspondientes ante la ANH”. 405.
La ANH dice que no es cierto, que en la comunicación la ANH siempre se refirió a Petirrojo, que era el Descubrimiento que estaba siendo evaluado. 406. Hecho 48. Declaratoria de Comercialidad de Petirrojo Sur. § 68. El 20 de noviembre de 2013, mediante comunicación 20136240105632 el Contratista declaró 82 la comercialidad del Campo Petirrojo Sur, según los resultados del Programa de Evaluación del Área Petirrojo. 407.
La ANH dice que no es cierto, porque si bien el Contratista presentó una declaración de comercialidad sobre lo que denominó Petirrojo Sur, esa acumulación de hidrocarburos no da lugar a la presentación de un Aviso de Descubrimiento, Programa de Evaluación ni Declaración de Comercialidad, pues son nuevos volúmenes de Hidrocarburos del Área Petirrojo.
Están asociados al Descubrimiento Petirrojo 1 que no da lugar a la existencia de un nuevo Campo Comercial. 408. Hecho 49. Declaratoria de Comercialidad de Petirrojo. § 69. El 20 de noviembre de 2013, mediante comunicación 20136240105612, y fundamentándose en los resultados obtenidos en el Programa de Evaluación Petirrojo-1, el Contratista presentó a la ANH la Declaración de Comercialidad del Campo Petirrojo, dando pleno cumplimiento al numeral 8.1. de la Cláusula 8 (Prueba 14 de la Demanda). 409.
Es cierto según la ANH. 410. Hecho 50. Informe de Resultados del Programa de Evaluación de Petirrojo § 70. El 25 de noviembre de 2013, mediante comunicación Pacific-S12013014577, Frontera entregó a la ANH el Informe de Resultados del Programa de Evaluación del Campo Petirrojo, dando cumplimiento a lo señalado en el numeral 7.6 de la Cláusula 7 del Contrato E&E Cubiro. 411.
Es cierto según la ANH. 412. Hecho 51. Informe de resultados de la Evaluación del Campo Petirrojo Sur § 71. En cumplimiento al numeral 1.33. de la Cláusula 1 y del 7.6 de la Cláusula Séptima del Contrato E&E Cubiro, el Contratista entregó a la ANH el informe de los resultados de la Evaluación del Campo Petirrojo Sur (Comunicación Pacific S12013014579 del 25 de noviembre de 2013). 413.
Para la ANH no es cierto como se plantea, pues si bien Frontera entregó la Declaratoria de Comercialidad del Área de Explotación Petirrojo Sur con el respectivo Informe de Evaluación, no había lugar a la presentación de dichos documentos. No se podía generar Descubrimiento independiente susceptible de Aviso de Descubrimiento, Programa de Evaluación ni mucho menos Declaración de Comercialidad. 414.
Hecho 52. Informe de que Petirrojo Sur y Petirrojo eran independientes § 72. Frontera informó a la ANH, por medio de las diferentes Declaraciones de Comercialidad de Petirrojo y Petirrojo Sur, y correspondientes informes finales de evaluación, que los yacimientos pertenecientes al Campo Petirrojo Sur eran 83 independientes y separados del Campo Petirrojo, a la luz de las definiciones legales y contractuales. 415.
Según la ANH, no es cierto, pues cualquier Declaración de Comercialidad hecha por Frontera fue en violación de la Cláusula 7.7 del Contrato Cubiro 416. Hecho 53. Determinación de Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur § 73. En observancia de las obligaciones del Contrato E&E Cubiro y del ordenamiento jurídico colombiano, se determinaron los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur, y sus correspondientes Áreas de Explotación independientes. 417.
La ANH manifestó que no es cierto, pues la determinación de Frontera viola el contrato y el ordenamiento jurídico. “La ejecución del Periodo de Explotación del Contrato E&E de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur”. 418. Hecho 54. Plan de Explotación Inicial. § 74. Tras la Declaración de Comercialidad, nace la obligación del Contratista de presentar un Plan de Explotación inicial a la ANH por cada Área de Explotación, cuyo contenido mínimo quedó señalado en el numeral 9.1 de la Cláusula 9 del Contrato E&E Cubiro. 419.
La ANH dice que no es cierto, pues la Cláusula 9.1 no dice que deba presentarse un Plan de Explotación Inicial por cada Área de Explotación. De acuerdo con la referida cláusula, “dentro de los 3 meses siguientes a la presentación de la Declaración de Comercialidad de que trata la cláusula 8, el contratista entregará a la ANH el Plan de Explotación Inicial el cual contendrá, como mínimo, la siguiente información…” 420.
Hecho 55. Determinación de Fecha Límite, por parte de la ANH, para remitir un solo Plan de Explotación Inicial Petirrojo que comprendiera Petirrojo y Petirrojo Sur § 75. Mediante comunicación de fecha 29 de noviembre de 2013, con radicado 20134210120581, y presentada en las oficinas de Frontera el 3 de diciembre del mismo año, la ANH estableció sin explicación alguna la fecha del 19 de febrero de 2014 como fecha máxima para remitir “un solo documento denominado Plan de Explotación inicial Petirrojo”, que para la ANH tenía que comprender los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur, desconociendo que bajo el Contrato E&E Cubiro correspondía presentarse dos (2) Planes de Explotación individuales e independientes para Petirrojo y Petirrojo Sur. 421.
La ANH manifestó que no es cierto que Petirrojo y Petirrojo Sur sean Campos Comerciales independientes. 84 422. Hecho 56. En dicha comunicación, no obstante, se entendió que eran dos campos separados § 76. En esta comunicación, a pesar de haber solicitado un único Plan de Explotación Inicial, la ANH reconoció la existencia de dos (2) Campos separados: Petirrojo y Petirrojo Sur. 423.
La ANH dice que no es cierto. La comunicación se refiere a un solo Descubrimiento denominado Petirrojo. Esto además se complementa con la información entregada por el Contratista, de la que se deriva la existencia de un solo Campo Comercial. 424. Hecho 57. Presentación de dos Planes de Explotación Inicial con base en las dos Declaratorias de Comercialidad y las Cláusulas Contractuales. § 77.
Con apoyo en las (i) Declaratorias de Comercialidad independientes de los dos Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur, (ii) las cláusulas contractuales y las estipulaciones legales, y (iii) la información técnica del Contratista, Frontera presentó a la ANH de conformidad con el Contrato E&E Cubiro, oportunamente, dos (2) Planes de Explotación inicial para Petirrojo y Petirrojo Sur, ambos localizadas dentro del Área de Evaluación Petirrojo (Comunicación ANH 20146240029852 del 19 de febrero de 2014). 425.
La ANH dice que no es cierto porque Frontera no cumplió con la Ley y el Contrato y así lo ha reiterado la entidad. 426. Hecho 58. Presentación de Programa de Trabajos de Explotación para los dos Petirrojos § 78. En esa misma fecha, el Contratista entregó el Programa de Trabajos de Explotación para el campo Petirrojo y Campo Petirrojo Sur mediante Comunicación con radicado 20146240029842 (Prueba 117 de la Demanda). 427.
La ANH dice que es parcialmente cierto, pues no procedía el Programa de Explotación para Petirrojo Sur, 428. Hecho 59. Insistencia de la ANH de un único Plan de Explotación para Petirrojo y de unificación de coordenadas de la Áreas de Explotación de los Campos Comerciales § 79. Sin explicación alguna del fundamento legal o contractual, mediante Comunicación con fecha del 4 de marzo de 2014 y radicada 6 de marzo de 2014 (radicado E12014005333), la ANH insistió en solicitar al Contratista un único Plan de Explotación para Petirrojo, así como la unificación de las coordenadas de las Áreas de Explotación de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur. 429.
Según la ANH no es cierto, pues no se le exigió al contratista la Unificación de las Áreas, sino la presentación de un juego de coordenadas que comprendiera la totalidad del área de explotación. 85 430. Hecho 60. Advertencia de incurrir en una causal de terminación del contrato § 80. Pero no solo eso, en la misma comunicación, la ANH “sugiere” tener en cuenta las causales de terminación previstas en el Contrato E&E Cubiro. 431.
Según la ANH no es cierto como se dice, pues simplemente se referenciaron las consecuencias del incumplimiento del Contrato, en los términos del numeral 28.2 de la Cláusula 28. 432. Hecho 61. Frontera insiste en la existencia de dos campos. § 81. Ante la solicitud arbitraria de la ANH, mediante comunicación radicada el 22 de mayo de 2014 (radicado No. 20146240102532), Frontera le confirmó a la ANH que, según el Contrato E&E Cubiro y la interpretación de la información técnica obtenida, se estaba en presencia de dos Campos independientes y separados, localizados en dos Áreas de Explotación diferentes ubicadas en el Área de Evaluación Petirrojo. 433.
La ANH insiste en que no se trata de dos Áreas de Explotación independientes. 434. Hecho 62. Frontera insiste en que varios campos comerciales en un Área de Evaluación no necesariamente dan lugar a una única Área de Explotación§ 82. Asimismo, Frontera manifestó que no compartía la posición expresada por la ANH según la cual “la existencia de varios campos comerciales en un Área de Evaluación debe dar lugar a una única Área de Explotación” – aseveración que no tuvo (ni tiene) fundamento contractual alguno, ni fue sustentada por la ANH.
(Prueba 20 de la Demanda). 435. La ANH lo niega, el Contrato de Cubiro y sus soportes demuestran que existe un solo Campo Comercial que genera una única Área de Explotación. 436. Hecho 63. Reunión de las partes para determinar Área de Explotación de Petirrojo. § 83. El 27 de agosto de 2014, se llevó a cabo una reunión entre la ANH y el Contratista para discutir la determinación del “Área de Explotación de Petirrojo”.
En dicha reunión, el Contratista mantuvo su posición y demostró la existencia de dos Áreas de Explotación independientes y separadas, Petirrojo y Petirrojo Sur. 437. Para la ANH, en dicha reunión el contratista no demostró la existencia de dos áreas independientes. 438. Hecho 64. Procedimiento para la Declaración de Incumplimiento por no presentar un Plan de Explotación único. § 84.
Mediante comunicación ANH- 20151400009181 radicada el 4 de mayo de 2015, contrariando sus obligaciones legales y contractuales de obrar de buena fe y sin asidero contractual alguno, pero abusando de lo dispuesto por la Cláusula 28.3 del Contrato E&E Cubiro, la ANH (como Contratante) invocó el “Procedimiento para la declaración de incumplimiento”, bajo el supuesto fundamento de que el Contratista se encontraba en incumplimiento 86 contractual por no haber presentado un único documento que contuviera la totalidad del “Plan de Explotación Petirrojo” (análisis conjunto de los pozos Petirrojo y Petirrojo Sur). 439.
No es cierto, según la ANH, por cuanto la facultad contractual la ejerció de manera lícita y ponderada. 440. Hecho 65. Fundamentos para el procedimiento de Declaración de Incumplimiento § 85. Los -equivocados- fundamentos invocados por la ANH en la referida comunicación para iniciar el procedimiento de declaración de incumplimiento se subsumen en que la Cláusula 7 Numeral 7.7 indica que los volúmenes descubiertos en un Área de Evaluación ya establecida no dan lugar a la presentación de un nuevo aviso ni a un Programa de Evaluación, por lo que no procede la presentación de varias declaraciones de comercialidad.
Por esta razón la ANH solicita un único Plan de Explotación Inicial. 441. La ANH lo niega y en su momento la ANH advirtió que no procedían las dos declaraciones de comercialidad, los dos planes de explotación inicial ni dos áreas de explotación diferentes. 442. Hecho 66. Imposibilidad, para la ANH, de que una única Área de Evaluación tenga distintas Áreas de Explotación § 86.
En contravención a las disposiciones contractuales, a las previsiones del ordenamiento positivo, a las prácticas de la industria petrolera -lex artis-, a antecedentes arbitrales y a los fundamentos técnicos, la ANH determinó que no era posible establecer distintas Áreas de Explotación a partir de una única Área de Evaluación. 443. La ANH lo niega. 444.
Hecho 67. Desconocimiento de las potestades del Contratista para definir autónomamente las Áreas de Explotación § 87. La forzada y amañada interpretación de la ANH desconoce por completo la facultad otorgada al Contratista para determinar unilateral y autónomamente las Áreas de Explotación. 445. La ANH considera que su interpretación está lejos de estar amañada y ser caprichosa.
Frontera no cumplió con los requisitos establecidos en el Contrato para Petirrojo Sur y en nombre de su “autonomía contractual” pretende que se le reconozcan tantos Campos Comerciales y Áreas de Explotación como quiera. 446. Hecho 68. Vulneración de los derechos del contratista. § 88. La postura asumida por la ANH para imponer unilateral y abusivamente una interpretación carente de sustento legal y contractual, con el solo propósito de obtener mayores réditos económicos, entre otros, los derechos por precios altos, vulnera sustancialmente los 87 derechos del Contratista.
En efecto, por arte de birlibirloque la ANH quiere modificar a su antojo y su exclusivo beneficio el Contrato E&E Cubiro. 447. La ANH lo niega. 448. Hecho 69. Insistencia de la ANH en un Programa de Explotación Único § 89. Mediante Comunicación 20154210031841 del 3 de marzo de 2015, la ANH estableció que Frontera debía enviar un Programa de Explotación Petirrojo que incluyera los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur. 449.
Según la ANH es parcialmente cierto, pues desde noviembre de 2013 había advertido una sola Área de Explotación Petirrojo. 450. Hecho 70. Insistencia de Frontera en que no puede haber un único Plan de Explotación. § 90. La Comunicación 20151400009181 del 4 de mayo de 2015 fue respondida por el Contratista mediante la Comunicación de Pacific Stratus Energy a la ANH (Comunicación 20156240135722 del 2 de junio de 2015).
En esta comunicación el Contratista presentó las explicaciones que justifican la presentación de la Declaración de Comercialidad del pozo Petirrojo y Petirrojo Sur y sus respectivos planes de explotación de manera independiente. 451. La ANH dice que es parcialmente cierto 452. Hecho 71. Decisión de la ANH de archivar el expediente sancionatorio más de cuatro años después por tratarse de un asunto de interpretación contractual § 91.
Más de cuatro (4) años después de iniciado el procedimiento contractual de incumplimiento y habiendo caducado su facultad sancionatoria, mediante Resolución 251 del 30 de mayo de 2019, la ANH decidió cerrar y archivar definitivamente el procedimiento para la declaratoria de Incumplimiento del Contrato E&E Cubiro debido a que “no se está ante un incumplimiento propiamente dicho”, porque se trata de una interpretación distinta del Contratista a la de la ANH. 453.
Es parcialmente cierto, según lo indica la ANH, porque en la Resolución 251 de 2019 se advirtió que, si una vez agotada la instancia de solución de controversias el Contratista llegare a incumplir con lo acordado, ello podría dar inicio a un proceso sancionatorio sin que se constituya non bis in ídem. El proceso se cerró por el inicio de la instancia ejecutiva. 454.
Hecho 72. Reconocimiento de que Frontera cumplió con lo suyo § 92. La ANH reconoció que (i) no había incumplimiento alguno de Frontera porque en efecto había presentado los Planes de Explotación (“PLEX”), en cumplimiento del Contrato Cubiro y (ii) lo que sucedía, para la ANH, era una diferencia interpretativa entre las partes que se podría resolver a través de las instancias previstas en el Contrato Cubiro para el efecto. 88 455.
La ANH dice que no es cierto, tal como se anotó. 456. Hecho 73. Frontera continúa con el envío anual de las actualizaciones a los Planes de Explotación separados. § 93. Bajo las cláusulas del Contrato E&E Cubiro, el Contratista continuó enviando anualmente las actualizaciones a los «Planes de Explotación» separados para cada uno de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur. 457.
La ANH dice que no es cierto, porque el envío de los Planes de Explotación independientes ha sido en contravía del Contrato y lo indicado por la ANH, quien cada año ha indicado que la información se revisará de forma unificada. Cita Comunicaciones de 2013 a 2024. “La instancia ejecutiva para resolver las controversias interpretativas entre las Partes”. 458.
Hecho 74. Frontera solicita el inicio de la instancia ejecutiva y con ello activa la cláusula de resolución de controversias § 94. El 27 de junio de 2018, mediante comunicación bajo radicado 20184010206472, Frontera solicitó a la ANH iniciar la instancia ejecutiva, activando la cláusula de resolución de controversias prevista en el Contrato E&E Cubiro. 459.
La ANH dice que es cierto. 460. Hecho 75. Aceptación del inicio del procedimiento de instancia ejecutiva por parte de la ANH. § 95. Mediante comunicación ANH-20181390350601 radicada el 26 de noviembre de 2018, la ANH aceptó el inicio del procedimiento de Instancia Ejecutiva previsto en la Cláusula 27.1 del Contrato Cubiro. 461. Es cierto para la ANH. 462.
Hecho 76. Decisión contraria de la ANH de no continuar con el procedimiento de instancia ejecutiva, porque las diferencias tenían naturaleza regulatoria § 96. Contrariando sus propios actos, mediante comunicación con radicado No. 20211392547131 del 9 de noviembre de 2021, la ANH decidió no continuar con el procedimiento de Instancia Ejecutiva previsto en la Cláusula 27 del Contrato E&E Cubiro, manifestando que las diferencias existentes entre las Partes tenían una naturaleza regulatoria y no contractual. 89 463.
No es cierto para la ANH. En todo caso, la función regulatoria y la contractual se complementan para garantizar que el Contratista cumpla la Ley. 464. Hecho 77. Expedición de la Resolución 27 de 2022 de unificación de Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo que determina la RIE de Petirrojo Unificado. § 97. Haciendo gala de su inveterada costumbre de imponer sus cambios de posturas y conductas previas, la ANH emitió esta comunicación a escasos dos (2) meses antes de expedir la Resolución No. 27 del 17 de enero de 2022 (en adelante, “Resolución 27”), mediante la cual unificó unilateral e ilegalmente los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo y se otorgó el inicio de explotación del “Campo Unificado Petirrojo”.
Es decir, que renunció a continuar con el procedimiento de Instancia Ejecutiva manteniendo su interpretación - la cual decidió no someter a la decisión de árbitros como era la solución contractual - y se amparó abusivamente y desviando el ejercicio de la función administrativa, en una resolución de inicio de explotación de un campo unificado denominado Campo Comercial Petirrojo Unificado. 465.
No es cierto para la ANH. Según esta, la Resolución 27 se expidió en ejercicio de facultades de fiscalización, lo que determina que no sea un acto administrativo de carácter contractual. Además, fue confirmada y está en firme, por lo que los cuestionamientos sobre su legalidad son improcedentes. 466. Hecho 78. Las RIE se expiden en desarrollo de Resolución 18 1495 de 2009, con ellas se concede el inicio de explotación de un Campo Comercial. § 98.
Las Resoluciones de Inicio de Explotación son actos administrativos que se expiden en virtud del artículo 37 de la Resolución 18 1495 de 2009 y con los cuales se concede el inicio de explotación de un Campo Comercial. 467. Es cierto para la ANH. Subraya lo establecido en el parágrafo 4 de la Resolución 181495 de 2009, de acuerdo con la cual “los inicios de explotación serán otorgados por el Ministerio de Minas y Energía a través de Resolución debidamente motivada y previo cumplimiento de los requisitos señalados en el presente artículo”. 468.
Hecho 79. La controversia ya no era interpretativa sino regulatoria para la ANH. § 99. Así, la ANH cambió su conducta en relación con esta controversia (que sin motivo alguno pasó de ser sobre una interpretación del contrato a un asunto regulatorio) para que, en ejercicio de sus supuestas competencias regulatorias, pudiera modificar unilateralmente los términos del Contrato Cubiro y obtener los resultados que no había podido conseguir con su inicial estrategia de modificar los efectos jurídicos de un Área de Evaluación que contenía varias Áreas de Explotación. 90 469.
No es cierto para la ANH. Esta ha mantenido su postura en la ejecución del contrato. 470. Hecho 80. Ambigüedad en el rol de contratante y regulador de la ANH § 100. Sin pudor, la ANH, a su conveniencia, invoca sus atribuciones como regulador y como contratante, utilizando una y otra investidura de manera ajena a los fines para los cuales le fueron otorgadas por ley, en aras de obtener unos réditos a los cuales no tiene derecho de conformidad con la ley y conculcando gravemente los derechos de Frontera, su Contratista. 471.
No es cierto para la ANH. El Contrato es válido y las facultades de fiscalización existían antes de la celebración del contrato, las cuales fueron ejercidas con base en actos administrativos de delegación que no fueron objeto de reparo y posteriormente por asignación de una Ley que está vigente, número 2056 de 2020. 472. Hecho 81. Violación de derechos de Frontera § 101.
La ANH juega al mejor postor y la naturaleza jurídica de las RIE o en términos generales, de los asuntos relativos a la delimitación de los Campos Comerciales y Áreas de Explotación, dependen del foro en que se le pregunte a la ANH. Su postura está encaminada lisa y llanamente a la consecución de los fines ilegales y conculcatorios de los derechos contractuales del Contratista y del interés particular que dicha entidad tenga. 473.
No es cierto, dice la ANH. “El Inicio de Explotación de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur” 474. Hecho 82. Solicitud de Inicio de Explotación de Petirrojo § 102. Mediante comunicación con radicado ANH 20146240108902 del 3 de junio de 2014, Frontera presentó a la ANH, como delegataria del Ministerio de Minas y Energía (en adelante, el “MME”), la solicitud de Inicio de Explotación para el Campo Comercial Petirrojo. 475.
No es cierto para la ANH, las solicitudes no estuvieron acompañadas de los anexos requeridos, particularmente de la licencia ambiental, que de acuerdo con la comunicación de Frontera se encontraba en trámite. 476. Hecho 83. Solicitud de Inicio de Explotación de Petirrojo Sur § 103. En la misma fecha, mediante comunicación 20146240108912, Frontera solicitó a la ANH el inicio de explotación para el Campo Comercial Petirrojo Sur.
Ambas solicitudes se acompañaron por Frontera con la totalidad de los documentos requeridos por el artículo 37 de la Resolución 181495. 477. No es cierto para la ANH. Si bien Frontera presentó el documento de inicio de explotación, no había lugar a su presentación, ya que Petirrojo Sur corresponde a 91 volúmenes adicionales de hidrocarburos encontrados en el Descubrimiento de Petirrojo y ubicados en la misma estructura.
La solicitud, además, tenía pendiente la licencia ambiental. 478. Hecho 84. Solicitud por el Contratista de Prueba Especial de Producción § 104. El 17 de junio de 2017, por medio de la Comunicación 20146240120992 el Contratista solicitó a la ANH la autorización para producir los pozos de los campos citados en referencia mediante “prueba especial de producción”, por un periodo de seis (6) meses a partir de la fecha de radicación de la presente solicitud. 479.
No es cierto como se plantea, para la ANH, pues se trata de un solo Campo. 480. Hecho 85. ANH autoriza la prueba para Petirrojo y Petirrojo Sur § 105. Dicha solicitud fue respondida con la comunicación 20145110087421 del 4 de julio de 2014 de la ANH a Pacific Stratus Energy, en la que la ANH autoriza la prueba de producción y reconoce expresamente los campos Petirrojo Sur y Petirrojo. 481.
No es cierto como se plantea, según la ANH. La ANH no reconoció la existencia de campos. 482. Hecho 86. ANH expide Concepto Técnico que concluye que en el área Cubiro B hay un solo campo Petirrojo-Yopo § 106. El 28 de agosto de 2020, la ANH expidió el Concepto Técnico No. 20205110188103 dirigido a la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones y Otros.
En este concepto se concluye que los yacimientos identificados están relacionados a la misma estructura geológica, por lo que en el área Cubiro B existe solamente un solo Campo Petirrojo-Yopo. 483. No es cierto como se plantea, según la ANH. Se atiene al literal del Concepto, en el que la ANH determina que Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo conforman un solo Campo Comercial. 484.
Hecho 87. Informe de que la ANH tramitará una sola RIE lo concerniente a Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, por tratarse de un solo yacimiento. § 107. El 31 de diciembre de 2020, mediante comunicación 20205110309401, la ANH obrando en su calidad de fiscalizadora de la exploración y explotación de los hidrocarburos de conformidad con la Ley 2056 de 2020, informó al Contratista que “para efectos de resolver las solicitudes de Inicio de Explotación de los Campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, la ANH tramitará en una única Resolución lo concerniente a estos campos por tratarse de un solo yacimiento”. 485.
No es cierto como se plantea. En la comunicación se informa que se tramitaría una sola Resolución pues lo que Frontera llama Campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, son un solo yacimiento. Pero posteriormente, en la Resolución 321 de 2022 se aclara 92 la presencia de varios yacimientos que pertenecen a la misma estructura geológica, constituyendo un único campo comercial. 486.
Hecho 88. Frontera interpone recurso y en subsidio solicita revocatoria directa § 108. El 5 de agosto de 2021, Frontera radicó un recurso de reposición y, en subsidio, una solicitud de revocatoria directa del acto administrativo contenido en el comunicado No. 20205110309401, mediante el cual la ANH determinó que “los llamados campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, constituyen un solo yacimiento que se extiende en el área de los campos en mención”. 487.
Es cierto, según la ANH. 488. Hecho 89. Rechazo del recurso y de la solicitud por no tener el informe la condición de un acto administrativo § 109. Este recurso y su subsidiaria solicitud de revocatoria del acto administrativo contenido en el comunicado No. 20205110309401 fueron rechazados por parte de la ANH mediante comunicación con radicado 20215111693201 del 9 de septiembre de 2021, pues esa agencia consideró que la comunicación remitida a Frontera "tiene tan sólo carácter informativo y en ningún momento decisorio en cuanto a crear, modificar o extinguir derechos de la misma (…) así las cosas, no es procedente resolver lo planteado por la Compañía”. 489.
No es cierto como lo plantea Frontera, según la ANH. Lo que dijo es que era una comunicación y no un acto que creó, modificó o extinguió situaciones jurídicas, por lo que no se daría trámite al recurso. 490. Hecho 90. ANH expide Concepto Técnico que valora información de contratista § 110. Mediante comunicación 20215012950923 del 30 de noviembre de 2021, la ANH emitió concepto técnico en el que presuntamente valoró la información suministrada por el Contratista a nivel de subsuelo, geología y geofísica, así como de ingeniera de yacimientos. 491.
No es cierto como se plantea, según la ANH, quien se atiene al contenido del concepto. 492. Hecho 91. ANH concluye que deben unificarse los yacimientos comprendidos dentro del Área Campo Comercial Petirrojo Yopo y se deben reclasificar los pozos originalmente exploratorios § 111. En dicho concepto -que no fue compartido a Frontera durante el procedimiento administrativo-, la ANH arribó, entre otras, a las siguientes conclusiones: (i) la estructura del subsuelo del área Cubiro B, está constituido por 2 sub-unidades de flujo en un mismo yacimiento independiente, tanto verticalmente como lateralmente;
(ii) en el Área Cubiro B existe un solo campo “Petirrojo-Yopo”; (iii) los diferentes yacimientos del área Petirrojo- Yopo comparten el mismo régimen de presión inicial; (iv) “Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo” son una sola estructura regional como factor principal de entrampamiento; lo 93 cual se adapta de manera coherente a la definición de campo establecida en el PRMS;
(v) se recomienda la declaración de unificación de los yacimientos comprendidos dentro del Área Campo Comercial Petirrojo Yopo integrado por los actuales bloques Yopo, Petirrojo y Petirrojo Sur; y (vi) se recomienda la reclasificación de los pozos originalmente exploratorios, a la concepción técnica actualizada de un solo campo Petirrojo Yopo integrado, el cual mantiene como único pozo descubridor B3 al pozo Petirrojo 1; siendo reclasificados el resto de los pozos como B1 (productores de avanzada). 493.
No es cierto según la ANH. Se precisa que la ANH emite conceptos técnicos para analizar los requisitos legales y contractuales para conceder la Resolución de Inicio de Explotación solicitada por Frontera. Cada uno de los conceptos y argumentos se relacionaron en la Resolución 27, por lo que el contratista conoció su fundamento. Los conceptos fueron hechos por funcionarios competentes y teniendo como única fuente la información aportada por Frontera. 494.
Hecho 92. ANH reclasifica los pozos § 112. Siguiendo con las recomendaciones del Concepto Técnico explicado en el hecho inmediatamente anterior, la ANH reclasificó el Pozo Petirrojo-2, el Pozo Petirrojo Sur y el Pozo Yopo-1 al expedir el Concepto del 30 de noviembre de 2021, Radicado 1032970. 495. No es cierto, la reclasificación se dio en el concepto 1077189 del 13 de diciembre de 2021 para Petirrojo Sur; 1077194 de la misma fecha para Yopo-1 y 1077180 de la misma fecha para Petirrojo 2. 496.
Hecho 93. ANH expide RIE 27 de 2022 sobre Petirrojo Unificado. Luego de 8 años de haberse presentado solicitud de RIE para cada campo. § 113. Después de casi ocho (8) años de haberse presentado la solicitud de inicio de explotación para cada uno de los Campos Comerciales (junio del 2014), la ANH expidió la Resolución No. 27 del 17 de enero de 2022, por medio de la cual otorgó el Inicio de Explotación del Campo Comercial Petirrojo Unificado.
En síntesis, dicha unificación se fundamentó en que - supuestamente– los Campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo constituyen un solo yacimiento. “Bajo este contexto, para efectos de tramitar las solicitudes de Inicio de Explotación de los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, dado que constituyen un solo yacimiento que se extiende en el área de los campos en mención, la ANH con estricta sujeción a lo expuesto en la regulación citada, procederá a emitir en un único acto administrativo la Resolución de Inicio de Explotación de los campos enunciados, por tratarse de un solo campo como se anotó anteriormente, denominado Campo Comercial Petirrojo Unificado.” 94 497.
Para la ANH no es cierto como se expone. Desde 2013, la ANH expresó que solo procedía un único Plan de Explotación Inicial. 498. Hecho 94. Límites en Petirrojo y Petirrojo Sur que determinan tres yacimientos aislados§ 114. Desde el punto de vista técnico, en Petirrojo y Petirrojo Sur los límites de los yacimientos fueron definidos por una combinación de límites estratigráficos asociados a ambientes de deposicionales fluviales con alta influencia deltaica, y el control estructural que termina de configurar la trampa (Fallas Normales Antitéticas) y, con base en esto, se delimitaron tres yacimientos aislados entre sí a nivel de Carbonera C7. 499.
No es cierto, según la ANH. 500. Hecho 95. Indebida notificación de la Resolución 27. § 115. La Resolución 27 no fue notificada en debida forma a Frontera por no haberse acompañado dicho acto administrativo con los conceptos técnicos que la fundamentaron, en particular, el Concepto Técnico de la Gerencia de Reservas y Operaciones de la ANH, comunicado internamente en la ANH con escrito radicado No. 20215012950923 del 30 de noviembre de 2021. 501.
No es cierto, y este no es el escenario adecuado para discutir el punto, según la ANH. 502. Hecho 96. Solicitud de debida notificación. § 116. Por esta razón, el 1 de febrero de 2022, mediante comunicación 20220270, Frontera solicitó que se realizara la notificación de la Resolución 27 de conformidad con el artículo 67 del CPACA (Prueba 47 de la Demanda). 503.
Es cierto, según la ANH. 504. Hecho 97. Recurso de Reposición contra la Resolución 27. § 117. Mediante comunicación con radicado No. 20220264 del 1 de febrero de 2022, Frontera interpuso recurso de reposición contra la Resolución 27. 505. Es parcialmente cierto, la ANH se atiene al contenido del recurso. 506. Hecho 98. ANH profiere el Auto 2 por el cual ordena apertura de período probatorio. § 118.
El 25 de febrero de 2022, mediante comunicación 20225010538663, la ANH profirió el Auto No. 02 mediante el cual ordenó la apertura de período probatorio con el fin de contar con pruebas que le aportaran elementos de juicio idóneos y suficientes para resolver el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 27. 507. Es cierto, según dice la ANH. 95 508.
Hecho 99. Insistencia en notificación adecuada y en subsidio solicitud de traslado de conceptos técnicos que sustentaron la decisión § 119. Mediante comunicación 20220650 del 1 de marzo de 2022, Frontera insistió una vez más en que se realizara de forma legal la notificación de la Resolución No. 27 haciendo entrega de los conceptos técnicos en los que ésta se basó. En subsidio, Frontera solicitó que se decretaran como pruebas y se corriera traslado de todos los conceptos técnicos en los que se basó la ANH para adoptar la Resolución del caso de marras. 509.
Es cierto, según la ANH. 510. Hecho 100. Respuesta de la ANH en el sentido de que la petición de los conceptos era extemporánea § 120. El 8 de marzo de 2022, pasados más de tres (3) meses después de que la ANH profiriera los conceptos técnicos que fundamentaron la Resolución 27, la ANH dio respuesta a la solicitud de notificar en legal forma de la Resolución objeto de controversia, realizando manifestaciones desconcertantes, contrarias a la buena fe, el debido proceso y a la legalidad, contenidas en la comunicación ANH 202200006500351: “Así las cosas, la afirmación del peticionario no está llamada a prosperar máxime cuando formuló recurso contra el acto notificado, lo que permite concluir que tiene conocimiento de la decisión al punto de expresar su desacuerdo con la misma.
Si la interesada deseaba conocer el contenido de los conceptos, debió solicitarlos de manera oportuna y no pretender que la administración supliera una actuación que es de su resorte para alegar una inexistente violación al debido proceso”. 511. No es cierto según la ANH. Si bien el 8 de marzo de 2022 se enviaron a Frontera los documentos técnicos que sirvieron de base a la Resolución 27, los apartes de los mismos fueron citados en la propia Resolución. Frontera agotó la vía gubernativa con las garantías de ley. 512.
Hecho 101. Solicitud de término para ampliar recurso contra Resolución 27 y reiteración de solicitud de entrega de documentos soporte § 121. Mediante comunicación con radicado Frontera-20220792 del 14 de marzo de 2022, el Contratista solicitó un término no inferior a diez (10) días hábiles contados a partir de la fecha de notificación de la Comunicación ANH 20220000650351 para ampliar el recurso de reposición en contra de la Resolución No. 27 del 17 de enero de 2022.
Asimismo, en dicha comunicación Frontera reiteró la solicitud de entregar la totalidad de conceptos técnicos que hacen parte integral de la Resolución objeto de controversia. 513. No es cierto como se plantea, según la ANH. Para la fecha, ya se habían enviado por la ANH los conceptos (8 de marzo). 96 514. Hecho 102. Ampliación recurso de reposición § 122.
Por medio de la Comunicación 20221163 del 20 de abril de 2022, Frontera formuló una ampliación del recurso de reposición interpuesto en contra la Resolución 27, presentando nuevos fundamentos de hecho y de derecho para impugnar la arbitraria decisión adoptada por la ANH. 515. No es cierto, según la ANH. Se trata de calificativos del contratista. 516.
Hecho 103. ANH emite concepto técnico que reitera unificación § 123. La ANH emitió el Concepto Técnico con Radicado 20225010981753 Id: 1252619 de fecha 25 de abril de 2022, dirigido a la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones. En este concepto, la ANH reiteró que (i) Petirrojo Sur 1 y Yopo-1 no genera campo nuevo porque fue perforado en la misma estructura geológica del pozo Petirrojo 1, (ii) en ninguna de las conclusiones expuestas en el concepto ID 1032970 del 30 - 11 – 2021 se afirma que exista un único yacimiento, por el contrario el concepto es claro en que existen múltiples yacimientos, (iii) el criterio para declarar un único campo en el concepto ID 1032970 de fecha 30 – 11 – 2021 es de carácter geológico, donde se concluye la existencia de una única estructura geológica con múltiples yacimientos, en concordancia con la definición de campo registrada en el PRMS y en la Resolución 40048 de 2015; y (iv) existe una única estructura geológica con varios yacimientos y por ende la definición del área de Petirrojo como un único campo Comercial, conformado por los sectores Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo.
(Prueba 149 de la Demanda). 517. No es cierto como se plantea, según la ANH. Se atiene al contenido literal del Concepto 1252619 de 2022, en el que se concluye la existencia de un único Campo Comercial. 518. Hecho 104. Resolución 321 de 2022, que resuelte reposición y que en conjunto con la Resolución 27 es la RIE Petirrojo Unificada. § 124.
Mediante Resolución No. 321 del 27 de abril de 2022 (en adelante, “Resolución 321” y en conjunto con la Resolución 27, la “RIE Petirrojo Unificada”), la ANH resolvió el recurso de reposición interpuesto por el Contratista contra la Resolución 27, (i) sin tener en consideración la ampliación del recurso de reposición formulado por Frontera, por considerarlo extemporánea y (ii) confirmando en su totalidad las disposiciones contenidas en la Resolución 27. 519.
No es cierto como se plantea, según la ANH. En la Resolución 321 se confirmaron decisiones de Resolución 27. 520. Hecho 105. Motivos de la Resolución 321 § 125. En la parte motiva de la Resolución No. 321, la ANH fundamentó su decisión, entre otros, en los siguientes argumentos: 97 “Así las cosas, con base en la información aportada por la Compañía Operadora, la ANH considera que la delimitación de las coordenadas del área del Campo Comercial Petirrojo y Petirrojo Sur, corresponde con las citadas definiciones regulatorias, por cuanto un Campo Comercial no puede ser distinto al área delimitada proyectada en superficie del o/los yacimientos/s descubierto/s que la Operadora ha decidido explotar comercialmente.
La Gerencia de Operaciones y Recursos de la ANH, concluyó: “Luego de evaluar la información de geología y Yacimientos, allegada por la operadora del del contrato de Exploración y Explotación Cubiro, mediante auto de pruebas 002 de fecha 25 de febrero de 2022, esta Gerencia de Reservas y Operaciones, confirmamos los argumentos expuestos en el concepto Técnico identificado con el ID 1032970 del 30 - 11 - 2021, donde se concluye la existencia de una única estructura geológica con múltiples yacimientos y por ende la definición del área de Petirrojo como un único campo Comercial, conformado por los sectores Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo.
En este orden de ideas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en ejercicio de la “… fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos hidrocarburíferos”, está facultada para definir el Área del Yacimiento y consecuentemente el Área del Campo, así como el ajuste de la misma en los términos de la Resolución 181495 de 2009, sus modificaciones y las demás disposiciones consagradas en el marco normativo aplicable.” 521.
La ANH se atiene al contenido completo del documento. 522. Hecho 106. Demanda de nulidad contra la RIE Petirrojo Unificada. § 126. Contra las resoluciones 27 de 17 del enero de 2022 y su confirmación por Resolución No. 321 del 27 de abril de 2022, ambas de la ANH, el Contratista formuló demanda de nulidad y restablecimiento del derecho ante el Tribunal Administrativo de Cundinamarca, sin conciliación previa por tratarse de pretensiones no conciliables según la Procuraduría General de la Nación, medio de control que se adelanta ante dicho tribunal bajo el Radicado No. 25000233600020220062500. 523.
Es cierto según la ANH. 524. Hecho 107. Comunicación de la ANH de modificar las Áreas de Explotación Petirrojo-Yopo para unificarlas en Área de Explotación Petirrojo. § 127. Posteriormente, la ANH comunicó a Frontera mediante misivas con radicados 20224211104331 Id: 1303909 y 20234210154771 Id:1412800, su decisión de modificar las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”.
La decisión de unificar las Áreas de Explotación ha sido reiterada por la ANH en varias comunicaciones, y a su vez, ha sido rechazada por el contratista en diferentes comunicaciones. 98 525. La ANH se opone a la manera en que se plantea. Jamás ha existido modificación unilateral de las coordenadas del Área de Explotación, pues esta se determina a partir del área del Campo Comercial que define el Ministerio de Minas y Energía de acuerdo con las Cláusulas 1.6. y 9.3. del Contrato.
Dado que el área del Campo Comercial fue determinada en la Resolución 27 confirmada por la 321, a la ANH le correspondía comunicar el Área de Explotación, lo cual sucedió el 10 de agosto de 2022. No es posible hablar de una “modificación” al Área de Explotación, pues esta solo se estableció a partir de la RIE. 526. Hecho 108. Resolución 1415 de 2022 que determina área del Yacimiento C de Petirrojo Unificado- Formación Carbonera § 128.
Incluso, el 16 de diciembre de 2022, mediante Resolución 1415 del 16 de diciembre de 2022, la ANH determinó la ubicación del Área del Yacimiento C del Campo Petirrojo Unificado-Formación Carbonera. 527. Para la ANH es cierto. La resolución tiene como fundamento la Resolución 321 de 2022 y en ella se determinó el porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la producción de hidrocarburos a favor de los municipios de San Luis de Palenque y Trinidad.
“La explotación independiente de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur” 528. Hecho 109. La independencia de los Campos ha sido aceptada por las Partes desde los descubrimientos. § 129. La independencia e individualidad de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur ha sido constatada por las Partes desde los respectivos descubrimientos de hidrocarburos, pese a la falta de coherencia de la conducta de la ANH durante la ejecución del Contrato. 529.
Para la ANH no es cierto. 530. Hecho 110. De 2013 hasta 2020 se liquidaron regalías sobre la base de Campos Comerciales Independientes. § 130. Desde el año 2013, iniciando con la Resolución 538 de 3 de julio de 2013 -en ejercicio de las competencias que le fueron asignadas para la función de liquidación de regalías bajo la Ley 1530 de 2012- y hasta el año 2020, con la Resolución 821 del 27 de noviembre de 2020, la ANH efectuó la liquidación de regalías definitivas generadas por la explotación de hidrocarburos bajo el Contrato E&E Cubiro, teniendo como base de ésta la producción de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur, tomados de forma separada e individualizada. 99 531.
No es cierto, las regalías no son objeto de debate en este proceso y en todo caso la división correspondiente toma la información de producción fiscalizada entregada por el contratista. 532. Hecho 111. Durante todo 2020 la ANH suscribió actas de inspección y visita de los distintos campos § 131. En el mes de febrero de 2020 y durante toda la anualidad, la ANH suscribió varias actas de inspección y visita de los campos ubicados en San Luis de Palenque Trinidad, Casanare, en las cuales reconoció la divisibilidad y separación de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur: 533.
No es cierto según la ANH. La diligencia no tiene el efecto de reconocer tres campos. Frontera no puede desconocer la realidad del subsuelo. 534. Hecho 112. Desde 2019 hasta 2021 la ANH remitió aprobaciones de Formas de Producción separadas. § 132. Durante los años del periodo de explotación de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur, en especial desde el 2019 y hasta el 2021, la ANH remitió aprobaciones a las Formas de Producción separadas para dichos campos, reconociendo la individualidad e independencia de dichos Campos Comerciales: 100 Comunicación ANH 20205110190261 del 29 de agosto de 2020 Comunicación ANH 20205110190511 del 30 de agosto de 2020 535.
No es cierto para la ANH. Existe un único campo comercial. Las formas provienen del contratista. 536. Hecho 113. De 2020 a 2022 la DGH del Ministerio de Minas firmó las formas de producción reconociendo independencia de los Petirrojos § 133. Desde el año 2020 y hasta mediados del año 2022 la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía firmó las formas de producción de hidrocarburos reconociendo que los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur eran individuales e independientes: 101 537.
No es cierto para la ANH. Existe un único campo comercial. 538. Hecho 114. Visita de la ANH en 2021 en la que la ANH describe el Contrato E&E Cubiro con reconocimiento de los Petirrojos, los Copas, Yopo y otros. § 134. El 22 de septiembre de 2021, la ANH realizó una visita a los municipios de San Luis de Palenque, Trinidad y Casanare.
En dicha oportunidad, la propia ANH levantó un acta interna en la cual realizó una descripción general del Contrato E&E Cubiro, reconociendo la existencia de Petirrojo y Petirrojo Sur como Áreas de Explotación separadas: 539. No es cierto para la ANH. Existe un único campo comercial. Textos aislados de actas internas no generan derechos para el contratista. 540.
Hecho 115. En 2021 la ANH acepta que Informe Anual de 2020 en el que se incluyen los Petirrojos separadamente cumple con normas vigentes. § 135. Mediante comunicación 20215012555991 del 18 de noviembre de 2021, la ANH le manifestó a Frontera que el Informe Anual del año 2020, en el que se incluyeron los campos Petirrojo y Petirrojo Sur de forma separada, cumple con lo exigido en la normativa vigente, respecto de su contenido.
La conducta de la ANH muestra que para esta entidad estatal los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur son diferentes e independientes. 541. Para la ANH no es cierto. El que se haya dicho que el informe cumpliera con los requisitos reglamentarios, no quiere decir que la ANH haya aceptado la existencia de varios campos. 102 542.
Hecho 116. En 2021 la ANH emite concepto geológico que confirma la existencia de los Petirrojos. § 136. El 30 de noviembre de 2021, en el marco de la emisión del Concepto Técnico que fundamentaría la emisión de la Resolución No. 27 del 17 de enero de 2022, la ANH profirió el Concepto Geológico F6CR, bajo el Radicado No. Id: 1032970, mediante el cual se confirmó la existencia de conceptos técnicos separados que fueron elaborados para los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur, reconociendo una vez más su individualidad e independencia. 543.
No es cierto para la ANH. El concepto explica que Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo conforman una sola estructura geológica, y por ello, un solo campo. Se destaca que la contratista presentó el concepto técnico aportado en el hecho: “(…) “Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo están controladas por una falla principal de rumbo SW-NE, la cual ha sufrido dislocamientos debidos a la presencia de fallas orientadas en dirección SE-NW.
Aunque se observan contactos agua- aceite ligeramente diferentes en las tres acumulaciones, se trata de una sola estructura regional como factor principal de entrampamiento, conformada por los sectores ya mencionados; lo cual se adapta de manera coherente a la definición de campo establecida en el PRMS (Adoptado por la ANH mediante Resolución 77 de 2019) que estipula: “Campo: En yacimientos convencionales, un campo es típicamente un área que consiste de uno o múltiples yacimientos agrupados o relacionados a la misma estructura geológica y/o condición estratigráfica.
Puede haber uno o más yacimientos en un campo separados verticalmente por rocas impermeables, lateralmente por barreras geológicas locales o ambas. El término puede ser definido de manera diferente por autoridades regulatorias individuales.” Bajo el Concepto de unificación de las Áreas de Petirrojo-Yopo, corroborado con el presente Alcance, se define el Área Campo Comercial Petirrojo-Yopo unificado, coincidente con la resultante del Concepto Técnico con id 236086 de diciembre de 2017 (…)” 544.
Hecho 117. Solo en 2021, a 8 años de la Declaración de Comercialidad de los Petirrojos, cuando la ANH comenzó a hablar de unificación. § 137. Tan solo fue a finales del año 2021, esto es, ocho (8) años después de que el Contratista presentara la Declaración de Comercialidad de los Campos Petirrojo y Petirrojo Sur, cuando la ANH, de forma abrupta y sorpresiva, empezó a referirse en sus comunicaciones 103 (20215013579633 del 20 de diciembre de 2021) al “Campo Petirrojo-Yopo”, yendo en contra de sus propios actos y de su ejecución contractual y regulatoria.
Anteriormente, siempre se había referido a los Campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 545. No es cierto según la ANH. 546. Hecho 118. En 2022 ANH vuelve a reconocer individualidad y separabilidad de los campos al aprobar la forma de producción presentada por Frontera. § 138. Más recientemente, el 13 de agosto de 2022, la ANH reconoció nuevamente la existencia del Campo Comercial Petirrojo Sur como un Campo individual y separado del Campo Comercial Petirrojo, al aprobar la Forma de Producción presentada por Frontera, así: 547.
No es cierto según la ANH. La aprobación de la Forma de Producción no implica el reconocimiento de campos separados. 548. Hecho 119. En 2015 la ANH reconoció existencia de campos separados. § 139. En la Comunicación 20155110052781 del 9 de abril de 2015 de la ANH a Pacific Stratus Energy sobre el permiso de producción de campos, la ANH reconoció expresamente la existencia de los Campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 549.
No es cierto según la ANH. 550. Hecho 120. Comportamiento incongruente de la ANH y confianza legítima del contratista. Incluso se permitió que se ejecutaran Planes de Explotación independientes para los tres campos. § 140. El comportamiento de la ANH ha sido verdaderamente incongruente durante la ejecución del Contrato E&E Cubiro particularmente a partir de las declaratorias de comercialidad de los dos Campos Comerciales del polígono Cubiro B. Sin embargo, dicha falta de congruencia no impidió que se generara en el Contratista una confianza legítima para continuar explotando los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur de forma individual e independiente.
Tan es así, que la ANH permitió que se ejecutaran los Planes de Explotación para los tres campos distintos. 551. No es cierto según la ANH. 104 “Antecedentes de los Campo Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D”. “Aviso de Descubrimiento y Programa de Evaluación Copa” 552. Hecho 121. Entre 2010 y 2013 el Contratista dio Avisos de Descubrimientos de los Pozos Copa.
Copa A Norte y Copa D, acompañados de informes técnicos con resultado de pruebas § 141. En cumplimiento de sus obligaciones contractuales bajo el Contrato E&E Cubiro– particularmente de aquella de la Cláusula 7, numeral 7.1– entre el 27 de julio de 2010 y el 13 de junio de 2013, el Contratista dio a la ANH Avisos de Descubrimientos de los Pozos Copa, Copa A Norte y Copa D. A las comunicaciones de Avisos de Descubrimiento se anexaron informes técnicos con los resultados de las pruebas analizadas, descripción de los aspectos geológicos y los análisis efectuados a fluidos y rocas (Prueba 56 de la Demanda). 553.
Para la ANH era improcedente la entrega de Avisos de Descubrimiento para Copa A Norte- 1 y Copa D-1 por estar en misma Área de Evaluación Copa. La ANH lo ha venido diciendo desde 2013. Del mismo modo, al finalizar el Programa de Evaluación Área Copa presentó irregularmente 6 declaratorias de Comercialidad, tratando de generar Planes de Explotación individuales con las correspondientes Áreas de Explotación. La determinación de presentar Avisos de Descubrimiento no es una facultad autónoma del contratista. 554.
Hecho 122. En 2010 el Contratista presenta Programa de Evaluación Copa § 142. En cumplimiento de la Cláusula 7, numerales 7.2 y 7.3 del Contrato E&E Cubiro, el 1 de julio de 2010, el Contratista presentó a la ANH el “Programa de Evaluación Copa” en el cual se evalúa el pozo exploratorio Copa-1. 555. Para la ANH no es cierto como se plantea.
El Programa presentado por el contratista no tenía la información completa y por ello la ANH solicitó información adicional, mediante comunicación ANH-1252-004968-2010-S del 12 de julio de 2010. Ello fue respondido y la ANH solicitó más información. Por su parte, el documento presentado por Frontera no se denominaba Programa de Evaluación Copa sino Programa de Evaluación Área Copa.
En el documento de Frontera, además, expresamente se habla de tres descubrimientos. “Declaración de Comercialidad del Campo Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D”. 556. Hecho 123. Declaratoria de Comercialidad de los diferentes campos Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D § 143. Con base en los resultados de los trabajos ejecutados como parte del Programa de Evaluación entre el 18 de junio de 2010 y 17 de junio de 2013, el Contratista –en cumplimiento de lo establecido en la Cláusula 8 numeral 8.1 del Contrato E&E Cubiro– presentó a la ANH la Declaratoria de Comercialidad de los diferentes campos Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, 105 Copa C y Copa D documentada en los escritos radicados con los números 20136240056822,20136240056812, 20136240056802, 20136240056792, 20136240056782, 20136240056772, todas de fecha 16 de septiembre de 2013. 557.
No es cierto como se plantea, según la ANH. La decisión de la Contratante fue irregular, pues solo podía presentar una sola, en los términos de la Cláusula 8 del Contrato. Por su parte no procedían los Avisos de Descubrimiento de los Pozos Copa A Norte-1 y Copa D-1, por tratarse de Pozos Exploratorios en una misma Área de Evaluación en la que se presentó Aviso de Descubrimiento del Pozo Descubridor Copa-1, que dio origen al Programa de Evaluación Área Copa.
La ANH fue enfática en solicitar el envío de un solo documento Plan de Explotación Inicial Copa, en los términos de la Cláusula 9.1 del Contrato. Frontera no hizo sino desatender las solicitudes de la ANH. 558. Hecho 124. Informe de Resultados del Programa de Evaluación Área Copa, Campo Copa, Campo Copa A Norte, Campo Copa A Sur, Copa B, Copa C, Copa D.§ 144.
En cumplimiento de sus obligaciones contractuales –particularmente de lo estipulado en el numeral 7.6 de la Cláusula 7 del Contrato E&E Cubiro– mediante comunicación con radicado número 20136240056752 del 16 de septiembre de 2013 el Contratista envió a la ANH el Informe de Resultados del Programa de Evaluación Área Copa, Campo Copa, Campo Copa A Norte, Campo Copa A Sur, Copa B, Copa C, Copa D (Prueba 59 de la Demanda). 559.
No es cierto como se plantea según la ANH. Eso también fue una actuación irregular de Frontera, al punto que cuando se revisan los Informes de Resultados se encuentran textos idénticos para los apartes denominados Estratigrafía, Geología Estructural y Tectónica, Descripción Geológica y Configuración Estructural. 560. Hecho 125. Campo Comercial a partir de decisión de explotar el Descubrimiento. § 145.
La Cláusula 8 numeral 8.1 del Contrato E&E Cubiro indica que, en caso de que el Contratista manifieste por escrito su decisión de explotar el Descubrimiento (según se define en el Contrato E&E Cubiro), a partir de esa declaración, el Descubrimiento se tendrá́́ como un Campo Comercial. 561. Según la ANH ello no es cierto y se atiene a lo que diga el Contrato y lo que resulte probado. 562.
Reitera que la Declaración de Comercialidad pactada en la cláusula 8 del Contrato Cubiro, únicamente operó respecto del Aviso de Descubrimiento del Pozo Copa-1 dado por Frontera el 27 de julio de 2010 y cuya evaluación fue desarrollada en el “Programa de Evaluación Área Copa”. No puede haber declaración de Comercialidad respecto de volúmenes de hidrocarburos que no cuentan con Aviso de Descubrimiento y de los cuales se hayan derivado los respectivos Programas de Evaluación. 106 No hay que olvidar que en los términos de la Cláusula 1.33 del Contrato Cubiro “la ejecución del Programa de Evaluación y presentación de Informe de Resultados a la ANH son requisitos para declarar si un Descubrimiento es un Campo Comercial”. 563.
Hecho 126. Determinación por el contratista de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, y Copa D. § 146. De conformidad con lo anteriormente expuesto, fueron determinados por el Contratista los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, y Copa D. 564. Para la ANH no es cierto, el contratista no puede hacer ello de manera unilateral. 565.
Hecho 127. Pronunciamiento de la ANH en el que solicita un único Plan de Explotación Inicial Copa § 147. Mediante comunicación con radicado número 20134210120551 de 29 de noviembre de 2013, la ANH se pronunció sobre las Declaratorias de Comercialidad de los Campos Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, y Copa D. 566. Es parcialmente cierto, según la ANH. 567.
Hecho 128. Plazo para presentar la solicitud Unificada. § 148. Sin explicación alguna del fundamento contractual o legal, en la comunicación referida en el hecho inmediatamente anterior, la ANH le solicitó al Contratista que presentara un único Plan de Explotación inicial Copa que comprendiera los Campos Comerciales mencionados: “Al respecto, en cumplimiento del Contrato de Exploración y Explotación Cubiro, atentamente se solicita remitir a más tardar el 15 de diciembre de 2013, un solo documento denominado Plan de Explotación inicial Copa, de conformidad con la Cláusula 9 del contrato E&E Cubiro, Numeral 9.1, ( )” 568.
No es cierto, según la ANH. La actuación de la entidad sí tiene fundamento. “Plan de Explotación Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, y Copa D”. 569. Hecho 129. Términos del Contrato. § 149. Según la Cláusula 9 numeral 9.1. del Contrato Cubiro “Dentro de los tres (3) Meses siguientes a la presentación de la Declaración de Comercialidad de que trata la Clausula
8. EL CONTRATISTA entregará a la ANH el Plan de Explotación inicial ( )”. 570. No es cierto como se plantea según la ANH, quien se atiene a lo dicho por el contrato. 107 571. Hecho 130. Plan de Explotación Inicial para cada campo presentada por Frontera. § 150. Dentro del plazo indicado por el Contrato E&E Cubiro, es decir, dentro de los tres meses siguientes la fecha de Declaración de Comercialidad del 13 de septiembre de 2013, mi representada presentó a la ANH el “Plan de Explotación inicial” para cada uno de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, mediante comunicación radicada con fecha del 13 de diciembre de 2013 y número de radicado 20136240125232. 572.
Según la ANH eso fue arbitrario y en desatención a lo solicitado. Por su parte, varios documentos comparten información idéntica para otros campos, lo que demuestra que lo que Frontera llama Campos, colindan y se encuentran unidos a nivel de superficie. 573. Hecho 131. Alcance a los Planes de Explotación. § 151. El 18 de diciembre de 2013, mediante comunicación con radicado 20136240128312, Frontera dio alcance a los Planes de Explotación enviando tablas de reservas en el formato solicitado por la ANH. 574.
Según la ANH, ello se hizo en incumplimiento de los requerimientos hechos por la ANH. 575. Hecho 132. Reglas contractuales sobre aceptación de los Planes de Explotación por no pronunciamiento en tiempo (silencio positivo). § 152. De acuerdo con la Cláusula 9 numeral 9.2 del Contrato E&E Cubiro, “si la ANH no se pronuncia dentro de los quince (15) Días siguientes calendario siguientes a la presentación del Plan de Explotación por parte del Contratista, se entenderá que ha sido aceptado”.
(subrayas fuera del texto original). Para la ANH, no es cierto. El hecho omite apartes de la Cláusula 9.2. El término para contabilizar una aceptación del Plan de Explotación solo puede contarse cuando el Contratista ha hecho entrega del Plan en los términos pactados, que fueron los solicitados el 29 de noviembre de 2013. Se recuerda que la ANH exigió al contratista un único documento denominado Plan de Explotación Inicial a más tardar el 15 de diciembre de 2013, lo cual no ocurrió, violando la cláusula 9.2.
No puede entenderse como aceptado el documento, cuando no se presentó lo que decía el Contrato Cubiro y la ANH. 576. Hecho 133. Aceptación de los Planes por no pronunciamiento en tiempo de la ANH. § 153. Dentro de los 15 días calendario siguientes a la presentación de los Planes de Explotación inicial de cada uno de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D por parte del Contratista, la ANH no se pronunció sobre dichos Planes de Explotación, por lo cual contractualmente se 108 entiende que los mismos fueron aceptados en los términos de la Cláusula 9 numeral 9.2 del Contrato E&E Cubiro. 577.
No es cierto, según la ANH. Además, es claro que la ANH sí se pronunció frente a seis planes de explotación inicial y no los aceptó. 578. Hecho 134. Pronunciamiento a destiempo de la ANH solicitando un único Plan de Explotación para el área Copa, no para cada Campo. § 154. Por fuera del término convenido en la Cláusula 9 numeral 9.2 (15 días calendario desde la presentación del «Plan de Explotación»), mediante comunicación del 8 de enero de 2014 y radicado 20144210001561 (es decir 6 días calendario después del término establecido en el Contrato E&E Cubiro), la ANH se pronunció sobre el «Plan de Explotación inicial» de cada uno de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, solicitando sin explicación alguna “un único documento denominado Plan de Explotación para el área en particular Copa y no Planes de Explotación independientes para cada Campo existente en la referida área.
En consecuencia, Pacific Stratus Energy [hoy día Frontera] debe remitir el Plan de Explotación en los términos indicados, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al recibo de la presente comunicación”. 579. La ANH recuerda que antes de la presentación de los seis Planes de Explotación Inicial y antes de la comunicación citada, la ANH exigió uno único Plan de Explotación Inicial. 580.
Hecho 135. En la misma comunicación la ANH acepta Campos Comerciales Independientes. § 155. La ANH, en comunicación con radicado número 20144210001561 del 8 de enero de 2014, reconoció expresamente la existencia de Campos Comerciales independientes y separados. Pese a dicho reconocimiento y aceptación, y violentando las estipulaciones contractuales, exigió́ remitir un único documento denominado “Plan de Explotación para el área en particular Copa”.
La ANH en ningún momento se opuso a la existencia de los diferentes Campos Comerciales, ni de los yacimientos que los integran, ni de los Descubrimientos (según se define en el Contrato E&E Cubiro), sino que consideraba que solo podía existir una única Área de Explotación con seis (6) Campos Comerciales distintos. 581. No es cierto según la ANH. 582.
Hecho 136. Frontera también se ratifica. § 156. En comunicación de 5 de febrero de 2014 y número radicado 20146240019872, mi representada ratificó las consideraciones que la llevaron a remitir cada uno de los seis «Planes de Explotación» de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, y expresó que la independencia de cada uno de los Campos Comerciales, así́́ como de las correspondientes Áreas de Explotación, se apoya en argumentos técnicos según el Programa de Evaluación. 109 583.
No es cierto según la ANH. 584. Hecho 137. Frontera se vuelve a ratificar. § 157. Mediante comunicación radicada el 4 de marzo de 2014 y número de radicado 20146240043212, mi representada reiteró su posición sobre la existencia de seis (6) Áreas de Explotación asociadas cada una a un Campo Comercial diferente y, por consiguiente, el contenido del «Plan de Explotación inicial» de cada uno de los seis Campos Comerciales. 585.
No es cierto como se plantea, pues las afirmaciones hechas en la comunicación son erradas. 586. Hecho 138. La ANH informa la necesidad del pago de derechos económicos por precios altos. § 158. El 19 de diciembre de 2014, la ANH le manifestó a Frontera que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos, incluyendo el volumen de regalías para el contrato de exploración y explotación CUBIRO, superó en el mes de septiembre de 2013 los cinco millones de barriles, y en consecuencia solicitó el pago de derechos económicos por precios altos. 587.
Es parcialmente cierto, según la ANH. La información proviene de reportes de Frontera. 588. Hecho 139. Frontera se niega a la causación de derechos económicos por precios altos. § 159. Ante esta solicitud, Frontera manifestó el 29 de diciembre de 2014 que ninguna de las Área de Explotación había superado el volumen de producción causante del pago del derecho económico por precios altos. 589.
Es parcialmente cierto, según la ANH. 590. Hecho 140. Frontera envía anualmente actualizaciones a Planes de Explotación separados sin que la ANH se oponga. § 160. El Contratista continuó enviando anualmente las actualizaciones a los «Planes de Explotación» separados para cada uno de los seis Campos Comerciales Copa, Copa A Sur, Copa A Norte, Copa B, Copa C y Copa D, sin que la ANH se opusiera a la existencia de Campos Comerciales individuales y separados. 591.
No es cierto, según la ANH, quien se ha opuesto. 592. Hecho 141. Frontera a partir de 2015 ha presentado un solo Plan de Explotación para Copa A para áreas Copa A Norte y Sur. § 161. A partir del 2015 y fundado en la información técnica obtenida durante el periodo de explotación, Frontera presentó y ha venido presentando un solo Plan de Explotación para el Campo Copa A, considerando las Áreas de Explotación Copa A Norte y Copa A Sur como una sola Área de Explotación: Área de Explotación Copa A. 110 593.
No le consta a la ANH. 594. Hecho 142. Desde 2017 Frontera unificó Copa A Norte y A Sur. § 162. Asimismo, desde el 2017, en virtud de información adicional obtenida de los pozos de los campos comerciales Copa A Norte y Copa A Sur, Frontera unificó dichos campos en uno solo denominado Copa A, lo cual quedó consignado en los informes técnicos anuales presentados a la ANH, información técnica que fue objeto de reuniones varias con funcionarios técnicos de dicha entidad (Prueba 68). 595.
No le consta a la ANH y tampoco es cierto como se plantea. No le consta que Frontera haya unificado Copa A Norte y Copa A Sur, en uno solo denominado Copa A. “El Inicio de Explotación de los Campos Comerciales Copa, Copa A Copa B, Copa C y Copa D” 596. Hecho 143. Solicitud de Inicio de Explotación de 6 campos en 2014. § 163. El Contratista solicitó a la ANH, como delegataria del MME el Inicio de Explotación de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D en comunicaciones todas del 3 de junio de 2014, con radicados 20146240108972, 20146240108992, 20146240108982, 20146240109022, 20146240108892, 2014624010896241. 597.
No es cierto como se plantea, según la ANH. Era improcedente la solicitud, pero además estaba incompleta, lo cual debe evaluarse de cara a la Cláusula 1.33 de acuerdo con la cual la ejecución del Programa de Evaluación y presentación del informe de resultados son requisitos para declarar si un Descubrimiento es un Campo Comercial. 598.
Hecho 144. Concepto Técnico de la ANH en que recomienda unificación de la operación de los 6 campos. § 164. En virtud del Concepto Técnico con radicado 20185110201423 Id: 325369 del 5 de octubre de 2018, la ANH recomendó la unificación de la operación de los Campos Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D. 599. La ANH se acoge al contenido literal del Concepto. 600.
Hecho 145. Mediante Resolución 489 de 2018 ANH otorga Inicio de Explotación de Copa, es decir, de uno de los 6 campos solicitados, más de 4 años después de solicitudes radicadas por Frontera. § 165. Más de cuatro años después de las solicitudes de inicio de explotación, en su calidad de delegataria del MME, la ANH otorgó el Inicio de Explotación del Campo Comercial Copa; esto es, uno de los seis (6) solicitados, mediante la Resolución 489 del 29 de octubre de 2018 (en adelante, la “Resolución 489”). 111 “Artículo 1.
Inicio de Explotación. Otorgar el inicio de Explotación del Campo COPA, productor de hidrocarburos en la Formación Carbonera, perteneciente al Contrato de Explotación y Explotación CUBIRO, declarado comercial el 16 de septiembre de 2013, localizado en el municipio de San Luis de Palenque, departamento del Casanare y operado por la compañía Frontera Energy Colombia Corp., Sucursal Colombia”. 601.
No es cierto según la ANH. 602. Hecho 146. La Resolución 489 omite referirse a otros campos o a cuestionar su existencia. § 166. En la Resolución 489, la ANH solo se pronunció respecto del inicio de explotación del Campo Comercial Copa, sin que se hubiere pronunciado ni en ese acto administrativo ni en ningún otro respecto del inicio de explotación de Copa A (Norte y Sur), Copa B, Copa C y Copa D. En esa misma Resolución 489 de 2018, la ANH tampoco cuestionó la existencia del Campo Comercial Copa, ni de ninguno de los otros Campos Comerciales Copa A Copa B, Copa C, y Copa D. 603.
No es cierto según la ANH. La razón por la que la ANH se pronunció respecto del inicio de explotación del “Campo Copa”, como se señaló en la respuesta al hecho 165 anterior, es porque sólo hasta el 5 de octubre de 2018 Frontera Energy cumplió con el requisito relativo a la medición garantizada del “Campo Copa”. Para los restantes “5 campos Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D” no procedía la gestión de varias Resoluciones de Inicio de Explotación independientes.
No es cierta la afirmación relativa a que “En esa misma Resolución 489 de 2018, la ANH tampoco cuestionó la existencia del Campo Comercial Copa, ni de ninguno de los otros Campos Comerciales Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D.” 604. Hecho 147. Lo anterior, a pesar de las comunicaciones anteriores en las que la ANH comenzó a solicitar un único Plan de Explotación. § 167.
La fecha de esta RIE, en la cual la ANH reconoció la independencia del Campo Copa al otorgar el inicio de explotación, fue años después de las comunicaciones en las que la ANH empezó a solicitar un único Plan de Explotación Inicial para los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D (2013). 605. No es cierto porque la ANH no reconoció la independencia del Campo Copa al otorgar el inicio de explotación. Esa RIE se expide porque solo el Campo Copa cumplió con los requisitos de facilidades de producción, medición y punto de entrega exigidos por el artículo 37 de la Resolución 18 1495 de acuerdo con el cual: “Artículo 37.
Inicio de Explotación: Para iniciar la explotación de un determinado campo, el contratista deberá presentar previamente el diseño de las facilidades de producción y obtener aprobación del Ministerio de Minas y Energía. Una vez éstas se hallen instaladas se verificará si 112 corresponden al diseño aprobado, de lo contrario, no se otorgará el inicio de explotación respectivo.
(…). El aforo de los tanques, la calibración de los equipos de medición y el patronamiento de las cintas, termómetros y demás instrumentos y equipos de medición y de laboratorio deben estar certificados por las entidades competentes y verificados por el Ministerio de Minas y Energía. Todos los requerimientos antes mencionados, son de estricto cumplimiento con el fin de proceder con el inicio de explotación respectivo.” 606.
Hecho 148.Conceptos de la ANH donde se habla de la independencia de Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D § 168. Dicha Resolución se fundamentó en el Concepto Técnico con radicado 20172010186423 Id: 238699 del 27 de diciembre de 2017, Concepto Técnico con radicado 20172010187283 Id: 239078 del 27 de diciembre de 2017, Concepto Técnico con radicado 20172010187293 Id: 239080 del 27 de diciembre de 2017, Concepto Técnico con radicado 20172010187323 id: 239087 del 27 de diciembre de 2017, y Concepto Técnico con radicado 20172010188743 Id: 239598 del 28 de diciembre de 2017.
Estos conceptos técnicos, emitidos por la propia ANH, establecen claramente que el Área Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D son independientes entre sí. 607. La ANH dice que no es cierto, la Resolución no se basó en todos esos conceptos a excepción del 20172010186423 Id 238699 del 27 de diciembre de 2017. Si bien es cierto que los mencionados conceptos indican que las áreas allí mencionadas son independientes entre sí basado en la información de pruebas de presión y de fluidos, lo que significa es que son varios yacimientos independientes.
Sin embargo, al estar estos yacimientos ubicados en la misma estructura contenida en el Área de Evaluación del Descubrimiento Copa, pertenecen al mismo Campo Comercial. La ANH se atiene al contenido literal de la Resolución 489 de 29 de octubre de 2018. 608. Hecho 149. Fecha de expedición de dichos conceptos: 2017. § 169. Dichos conceptos técnicos fueron expedidos en el 2017, años después de que la ANH, sin fundamento contractual, técnico ni legal solicitara un solo plan de explotación por cada uno de las cinco Áreas de Explotación. 609.
La ANH dice que no es cierto, pues a pesar de ellos, la ANH desde el 2013 solicitó un solo Plan de Explotación Inicial de acuerdo con el contrato. 610. Hecho 150. Recurso de reposición de Frontera contra Resolución 489. §170. Frontera interpuso recurso de reposición parcial en contra de la Resolución 489 para que el artículo 2 de la parte resolutiva fuera modificado, ajustando el límite del Campo Comercial Copa, según la delimitación de yacimientos incluida en la actualización del «Plan de Explotación» correspondiente a la anualidad 2017. 113 611.
No es cierto como se plantea, según la ANH, pues en el recurso la Demandante guardó silencio sobre las restantes cinco solicitudes de RIE que no se otorgaron en la Resolución. 612. Hecho 151. La ANH repone parcialmente mediante Resolución 358 para ajustar la delimitación del Campo Comercial Copa. § 171. Mediante Resolución 358 de 9 de julio de 2019 (en adelante, la “Resolución 358 y en conjunto con la Resolución 489, la “RIE Copa”), la ANH repuso parcialmente la Resolución 489 ajustando la delimitación del Campo Comercial Copa a la delimitación de los yacimientos incluida en el concepto técnico con radicado No. 20192010061273 ID 378977 de fecha 15 de marzo de 2019. 613.
Es parcialmente cierto según la ANH. Estas Resoluciones quedaron en firme, pues Frontera nunca las debatió. Frontera solicitó el inicio de explotación de seis campos comerciales, pero la Resolución 489, confirmada por la 358 de 2019, no confirió el inicio de explotación sino al Campo Copa. 614. Hecho 152. Ni en la Resolución 489 ni en la Resolución 358 la ANH cuestionó la existencia del Campo Comercial Copa, ni de ninguno de los otros Campos Comerciales § 172.
Ni en la Resolución 489 ni en la Resolución 358 la ANH cuestionó la existencia del Campo Comercial Copa, ni de ninguno de los otros Campos Comerciales Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D. Tampoco consideró la ANH que todos esos Campos Comerciales estaban integrados realmente por un solo yacimiento. 615. No es cierto, según la ANH. La naturaleza de la RIE es la de revisar el cumplimiento de ciertos parámetros técnicos relativos al área del campo y al punto de medición oficial, entre otros.
Su expedición depende del cumplimiento de los requisitos del artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009. En todo caso, al expedir la Resolución 20982, se dejaron sin efecto las Resoluciones 489 y 358. 616. Hecho 153. Concepto Técnico ANH (Instancia Ejecutiva) donde se concluye existencia de un solo yacimiento en el Bloque Cubiro C, con un solo campo compartimentalizado. § 173.
En agosto del 2020, la ANH expidió el Concepto Técnico de Áreas de Explotación (Instancia Ejecutiva). En este concepto técnico se concluyó por la ANH que (i) “en el Bloque Cubiro C se tiene la presencia de un solo yacimiento, dividido en bloques, los cuales no deben ser interpretados como diferentes campos sino como compartimientos”; (ii) “el área de Cubiro C podría contener yacimientos compartimentalizados”, (iii) “existen los siguientes compartimientos laterales que se comportan como yacimientos independientes (…) Compartimiento bloque Copa, (…) Compartimientos bloques Copa A, B y C (…), Compartimiento bloque Copa D”;
(iv) “efectivamente es una sola Estructura que sería 114 un solo campo que se encuentra compartimentalizado”; y (v) “en el área Cubiro C existe solamente un solo Campo COPA”. 617. No es cierto como se plantea, según la ANH. 618. Hecho 154. ANH profiere concepto técnico donde habla de una sola estructura como factor de entrampamiento del Campo Copa y recomienda unificación § 174.
El 30 de noviembre de 2021, justo antes de expedir la Resolución 20982 – según se define dicho término líneas abajo–, la ANH emitió el Concepto Técnico con radicado 20215012950543 Id: 1032766 del 30 de noviembre de 2021. En este concepto la ANH estableció que (i) existe una sola estructura como factor principal de entrampamiento del campo Copa integrado, conformado por los sectores ya mencionados; lo cual se adapta de manera coherente a la definición de campo, de acuerdo al PRMS;
(ii) los tres yacimientos, están relacionados a la misma estructura geológica, por lo tanto, en el Área Cubiro C existe un (1) solo campo “Copa”, (iii) se recomienda proceder con la unificación de los bloques/segmentos Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D, como el Área Campo Comercial Copa unificado; y (iv) se recomienda proceder con la reclasificación de los pozos clasificados como B3, perforados y completados con posterioridad al pozo descubridor del campo Copa unificado (pozo COPA-1). 619.
No es cierto, como se plantea, según la ANH. 620. Hecho 155. ANH reclasifica los pozos Copa A Norte, Sur, copa B, C Y D como B-1 § 175. Siguiendo las anteriores recomendaciones, la ANH reclasificó los Pozos Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, Copa D como B-1. 621. No es cierto, como se plantea, según la ANH. 622. Hecho 156.
ANH expide la Resolución 20982 de 2021 en la que unifica todos los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D en el Campo Comercial Copa Unificado. § 176. A pesar de haber reconocido, tanto expresa como tácitamente, la existencia de los seis (6) Campos Comerciales distintos durante más de ocho años, mediante Resolución 20982 del 30 de diciembre de 2021 (en adelante, la “Resolución 20982”) como fiscalizadora de la exploración y explotación de hidrocarburos según la Ley 2056 de 2020, la ANH modificó su conducta sin ningún fundamento técnico, contractual ni legal, unificando todos los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D en el Campo Comercial Copa Unificado.
Tanto la comunicación del 30 de diciembre de 2021, como la Resolución 20982, fueron recibidas por Frontera en correo del 31 de diciembre de 2021. 623. No es cierto, la ANH no reconoció la existencia de los 6 campos. 115 624. Hecho 157. En Resolución 20982 la ANH confunde facultades regulatorias para inicio de explotación con producción unificada de campos § 177.
En dicha Resolución 20982 la ANH confundió las facultades regulatorias para el Inicio de Explotación de un Campo prevista en el artículo 37 de la Resolución 181495 con la producción unificada de campos prevista por el artículo 48 de esa misma resolución, ésta última recomendada en varios conceptos técnicos como unificación operacional en que se basó dicha Resolución 20982.
En uno y otro caso la ANH no tiene facultades de fiscalización para unificar campos ni para unificar la producción de distintos campos. 625. Para la ANH ello no es cierto. 626. Hecho 158. En Resolución 20982 se establecieron puntos de medición oficial y balance volumétrico y deja sin efecto RIE Copa § 178. Además, en la Resolución 20982, la ANH estableció puntos de medición oficial y balance volumétrico para los efectos del Contrato E&E Cubiro y dejó sin efectos, de forma unilateral e inconsulta, RIE Copa.
Para ello la ANH se basó en conceptos técnicos emitidos por la Gerencia de Reservas y Operaciones de la ANH que no fueron acompañados a la Resolución 20982 ni puestos en conocimiento de mi representada con la notificación de dicha Resolución 20982. 627. No es cierto según la ANH y se desconoce a qué acto administrativo se refiere Frontera al mencionar la RIE Copa.
Los argumentos sobre desviación de poder o la falsa motivación no le competen a este Tribunal. 628. Hecho 159. Frontera interpone recurso de reposición, entre otras, porque la ANH no acompañó los conceptos técnicos. § 179. Mi representada interpuso recurso de reposición en contra de la Resolución 20982 mediante escrito radicado con fecha 1 de febrero de 2022 y número de radicado 20225010225722, entre otras razones, porque la ANH no acompañó los conceptos técnicos en los que se fundó para expedir dicha resolución. 629.
No es cierto. Tampoco era obligación de la ANH acompañar los conceptos técnicos. 630. Hecho 160. ANH expide Concepto Técnico en el que reitera que los Copas son un único campo § 180. El 31 de marzo de 2022, la ANH expidió el Concepto Técnico 20225010964653 Id: 1246216 del 31 de marzo de 2022, en virtud del cual reiteró que (i) Copa B1, Copa A Sur 1, Copa D1, Copa A Norte 1, Copa C1 no generan campo nuevo, por haber sido perforados en la misma estructura geológica del pozo Copa-1, (ii) los compartimientos del polígono Cubiro C hacen parte una única estructura geológica, por ende, se considera un único campo Copa unificado dividido en compartimientos, (iii) la información técnica es insuficiente para declarar con certeza la conectividad hidráulica entre múltiples yacimientos, (iv) existe una única estructura geológica con múltiples yacimientos por lo tanto, el campo se considera 116 como uno solo; y (v) el Área de Copa es una sola Área de campo Comercial, conformada por los sectores Copa A, B, C y D. 631.
La ANH se atiene al contenido del concepto. 632. Hecho 161. ANH expide Resolución 275 en la que confirma Resolución 20982 (RIE Copa Unificada) § 181. La ANH confirmó la Resolución 20982 mediante Resolución 275 del 8 de abril de 2022 (en adelante la “Resolución 275” y en conjunto con la Resolución 20982, la “RIE Copa Unificada”). 633.
Es cierto, para la ANH. 634. Hecho 162. Notificación de la Resolución 275. § 182. La Resolución 275 fue notificada mediante correo electrónico que venía acompañado del escrito con número de radicado 20221400783191 de 12 de abril de 2022. 635. Es cierto, para la ANH. 636. Hecho 163. Resolución 508 de 2022 mediante la cual se determina la ubicación de los Yacimientos del Campo Copa Unificado y recurso y/o solicitud de revocatoria contra la misma § 183.
Mediante Resolución 508 del 03 de junio de 2022, la ANH determinó la ubicación de las Áreas de los Yacimientos del Campo Copa Unificado. Frente a esta resolución, Frontera interpuso recurso de reposición y solicitó la revocatoria directa de la misma. 637. Es cierto para la ANH. Esta resolución se expide en cumplimiento de la regulación colombiana, anteriormente el Decreto 3229 de 2003 que fue derogado por el Decreto 1493 del 13 de julio de 2015 y éste a su vez por el Decreto 1142 del 23 de septiembre de 2021, actualmente vigente, en cuyo artículo 3.1.1.1.6 se dispuso: Así mismo, la ANH profirió la citada Resolución 508, en la que determinó la ubicación de los yacimientos del Campo Copa Unificado, en cumplimento de lo acordado por las partes en la Cláusula 1.6 del Contrato Cubiro: La Resolución 508 no ha sido controvertida ante la jurisdicción contencioso administrativa, se encuentra en firme, goza de plena presunción de legalidad y 117 debe ser atacada por las partes contratantes. 638.
Hecho 164. Rechazo de la solicitud por la ANH. § 184. La ANH rechazó la solicitud de revocatoria directa de la Resolución 508 del 3 de junio de 2022 mediante la Resolución 1387 del 1 de diciembre de 2022 y, mediante la Resolución 860 del 28 de julio de 2022, rechazó por extemporáneo el recurso de reposición interpuesto por Frontera. 639.
Es cierto, para la ANH. 640. Hecho 165. Comunicación de la ANH que determina coordenadas del Área de Explotación Copa. § 185. Por medio de la comunicación 20224211171631 del 19 de octubre de 2022, la ANH determinó las coordenadas del Área de Explotación Copa, tomándola como una sola Área de Explotación y Campo Comercial. 641. No es cierto como se plantea, según la ANH. 642.
Hecho 166. Reiteración por parte de la ANH. § 186. Lo anterior ha sido reiterado por la ANH en varias comunicaciones posteriores a la comunicación del 19 de octubre de 2022, y a su vez, ha sido rechazada por el Contratista en diferentes comunicaciones. 643. No es cierto como se plantea, según la ANH. 644. Hecho 167. Advertencia de la ANH sobre entrega de menor volumen de derechos económicos en especie. § 187.
Incluso, el 21 de abril de 2023, la ANH manifestó que Frontera entregó un volumen inferior de los derechos económicos en especie al calculado por la ANH para el mes de febrero de 2023. 645. Según la ANH es parcialmente cierto, porque en la comunicación también se aclaró que se continuaría con la modalidad de recaudo en dinero en relación con el Derecho Económico por Precios Altos de Copa Unificado.
También reitera que la ANH envió comunicaciones a Frontera diciendo que las actualizaciones de los PLEX remitidos por esta última, en el sentido de que las coordenadas se encontraban en revisión. 646. Hecho 168. Decisiones de Unificación incoherentes con conducta contractual. § 188. Las decisiones de la ANH en virtud de las cuales se unificaron los Campos Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D en el Campo Comercial Copa Unificado, son absolutamente incoherentes con la conducta contractual de la ANH, pues a lo largo de la relación contractual la ANH había sostenido que se trataban de Campos Comerciales independientes y separados, tal y como se evidencia en las formas mensuales de producción de los campos comerciales (aprobadas para Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C, y Copa D; la aprobación de formas mensuales de producción de los diferentes campos (a excepción de las más recientes); la 118 contradicción en los conceptos técnicos emitidos por la entidad, pues en el 2017 la ANH expidió el Concepto Técnico Campo Copa A (20172010187283, ID: 239078), Concepto Técnico Campo Copa B (20172010187293, ID: 239080), Concepto Técnico Campo Copa C (20172010187323, ID: 239087) y Concepto Técnico Campo Copa D (20172010188743, ID: 239598), en virtud de los cuales la ANH indicó que existe información que permite soportar la idea que las áreas Copa A, B, C, y D son independientes entre sí. Posteriormente la ANH expidió el Concepto Técnico con radicado 20215012950543 (Id: 1032766) de noviembre del 2021, en el cual reiteró que en los conceptos técnicos del 2017 antes referidos con ID 239078, 239080, 239087, y 239598 la ANH concluyó que las áreas comerciales eran independientes en los Campos Copa A, B, C y D. Sin embargo, en las conclusiones de dicho concepto de noviembre de 2021, la ANH definió el Área del Campo Comercial Copa Unificado incluyendo los campos Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D. La Demanda también cita los Planes Piloto de inyección de agua que en ocasiones se aprobaron de manera independiente, y el cobro de regalías, que partió de la base de la individualización de los campos.
También se refiere a la liquidación de regalías, para indicar que desde 2013 hasta 2021 se liquidaron las regalías teniendo en cuenta campos independientes, aunque más recientemente se han liquidado teniendo en cuenta los campos Copa y Petirrojo unificados. 647. Para la ANH eso no es cierto y reitera los motivos antes expuestos. 648.
Hecho 169. Reconocimiento a lo largo de la relación contractual de Campos Comerciales Independientes. § 189. La ANH reconoció, a lo largo de la relación contractual que existían Campos Comerciales independientes y separados, hechos que ahora no puede desconocer. 649. Para la ANH eso no es cierto. 650. Hecho 170. Demanda contra la RIE Copa Unificada § 190.
Contra las resoluciones 20982 de 2021 y su confirmación por la 275 de 2022, ambas de la ANH, el Contratista formuló demanda de nulidad y restablecimiento del derecho ante el Tribunal Administrativo de Cundinamarca, previa conciliación fallida ante la Procuraduría General de la Nación, medio de control que se adelanta ante dicho tribunal bajo el radicado No. 25000234100020220124400. 651.
La ANH lo acepta. “E. Los Campos Comerciales y Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D no pueden ser modificadas ni unificadas unilateralmente por la ANH”. 652. Hecho 171. La Unificación es un hecho excepcional y reglado por el contrato. § 191. De manera excepcional, en la Cláusula 17 del Contrato E&E Cubiro, se previó la 119 posibilidad de celebrar un plan cooperativo de explotación unificado, a instancias del Contratista, la ANH y los demás interesados y en los términos de la legislación colombiana: 653.
No es cierto según la ANH. Esta Cláusula no es aplicable por tratar un supuesto distinto al que aquí nos ocupa. 654. Hecho 172. Requisitos del Plan de Explotación Unificado. § 192. En virtud de la referida cláusula, excepcionalmente, el Contratista tiene el deber contractual de poner en práctica un «plan de explotación unificado» cuando quiera que un mismo yacimiento económicamente explotable se extienda en forma continua a otra u otras “áreas por fuera del área contratada”.
Sólo en tal evento, y nada más que en ese caso, cabe una unificación, como expresión de un deber en cabeza del contratista que provoca una realidad geológica y no el mero capricho de una de las Partes del Contrato E&E Cubiro. Así, no existe derecho, facultad, prerrogativa, procedimiento, ni actuación que haya sido pactada en el Contrato E&E Cubiro y tenga la entidad de alterar la definición de Área de Explotación. 655.
Para la ANH no es cierto, pues la cláusula aplica a un supuesto distinto. 656. Hecho 173. La legislación y el contrato no prevén la unificación de Campos Comerciales como lo decidió la ANH. § 193. La mal denominada unificación por la Cláusula 17 del Contrato E&E Cubiro no regula ni prevé la unificación de Campos Comerciales, pues ella se refiere a lo que se conoce en la industria petrolera como “unitización” para regular los yacimientos que se extienden y ubican en dos contratos de exploración y explotación de distintos titulares.
En otras palabras, el plan cooperativo de explotación unificado, se prevé para yacimientos explotados comercialmente que se localizan y extienden sobre dos contratos diferentes, no para unificación de Campos Comerciales distintos ubicados dentro de un mismo Contrato E&P, como sucede en este caso. 657. No es cierto como se plantea, según la ANH.
Se atiene a lo pactado. 658. Hecho 174. No existe en el Contrato o en la Ley una figura como la que implementó la ANH. § 194. No existe en el Contrato E&E Cubiro – ni en la regulación 120 –norma adicional que permita si quiera considerar que la ANH tiene la facultad de modificar o unificar los Campos Comerciales y mucho menos las Áreas de Explotación. 659.
No es cierto, según la ANH, pues la Constitución Política señala que el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables. Las funciones de fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos son competencias de orden público conferidas a la ANH en virtud de la Ley 2056 de 2020, art. 7, numeral 2 del literal b), en el que se estableció que la ANH “ejercerá el seguimiento y control de los contratos y convenios, verificará la medición y monitoreo a los volúmenes de producción y verificará el correcto desmantelamiento, taponamiento y abandono de pozos y facilidades”.
Por su parte, cita el contenido del artículo 17 de la ley 2056 de 2020: “Artículo 17. Fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables. La fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables deberá estar orientada al cumplimiento de las normas y de las obligaciones derivadas de los contratos y convenios, títulos mineros y demás figuras que por mandato legal permiten la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, incluidas las etapas de desmantelamiento, taponamientos, abandono y en general de cierres de operaciones tanto mineras como de hidrocarburos, según corresponda; igualmente incluye la determinación y verificación efectiva de los volúmenes de producción, la aplicación de buenas prácticas de exploración, explotación y producción, el cumplimiento de las normas de seguridad en labores mineras y de hidrocarburos, la verificación y el recaudo de regalías y compensaciones, como base fundamental para el funcionamiento del Sistema General de Regalías.” (Se resalta) También cita la Resolución 40009 de 14 de enero de 2021, por la cual se establecen los lineamientos de la fiscalización de proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia, en cuyo artículo 2 atribuye competencias a la ANH y define la función de fiscalización: “Ente de Fiscalización: Entidad que desarrolla la función de fiscalización. En virtud del numeral 2, literal B, artículo 7 de la Ley 2056 de 2020, en materia de Exploración y Explotación de los yacimientos hidrocarburíferos, es la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH.
(…) 121 Fiscalización. De conformidad con el artículo 17 de la Ley 2056 de 2020, la fiscalización de la Exploración y Explotación de recursos naturales no renovables, consistirá en verificar el cumplimiento de las normas y de las obligaciones derivadas de los contratos y convenios, títulos mineros y demás figuras que por mandato legal permiten la Exploración y Explotación de recursos naturales no renovables, (…); igualmente incluye la determinación y verificación efectiva de los volúmenes de producción, la aplicación de buenas prácticas de Exploración, Explotación y producción, el cumplimiento de las normas de seguridad en labores mineras y de hidrocarburos, la verificación y el recaudo de regalías y compensaciones, como base para el funcionamiento del Sistema General de Regalías.”193 (Se resalta) Cita, a su turno, el Decreto 1142 de 2021 que modifica el decreto 1821 de 2020, Decreto Único Reglamentario del Sistema General de Regalías.
De acuerdo con el demandante, esta norma faculta a la ANH para definir las áreas del yacimiento: “ARTÍCULO 3.1.1.1.6. Mecanismo para definir el porcentaje de participación en yacimientos de hidrocarburos. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, teniendo en cuenta la definición del área del yacimiento y a través de la aplicación de la fórmula de que trata el artículo 3. 1.1.1.8. del presente Decreto, señalará mediante resolución, la ubicación de cada yacimiento productor de un campo (…)” Finaliza diciendo que “Aunque la ANH cuenta con las competencias ya referidas y cuyo examen de legalidad no corresponde hacerse en este proceso, la demandada no ha modificado los “Campos Comerciales” ni las Áreas de Explotación, puesto que ni los unos ni las otras se habían consolidado cumpliendo los requisitos del Contrato Cubiro”. 660.
Hecho 175. Corcel tuvo una controversia similar, en la que la ANH consideró que el contratista no podía definir distintas Áreas de Explotación en un mismo contrato (Caso Petrominerales, hoy Frontera) § 195. En el contrato celebrado el 2 de junio de 2005 entre Petrominerales (hoy Frontera) y la ANH, esto es, las mismas Partes del caso de marras, cuyo objeto era la exploración y explotación del Área Contratada conocida como Corcel (el “Contrato Corcel”), se presentó durante varios años una controversia relativa a la interpretación del clausulado del contrato.
En ese entonces, la ANH sostenía -como erróneamente aquí continúa haciendo- que el Contratista no tenía la facultad de determinar distintas Áreas de Explotación en un mismo contrato, a partir de yacimientos vecinos. 122 661. La ANH dice que no es cierto. En cualquiera de los laudos citados, i) Frontera Energy no era parte, (ii) no se dictaron actos administrativos por la ANH en ejercicio de sus competencias de fiscalización;
(iii) los hechos relacionados con cada uno de ellos son distintos a los de este proceso; (iv) las consideraciones técnicas y argumentaciones de los dos laudos tuvieron bases distintas de las que se presentan en este proceso y (v) las decisiones adoptadas en dichos tribunales no constituyen cosa juzgada ni precedente que pueda ser aplicado en este arbitraje.
Sobre todo, resalta que en esos casos no existían actos administrativos de fiscalización que gozaran de la presunción de legalidad. 662. Hecho 176. En el Laudo de Petrominerales (2017) el Contratista determinó 8 áreas de Explotación que fueron avaladas por el Tribunal. § 196. El Contratista declaró la existencia de ocho (8) Áreas de Explotación individuales e independientes, en virtud de un mismo negocio jurídico, el Contrato Corcel, según consta en el laudo de Petrominerales Colombia Ltd.
Sucursal Colombia contra Agencia Nacional de hidrocarburos, del 6 de diciembre de 2017. 663. A la ANH no le consta. 664. Hecho 177. En el laudo se concluye que una misma Área de Explotación puede tener varios Campos Comerciales, que un Campo Comercial puede tener varios yacimientos y que un mismo contrato puede tener varias Áreas de Explotación sin que sea procedente su unificación. § 197.
Mediante laudo arbitral proferido el 6 de diciembre de 2017, en el que se zanjaron de forma definitiva y vinculante las controversias entre Frontera y la ANH relativas al Contrato Corcel, el Tribunal Arbitral concluyó que una misma Área de Explotación podía tener uno o más Campos Comerciales, que un Campo Comercial puede tener uno o varios yacimientos y que en un mismo contrato podía haber una o más Áreas de Explotación, no resultando procedente la unificación de Áreas de Explotación, pretendida por el Contratante.
No hay un máximo de yacimientos descubiertos y Campos Comerciales para un Área de Explotación. Sobre el particular dijo el laudo: “Entonces, considera el Tribunal que la respuesta o reacción a tal estímulo por parte de PETROMINERALES, expresada como el interés de abrir en Áreas de Explotación distintas aquellos yacimientos que aunque vecinos (como es el caso de CORCEL A y CORCEL D) pudieren considerarse como unidades independientes, no puede pretender ser leída como una defraudación o una práctica malintencionada o de mala fe, máxime cuando las conversaciones de las que la convocada pretende derivar tal mala intención, ponen en evidencia lo deseable que resultó la finalidad perseguida, consistente en la separación de los yacimientos pequeños en distintas Áreas de Explotación para hacer atractiva su explotación, es decir muestran la importancia económica que para el contratista representó de alcanzar tal propósito (todo ello precisamente en entera consistencia con lo que la cláusula perseguía en 123 desarrollo de una política pública de promoción de los coloquialmente llamados campos menores) (….)”. 665.
No es cierto, según la ANH. El contrato debatido no era Cubiro. 666. Hecho 178. El Laudo enfatiza en que unificación de Área de Explotación hecha por la ANH no tiene fundamento. § 198. Este mismo laudo estableció: “Por lo tanto, la refutación de la existencia de esos descubrimientos que PETROMINERALES había reportado como unidades independientes, que daban lugar a distintas Áreas de Explotación -y que la ANH pretende considerar una misma Área de explotación-, no está fundada en un argumento contundente que desvirtúe las conclusiones de PETROMINERALES para reportar tales descubrimientos como Áreas de explotación, sino en apenas dudas que no pueden tener la entidad para deshacer las conclusiones a las que el convocante PETROMINERALES llegó en ejercicio de su autonomía, que le otorga el privilegio de hacer valer su verdad mientras la presente en las oportunidades y con sujeción a los procedimientos que le fija el Contrato y mientras ésta no sea desvirtuada por la ANH con el sustento técnico que contradiga cabalmente la prédica fundada de PETROMINERALES”. 667.
Es cierto, en cuanto trascribe un laudo, según la ANH. El contrato debatido no era Cubiro. 668. Hecho 179. El Laudo se refiere a la imposibilidad de fraccionar un yacimiento para conformar distintos Campos Comerciales. § 199. Esa decisión arbitral también estableció que no puede entenderse que un yacimiento descubierto pueda ser fraccionado para conformar varios Campos Comerciales ni varias Áreas de Explotación: “Entonces, un mismo Campo Comercial no está concebido para ser objeto de dos o más Áreas de Explotación, ni un yacimiento descubierto o Descubrimiento puede ser vinculado contractualmente a más de un Campo Comercial.
De tal manera, al descender a la unidad no divisible más connotada del esquema contractual que se refiere a las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo, encuentra el Tribunal que el yacimiento descubierto o Descubrimiento (según el lenguaje contractual) corresponde a la “unidad independiente” que conforma el punto de partida de la regulación de las distintas previsiones contractuales, pudiendo varios Descubrimientos o yacimientos descubiertos agruparse para conformar un Campo Comercial y a su vez varios Campos Comerciales (contentivos de uno o más yacimientos) juntarse para conformar un Área de Explotación, sin que, por el contrario, pueda entenderse que un mismo yacimiento descubierto o Descubrimiento -la unidad independiente e indivisible- pueda ser fraccionado para conformar varios Campos Comerciales ni varias Áreas de Explotación” 124 669.
Es cierto, en cuanto trascribe un laudo, según la ANH. El contrato debatido no era Cubiro. 670. Hecho 180. El contrato Corcel tiene las mismas cláusulas de Cubiro. § 200. Así, el Laudo Corcel del 6 de diciembre de 2017, al resolver una controversia entre las mismas Partes, por circunstancias muy similares, bajo un contrato con el mismo clausulado al Contrato Cubiro por haber tomado la minuta modelo 2004– dio interpretación a las cláusulas referentes a Yacimientos, Descubrimientos, Campos Comerciales y Áreas de Explotación que ni la ANH ni el Contratista pueden desconocer, pues se trata de un antecedente que los vincula y según el cual las Áreas de Explotación, aún vecinas, deben ser consideradas individuales e independientes, siempre que así se encuentre demostrado técnicamente.
Este antecedente resulta aplicable al Contrato E&E Cubiro, en especial para dirimir la presente controversia. 671. No es cierto para la ANH, según lo dicho. 672. Hecho 181. Necesidad de interpretación conforme a la voluntad de las partes. § 201. Desatendiendo el carácter vinculante de las reglas del Contrato Cubiro, reforzadas por la regla interpretativa del Laudo Corcel del 6 de diciembre de 2017, la ANH omitió deliberadamente que las cláusulas del Contrato Cubiro referentes a los Yacimientos, Descubrimientos, Declaratorias de Comercialidad, Campos Comerciales, y Áreas de Explotación deben interpretarse respetando la voluntad e intención real de las Partes, tal como lo decidió el Tribunal Arbitral del Laudo mencionado, entre otros, en el sentido de permitir a al Contratista la determinación unilateral de las Áreas de Explotación como individuales e independientes, siempre que así lo permitiera la proyección vertical en superficie de los yacimientos que las integran, como en efecto sucede. 673.
No es cierto, es un alegato equivocado, según la ANH. 674. Hecho 182. La voluntad de las partes es un hecho analizado en el Laudo de Gran Tierra (2016) § 202. Precisamente, la voluntad de las Partes fue un elemento analizado en el Laudo Arbitral de Gran Tierra Energy, otro contratista de la ANH bajo un Contrato E&E firmado en el 2005: “…hay que tener en cuenta que la labor hermenéutica, en lo esencial, está referida al momento de la celebración del contrato, asignándole a este ejercicio un rol preponderantemente reconstructivo, pues es la voluntad de las partes la que a la sazón le dio origen y fundamento (autonomía privada), también como se mencionó”. 675.
No es cierto, según lo dicho, para la ANH. 125 676. Hecho 183. El Laudo de Gran Tierra también se refiere a la individualidad de las Áreas de Explotación § 203. Este mismo laudo se refiere a la individualidad de las Áreas de Explotación: “(…) el Tribunal deduce que la expresión “cada Área de Explotación” no fue utilizada en un sola cláusula del contrato de manera aislada, o insular, en sí misma desconectada del texto negocial en su conjunto, sino que su consagración fue reiterada de modo coherente en varias estipulaciones, con la misma función individualizadora y sin referencia cumulativa alguna no consagrada ni siquiera en la cláusula 16.2., objeto central de la controversia”. 677.
No es cierto, según lo indica la ANH. 678. Hecho 184. Atentado contra la buena fe. § 204. El apartamiento premeditado, intencional y consciente de la ANH de estas reglas, materializó un incumplimiento más del Contratante al deber general de buena fe que impone el ordenamiento jurídico. 679. No es cierto para la ANH. 680. Hecho 185.
Desconocimiento de las reglas de interpretación de los contratos de E&E. § 205. Desde el año 2017, la ANH es conocedora de la forma en que se deben interpretar las disposiciones contractuales de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos respecto de Campos Comerciales y Áreas de Explotación, no solo por el Laudo Corcel mencionado, sino también por el Laudo de Gran Tierra Energy Colombia Ltd. y Otro Vs. Agencia Nacional de Hidrocarburos. 681.
No es cierto según lo indicada la ANH, que además señala que los laudos son irrelevantes. 682. Hecho 186. Desconocimiento de la Autonomía del Contratista § 206. A pesar de la claridad de las estipulaciones contractuales y de los dos laudos esclarecedores sobre la interpretación de esas estipulaciones, la ANH una vez más intenta menguar la autonomía otorgada al Contratista del Contrato E&E Cubiro para definir las Áreas de Explotación bajo el Contrato E&E Cubiro. 683.
No es cierto para la ANH. La autonomía del contratista no es absoluta. 684. Hecho 187. Determinación del Área de Explotación y su relación con la cláusula de derecho por precios altos. § 207. La determinación del Área de Explotación es clave para la comprensión de la llamada cláusula de «derecho por precios altos» de que trata el numeral 16.2 de la Cláusula 16 del Contrato E&E Cubiro.
En esencia, bajo la referida cláusula, a partir de que la producción acumulada de un Área de Explotación determinada supere, incluyendo el volumen de regalías, un umbral de 126 cinco (5) millones de barriles, y el precio supere un marcador convenido, nace a cargo del contratista una nueva prestación dineraria: el pago por precios altos, el cual se paga, en adelante, por barril producido en dicha Área de Explotación. 685.
No es cierto para la ANH, quien se atiene al Contrato Cubiro y en especial las Cláusulas 16.2, 1.6, 9.3. 686. Hecho 188. Relación entre Campo Comercial y Área de Explotación y definición de Área de Explotación bajo Cubiro. § 208. El Campo Comercial determina la extensión del Área de Explotación, pues esta se define como “la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato”. 687.
No es cierto como se plantea, según la ANH. Se atiene a lo dicho y a las definiciones del contrato. 688. Hecho 189. Definición de Campo Comercial bajo Cubiro. § 209. Igualmente, bajo el Contrato E&E Cubiro y la regulación, Campo Comercial es “la porción del Área Contratada en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos descubiertos, que EL CONTRATISTA ha decidido explotar comercialmente”.
Es decir que es el Contratista quien determina (i) el Campo Comercial – porque lo decide explotar – y, por contera, (ii) las correspondientes Áreas de Explotación a que haya lugar. 689. No es cierto para la ANH. 690. Hecho 190. Frontera declaró en el polígono Cubiro B dos Campos Comerciales. Petirrojo y Petirrojo Sur y con ello determinó dos Áreas de Explotación § 210.
Frontera declaró en el polígono Cubiro B dos Campos como Comerciales (Petirrojo y Petirrojo Sur) y con ello, determinó la existencia de sus dos Áreas de Explotación correspondientes, cada una con su propio Plan de Explotación. 691. No es cierto para la ANH. 692. Hecho 191. Frontera declaró en el Polígono Cubiro C 6 Campos Comerciales. § 211.
Frontera declaró en el polígono Cubiro C, seis Campos Comerciales: Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, y con ello determinó la existencia de seis Áreas de Explotación (posteriormente Frontera unificó los Campos Copa A Norte y Copa A Sur). 693. No es cierto, Frontera procedió sin el cumplimiento de los requisitos contractuales a declarar la comercialidad de seis campos y con ello pretendió determinar la existencia de 6 áreas de explotación. 127 694.
Hecho 192. Frontera también declaró la comercialidad del Campo Yopo, el que se tratará en capítulo separado por sus particularidades. § 212. Frontera también declaró la comercialidad del Campo Yopo y le determinó su Área de Explotación individual, pero por las particularidades del caso Yopo se lo tratará en un acápite separado. 695.
No es cierto, para la ANH, por las razones ya expuestas. 696. Hecho 193. Modificación unilateral de la definición de los Campos Comerciales y de Áreas de Explotación. § 213. En franca violación de la “ley contractual”, la ANH decidió modificar unilateralmente la definición de los Campos Comerciales que por virtud del íter contractus sucedieron, sin tener derecho alguno, y de paso pretendió modificar también la definición del Área de Explotación, que tiene importantes consecuencias económicas en la causación de prestaciones dinerarias como lo es la de precios altos, entre otras. 697.
No es cierto, por las razones expuestas. 698. Hecho 194. Imposibilidad de interpretación unilateral del contrato de acuerdo con el Consejo de Estado. § 214. El Consejo de Estado en la sentencia del 22 de octubre de 2015 dijo: “tampoco es admisible que una de las partes interprete de forma unilateral las cláusulas inicialmente convenidas en el contrato o negocio jurídico estatal con el objeto de satisfacer sus intereses personales, pues aceptar dicha posibilidad no sólo vulneraria los principios que rigen la actividad contractual del estado sino el principio de buena fe objetiva que según los dictados de los artículos 871 del Código de Comercio y 1603 del Código Civil debe regir toda relación negocial”. 699.
Para la ANH, esta transcripción omite la censura hecha por la sentencia a la interpretación unilateral del contrato por parte del contratista. 700. Hecho 195. Transgresión a principios de buena fe y coherencia. § 215. Por lo que interpretar el contrato de manera unilateral y sin fundamento alguno, como consuetudinariamente lo viene haciendo la ANH, y contrariando sus propios actos y el entendimiento que las Partes tenían de las estipulaciones contractuales, evidencia la trasgresión a los principios de la buena fe contractual y al mandato de coherencia del comportamiento contractual. 701.
Para la ANH ello no es cierto. 128 702. Hecho 196. Comunicación de la ANH modificando coordenadas del Área de Explotación a partir de las coordenadas del Campo. § 216. En su comunicación del 8 de julio de 2022, sin tapujo alguno, la ANH sostuvo (Prueba 96 de la Demanda): 703. Para la ANH no es cierto. Omite frontera que la comunicación también deja constancia de la entrega extemporánea de información por parte de Frontera Energy. 704.
Hecho 197. Según ANH las coordenadas del Área de Explotación parten de las coordenadas del Campo, tal como fueron establecidas por ella misma. § 217. En pocas palabras: la ANH manifiesta que las coordenadas del Área de Explotación sólo podrán ser validadas a partir de las coordenadas del Campo establecidas por la Autoridad competente, esto es, ella misma, unos meses antes por la vía regulatoria – y sin tener competencia para el efecto –. 705.
No es cierto, para la ANH, quien se atiene a lo que resulte probado. 706. Hecho 198. Demandas de nulidad y restablecimiento contra las RIE Unificadas de Petirrojo y Copa ante Tribunales del Meta y Cundinamarca. § 218. Las decisiones en las cuales la ANH unificó los Campos Comerciales fueron objeto de demanda de nulidad y restablecimiento del derecho, esto es, por un lado la Resolución 27 del 17 de enero de 2022 confirmada por la Resolución 321 de 27 de abril de 2022 (en la cual la ANH unificó los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur), y por el otro lado, la Resolución 20982 del 30 de diciembre de 2021, confirmada por la Resolución 275 del 8 de abril de 2022 en virtud de las cuales la ANH unificó el Campo Copa (Pruebas 55 y 93 de la Demanda), medios de control que actualmente cursan ante el Tribunal Administrativo del Meta y Tribunal Administrativo de Cundinamarca). 707.
Para la ANH es parcialmente cierto. 708. Hecho 199. Decisiones arbitrales en firme. § 219. Además, existen decisiones arbitrales en firme que sancionaron y prohibieron esta precisa conducta por parte de la ANH: 129 “Bajo este entendido, el Tribunal considera que si se entiende que todos los campos de un área contratada deben ser englobados en una única Área de Explotación y que la cláusula de “Precios Altos” debe ser aplicada sobre la totalidad de la producción de dicho área global, se desvirtuaría la finalidad pretendida por la cláusula, como fue originalmente concebida según se expuso ante este Tribunal.
En efecto, bajo esa concepción, alcanzada en un área contratada la producción acumulada de cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos, no habría incentivo para explotar otros yacimientos o descubrimientos que, siendo menores y bajo el mismo contrato, fueren hallados y que se comportasen como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos 709.
No es cierto, para la ANH. 710. Hecho 200. En 2022, 8 años después de Planes de Explotación, la ANH envía comunicación a Frontera en la que modifica las coordenadas de las Áreas de Explotación Petirrojo. § 220. El 10 de agosto de 2022 (8 años después de que el Contratista presentara los Planes de Explotación), mediante comunicación 20224211104331, la ANH como fiscalizadora de la exploración y explotación de hidrocarburos, se pronunció frente a la Comunicación de Frontera No. 20146240029852 del 19 de febrero de 2014, mediante la cual se habían presentado los Planes de Explotación inicial de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur. 711.
Es parcialmente cierto, para la ANH. Esta comunicación se envía con ocasión de la Resolución 321 que resolvió el recurso contra la Resolución 27. “En aplicación de las 130 Cláusulas del Contrato Cubiro, la ANH informó al contratista el resultado de la verificación de las coordenadas del área de explotación Petirrojo. 712. Hecho 201.
La ANH lo hizo sin pruebas. § 221. En esta comunicación, la ANH decidió abruptamente, sin tener prueba alguna que desvirtuara la existencia de las diferentes Campos Comerciales y Áreas de Explotación, y ejerciendo supuestas facultades y atribuciones de las que carece, modificar las coordenadas de las Áreas de Explotación de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur para ajustarlos a lo impuesto por ella misma mediante sendas Resoluciones de Inicio de Explotación que unificaron los Campos Comerciales ilegalmente. 713.
No es cierto, según la ANH. 714. Hecho 202. Comunicaciones de Copa § 222. En el caso de los Campos Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D, fue por medio de la comunicación del 8 de enero de 2014 (radicado 20144210001561) que la ANH decidió, sin fundamento alguno, solicitar un Plan de Explotación inicial para el área Copa Unificada (Prueba 64 de la Demanda).
Posteriormente, mediante Resolución 20982 del 2021, confirmada mediante la Resolución 275 de 2022, la ANH unificó de manera unilateral los Campos Comerciales Campos Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D, en el Campo Comercial Copa Unificado (Pruebas 74 y 75 de la Demanda). Por último, por medio de la Comunicación 20224211171631 del 19 de octubre de 2022 la ANH determinó las coordenadas del Área de Explotación Copa, tomándola como una sola Área de Explotación y un solo campo Comercial. 715.
No es cierto para la ANH, pues ya desde 2013 la entidad venía teniendo su posición. 716. Hecho 203.Afectación de derechos § 223. Las comunicaciones en comento materializaron la estratagema ejecutada por la ANH para afectar los derechos de Frontera en el Contrato E&E Cubiro, pese a la oposición del Contratista en el ámbito contractual. 717.
No es cierto para la ANH. “N. Campo Yopo” “Aviso de Descubrimiento y Programa de Evaluación Yopo” 718. Hecho 204. Aviso de Descubrimiento del Pozo Yopo 1 y Programa de Evaluación Yopo § 224. En marzo y junio de 2012, mediante comunicaciones 20123700028452 del 6 de marzo de 2012 y 20123700069842 del 4 de junio de 2012, se dio aviso de descubrimiento del pozo exploratorio Yopo-1 y se remitió el Programa de Evaluación Yopo (Pruebas 108 y 109 de la Demanda). 131 719.
Para la ANH es parcialmente cierto, porque Yopo conforma campo con Petirrojo y Petirrojo Sur 720. Hecho 205. Determinación del Área de Evaluación. § 225. Al determinarse el Área de Evaluación, se consignó lo siguiente por parte del Contratista: “El Área de Evaluación ha sido seleccionada con la finalidad de evaluar la totalidad de la estructura asociada al pozo Exploratorio de Nuevo Campo Yopo-1, la cual muy probablemente constituye un solo campo.” 721.
Es parcialmente cierto, porque Yopo no es un campo independiente. 722. Hecho 206. Diferencias entre Área de Evaluación Petirrojo y Área de Evaluación Yopo § 226. Es decir que, a diferencia de lo que sucedía en el Área de Evaluación Petirrojo en donde era incierta la extensión del yacimiento y la posibilidad de que existieran distintos yacimientos independientes y potenciales Campos, en el Área de Evaluación Yopo se tenía alta probabilidad de que solo se desprendiera un Campo Comercial, como en efecto sucedió. 723.
No es cierto para la ANH, lo que existe es el campo Petirrojo Unificado. 724. Hecho 207. Informe de Resultados del Programa de Evaluación Área Yopo. § 227. El 14 de abril de 2014 Frontera radicó ante la ANH el Informe de Resultados del Programa de Evaluación Área Yopo (Comunicación con radicado 20146240076372). 725. Es parcialmente cierto para la ANH, Yopo no puede tener Área de Evaluación independiente porque no es un campo comercial individual.
“S. Declaración de Comercialidad del Campo Yopo” 726. Hecho 208. Presentación a ANH de Declaración de Comercialidad del Campo Yopo § 228. Mediante comunicación ANH 20146240073772 del 10 de abril de 2014, el Contratista presentó ante la ANH la declaración de comercialidad del Campo Yopo, en los precisos términos previstos en la Cláusula 8, numeral 8.1. del Contrato E&E Cubiro.
(Prueba 98 de la Demanda) 727. No es cierto, pues Yopo no puede ser un campo comercial. 728. Hecho 209. Solicitud de Inicio de Explotación Campo Yopo § 229. Por medio de comunicación 20146240108922 del 3 de junio de 2014, Frontera remitió a la ANH la solicitud de inicio de explotación del Campo Yopo, adjuntando los documentos establecidos en el artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009.
(Prueba 99 de la Demanda) 729. Es parcialmente cierto, según lo indica la ANH. 132 730. Hecho 210. Plan de Explotación Inicial del Campo Comercial Yopo § 230. El 11 de julio de 2014, mediante comunicación Pacific S12014009444, en cumplimiento de la Cláusula 9 del Contrato E&E Cubiro, el Contratista entregó a la ANH el Plan de Explotación inicial del Campo Comercial Yopo.
(Prueba 100 de la Demanda) 731. Es parcialmente cierto, según lo indica la ANH. “La renuncia a la explotación del Campo Yopo” 732. Hecho 211. Renuncia al Campo Yopo. § 231. El 21 de septiembre de 2021, esto es, más de cuatro (4) meses antes de que se expidiera la Resolución 27, mediante comunicación 20212557, Frontera comunicó a la ANH la terminación voluntaria del periodo de explotación del Campo Yopo, en los términos del Contrato E&E Cubiro (Prueba 101 de la Demanda). 733.
Es cierto, según lo indica la ANH. 734. Hecho 212. Fundamento contractual de la renuncia. § 232. El Contrato E&E Cubiro, en su Cláusula 4 (numeral 4.3.3), permite al Contratista, en cualquier momento, renunciar al Periodo de Explotación de cualquiera de sus Áreas de Explotación –sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones que esto acarrea - 735.
No es cierto, según lo indica la ANH, y se atiene al contenido literal de la Cláusula 4.3.3. 736. Hecho 213. La ANH incluye a Yopo en la RIE 27 como uno de los Campos que forma parte del Campo Comercial Petirrojo Unificado § 233. Sin fundamento legal o contractual alguno, e ignorando una vez más los términos del Contrato E&E Cubiro, la ANH, amparado en su sombrero de regulador, optó por hacer caso omiso a la renuncia presentada por Frontera del Campo Comercial Yopo al Contratante y lo incluyó en la RIE No. 27 como uno de los Campos que forma parte del Campo Comercial Petirrojo Unificado. 737.
No es cierto, la ANH ejerció competencias otorgadas por la Ley que son de orden público. 738. Hecho 214. La ANH omitió referirse a la renuncia al Campo Yopo. § 234. En la Resolución 321, la ANH dejó de pronunciarse expresamente frente a la renuncia al Campo Comercial Yopo, a pesar de que dicha circunstancia fue presentada como un motivo más de impugnación en contra de la Resolución27.
Simplemente, la ANH se limitó a explicar, entre líneas, que en la medida que “existe comunicación entre los yacimientos en Petirrojo, Petirrojo sur y el campo renunciado Yopo, siendo entonces un único campo comercial”, la decisión administrativa estaba ajustada a derecho. 133 739. No es cierto. Una vez el contratista cuestiona un acto administrativo que está en firme, se presume legal y no es debatible en la instancia arbitral. 740.
Hecho 215. La ANH informa que, si Frontera quiere renunciar a Yopo, tiene que renunciar a Petirrojo Unificado. § 235. La ANH informó a Frontera, mediante comunicación 20224210812151 del 12 de mayo de 2022 que, amén de la unificación del Campo Comercial Petirrojo Unificado, si desea renunciar al Campo Comercial Yopo, lo tiene que hacer respecto de la totalidad de campos, esto es el Campo Comercial Petirrojo Unificado. 741.
No es cierto para la ANH. El problema es que solo son renunciables las áreas de explotación independientes. 742. Hecho 216. La renuncia al Periodo de Explotación de un Área de Explotación es un acto del resorte exclusivo del Contratista, § 236. Es un hecho que la renuncia al Periodo de Explotación de un Área de Explotación es un acto del resorte exclusivo del Contratista, que no requiere de autorización alguna por parte de la ANH y que opera por el solo hecho de su manifestación unilateral (ipso facto), sin perjuicio de la responsabilidad que se conserva en el cumplimiento de sus demás obligaciones, como lo establece el numeral 4.33 y 4.34 de la Cláusula Cuarta del Contrato Cubiro. 743.
No es cierto porque debe cumplirse la Ley, según la ANH. 744. Hecho 217. La ANH conmina a la devolución de Petirrojo. § 237. De forma abusiva e ilegal, mediante comunicación 20224211104331 del 10 de agosto de 2022, la ANH informó a Frontera que, toda vez que no se había formalizado la devolución de la totalidad del Área Contratada, el Área de Evaluación Yopo debería incluirse dentro de la devolución del Área de Explotación Petirrojo, conminando en todo caso al Contratista una vez más a realizar la devolución de la totalidad del mal llamado Campo Petirrojo Unificado. 745.
No es cierto para la ANH. No fue de forma abusiva ni ilegal. 746. Hecho 218. La ANH regulador pretende desconocer la renuncia de Frontera. § 238. La ANH regulador pretende desconocer la renuncia de Frontera al Área de Explotación Yopo, derecho que el Contratista ejerció dentro de las provisiones contractuales, sin que para ello se requiera formalizar mediante escrito alguno distinto de la renuncia la terminación del periodo de explotación respecto del Área de Explotación Yopo, hecho acaecido con anterioridad a la Resolución 27 y a la comunicación de la ANH de 12 de mayo de 2022. 747.
No es cierto, todo se ha hecho en cumplimiento de la Ley según la ANH. 134 748. Hecho 219. la ANH le informó a Frontera que “no es posible dar trámite a la renuncia presentada” hasta que la justicia se pronuncie § 239. El 4 de octubre de 2023, la ANH le informó a Frontera que “no es posible dar trámite a la renuncia presentada” hasta que no haya un pronunciamiento en el proceso arbitral y los procesos ante la jurisdicción de lo contencioso administrativa. 749.
Es cierto para la ANH. 4. ETAPA PROBATORIA. 750. Las pruebas decretadas se practicaron de la siguiente forma: 4.1. Pruebas documentales. 751. El Tribunal ordenó tener como pruebas documentales, con el mérito legal probatorio que a cada una corresponda: (i) los documentos aportados por la Convocante y relacionados en la Demanda como en el documento mediante el cual se pronunció del traslado de la Contestación y (ii) los documentos aportados por la Convocada y relacionados en la Contestación a la Demanda. 4.2.
Interrogatorios de parte. 752. Si bien mediante Auto No. 16 del 12 de julio de 2024 se decretó el interrogatorio de parte de la Convocante, que fue solicitado previamente por la Convocada, en audiencia del 9 de octubre de 2024 la Convocante desistió, antes de que se hubiere procedido a su práctica, del interrogatorio solicitado. Por ello, mediante el Auto No. 31 de 9 de octubre de 2024 (Auto No. 32), y en virtud del artículo 175 del C.G.P., al tratarse de una prueba no practicada y solicitada por la Convocada, el Tribunal aceptó el desistimiento del interrogatorio de la parte Convocante.
Esta decisión no fue controvertida por las partes. 753. Se advierte que la Convocante no solicitó práctica de interrogatorio de parte a la Convocada, ni solicitó rendir declaración de parte, razón por la cual no fueron decretados ni practicados interrogatorios o declaraciones de parte de la Convocada. 4.3. Testimonios. 754. Respecto de los testimonios, se encuentra que: (1) en audiencia celebrada el 26 de agosto de 2024, se recibió el testimonio de la señora Andrea Juliana Arango Domínguez;
(2) en audiencias celebradas el 27 de agosto de 2024 y el 6 de septiembre de 2024, re recibió el testimonio del señor Pedro Abigaíl Loaiza Vargas; (3) en audiencias celebradas el 29 de agosto de 2024 y el 6 de septiembre de 2024 se recibió 135 el testimonio de Camilo Silva Betancourt; (4) en audiencia celebrada el 3 de octubre de 2024, se recibió el testimonio del señor José Francisco Peñaloza González;
(5) en audiencia celebrada el 4 de octubre de 2024, se recibió el testimonio de Alirio Alonso Ocampo Flórez; (6) en audiencia celebrada el 9 de octubre de 2024, se recibió el testimonio de la señora Natalia Grajales García; y (7) en audiencia celebrada el 16 de octubre de 2024, se recibió el testimonio de Berny José Méndez Castro. 755.
Los testimonios de los señores Omar Alonso Mejía Tette, Sergio Ramiro Guerrero, Juan David Valencia Londoño, Manuel Alejandro Montealegre y Marco Javier Suárez, decretados en la primera audiencia de trámite y solicitados por la Convocante, fueron desistidos por esta parte antes de que se hubiere procedido a su práctica, por lo que, mediante Auto No. 23 de 21 de agosto de 2024, y en virtud del artículo 175 del C.G.P., al tratarse de una prueba no practicada y solicitada por la Convocante, el Tribunal aceptó el referido desistimiento. 756.
Adicionalmente, en relación con el testimonio de Juan Manuel Asprilla, solicitado por la Convocante y decretado en la primera audiencia de trámite, el mismo fue desistido antes de que se hubiere procedido a su práctica. Por ello, mediante Auto No. 25 de 26 de agosto de 2024, y en virtud del artículo 175 del C.G.P., el Tribunal Arbitral aceptó el desistimiento. 757.
Los testimonios de los señores Omar Alejandro Higuera Vargas y Arnoldo Morales Delgado, decretados en la primera audiencia de trámite y solicitados por la Convocante, fueron desistidos por esta parte antes de que se hubiere procedido a su práctica, por lo que, mediante el Auto No. 29 del 1 de octubre de 2024, y en virtud del artículo 175 del C.G.P., el Tribunal aceptó los desistimientos. 758.
El testimonio solicitado por la Convocante, de la señora Karen Linnete Pachano Peláez, decretado en la primera audiencia de trámite, fue desistido antes de que se hubiere procedido a su práctica. Por ello, mediante Auto No. 30 de 4 de octubre de 2024, y en virtud del artículo 175 del C.G.P., el Tribunal Arbitral aceptó el desistimiento. 4.4.
Dictámenes periciales 759. Mediante Auto No. 16 del 12 de julio de 2024, el Tribunal otorgó a la parte Convocante el término de dos meses para aportar el dictamen pericial de parte anunciado en la Demanda. La Convocante, el 11 de septiembre de 2024, dentro del término fijado por el Tribunal, aportó el dictamen pericial rendido por la firma Sproule International Limited. Mediante el Auto No. 29 de 1 de octubre de 2024, en los términos del artículo 227 del C.G.P., el Tribunal resolvió decretar y tener en cuenta este dictamen. 760.
La Convocada, en los términos del artículo 228 del C.G.P., ejerció la contradicción respecto del dictamen de la firma Sproule International Limited., aportado por la 136 Convocante, solicitando tanto la comparecencia del perito que elaboró el dictamen, como anunciando un dictamen de contradicción. 761. En relación con la solicitud de comparecencia de Sproule International Limited., el Tribunal, a través del Auto No. 33 de 16 de octubre de 2024, decretó la declaración y comparecencia del perito a audiencia. El 16 de diciembre de 2024, el apoderado de la Convocada, previo a la audiencia, presentó desistimiento del interrogatorio de la firma Sproule International Limited, por lo que, de acuerdo con la solicitud del apoderado de la parte Convocada y en virtud del artículo 175 del C.G.P., el Tribunal Arbitral, mediante el Auto No. 41 de 17 de diciembre de 2024, aceptó el desistimiento de la declaración del perito Sproule International Limited. 762.
Mediante el Auto No. 33 de 16 de octubre de 2024, de conformidad con lo autorizado por los artículos 227 y 228 del C.G.P., el Tribunal otorgó a la parte Convocada hasta el 16 de diciembre de 2024, como término para aportar el dictamen pericial de parte de contradicción anunciado. La Convocada, el 16 de diciembre de 2024, dentro del término fijado por el Tribunal, aportó el dictamen de contradicción rendido por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines- ACIPET, resolviendo el Tribunal, mediante el Auto No. 45 de 17 de diciembre de 2024, en los términos del artículo 227 del C.G.P., decretar y tener en cuenta este dictamen. 763.
De conformidad con la solicitud de la parte Convocante de comparecencia a audiencia, del perito que elaboró el dictamen de contradicción, el Tribunal, mediante los Autos No. 46 y 47 de 17 de diciembre de 2024, decretó la declaración de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines- ACIPET. Esta declaración se llevó a cabo el 21 de enero de 2025. 4.5.
Exhibiciones de documentos. 764. En los términos de los artículos 265 y siguientes del C.G.P., mediante el Auto No. 16 de 12 de julio de 2024, el Tribunal Arbitral decretó y ordenó tres exhibiciones de documentos, solicitadas por la Convocante, así: (1) una exhibición de los documentos a cargo de la Convocada sobre los trece documentos indicados en la solicitud formulada en el escrito que descorrió el traslado de las excepciones formuladas con la Contestación de la Demanda;
(2) una exhibición a cargo del Ministerio de Minas y Energía sobre “Todos los manuales internos, circulares, guías de servicio y en general, cualquier documento interno donde se describiera el procedimiento del Ministerio de Minas y Energía para trámite de la Resolución de Inicio de Explotación de Campos Comerciales, en ejercicio de la competencia descrita en el artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009”; y (3) una exhibición de documentos con intervención de perito sobre los ocho hechos indicados por la parte Convocante en la solicitud de esta prueba, entre el 1 de enero de 2021 y la fecha en que se práctique esta prueba. 137 765.
Frente a la exhibición de documentos a cargo de la parte Convocada, el 26 de julio de 2024, la parte Convocada dio respuesta con el envío de documentos, de los cuales se dio traslado mediante el Auto No. 22 del 21 de agosto de 2024. El Tribunal Arbitral, mediante el Auto No. 28 de 5 de septiembre de 2024, ordenó a la Convocada completar los documentos de la exhibición a su cargo, requerimiento que fue contestado por la Convocada mediante comunicación y remisión de documentos, del 12 de septiembre de 2024. 766.
En relación con la exhibición de documentos a cargo del Ministerio de Minas y Energía, se ofició a esta entidad por Secretaría el 24 de julio de 2024, informando el decreto de la exhibición de documentos a su cargo. El 25 de julio de 2024, el Ministerio de Minas y Energía remitió correo electrónico acompañado de dos anexos, correspondiente a la respuesta del envío de la exhibición de documentos a su cargo, dando traslado a las partes de dicha respuesta, mediante el Auto No.18 de 25 de julio de 2024.
El Tribunal, mediante el Auto No. 21 del 21 de agosto de 2024, ordenó al Ministerio de Minas y Energía completar la exhibición de documentos a su cargo, remitiendo “Todos los manuales internos, circulares, guías de servicio y en general, cualquier documento interno donde se describiera el procedimiento del Ministerio de Minas y Energía para trámite de la Resolución de Inicio de Explotación de Campos Comerciales, en ejercicio de la competencia descrita en el artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009”, precisando que estos documentos no están limitados al procedimiento para trámite de la resolución de inicio de explotación de campos comerciales, con identificación ANH-COV-PR-04, 16/03/2020, Versión 1, elaborado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos ni solamente al procedimiento actual, sino a todos los manuales internos, circulares, guías de servicio y en general, cualquier documento interno donde se describiera el procedimiento del Ministerio de Minas y Energía, en ejercicio de la competencia descrita en el artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009, desde 2009 a la fecha.; oficiándose en dicho sentido el 23 de agosto de 2024.
El Ministerio de Minas y Energía dio respuesta al requerimiento de complementación de la exhibición, mediante mensajes del 9 y 12 de septiembre de 2024, dando traslado a las partes de dichas respuestas, mediante el Auto No. 29 del 1 de octubre de 2024. Finalmente, mediante Auto No. 33 de 16 de octubre, consideró cumplida la totalidad de la exhibición de documentos a cargo de esta entidad, y denegó la solicitud de declaratoria de incumplimiento de la exhibición de documentos a cargo del Ministerio de Minas y Energía, así como la solicitud de complementación y reiteración de orden alguna a esta entidad pública, formuladas por la Convocante. 767.
Respecto de la exhibición de documentos con intervención de perito a cargo de la parte Convocada, (a) el Tribunal Arbitral, mediante Auto No. 22 del 21 de agosto de 2024, dio del protocolo remitido por parte del perito informático designado; (b) posesionó al perito el 26 de agosto de 2024; (c) se llevó a cabo la práctica de la prueba los días 11 al 16 de septiembre de 2014;
(d) presentó informe el perito el 16 de septiembre de 2024, el cual fue remitido a las partes; (e) presentó informe final el 138 perito, el 12 de noviembre, del procesamiento y filtrado de 21 evidencias digitales, todo lo cual fue remitido a las partes; (e) se ordenó al perito la entrega de la información filtrada a la parte Convocada mediante el Auto No. 36 de 14 de noviembre de 2024, entregada el 20 de noviembre de 2024;
(f) el 9 de diciembre de 2024, de conformidad con lo ordenado en el Auto No. 40, se remitió a las partes y al Agente del Ministerio Público por Secretaría el enlace remitido por el señor Byron Prieto, que contenía los documentos extraídos en la exhibición de documentos de la parte Convocada, y asimismo, se les entregó, a cada una de las partes y al Ministerio Público, de conformidad con el Auto No. 44 de 17 de diciembre de 2024, una copia (Disco Duro) con la información filtrada de las veintiún (21) evidencias digitales recaudadas en la exhibición de documentos a cargo de la parte Convocada, que fueron entregadas por el señor Byron Prieto el 16 de diciembre de 2024; y (g) de conformidad con la solicitud del apoderado de la parte convocada, mediante el Auto No. 40 de 6 de diciembre de 2024, se decretó la declaración del señor Byron Prieto, representante de la sociedad Ediligence S.A.S., la cual se llevó a cabo el 18 de diciembre de 2024. 4.6.
Consideraciones del Tribunal sobre las nulidades formuladas por la parte Convocada sobre las pruebas del presente proceso 768. Durante el proceso, la Convocada formuló unos reparos, así como dos nulidades, una de ellas sobre el dictamen pericial de parte aportado por la parte Convocante, y la otra, sobre, la exhibición de documentos a cargo de la parte Convocada. 769.
En relación con los reparos y la nulidad formulada por la parte Convocada sobre la prueba de exhibición de documentos con intervención de perito, lo que incluyó los correspondientes recursos de esta parte, fueron analizados a profundidad, y resueltos de forma completa y definitiva por el Tribunal, en las oportunidades procesales pertinentes. 770.
Una vez revisados nuevamente lo sostenido por la Convocada, el Tribunal concluye igualmente que tanto la solicitud de nulidad, como los reparos de la Convocada, se sustentaron en una vulneración que no ocurrió, así como en unos supuestos fácticos y jurídicos que tampoco tuvieron lugar. 771. Desde la primera audiencia de trámite el Tribunal de Arbitraje decidió, no pudiendo ser de otra forma, que la práctica de la exhibición de documentos a cargo de la ANH se practicaría protegiendo la información cobijada por el secreto profesional, en los términos de los artículos 74 de la Constitución Política y el literal f) del artículo 34 de la Ley 1123 de 2007. 772.
Así, y no obstante no ser necesario señalarlo, al tratarse de una disposición de rango constitucional, se advirtió igualmente por el Tribunal que no se tendría como prueba 139 ningún documento cobijado por el secreto profesional, advertencia que recaía y se dirigía a todas las partes e intervinientes, incluyendo a la parte Convocada. 773.
Adicionalmente, se advirtió por el Tribunal que el secreto profesional es un derecho- deber. En este sentido, la H. Corte Constitucional ha señalado que se trata de un derecho y un deber correlativo en virtud del cual se tiene el “derecho a que se mantenga el sigilo” y, correlativamente, el profesional tiene “el deber de preservar el secreto”28.
Esto implica, entre otros, que los profesionales del derecho deben guardar el mismo, y, por ende, lógicamente, no deben divulgar la información o documentación que lo contiene, existiendo una justificación constitucional y legal para dicho proceder; y, por ende, lógicamente, el profesional tiene el derecho y deber de oponerse a revelar la información protegida por el secreto profesional ante requerimientos de la autoridad. 774.
Por lo tanto, y contrario a lo indicado en la nulidad formulada por la Convocada, el Tribunal, desde el principio, e incluso desarrollando procedimientos adicionales a los estrictamente necesarios, advirtió que no se podría requerir información cobijada por el secreto profesional, y que, si la misma, de cualquier forma, llegaba al expediente, no podía tenerse como prueba. 775.
Al resolverse la nulidad, el Tribunal puso de presente que sí, a pesar de la advertencia y la orden del Tribunal de no poder requerirse información cobijada por el secreto profesional, y no obstante haberse contado con alrededor de dos meses desde el decreto de la prueba y su práctica, para entre otros prever y cumplir lo anterior, si efectivamente se hubiese incluido información cobijada por el secreto profesional en la práctica de la prueba, por descuido u omisión, no es trasladable dicha situación al proceso ni al Tribunal, ni con ello se vulnera derecho alguno, máxime cuando el mismo efectuó advertencias adicionales, y menos aún, cuando la información estaba en dominio de la parte Convocada al extraerse por parte del perito experto en informática. 776.
Los operadores jurídicos, lo que incluye a las entidades públicas, son responsables del manejo, custodia y administración que dan a sus documentos, así como de la omisión en la adopción de las medidas pertinentes para evitar la difusión de aquéllos que corresponda. Esto se predica no sólo de los documentos que gocen de secreto profesional sino también de aquellos que tengan reserva legal. 777.
Adicionalmente, y sin que fuera necesario, el Tribunal adoptó otro tipo de medidas en aras de la protección del secreto profesional, así como para minimizar cualquier 28 Corte Constitucional, en relación con el secreto profesional y este derecho-deber, entre otras C- 264 de 1996, C-411 de 1993, C-264 de 1996, C-538 de 1997, C-062 de 1998, C-200 de 2012, y C-301 de 2012 140 desconocimiento del mismo, de las cuales se resalta, entre otros, (a) el traslado oficioso del protocolo remitido por parte del perito informático designado para la práctica de la exhibición de documentos, para que las partes e intervinientes se pronunciaran, protocolo que incluyó los filtros que se aplicarían durante la adquisición de información digital, así como los vectores de búsqueda y temporalidad; y respecto de este traslado y el protocolo, solamente solicitó la parte Convocada la inclusión de vectores sin especificación ni concreción alguna, y sin que hubiese solicitado criterios o filtros tales como la exclusión de direcciones electrónicas de correos, nombres de profesionales, materias, asuntos o palabras clave;
(b) la aprobación del protocolo mediante Auto No. 28 de 5 de septiembre de 2024, sin oposición ni pronunciamiento alguno; (c) sin que tampoco fuera mandatorio, el Tribunal, nuevamente de forma oficiosa, determinó que el perito que intervino en la práctica de la exhibición de documentos, suscribiera un acuerdo de confidencialidad, y se permitió que los términos de dicho acuerdo fueran definidos por la parte Convocada. 778.
El Tribunal además debe advertir la ausencia de oposición a la exhibición de documentos. El artículo 267 del C.G.P. permite que la parte a quien se ordenó la exhibición se pueda oponer en el término de ejecutoria del auto que la decreta, o en la diligencia en que ella se ordenó, correspondiendo al Tribunal apreciar los motivos de la oposición. 779.
Así, a pesar de que nuestro ordenamiento prevé medidas para que la parte respectiva se oponga a la exhibición, presentando las justificaciones correspondientes, en el presente caso la parte Convocada no hizo uso de ellas. 780. Adicionalmente, y como se precisó por el Tribunal en decisión previa, frente al traslado de la exhibición, el mismo no podría ser un procedimiento que pudiera concluirse al margen de Frontera y del Ministerio Público, entre otros, el derecho fundamental de contradicción, como corolario del derecho al debido proceso. 781.
Asimismo, como se señaló igualmente en las oportunidades respectivas, en los términos del artículo 266 del C.G.P. correspondía al Tribunal, establecer los términos en que se debe desarrollar la exhibición. En el presente caso, el traslado de la documentación de la prueba de exhibición se ajustó a los principios de razonabilidad y proporcionalidad determinados por la H. Corte Constitucional, que obligatoriamente deben aplicar los Jueces, toda vez que cumple con (i) la adecuación de los medios escogidos para la consecución del fin perseguido, (ii) la necesidad de lograr ese fin, y (iii) la proporcionalidad en sentido estricto entre medio y fin, es decir, que el principio satisfecho por el logro de este fin no sacrifica principios constitucionalmente más importantes, y, de no haberse ordenado el traslado a las otras partes e intervinientes de los documentos respectivos, sí se hubiera comprometido los derechos de las partes en el proceso, al negar la oportunidad de conocer la información para efectos de la declaración del perito que intervino en la 141 exhibición, que fue solicitada por la propia Convocada y decretada por el Tribunal, y, en todo caso, dentro del término en que debe desarrollarse el proceso. 782.
En todo caso, la parte Convocada no acreditó ni justificó que algún documento o información no debía revelarse, la decisión del servidor público que decide ampararse en la reserva para no suministrar una información, debe estar motivada y fundada en la norma legal o constitucional que autoriza tal proceder. Asimismo, adviértase como, de conformidad con el artículo 267 del C.G.P., solo los terceros, no las partes, no están obligados a exhibir documentos de su propiedad exclusiva, cuando gocen de reserva legal o la exhibición les cause perjuicio.
En el mismo sentido, el artículo 27 de la Ley 1755, establece que el carácter reservado de una información o de determinados documentos, no será oponible a las autoridades judiciales. 783. Por lo tanto, al no haberse configurado ni dado lugar a excluir algún documento de la prueba, el supuesto riesgo mencionado por la Convocada nunca se materializó ni se podría materializar. 784.
Los cuestionamientos de la Convocada se sustentaron en aspectos distintos del secreto profesional, tales como que los documentos no guardaban relación alguna con el objeto del litigio, lo que, lógicamente, son asuntos que no detonan la supresión de documentos del expediente y que en todo caso son cuestiones para definirse en el curso del proceso. 785.
Así, el decreto y la práctica de esta exhibición de documentos con intervención de perito, y las decisiones adoptadas por el Tribunal sobre la misma, no desconocieron de manera alguna el secreto profesional (ni norma alguna o asunto relacionado con la reserva legal o cualquier otra protección a un documento, tal como se anunció). 786.
En todo caso, el Tribunal siempre advirtió que no serían tenidos como pruebas aquellos documentos que violaran el secreto profesional. En ninguna actuación desarrollada bajo el presente proceso ha sido utilizado documento alguno que viole el secreto profesional. Debe resaltarse que la Convocada no evidenció ante el Tribunal, ningún documento específico -contenido en la exhibición de documentos- respecto del cual, a su juicio, se pudiera predicar una violación al secreto profesional o a reserva legal alguna.
La Convocada no lo hizo (i) durante la práctica de la prueba, (ii) ni en ocasión alguna posterior a dicha práctica. 787. En relación con los reparos y la nulidad formulada por la parte Convocada sobre el dictamen pericial de parte, aportado por la parte Convocante, lo que incluyó los correspondientes recursos, los mismos fueron analizados a profundidad, y resueltos de forma completa y definitiva por el Tribunal, en las oportunidades procesales pertinentes. 142 788.
Una vez analizada la solicitud de nulidad constitucional de esta prueba, por una supuesta infracción al artículo 29 de la C.P., el Tribunal consideró que la misma no era procedente. 789. Frente al alcance de la referida norma constitucional que dispone que "Es nula de pleno derecho la prueba obtenida con violación del debido proceso”, la H. Corte Constitucional ha señalado que existe “una distinción entre la prueba ilegal, entendida como aquella que afecta el debido proceso desde el punto de vista procesal formal (incompatibilidad con las formas propias de cada juicio), y la prueba inconstitucional, que es aquella que transgrede igualmente el debido proceso, pero desde una perspectiva sustancial, en tanto es obtenida vulnerando derechos fundamentales.”29.
Por su parte, respecto de sus efectos, la Corte ha entendido que “La Sala con anterioridad ha precisado las consecuencias que se derivan de una prueba ilícita o una prueba ilegal. Tratándose de la primera, esto es, la obtenida con vulneración de los derechos fundamentales de las personas, como la dignidad, el debido proceso, la intimidad, la no autoincriminación, etc., o las que para su realización o aducción se somete a las personas a torturas, tratos crueles, inhumanos o degradantes, ha de ser necesariamente excluida sin que pueda ser sopesada en manera alguna por el juzgador, ni siquiera tangencialmente.
Ahora, respecto de la segunda, cuando en su producción, práctica o aducción se incumplen los requisitos legales esenciales, esto es el debido proceso probatorio también ha de ser excluida siempre que la formalidad pretermitida sea esencial, pues no cualquier irregularidad acarrea su retiro del acervo probatorio»”. 790. Por su parte, la Sala Civil de la H Corte Suprema de Justicia ha señalado: “Menos aún sirve a los propósitos del peticionario la simple alusión a la existencia de una trasgresión al bien ius fundamental que consagra el artículo 29 de la Carta Política, pues la nulidad de linaje constitucional recae únicamente sobre la «prueba obtenida con violación del debido proceso»”30. 791.
Vale advertir que, si bien la nulidad constitucional contenida en el artículo 29, ha tenido un desarrollo amplio en el campo penal, por su redacción final como por el respeto y garantía del debido proceso para cualquier controversia y actuación administrativa y judicial, aplica igualmente para todos los procesos, como lo ha reconocido la jurisprudencia constitucional: “…tiene plena cabida en todos los procedimientos, valga precisar, en el civil, en el laboral, en el penal y en el administrativo, entre otros, así en el primero y específicamente en el tercero de los mencionados ámbitos haya tenido mayor expansión, aplicación y análisis.
Es que a voces del mismo precepto, el debido 29 Sentencia SU371/21, Sentencia T-916 de 2008 30 Auto AC485 de 2019. 143 proceso, en sí mismo, “se aplicará a toda clase de actuaciones judiciales o administrativas”.31 792. Adicionalmente, reafirma su aplicación al presente caso, la previsión expresa en el artículo 214 del CPACA: “ARTÍCULO 214.
EXCLUSIÓN DE LA PRUEBA POR LA VIOLACIÓN AL DEBIDO PROCESO. Toda prueba obtenida con violación al debido proceso será nula de pleno derecho, por lo que deberá excluirse de la actuación procesal ”. 793. Como lo señaló el Tribunal, la nulidad constitucional requiere de una violación en el acto de la obtención de la prueba, y no se encontró que el dictamen pericial aportado por la Convocante se hubiese obtenido vulnerando derechos fundamentales u otros bienes jurídicos constitucionalmente protegidos, como la dignidad, el debido proceso, la intimidad, la no autoincriminación, etc., ni tampoco que se hayan incumplido los requisitos legales previsto para el aporte de esta prueba, que se encuentran prescritos en el C.G.P. 794.
Adicionalmente, en relación con las nulidades, al declararse la constitucionalidad del artículo 140 del C.P.C., reiterada para el caso del artículo 133 del C.G.P.32, precisó la Corte Constitucional que, adicional a las causales del estatuto procesal, también “puede ser invocada la consagrada en el art. 29 de la Constitución, según el cual "es nula, de pleno derecho, la prueba obtenida con violación del debido proceso", esto es, sin la observancia de las formalidades legales esenciales requeridas para la producción de la prueba, especialmente en lo que atañe con el derecho de contradicción por la parte a la cual se opone ésta”.
Lo anterior, para advertir que ninguna de estas causales de nulidad procesales ha operado en el presente caso, y que tampoco con el dictamen pericial se pretermitieron las formalidades legales esenciales. 795. La inconformidad de la Convocada se centró en el término concedido a la Convocante para aportar el dictamen. Más allá de que el Tribunal no otorgó los cuatro meses solicitados por la Convocante para el aporte del dictamen, sino la mitad del término, este fue solicitado con la reforma de la demanda, reforma que incluyó pretensiones con alcance distinto al de la demanda original en relación con las resoluciones objeto o determinantes de dichas pretensiones.
En todo caso, es una oportunidad prevista legalmente para solicitar pruebas. 31 Entre otras, cfr. Sentencias C-491 de 1995, SU159 de 2002, C-591 de 2005, T-233 de 2007, T-916 de 2008, C-537 de 2016, y SU371 de 2021. 32 Corte Constitucional. Sentencia C-537 de 2016 144 796. Debe señalarse que mediante el Auto No. 16 de 12 de julio de 2024 no se decretó el dictamen pericial, sino que se concedió un término, pues el decreto de la prueba solo se dio mediante el Auto No. 29, como igualmente lo reconoció la parte Convocada con el recurso interpuesto contra dicha providencia por lo que -entre otros- la Convocada contó con la oportunidad para recurrir o controvertir el término concedido, oportunidad de la cual no hizo uso, y que arguyó de manera extemporánea, una vez ejecutoriada la providencia mediante la cual se concedió el término. 797.
Adicionalmente, no solo por la fecha indicada en el propio dictamen pericial aportado y por el hecho de que no existe prueba de que la Convocante ya contara con el dictamen, bajo el principio constitucional de buena fe, no puede el Tribunal asumir que la Convocante ya contaba con la prueba pericial, ni que deliberadamente decidió retrasar su aporte o actuar de la manera señalada en la solicitud de nulidad. 798.
Asimismo, el hecho que la Convocante hubiese podido contratar el dictamen con anterioridad, o que hubiese decidido esperar a contratarlo hasta que una autoridad judicial le concediera el término para su aporte, o su solicitud en otros procesos, u otras razones, como las de complejidad y consideraciones económicas que puso de presente, no conlleva a calificar dicha conducta como una mala fe o una violación del debido proceso en la obtención de la prueba. 799.
En todo caso, como lo advirtió el Tribunal, la inconformidad con los términos y las oportunidades previstos en las normas procesales, o el deseo de una mayor amplitud de los mismos, no puede dar lugar a considerar que no se observaron las formalidades legales para el aporte del dictamen, ni afectación de manera alguna el derecho de contradicción, menos aún, cuando se adelantaron bajo el término legal. 800.
Así, contrario a lo indicado en la solicitud de nulidad, el dictamen pericial no dejó de observar las normas establecidas en el Código General del Proceso, ni en los términos de estas disposiciones, ni en los términos establecidos por el Consejo de Estado, ni se trata de una prueba ilegal o inconstitucional, hipótesis totalmente ajena a los supuestos alegados por la Convocada; y, por demás, acoger lo sostenido por la Convocada, implicaría desconocer el Auto No. 16 de 12 de julio de 2024, las normas procesales que regulan las oportunidades y requisitos del dictamen pericial de parte, así como asumir o presumir la mala fe, o la deslealtad de la Convocante. 801.
Se resalta igualmente, que en el presente proceso, no se cercenó ni limitó derecho de contradicción de las partes ni término alguno; más aún, y entre otros, a la Convocada se le concedió la declaración del perito que intervino en la exhibición de documentos, se le otorgaron varias oportunidades para pronunciarse sobre la forma de practicar esta prueba, se le dio traslado de los documentos, se decretó y se le concedió un término para aportar un dictamen de contradicción, sustentado principalmente en el mismo término que se otorgó a la Convocante. 145 4.6.1.
El cumplimiento de los requisitos de forma de los dictámenes periciales. 802. Tal como se anotó, bajo este proceso, se decretó un dictamen pericial de parte, solicitado por Frontera en la Demanda Reformada, dictamen pericial aportado y rendido por la firma Sproule International Limited (“Dictamen de Sproule”); y sobre dicho dictamen, en ejercicio de su contradicción, se decretó un dictamen pericial de contradicción solicitado por la ANH, que fue aportado y rendido por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines- ACIPET (“Dictamen de Acipet”). 803.
Así, y de conformidad con lo controvertido por las partes, al Tribunal le corresponde (1) verificar si los dictámenes allegados por las partes satisfacen los requisitos de la prueba pericial previstos en el artículo 226 del C.G.P., (2) si son idóneos para determinar si bajo la discusión de los campos comerciales objeto del presente proceso, estamos ante yacimientos independientes (Dictamen de Sproule) o se trata de un solo yacimiento (Dictamen de Acipet) y (3) determinar finalmente, si en el presente caso, nos encontramos frente a uno o varios yacimientos. 804.
Inicialmente, procede el Tribunal a determinar si ambos dictámenes se ajustan a los preceptos normativos de rigor, y de cumplirlos, si entrar a analizar las conclusiones a que arribaron los peritos. 805. Como se señaló en oportunidades previas por el Tribunal, en el Laudo es cuando procede revisar el cumplimiento de los requisitos previstos en el artículo 226 del C.G.P., como así se ha reconocido en providencia referida bajo este proceso “(…) escuchados los alegatos finales de las partes, cuando a ello haya lugar, el fallador apreciará el dictamen en su sentencia; labor que emprenderá de acuerdo con las reglas de la sana crítica y en la que evaluará la solidez, claridad, exhaustividad, precisión y calidad de sus fundamentos, la idoneidad del perito y su comportamiento en la audiencia, así como las demás pruebas que obren en el proceso (art. 232).
Es este el momento, entonces, en el que se deberá examinar con rigor el trabajo pericial en todas sus dimensiones a efectos de asignarle fuerza demostrativa. Dicho de otra manera, es aquí que se escudriña la imparcialidad e idoneidad del experto, así como la fundamentación de la investigación y sus conclusiones. No antes. De modo que el análisis acerca del cumplimiento o no de los requisitos enlistados en el citado precepto 226 corresponde a una actividad propia del momento en que se dirime la controversia”33. 806.
En relación con estos requisitos, como lo ha sostenido la H. Corte Suprema de Justicia “Con apoyo en lo anterior, el citado precepto más allá de disponer una mera lista de chequeo (inmanente de un sistema rígido de tarifa legal), concibió un listado 33 Corte Suprema de Justicia. STC2066-2021, Rad. No. 05001- 22-03-000-2020-00402-01, Mar. 3 2021. 146 metodológico que aspira a que en cada caso concreto se estudie el cumplimiento de tales presupuestos a fin de determinar el grado de fiabilidad que se debe asignar al dictamen”34.
En relación con el Dictamen de Sproule. 807. La parte Convocada, en varias oportunidades, fue insistente en cuestionar el incumplimiento de los requisitos procesales del Dictamen de Sproule, manifestando que fue rendido por personas que no están habilitadas para el ejercicio de sus profesiones en Colombia, dado que, sostuvo, de conformidad con disposiciones legales de Colombia, se debe cumplir con los requisitos establecidos para realizar actividades propias de la geología, ingeniería e ingeniería de petróleos, así como para rendir dictámenes periciales, cuando se trata de profesionales extranjeros. 808.
Así, frente a los miembros del equipo de Sproule, señaló que dos de sus miembros, no están registrados ante el Consejo Profesional de Geología y no se les ha emitido, ni matricula definitiva, ni licencia especial temporal. Sproule International Limited y uno de los miembros del equipo no han obtenido autorización ni licencia especial temporal para ejercer funciones específicas de ingeniería de petróleos en Colombia y tampoco han obtenido matrículas para ejercer la profesión de ingeniero, autorización para el ejercicio profesional ni licencia temporal. 809.
El numeral 3 del artículo 266 del C.G.P., establece como uno de los requisitos del dictamen pericial de parte, las siguientes declaraciones e informaciones: “3. La profesión, oficio, arte o actividad especial ejercida por quien rinde el dictamen y de quien participó en su elaboración. Deberán anexarse los documentos idóneos que lo habilitan para su ejercicio, los títulos académicos y los documentos que certifiquen la respectiva experiencia profesional, técnica o artística”. 810.
Una vez verificado el requisito señalado, el Tribunal considera que sí se cumple con el presupuesto de “los documentos idóneos que lo habilitan para su ejercicio”. 811. Si bien, como lo manifestó la Convocada, existen unos requisitos para el ejercicio de las profesiones de geología (Ley 9 de 1974), ingeniería (Ley 842 de 2003) e ingeniería de petróleos (Ley 20 de 1984), que reglamenten el ejercicio de la profesión, los requisitos de idoneidad previstos en el artículo 226 del C.G.P. no pueden entenderse circunscritos o referidos a los requisitos del título de una profesión en Colombia o con alguna especificidad. 34 Corte Suprema de Justicia. STC7722-2021 Radicación No. 11001-02-03-000-2021-01718-00. 24 de junio de 2021. 147 812.
Adicionalmente, no puede dejar de advertir el Tribunal, que el objeto del dictamen comprendió distintos asuntos y factores técnicos, que no pueden entenderse limitado a una sola ciencia. 813. Asimismo, más allá de si efectivamente el dictamen fue rendido o no en otro país, como lo alegó la Convocante, el artículo 226 del C.G.P. establece la necesidad de que, en relación con el perito, se aporten “los documentos idóneos que lo habilitan para su ejercicio” sin que hubiese establecido, como sí ocurre en otros apartes del estatuto procesal, un título específico o una matrícula o licencia. 814.
Igualmente, el artículo 232 del C.G.P., referente a la apreciación del dictamen, establece que el Juez apreciará el dictamen de acuerdo con las reglas de la sana crítica, teniendo en cuenta, entre otros, la idoneidad del perito, de lo que se deriva que la idoneidad es un elemento que hace parte de la apreciación y se valora por el Juez, nuevamente, sin que las normas procesales establezcan un requisito especial para efectos de acreditar la idoneidad. 815.
No puede dejar de advertirse que el dictamen pericial es un medio de prueba para verificar hechos que interesan al proceso y que requieran conocimientos científicos, técnicos o artísticos, mediante el cual se busca aportar al proceso elementos de juicio ajenos al saber jurídico que se requieren para resolver la controversia jurídica sometida a decisión del Juez. 816.
En esa medida, incluso, en gracia de discusión, de entenderse que normativamente se han establecido los requisitos alegados para los peritos por la Convocada, dichos cuestionamientos no serían procedentes en aras de la búsqueda de la verdad jurídica objetiva como las reglas de valoración que deben regir las pruebas de todo proceso. De no ser así, a pesar de que una persona experta o con ciertos conocimientos sea la fuente de dicha verdad objetiva, en todo caso, se debería descartar, sin permitir valoración alguna por el juzgador. 817.
Asimismo, de descartarse in limine el Dictamen de Sproule por los cuestionamientos señalados, esto conllevaría a que, entre otros, (a) se impida aportar al proceso elementos de juicio técnicos o científicos o artísticos que permitan esclarecer o probar hechos, (b) establecer una tarifa legal, determinando que un hecho, a pesar de que una persona cuenta con suficiente conocimiento y experiencia, no se puede acreditar, y (c) un exceso ritual manifiesto en la aplicación excesiva de normas que desconozcan e impidan la valoración de la justicia material. 818.
Finalmente, en relación con el aporte de los documentos apostillados en oportunidad posterior, como se indicó durante el presente proceso, en relación con estos requisitos del dictamen pericial, y como lo ha sostenido la H. Corte Suprema de Justicia “De ahí, que la ausencia de algún o algunos requisitos de naturaleza formal no se erige como un argumento válido o suficiente para que el juzgador rechace o descarte 148 de plano la experticia sin ningún otro miramiento.
En otras palabras, la tarea del juez no puede limitarse a verificar el cumplimiento de cada una de las exigencias del mencionado artículo 226 de manera irrestricta y ante la ausencia de alguna de ellas, desestimar el dictamen, sino que debe evaluar si lo omitido comporta tal relevancia que imposibilite su apreciación con sujeción a los presupuestos establecidos en el artículo 232 del Código General del Proceso; por el contrario, si lo que se echa de menos no afecta el contenido sustancial de la experticia y corresponde a requisitos formales que se pueden recaudar o subsanar por otras vías mediante los poderes de instrucción y ordenación que la codificación procesal contempla, su falta de aportación inicial no es motivo suficiente para desconocer el mérito probatorio del dictamen”.35 Valga señalar frente al apostille de documentos, para ambos dictámenes, se aportaron los documentos apostillados con posterioridad a la presentación del dictamen, por lo que para ambos casos, procede tener en cuenta los mismos. 819.
Por lo anterior, el Tribunal no acogerá lo señalado por la Convocada sobre el Dictamen de Sproule, y corresponde su valoración en los términos del artículo 232 del C.G.P. En relación con el Dictamen de Acipet. 820. Una vez adelantada la revisión del Dictamen de Acipet, y aplicando las mismas reglas aplicadas previamente para el Dictamen de Sproule en lo que concierne al análisis de los requisitos previstos en el artículo 226 del C.G.P., el Tribunal igualmente apreciará este dictamen en los términos del artículo 232 del C.G.P. 821.
El Dictamen de Acipet no se ajusta rigurosamente a estos preceptos normativos, al no haberse satisfecho los requisitos del perito de declarar e informar (a) si ha sido designado en procesos anteriores o en curso por la misma parte o por el mismo apoderado de la parte, indicando el objeto del dictamen, y (b) si los exámenes, métodos, experimentos e investigaciones efectuados son diferentes respecto de los que ha utilizado en peritajes rendidos en anteriores procesos que versen sobre las mismas materias, y en caso de que sea diferente, se exige que se deberá explicar la justificación de la variación. 822.
El numeral 6 del artículo 226 del C.G.P. exige que el perito informe y declare “Si ha sido designado en procesos anteriores o en curso por la misma parte o por el mismo apoderado de la parte, indicando el objeto del dictamen”, requisito que no se cumplió por Acipet al no haber rendido esta declaración, sin dejar de mencionar el Tribunal que, de conformidad con el Laudo de Petrominerales Colombia Ltd. v. Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), al que se ha hecho mención, se infiere, como se indica en el mismo, que Acipet elaboró un dictamen para la ANH bajo ese proceso. 35 Corte Suprema de Justicia. Sala Civil.
Sentencia 364-2023 de 9 de octubre de 2023. Magistrado Ponente: Luis Alonso Rico Correa 149 823. Por otro lado, el numeral del artículo 226 del C.G.P. exige al perito “Declarar si los exámenes, métodos, experimentos e investigaciones efectuados son diferentes respecto de los que ha utilizado en peritajes rendidos en anteriores procesos que versen sobre las mismas materias.
En caso de que sea diferente, deberá explicar la justificación de la variación”. 824. Frente a este requisito, en el dictamen pericial (página 316), se indicó “ACIPET declara que los exámenes, métodos, experimentos e investigaciones adelantados para la elaboración del Dictamen y de los análisis y verificaciones que los soportan, no son diferentes a los empleados en el ejercicio regular de su profesión u oficio dentro de la industria del petróleo”. 825.
El Tribunal debe advertir que un asunto son los exámenes, métodos, experimentos e investigaciones que utiliza en el ejercicio regular de su profesión u oficio, que prevé el numeral 9 del artículo 226 del C.G.P. y otro los exámenes, métodos, experimentos e investigaciones que utiliza peritajes rendidos en anteriores procesos que versen sobre las mismas materias, que fue el que no se satisfizo. 826.
Sin perjuicio de la no satisfacción de estos elementos y requisitos del artículo 226 del C.G.P. bajo el Dictamen de Acipet, siguiendo las mismas reglas y elementos para valorar el cumplimiento de los requisitos señalados, si procede que se aprecie este Dictamen de Acipet de conformidad con la sana crítica y demás disposiciones previstas en el artículo 232 del C.G.P. 4.7.
Alegatos de Conclusión. 827. Habiéndose practicado todas las pruebas decretadas en forma oportuna, en audiencia adelantada el 13 de febrero de 2025, las partes alegaron de conclusión de manera oral, habiendo remitido cada uno documentos escritos con sus alegaciones. Asimismo, el Agente del Ministerio Público emitió su concepto técnico en dicha audiencia.
5. CONSIDERACIONES DEL TRIBUNAL. 828. Para efectos de resolver las controversias que han sido planteadas por las partes a través de la Demanda y la respectiva Contestación, y con el propósito de cumplir con el derecho al debido proceso, del cual son titulares las partes intervinientes, el Tribunal Arbitral procede a exponer el fundamento y las razones que sirven de apoyo a las decisiones que se profieren mediante el presente laudo arbitral. 150 5.1.
Los problemas jurídicos. 829. Para lo anterior, el Tribunal abordará su análisis, definiendo, en primer término, los problemas jurídicos que son objeto del presente proceso arbitral, para posteriormente dar respuesta a dichos problemas y efectuar las decisiones respecto de las pretensiones y excepciones formuladas. 830. De conformidad con la reseña de los 208 hechos de la Demanda y su Contestación, las 32 pretensiones formuladas por la Convocante, en distintos grupos, así como, el pronunciamiento de las excepciones contenido en la Contestación, y las 47 excepciones formuladas por la Convocada, encuentra procedente el Tribunal plantearse los siguientes problemas jurídicos: Primero - Validez del contrato exploración y explotación: determinar, si el Contrato de exploración y explotación suscrito entre las partes, el 8 de octubre de 2004 es válido y vinculante.
Segundo - Interpretación del Contrato. Determinar, de conformidad con el Contrato: A.- el alcance y contenido de los siguientes conceptos (1) descubrimiento; (2) aviso de descubrimiento; (3) período de explotación; (4) área de evaluación; (5) área de explotación; (6) campo comercial; (7) área contratada; (8) declaración de comercialidad);
(9) período de explotación; (10) programa de evaluación; B.- La respuesta a las siguientes inquietudes: (1) ¿En un área de evaluación se puede generar un nuevo descubrimiento distinto al que la originó?; (2) ¿A quién corresponde determinar el área de explotación del Contrato y cómo?; (3) ¿A quién corresponde determinar un campo comercial del Contrato y cómo?;
(4) ¿Cómo se determinan los campos comerciales de conformidad con los yacimientos?; (5) ¿Es posible declarar distintos campos comerciales?; (6) ¿Cuáles son los efectos de encontrar nuevos volúmenes de hidrocarburos en un área de evaluación frente al período de evaluación y el aviso de descubrimiento? Estos interrogantes, conducen en últimas, a determinar cuál es la interpretación que se ajusta al Contrato y la Ley.
Tercero - Ejecución del Contrato: determinar, con base en el Contrato, si en su ejecución se dieron o no las siguientes situaciones: (1) Si la ANH aceptó o no los Planes de Explotación inicial de los denominados en la Demanda Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D; (2) si en el área contratada, de acuerdo con la demanda, existen las denominadas: (a) Área de Explotación Copa;
(b) Área de Explotación Copa A; (c) Área de Explotación Copa B; (d) Área de Explotación Copa C; (e) Área de Explotación Copa D; (f) Área de Explotación Petirrojo; (g) Área de Explotación Petirrojo Sur. Cuarto - Incumplimiento del Contrato: determinar, de conformidad con el Contrato, si la ANH incumplió o no el Contrato ante alguno o algunos de los siguientes eventos: (a) frente a la llamada unificación de los Campos Comerciales Copa, Copa A, 151 Copa B, Copa C, y Copa D, así como de los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo;
(b) frente a la modificación de las coordenadas de las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, así como de las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, (c) respecto de la terminación del Periodo de Explotación del Área de Explotación Yopo; (d) en lo concerniente a la devolución del Área de Explotación Yopo en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”;
(e) frente al desconocimiento del “derecho contractual del Contratista a tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente, económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta”; y (f) por el deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato Cubiro.
Quinto - Condenas: determinar, de conformidad con el Contrato, la procedencia o no de determinar la restitución de sumas cobradas por el concepto del derecho económico de precios altos previsto en el Contrato; ordenar a la Convocada abstenerse de cobrar suma alguna por este concepto; y la imposición de intereses moratorios o indexación frente a las sumas de una eventual condena.
Sexto - Costas y agencias en derecho: determinar si procede la condena en costas y agencias en derecho. 831. De conformidad con las pretensiones subsidiarias de la Demanda, de considerarse por el Tribunal que las decisiones de unificación de los Campos Comerciales y Áreas de Explotación están ajustadas a derecho y al Contrato Cubiro, el Tribunal deberá determinar si procede la declaración en el sentido de que se presentó un desequilibrio económico de este. 832.
Tal como se indicó previamente, al señalarse los problemas jurídicos, corresponde al Tribunal adelantar un análisis de la validez, interpretación, ejecución e incumplimiento del Contrato, de conformidad con el Contrato, y de acuerdo con los 219 hechos de la Demanda y su Contestación, las 32 pretensiones formuladas por la Convocante, en distintos grupos, así como el pronunciamiento de las excepciones contenido en la Contestación, y las 47 excepciones formuladas por la Convocada. 833.
Para el efecto, este análisis se adelantará en el siguiente orden: (a) en un primer término, se determinará la existencia y validez del Contrato, presupuesto que se debe dar, para poder adentrarse en el estudio de las controversias puestas de presente por las partes; (b) unas consideraciones sobre el marco general de las normas y estructuras contractuales que son aplicables al presente caso, lo que incluye (i) la interpretación de los contratos, y dentro de este contexto, la competencia para dicha labor y las reglas a aplicar;
(ii) el régimen jurídico de los contratos de exploración y explotación, incluyendo una reseña de las modalidades contractuales, así como de las normas aplicables; (iii) la autonomía de las empresas que desarrollan Contratos de E&E; (iv) la autorización del inicio de explotación y (v) la declaración de campo 152 comercial; para, de acuerdo con el marco general y estas consideraciones, determinar el análisis concreto de cada una de las pretensiones y excepciones. 5.2.
La existencia y validez del Contrato Cubiro 834. Sobre la existencia y validez del Contrato Cubiro no hay diferencia entre las partes. De hecho, tanto en la Demanda, como en la Contestación y en las demás actuaciones procesales, las partes constantemente han acudido al mismo para presentar sus posiciones y para derivar de ellos los derechos y obligaciones en discusión. 835.
En relación con los hechos de la sección de la Demanda “A. Antecedentes del Contrato”, la ANH manifestó que es cierto la celebración del Contrato como las distintas cesiones del Contrato y las integraciones patrimoniales: (a) de Montecz S.A. a favor de Alange Energy Corp. Sucursal Colombia, mediante el otrosí No. 2, (b) de Alange Energy Corp.
Sucursal Colombia a Pacific Stratus Energy Colombia Corp. Sucursal Colombia, mediante el otrosí No. 3, subrogándose esta última como operador y contratista del Contrato, (c) que tuvo lugar una integración patrimonial, en donde la sucursal Petrominerales se integró al patrimonio de la sucursal Meta Petroleum en virtud de la fusión sociedades extranjeras, cambiando Meta Petroleum Corp. su nombre en el 2018 por el de Frontera Energy Colombia, y (d) tuvo lugar una integración patrimonial de la sucursal Pacific Stratus Energy Colombia Corp. y la sucursal de Meta Petroleum Corp. y la casa principal de la sucursal de Meta Petroleum Corp., cambió su nombre por el de Frontera Energy Colombia S.A y/o Frontera Energy Colombia Corp. en 2018 (señalando que se atiene al contenido de la escritura pública). 836.
Así, no existe cuestionamiento alguno por las partes respecto de la celebración del Contrato, sus cesiones, las partes y la exigibilidad del mismo, como lo pudo verificar el Tribunal, al no encontrar reparo alguno sobre estos asuntos. 5.3. El régimen jurídico de los Contratos E&E. 5.3.1. Las modalidades de contratación E&E en Colombia – Origen y evolución. 837.
Los artículos 332 y 360 de nuestra Constitución Política establecen que el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables (RNNR), y que su explotación causará a su favor una contraprestación económica a título de regalía, “… sin perjuicio de cualquier otro derecho o compensación que se pacte…”. Sigue el mismo régimen de propiedad pública de los yacimientos, respetando derechos adquiridos, de la Constitución de 188636. 36 El artículo 80 de la Constitución Política prescribe que el Estado “ planificará el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o sustitución…”.
El artículo 334, a su vez, establece que la dirección general de la economía 153 838. En el mismo sentido, la jurisprudencia, siguiendo la Constitución, ha calificado nuestro sistema como demanial, determinando la propiedad estatal del subsuelo y de los RNNR, minerales de cualquier clase y ubicación, yacentes en el suelo o en el subsuelo y en cualquier estado físico natural37.
En todo caso, desde la Ley 20 de 1969, se estableció el principio de propiedad de la Nación sobre las minas y yacimientos de hidrocarburos, respetando en todo caso, los derechos adquiridos o prestablecidos en favor de terceros particulares con algunas condiciones para su ejercicio. Valga señalar que la H. Corte Constitucional, ha señalado que ”el artículo 332 de la Constitución declara sin rodeos que el Estado es propietario de los recursos naturales no renovables, sin distinguir entre aquellos que se encuentran en el suelo y los que provienen del subsuelo y sin discriminar tampoco entre los que se hallan en suelo de propiedad privada respecto de los que se localicen en terrenos públicos“ 38. 839.
Con este marco constitucional, idéntico en lo esencial a lo prescrito en la Constitución de 1886, las leyes que han regulado la contratación petrolera en el país establecieron la posibilidad de explorar y explotar los hidrocarburos de propiedad estatal, directamente o a través de empresas petroleras. 840. La contratación de hidrocarburos en el país se inició con las concesiones antiguas, que evolucionó de las mineras del siglo XIX.
Los desarrollos legislativos iniciaron a principios del siglo pasado, con la Ley 30 de 1993, referente a asuntos fiscales y de minas, y Ley 6 de 1905 y tuvieron dos notables desarrollos con las concesiones De Mares y Barco. Pero fue con la Ley 110 de 1912 (Código Fiscal), que se estableció que las minas se podían explotar mediante contratos de concesión con particulares, sin aprobación previa del Congreso, sujeto a unos requisitos especiales.
Posteriormente, se expidieron distintas regulaciones, entre otras, la Ley 120 de 1919 sobre yacimientos e hidrocarburos, la Ley 37 de 1931 que reglamentó la exploración y explotación del petróleo propiedad de la Nación mediante contratos de concesión, la Ley 160 de 1936, la Ley 18 de 1952, el Decreto 1056 de 1953 por medio del cual se expidió el Código de Petróleos, y la Ley 10 de 1961. 841.
Esta modalidad contratación se abandonó a finales de los años 60 (coexistió bajo la Ley 20 de 1969 y el Decreto 797 de 1971, y hasta el Decreto 2310 de 1974). La realización de las actividades sobre los recursos hidrocarburíferos del Estado fue estará a cargo del Estado y que para ello intervendrá en la explotación de los recursos naturales para “… el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo…”. 37 Consejo de Estado – Sección Tercera, sentencias de 22 de octubre de 2015 (190012331000200700555 01 (48.061)), 3 de febrero de 2010, Exp. 33.187; y 24 de abril de 2013, Exp. 12.153 38 Corte Constitucional.
Sentencia C-216/1993. 154 asignada a Ecopetrol mediante la Ley 20 de 1969 (artículo 12) y el Decreto 2310 de 1974 (artículo 1), que establece que “… podrá llevar a efecto dichas actividades, directamente o por medio de contratos de asociación, operación, de servicios o de cualquier otra naturaleza…”. Posteriormente, mediante el Decreto 743 de 1975, se le asignó a Ecopetrol la administración exclusiva de los recursos hidrocarburíferos (art.1), se prohibió acudir a los contratos de concesión (art.3) y se determinó que los contratos que la empresa estatal celebrase para la exploración o explotación quedarían sujetos al derecho privado (art.4). 842.
El nuevo contrato estructurado por Ecopetrol, denominado de “Asociación”, difirió de las concesiones que lo precedieron, esencialmente en que la contratista no obtiene el derecho exclusivo a la producción, sino que comparte dicha producción, los costos e inversiones por partes iguales (50% en el contrato original) con la entidad estatal, habiendo el particular asumido el riesgo exploratorio.
Es lo que se denomina la modalidad contractual del “Joint Venture” en la doctrina internacional, y fue indiscutiblemente un instrumento exitoso para atraer inversión y tecnología extranjeras. 843. El mencionado Decreto 2310 de 1974, fue a su vez derogado mediante el Decreto 1760 de 2003, que escindió a Ecopetrol y creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
Posteriormente, esta última entidad cambió su naturaleza jurídica mediante el Decreto 4137 de 2011 y el Decreto 714 de 2012. Con ella, el país estableció una estructura moderna de contratación mediante la cual se le otorga al contratista el derecho exclusivo a explorar y producir (E&P) sobre un área determinada correspondiéndole parte de lo producido, a cambio de impuestos y contraprestaciones económicas, sin que la ANH asuma los riesgos inherentes a las inversiones en petróleo y gas.
Este último ha sido un factor clave que diferencia la modalidad contractual referida de los contratos de Asociación. 844. El Decreto 1760 de 2003, estableció como función de la ANH39 la de “diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento, y administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en los términos del artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen”, quedando por lo tanto reemplazado el sistema de contratación por asociación, por un nuevo régimen de contratación estatal especial, en el que le corresponde a la ANH la suscripción de los respectivos contratos. 5.3.2.
Régimen jurídico aplicable a los contratos de exploración y producción de hidrocarburos. 845. El régimen jurídico de los contratos de exploración y explotación (E&P) de los recursos hidrocarburíferos y mineros en Colombia, tiene su origen en la prescripción 39 Artículo 5.3 155 constitucional sobre la propiedad estatal o pública de los mismos (Art.360 C.P.).
Tal como a continuación se desarrolla, esta norma constitucional tiene unos desarrollos legales en las reglas de contratación y normas aplicables, que establecen un régimen especial frente a los demás contratos estatales. De igual forma, dado que es un contrato con el objeto de otorgar el derecho a explorar y explotar los RNNR de propiedad de la Nación, es un contrato estatal regulado -entre otros- por los artículos 2 y 76 de la Ley 80 de 1993. 846.
En efecto, aunque la Ley 80 de 1993 tuvo por finalidad unificar la contratación estatal bajo un régimen jurídico general aplicable a las entidades públicas, en su artículo 76 prescribe: “De los contratos de exploración y explotación de los recursos naturales. Los contratos de exploración y explotación de recursos naturales renovables y no renovables, así como los concernientes a la comercialización y demás actividades comerciales e industriales propias de las entidades estatales a las que correspondan las competencias para estos asuntos, continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable.
Las entidades estatales dedicadas a dichas actividades determinarán en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que podrán pactarse, las cuantías y los trámites a que deben sujetarse. Los procedimientos que adopten las mencionadas entidades estatales, desarrollarán el deber de selección objetiva y los principios de transparencia, economía y responsabilidad establecidos en esta ley.
En ningún caso habrá lugar a aprobaciones o revisiones administrativas por parte del Consejo de Ministros, el Consejo de Estado ni de los Tribunales Administrativos” (subrayado fuera del texto)40. 847. De igual forma, el artículo 32 de la referida Ley 80, determina que “… Son contratos estatales todos los actos jurídicos generadores de obligaciones que celebren las entidades a que se refiere el presente estatuto41, previstos en el derecho privado o en 40 Debe recordarse que los contratos de asociación que celebraba ECOPETROL se regían por el derecho privado, en virtud de la legislación especial aplicable a ECOPETROL como empresa industrial y comercial del Estado (Art.6 del Decreto 1050 de 1968 y arts.31 y 34 del Decreto 3130 de 1968).
Este régimen especial surgía no solo por la naturaleza de ECOPETROL sino por mandato específico del artículo 4 del Decreto 743 de 1975, reglamentario del Decreto Ley 2310 de 1974, que reguló los contratos E&P celebrados por ECOPETROL: “Los contratos a que se refiere el artículo anterior quedarán sujetos al derecho privado, salvo que tuvieren cláusula sobre caducidad, y en uno y otro caso requerirán, para su validez, la aprobación del Ministerio de Minas y Energía. ( )”. 41 Ley 80 de 1993: “ARTICULO 2o.
DE LA DEFINICION DE ENTIDADES, SERVIDORES Y SERVICIOS PUBLICOS. Para los solos efectos de esta ley: 1o. Se denominan entidades estatales: a) La Nación, las regiones, los departamentos, las provincias, el distrito capital y los distritos especiales, las áreas metropolitanas, las asociaciones de municipios, los territorios indígenas y los municipios; los establecimientos públicos, las empresas industriales y comerciales del Estado, las sociedades de 156 disposiciones especiales, o derivados del ejercicio de la autonomía de la voluntad, así como los que, a título enunciativo, se definen a continuación: …”.
Y el artículo 13 de la misma prescribe que estos contratos “… se regirán por las disposiciones comerciales y civiles pertinentes, salvo en las materias particularmente reguladas en esta ley”42. 848. Con ello es claro que los Contratos E&E de la ANH, en cuanto a selección de contratistas, cuantías y trámites, y las cláusulas excepcionales que puedan pactarse, se regirán por sus reglamentos internos, ya que en todo lo demás, la contratación se regirá por las reglas del derecho privado.
De esta forma, en virtud del Artículo 1602 del Código Civil, los Contratos E&E legalmente celebrados son ley para los contratantes, y no pueden ser invalidados sin el consentimiento mutuo o por causas legales”. 849. El artículo 76 de la Ley 80 de 1993, fue declarado exequible por la Corte Constitucional, quien sostuvo que “Tampoco encuentra reparo alguno de constitucionalidad a la facultad de las entidades dedicadas a desarrollar la exploración y explotación de recursos naturales y demás actividades enunciadas en la norma bajo análisis, de determinar en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales, las cuantías y los trámites que deben sujetar la celebración de los contratos correspondientes, puesto que simplemente se trata de desarrollar el deber de selección objetiva replicando en dichos reglamentos los principios de transparencia, economía y responsabilidad que están consagrados en la ley 80 de 1993, determinación que además es congruente con la autonomía administrativa que la ley les atribuye para el cabal desempeño de la gestión que les ha sido encomendada por la ley”43. 850.
Frente al régimen de contratación actual de la ANH, con base en el artículo 3º del Decreto 4137 y artículo 2º del Decreto 714 de 2012, la ANH " tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional ". 851.
A su Consejo Directivo, por los numerales 4 y 7 del artículo 8 del Decreto 4137 de 2011 y numerales 4 y 7 del artículo 7 del Decreto 714 de 2012, le corresponde "Definir economía mixta en las que el Estado tenga participación superior al cincuenta por ciento (50%), así como las entidades descentralizadas indirectas y las demás personas jurídicas en las que exista dicha participación pública mayoritaria, cualquiera sea la denominación que ellas adopten, en todos los órdenes y niveles…” 42 Ver Consejo de Estado, Sala de Consulta y Servicio Civil, Consejero ponente: Enrique José Arboleda Perdomo, ocho (8) de septiembre de dos mil cinco (2005), Radicación número: 11001-03-06-000-2005- 01667-00 (1667). 43 Corte Constitucional.
Sentencia C-949 de 2001. 157 los criterios de administración y asignación de las áreas hidrocarburíferas de la Nación para su exploración y explotación" y "Aprobar los manuales de contratación misional de la Agencia, los modelos de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, y establecer las reglas y criterios de administración y seguimiento de los mismos".
Con fundamento en estas normas y las funciones atribuidas, el Consejo Directivo de la ANH ha expedido distintos acuerdos mediante los cuales se han aprobado los reglamentos y modelos de contratos de explotación y exploración. 852. En cuanto a las reglas de contratación, en el Acuerdo de la Rondas de contratación aplicable al Contrato E&E Cubiro (Acuerdo No. 10/2004) expedido por el Consejo Directivo de la ANH, aplicando la ley 418 de 1997 (arts.90 y ss.), se previó que solamente se podrían pactar las cláusulas con facultades excepcionales relativas a la terminación, caducidad y liquidación (Cláusula 28.5). 853.
Con esta disposición, quedan listadas taxativamente aquellas cláusulas excepcionales que son aplicables a la contratación E&P de la ANH. De esta manera, las cláusulas excepcionales que pueden incluirse en estos contratos son las relativas a la caducidad, liquidación y terminación unilateral. Esto significa que las cláusulas excepcionales de interpretación unilateral y modificación unilateral no están autorizadas en este Contrato. 854.
Por su parte, en el Acuerdo 005 de 2022, aunque expedido con posterioridad a la suscripción del Contrato Cubiro E&E, el Consejo Directivo de la ANH ratifica la aplicación del derecho privado al prescribir: “Artículo 2. Principios: Los contratos se rigen en todas sus partes por las leyes colombianas, su ejecución y administración observará los principios de Transparencia, Economía y Responsabilidad establecidos en el artículo 76 de la Ley 80 de 1993, de Función Administrativa y Gestión Fiscal del artículo 13 de la Ley 1150 de 2007 y los principios de Responsabilidad Técnico-Científica, Responsabilidad Ambiental y los principios orientadores del Derecho Civil y Mercantil, que se señalan a continuación: ”. 855.
De igual forma, los contratos E&E están sujetos al Código de Petróleos, expedido por el Decreto Legislativo 1056 de 1953, que son normas de carácter especial que regulan la actividad petrolera (crudo y gas natural). 856. En conclusión, los contratos E&E, en el régimen contractual del Estado, son atípicos e innominados y se regulan por las disposiciones especiales que los rigen (artículos 13 y 76, Ley 80 de 1993), además de las normas de derecho privado en general.
La ANH a través de su Consejo Directivo regula, en virtud de la Ley 80 (Art.76), la selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que podrán pactarse, las cuantías y los trámites a que deben sujetarse y, en lo demás, por las normas del derecho comercial 158 y del derecho civil. No se aplican las cláusulas o facultades extraordinarias previstas en las reglas generales de contratación pública. 857.
En cuanto a la naturaleza y tipificación de los Contratos E&E, en el laudo Petrominerales – ANH, se concluye: “… Teniendo en cuenta las anteriores precisiones acerca del régimen legal a que se encuentran sometidos los Contratos E&P, el Tribunal estima, entonces, que dicho contrato es una especie de contrato de concesión que si bien encuentra en la figura nominada prevista en el artículo 32 de la Ley 80 de 1993 un cercano referente, no corresponde en realidad a ésta típica forma contractual, en cuanto ya quedó sentado que las entidades con competencias para la explotación de recursos naturales, por virtud del artículo 76 de la Ley 80 de 1993, se rigen por las normas especiales que les resulten aplicables y no por la aludida ley de contratación, de modo que ésta, en lo que atañe a la figura contractual de la concesión, será, si acaso, apenas una fuente analógica para la interpretación de un contrato atípico como pudiera ser el que aprobó la ANH para la exploración y explotación de hidrocarburos denominado comúnmente como de E&P”. 5.3.3.
Marco de referencia: la autonomía de las empresas petroleras a la luz de los contratos E&E. 858. Un punto central que subyace al presente proceso arbitral es el entendimiento sobre al alcance de la autonomía que, por voluntad de las partes, se le asigna al contratista en los contratos de E&E de la ANH, como es el caso del Contrato Cubiro. 859.
A nivel nacional como internacional, puede afirmarse que dicha autonomía se establece o está referida a la modalidad de contratación con los particulares que estructure el Estado para el aprovechamiento de los hidrocarburos de su propiedad. 860. Así, reconociendo que en la praxis no se estructuran modalidades contractuales puras o rígidas, sino una mezcla de ellas, acudiendo a los elementos esenciales de los modelos contractuales de los países productores, se puede universalizar afirmando que hay dos estructuras contractuales44: (i) aquellas en las que los contratistas no detentan el derecho, sino el deber de explorar y producir (contrato de servicios puro o con la modalidad de producción compartida), y aquellas (ii) en que el Estado aprovecha sus recursos con participación del sector privado, le concede a la empresa petrolera el derecho total o parcial a explorar y producir a cambio de regalías y gravámenes (concesión moderna/antigua o Joint Venture, respectivamente), siendo 44 Ver Contratos de Exploración y Explotación en la Industria Del Petróleo, Alejandro Martínez Villegas, ensayo publicado en Sistemas de Contratación Petrolera y Mercadeo Del Crudo, Departamento de Información y Prensa Ecopetrol, Temas Energéticos, 1989. 159 este el esquema acogido -con especificidades- por la legislación colombiana desde principios del siglo XX, desde la génesis de la industria petrolera en el país. 861.
Así las cosas, en la primera modalidad (Ej. contrato de servicios) la empresa petrolera no goza de control o autonomía para decidir las inversiones y su alcance (con sus respectivos costos), no detenta el derecho sino el deber de explorar y producir. Actúa como entidad experta prestadora de servicios, contra el pago de una remuneración pactada (en dinero o en parte de la producción). 862.
Esto se materializa conceptualmente al entender que la Contratante le suministra los recursos económicos (CAPEX y OPEX) necesarios para adelantar las operaciones que ella apruebe previamente. Estas operaciones y su alcance son sugeridas por la Contratista, experta en la materia, pero decididas por la entidad Contratante. En otras palabras, la Contratista no es autónoma, no asume los costos e inversiones que demandan las operaciones ni -por supuesto- los riesgos inherentes a las actividades petroleras.
Al Estado (generalmente a su empresa estatal) le corresponde la definición unilateral sin que pueda o deba la empresa Contratista tomar las decisiones, más allá de lo puramente operacional, para el logro del cometido. 863. Por el contrario, en las modalidades contractuales en las que el Estado concede u otorga el derecho -total o compartido- a explorar y explotar, las decisiones sobre las operaciones a realizar son compartidas.
Indudablemente, las mismas se toman en función de la participación económica, las inversiones y la asunción de los riesgos económicos que conlleva dicha toma de decisiones. De esta manera, si el Estado no participa como asociado (v.gr. Joint Venture) sino que acoge la modalidad del Contrato de “Concesión Moderna”, el particular con autonomía decide y realiza las operaciones, las cuales están a su cargo, y las desarrolla por su cuenta y riesgo.
Obviamente, con pleno cumplimiento las normas técnicas, ambientales y demás de orden público que expida el Estado. 864. Por ello es que aparece como consecuencia necesaria, que cuando es la empresa petrolera quien asume la carga del capital y los gastos de operación, con su respectivo riesgo geológico, económico y comercial, también a ella le corresponde la decisión de declarar como comercial uno o varios campos hidrocarburíferos, que cobije(n) uno o varios yacimientos cada uno. No sobra advertir que, si la empresa Contratista no considera comercial un descubrimiento hecho, devolverá el área y el Estado podrá contratarla nuevamente o adelantar directamente las actividades de desarrollo y producción, mediante su empresa estatal.
En otras palabras, no es el particular quien decide si se aprovecha o no un recurso estatal, lo que decide es si invierte o no frente a un descubrimiento que realizó vis á vis su visión sobre la viabilidad económica, sobre la comercialidad del hallazgo. 865. En los contratos petroleros internacionales, el Estado interviene típicamente para ejercer labores de control, seguimiento y fiscalización de las operaciones o 160 actividades, para asegurar el cumplimiento de las previsiones contractuales y de los reglamentos pertinentes (v.gr. seguridad industrial, medio ambiente, normas laborales).
Un asunto de la mayor importancia para el Estado es garantizar la tasa máxima de recobro eficiente de los hidrocarburos, que incluye también la imposición de acuerdos de unificación, de operación conjunta entre titulares de bloques E&E bajo contratos separados. La finalidad de la entidad administradora a nombre del Estado, para estos efectos, no es maximizar la participación estatal en la renta petrolera, sino que esta sea competitiva internacionalmente y, de ese modo, lograr el mayor recobro de los recursos estatales.
Los tipos de instrumentos que generan la renta estatal, la combinación de modalidades para su estructuración y distribución, son materias de la política pública que son ajenas al administrador: no definía la política pública petrolera Ecopetrol, no lo hace la ANH. 866. Para el caso colombiano, es claro que en el Contrato E&E estructurado por la ANH, el Estado otorga el derecho exclusivo a explorar y producir, mediante un contrato de adhesión, atípico e innominado que, como se analizó, no es regulado por las normas generales de contratación estatal. 867.
Dentro de este marco de referencia es claro por qué, a través del Acuerdo No. 005 de 2022 del Consejo Directivo de la ANH, con fecha posterior al Contrato E&E Cubiro, esta dicta los siguientes principios y criterios para la administración de los contratos E&E, enfatizando que en estos rige el principio de que los contratos son ley para las partes: • “Autonomía de la voluntad: Como regla general todos los contratos y convenios referidos en el artículo 145 del presente acuerdo están regidos por lo pactado en los correspondientes negocios jurídicos o instrumentos contractuales.
En los eventos en los que, con ocasión de la dinámica de ejecución contractual sea necesario definir parámetros diferentes a los consignados en las minutas contractuales y en los reglamentos para la consecución del objeto del contrato, las decisiones que los adopten deberán ser las que precise el Consejo Directivo de la ANH mediante la adoptación de los acuerdos expedidos en el marco de sus funciones, a los que, en todo caso, los contratistas podrán solicitar acogerse”. • “Modificaciones: las modificaciones a los contratos y convenios de evaluación, exploración, explotación y producción de hidrocarburos suscritos por la ANH, deben regirse y ajustarse a los lineamientos y criterios que adopte el Consejo Directivo en esta materia”. 868.
Dicho esto, merecen especial mención las razones por la cuales el Estado tiene o tendría interés en realizar las operaciones contratando empresas petroleras, en oposición a realizarlas por sí mismo. Los analistas señalan diferentes razones, dentro de las cuales se destacan dos principales: (i) no someter ingentes cantidades de 45 Contratos de Evaluación Técnica y Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, entre otros. 161 recursos públicos a los riesgos inherentes de la actividad petrolera, y (ii) aprovechar el conocimiento y experiencia de los particulares.
Esta última es particularmente importante: no haría sentido -para ninguna de las dos partes- que el Estado sea quien decida si las actividades exploratorias son o no exitosas, si los hallazgos con su extensión geológica o superficiaria, su ubicación, son comercialmente explotables, son económicamente viables. 869. Desde la perspectiva de las empresas contratistas, no parece razonable considerar posible que estas asuman el riesgo exploratorio al mismo tiempo en que el Estado unilateralmente pueda -por ejemplo- mediante decisiones “regulatorias” decidir o tomar decisiones que lleven a que un hallazgo no sea comercial, o que la extensión superficiaria del misma sea distinta a la que ellas identificaron.
En este supuesto, la empresa petrolera se vería forzada a renunciar al área contratada respectiva, asumiendo la pérdida de la totalidad de las inversiones realizadas. En el ejemplo planteado, el Estado que así actuase -se reitera- quedaría en libertad de asumir posteriormente el aprovechamiento de lo descubierto o de contratar su aprovechamiento con otra empresa en condiciones económicas propias de un riesgo exploratorio nulo o casi nulo. 870.
Trayendo estos análisis del contexto internacional a la evolución histórica de las modalidades contractuales colombianas, el antecedente próximo del Contrato E&E de la ANH, es el Contrato de Asociación de Ecopetrol que se tipificó con la Ley 20 de 1969, y que es referente necesario para entender la extensión de los derechos y obligaciones que le corresponden al contratista en los contratos E&E estructurados por la ANH. 871.
En efecto, en virtud del Contrato de Asociación, su característica esencial es que el riesgo exploratorio es asumido en forma exclusiva por el contratista: si no encontraba hidrocarburos, perdía el capital de riesgo invertido. Obviamente, las operaciones petroleras debía realizarlas dando cumplimiento a las normas técnicas y ambientales vigentes, así como a las buenas prácticas de la industria petrolera.
El contratista debía acreditar su capacidad técnica y económica, entre otras condiciones, para poder acceder a ser titular de dichos contratos. 872. Si la Contratista o parte asociada realizaba un descubrimiento que consideraba podía ser comercialmente explotable, se lo hacía conocer a Ecopetrol para que la empresa estatal decidiera participar o no en las operaciones como asociado, compartir los riesgos en adelante, para lo cual debía aceptar o no la declaración de comercialidad que le hubiere presentado la asociada, y en caso positivo, debía reembolsar un porcentaje de los costos asumidos por la parte asociada durante la etapa exploratoria y compartir los riesgos del desarrollo y explotación. 873.
En el evento en que Ecopetrol no aceptase la existencia de un campo comercial, la Asociada adquiría el derecho a ejecutar las labores de desarrollo y producción por su 162 cuenta y riesgo (cláusula de Solo Riesgo), cumpliendo las normas vigentes y acogiendo las buenas prácticas de la industria a nivel internacional. En otras palabras, es en virtud de la posibilidad de que Ecopetrol participe en el desarrollo y explotación, que se somete a ella la declaración de comercialidad de un campo de hidrocarburos.
Si decide no participar, el operador tendrá el control de todas las operaciones. 874. Aunque pareciera obvio, debe mencionarse que esta autonomía está circunscrita o limitada por el marco legal aplicable y por las prescripciones contractuales, ya que el particular tiene obligaciones a su cargo, entre ellas las económicas. Como, por ejemplo, la realización de un programa exploratorio mínimo (sísmica y perforación de pozos) o el pago de contraprestaciones como la del pago por precios altos. 5.4.
La autonomía del contratista en el Contrato Cubiro. 875. Con base en este marco de referencia, de las anotaciones hechas con respecto a la experiencia internacional y al Contrato de Asociación de Ecopetrol, el Tribunal procede a analizar las prescripciones contractuales contenidas en el Contrato E&E Cubiro, el cual establece una definición detallada de lo que considera es la autonomía del contratista, la responsabilidad que resulta de dicha prerrogativa, dentro del cumplimiento del marco legal y reglamentario que regula las actividades petroleras a su cargo. 876.
En efecto, en el referido Contrato Cubiro, la Cláusula 11.1 trae esta definición: “Autonomía: EL CONTRATISTA tendrá el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta.
EL CONTRATISTA planeará, preparará, realizará y controlará todas las actividades con sus propios medios y con autonomía técnica y directiva de conformidad con la legislación colombiana y observando las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo…”. Esta previsión contractual se entiende dentro del contexto de que el particular tiene a su cargo las operaciones, las inversiones y asume los riesgos inherentes”. 877.
Como corolario necesario de dicha autonomía, en la Cláusula 11.2. las partes acordaron que el Contratista adelantará las operaciones de manera diligente, responsable, eficiente y adecuada técnica y económicamente, siendo el único responsable por los daños y pérdidas que ocasionen ella, sus contratistas y los subcontratistas de estos, y exonera a la ANH de cualquier responsabilidad por estas operaciones. 878.
Es obvio que ello debe realizarlo “…de conformidad con la legislación colombiana…”, porque mal podría entenderse que en virtud del contrato petrolero no se requiere 163 licencia ambiental, permisos de uso de recursos naturales, licencia para operaciones aéreas o marítimas, concesiones portuarias, licencias de importación, cumplir con las normas laborales y de seguridad industrial, etc.46 879.
Este asunto de la autonomía del contratista en los contratos E&E que celebra la ANH, ya fue objeto in extenso de un laudo arbitral del 6 de diciembre de 2017, Tribunal de Arbitramento de Petrominerales Colombia Ltd. Sucursal Colombia y la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH (en adelante laudo Petrominerales – ANH), en el que el panel arbitral discierne sobre interpretaciones contrarias de Convocante y Convocada sobre -precisamente- el alcance de la autonomía de la contratante vis á vis el pago de la contraprestación por precios altos.
En dicho laudo Petrominerales – ANH, se concluyó: “Pero el elemento que en realidad hace la contraprestación a estas cargas contractuales en cabeza del Contratista, es el atributo de la autonomía que tiene y se le otorgó para los fines contractuales, a la que se refiere el numeral 11.1 de la cláusula 11 y que entra en combinación armónica con el elemento “a su exclusivo costo y riesgo” del Contratista que se acaba de describir.
Esa autonomía que contractualmente se le otorga el Contratista está instituida como la posibilidad de controlar todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica realización de los fines del Contrato, para lo cual todo se cumplirá con los medios del Contratista y con autonomía técnica y directiva, de conformidad con la ley colombiana y observando, para ello, las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo, de manera que se abre para el Contratista un amplio espectro de gestión operacional, técnica y administrativa.
Entonces, en el marco de esas previsiones contractuales, la autonomía del contratista deviene en un postulado fundamental que irriga el pacto contractual, y sin necesidad de acudir a criterios de integración de la voluntad de las partes en contratos típicos similares o en elementos que pudieran avizorarse como de la naturaleza del negocio jurídico frente al que estamos, observa el Tribunal que la regulación de conducta que el mismo texto contractual prevé en relación con las etapas, actuaciones y oportunidades que debe satisfacer el contratista en ejercicio de la operación contractual, así como el derrotero de actividades de control y supervisión que la entidad estatal puede ejecutar -sin que se le otorguen facultades de coadministración ni derechos de aprobación ni de dirección-, corroboran, concuerdan y entran en plena armonía con la importancia que la autonomía del contratista adquiere en el marco de su régimen de responsabilidad y en la asunción de sus actividades a su propio costo y riesgo.
No en vano la estructuración del texto 46 La Cláusula 11.3. del Contrato Cubiro establece: “11.3. Obtencion de permisos: EL CONTRATISTA esta obligado a obtener, por su propia cuenta y riesgo, todas las licencias, autorizaciones, perrnisos y dernas derechos procedentes conforrne a la ley, necesarios para adelantar las operaciones objeto del presente contrato”. 164 contractual fue el resultado de un comité de expertos de amplio y reconocido prestigio, con amplia y reconocida experiencia en la industria petrolera, que quiso plasmar un esquema contractual consistente y coherente que, evidentemente, no fue producto de la casualidad o del arrimo aleatorio de piezas de otros modelos contractuales.
Entonces para el Tribunal el elemento de la autonomía del contratista no solo es esencial sino uno “esencialísimo” del contrato atípico de E&P, tal y como éste fue estructurado, es decir en el marco de sus prestaciones y contraprestaciones. En efecto, el elemento por cuenta y riesgo del contratista para la ejecución del contrato, resulta ser de la mayor trascendencia pues, la ANH, delegó en él la totalidad de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo de la Nación, lo que conlleva concurrir de manera unívoca en el logro de la finalidad que se pretende alcanzar.
En efecto, por una parte, para la ANH, este elemento esencial es de la mayor importancia, pues con la celebración y ejecución del Contrato de E&P asegura la exploración y explotación, adecuada y eficiente, de los hidrocarburos de propiedad de la Nación que se encuentren en el Área Contratada (numeral 2.1. de la cláusula 2); y por la otra parte, para el contratista, porque asegura que la realización de su exploración y explotación, por su cuenta y riesgo, se adelante con fines comerciales o de lucro, es decir con eficiencia técnica, administrativa y económica, dentro de los parámetros y pautas señaladas por la ANH” (pág.101 y 102, del referido laudo arbitral). 880.
De esta manera, por el texto, la estructura y la finalidad del Contrato E&E Cubiro, por ser el Contratista quien asume los riesgos inherentes a la actividad contratada, es claro que este goza de autonomía para la realización de las operaciones y actividades que considere necesarias para un técnico, eficiente y económico desarrollo del contrato, cumpliendo la normatividad general aplicable a dichas operaciones y aplicando las mejores prácticas y la buena fe contractual, que le impide actuar en forma arbitraria. 5.5.
Consideraciones sobre la interpretación del Contrato 881. El Tribunal, para efectos de resolver el alcance y definición de ciertos conceptos previstos en el Contrato Cubiro, aspecto medular de la controversia, debe adentrarse en la tarea de interpretar el Contrato Cubiro celebrado por las partes, esto es, desentrañar el significado efectivo de lo acordado por ellas, en particular, sus acuerdos sobre ciertos conceptos que determinan la ejecución del Contrato E&E Cubiro y los efectos que se previeron de estos.
Esta labor hermenéutica se desarrollará dentro del marco de: (i) lo planteado y discutido por las partes en esta controversia, y (ii) del sistema de reglas de interpretación de los contratos, previsto 165 por las normas del ordenamiento colombiano, consagrado en el Título XIII, del Libro IV del Código Civil, y al cual debe sujetarse el Tribunal. 882.
Debe el Tribunal señalar que, como se ha destacado en forma constante por la jurisprudencia y la doctrina, en materia de interpretación contractual, el principio fundamental y preferente, es el establecido en el artículo 1618 del Código Civil, mediante el cual “conocida claramente la intención de los contratantes, debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras”47.
De igual forma se ha destacado que la “búsqueda –o rastreo ex post- de la intención común (…) no debe ser erradicada por el hecho de que las palabras usadas por los contratantes reflejen, prima facie, claridad y precisión, pues no hay que olvidar que si la voluntad común de las partes es diferente y se conoce, a ella hay que plegarse más que al tenor literal, el que, in radice, en precisas circunstancias, puede llegar a eclipsar y, por ende, desfigurar, la verdadera voluntad de los convencionistas, ratio medular del laborío hermenéutico.
Dentro de los criterios que la ley establece como apoyo al intérprete para desentrañar la intención de los contratantes, se destaca aquel, según el cual son las mismas partes las llamadas a señalar el sentido genuino del negocio jurídico por ellas convenido, realizando así una interpretación auténtica, que, por su misma naturaleza, será vinculante para el Juez.
Sin embargo, respecto de esta disposición, se debe tener en cuenta, que, si bien se ha indicado que la voluntad de las partes se prefiere sobre lo literal, si las partes reflejan sus acuerdos en cláusulas claras, precisas y carentes de ambigüedad, debe presumirse que dichas estipulaciones son el reflejo de la voluntad interna de aquellas”48. 883.
Sin embargo, en los eventos en los cuales no sea posible aplicar este principio interpretativo, establecido en el artículo 1618 del Código Civil, el sistema de reglas mencionado prevé otras reglas subsiguientes de interpretación, que en forma sucinta corresponden a las siguientes: (a) Los términos del contrato aplicarán a la materia contratada (Principio de especificidad) de conformidad con el artículo 1619 del Código Civil;
(b) se preferirá el sentido eficaz de la estipulación según su naturaleza respecto de aquel en que no la produzca (Principio de interpretación útil, efectiva o 47 Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil, sentencia de 5 de julio de 1983. M.P. Humberto Murcia. 48 “Esta regla, en cuanto prescribe al juez la investigación de la voluntad de los contratantes, domina todas las otras disposiciones del título: ella supone que los términos de la convención no son absolutamente claros y exigen esta investigación. Naturalmente, si el sentido literal, o, como dice Pothier, gramatical, de las expresiones empleadas por los contratantes bastare para determinar la naturaleza y alcance de la convención, el juez no tendría para qué investigar si la verdadera intención de las partes es diferente de la que los términos empleados por ellas para expresarse suponen necesariamente.
Debe admitirse, por regla general, que las palabras de que los contratantes se han servido, expresan con exactitud su pensamiento; y por consiguiente, cuando el sentido de estas palabras es evidente y razonable, no hay ningún otro elemento de prueba que pueda hacer conocer con mayor seguridad la voluntad de las partes”. Christian Larroumet, Teoría General del Contrato.
Editorial Temis, Bogotá, 1993. 166 conservatoria) previsto en el artículo 1620 del Código Civil; (c) se buscará la interpretación que mejor se adecúe a la naturaleza del contrato, incluidas las cláusulas de uso común aunque no se expresen (Principio de Interpretación naturalística o usual), previsto en el artículo 1621 del Código Civil;
(d) se examinará el texto en forma sistemática, integral, contextual y en conjunto, de manera que se dé a cada cláusula el sentido que mejor convenga al contrato en su totalidad (Principio de interpretación contextual e integral), pudiendo interpretarse dichas reglas por las de otro contrato entre las mismas partes y sobre la misma materia o por la aplicación práctica que hayan hecho de ellas ambas partes, o una de las partes con aprobación de la otra (Principios de interpretación extensiva y auténtica), previsto en el artículo 1622 del Código Civil;
(e) sin restringir la explicación a aquellos casos a los cuales naturalmente se extienda, salvo pacto en contrario (Principio de interpretación excluyente o extensiva) previsto en el artículo 1623 del Código Civil; y (f) de subsistir alguna duda, las estipulaciones ambiguas se interpretarán a favor del deudor (favor debitoris o pro debitoris), pero las extendidas o dictadas por una parte, acreedora o deudora, serán interpretadas en su contra, siempre que la ambigüedad provenga de omitir la explicación debida (interpretatio contra proferentem o stipularorem) previsto en el artículo 1624 del Código Civil. 884.
Es claro para este Tribunal que parte importante de las diferencias que motivaron la convocatoria del Tribunal Arbitral, tiene que ver con la interpretación del Contrato y la necesidad de darle un entendimiento claro a las partes en relación con los derechos y obligaciones que surgen a su favor como a su cargo, partiendo del texto y de la voluntad expresada al momento de suscribir y perfeccionar el contrato Cubiro. 885.
Como lo explica Bercaitz49 la administración pública es el juez inmediato del cumplimiento de las prestaciones que corresponden a su cocontrante, en los contratos administrativos. Sin embargo, no puede haber arbitrariedad en esa evaluación que se hace desde una aparente superioridad jurídica. El contrato mismo es la fuente principal de derecho y a él se debe acudir.
Para el caso que nos ocupa relativo a un contrato petrolero, es particularmente importante tener en cuenta que la contratante no tiene posibilidad de hacer interpretación unilateral del contrato, con miras a la evaluación del cumplimiento de las prestaciones. 886. Santofimio Gamboa50 explica que el contrato estatal “es un negocio jurídico, de contenido económico, consecuentemente oneroso, celebrado, por regla general bajo los presupuestos del principio de igualdad, en aras del interés público o general, en el cual una de las partes es una entidad estatal, un particular cumple funciones administrativas en los términos de la ley, o cualquier otra persona que involucre en el mismo recursos 49 Bercaitz, Miguel Ángel.
Teoría General de los Contratos Administrativos, Editorial De Palma, pág.239, 1980. 50 Santofimio Gamboa, Jaime Orlando, Compendio de Derecho Administrativo, Universidad Externado de Colombia, pág. 624, 2017. 167 públicos, y en razón del cual se generan, de manera discrecional, ponderada, proporcional y previsiva, obligaciones por regla general recíprocas, de dar, hacer o no hacer alguna cosa entre las partes intervinientes, construyendo, regulando o extinguiendo entre ellas relaciones jurídicas patrimoniales individuales no generales, debidamente planificadas, obligaciones que se miran como equivalentes conforme a las previsiones objetivas iniciales acordadas por las partes al momento de proponer contratar”.
Cabe recordar que debe haber unanimidad en cuanto a lo que se acuerda: los elementos esenciales y los elementos accidentales del contrato. Alzate Hernández51 señala que para calificar el contenido esencial de un contrato, cuando la ley no lo determina de forma expresa, debemos atenernos a aquella parte del contrato que es imprescindible para que la función económica objetiva correspondiente al tipo contractual sea cumplida, y se obtenga así el fin práctico que fue pretendido por las partes. 887.
Otro aspecto importante es que, para la definición del contenido contractual definido por las partes, debe aplicarse a profundidad el principio de la buena fe y que la buena fe además de estar presente en las etapas previas, debe estarlo igualmente durante la celebración, la ejecución e incluso para la interpretación de los contratos. 888.
En cuanto a la interpretación contractual, ésta supone no interpretar cláusulas porque son fragmentos de la voluntad de las partes que, aunque separadas, no son independientes. Deben interpretarse conjuntamente y el contrato en su conjunto es fundamentalmente una norma jurídica y una fuente de derecho. El contrato celebrado tiene fuerza vinculante e impone cargas y sobre ellas recaen efectos jurídicos, que deben ser tenidos en cuenta durante el ejercicio interpretativo. 889.
Ahora bien, en relación con los problemas durante la ejecución del contrato, el H. Consejo de Estado ha señalado52: “Es por ello que, además, ante la inconformidad con el clausulado contractual o en presencia de un incumplimiento o alteración del equilibrio económico del contrato, la parte afectada está en la obligación de informar inmediatamente tales circunstancias a su co-contratante, en atención al principio de la buena fe y a la regla de oportunidad que no permiten que una de las partes, en el momento en que espera el cumplimiento de la obligación debida, sea sorprendida por su contratista con circunstancias que no alegó en el tiempo adecuado, de manera que cualquier reclamación o pretensión ulterior es extemporánea, improcedente e impróspera por vulnerar el principio de la buena fe contractual.. 51 Álzate Hernández, Cristóbal, Fundamentos del Contrato, Editorial Ibáñez, pág. 254. 2009. 52 Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Subsección C, radicación 19001-23-31-000-2007-00147-01, 24 de agosto de 2016, C.P. Jaime Orlando Santofimio Gamboa. 168 Asimismo, tampoco es admisible que una de las partes interprete de forma unilateral las cláusulas inicialmente convenidas en el contrato o negocio jurídico estatal con el objeto de satisfacer sus intereses personales, pues aceptar dicha posibilidad no sólo vulneraría los principios que rigen la actividad contractual del estado sino el principio de buena fe objetiva que según los dictados de los artículos 871 del Código de Comercio y 1603 del Código Civil debe regir toda relación negocial.
Y es que, se itera, el principio de la buena fe objetiva impone fundamentalmente que las partes contratantes respeten y acaten en esencia lo pactado, razón por la cual cualquier actuación desplegada por una de ellas tendiente a interpretar unilateralmente las reglas inicialmente convenidas en perjuicio o desmedro de los intereses de su cocontratante se tornaría totalmente contraria a dicho principio.” 890.
Para el ejercicio de interpretación de los contratos petroleros, el H. Consejo de Estado53 ha sostenido: “Cuando se trata de establecer los derechos y las obligaciones que surgen en favor y a cargo de las partes en razón de un negocio jurídico, hay tres grandes labores que debe emprender el juzgador para la verificación correspondiente.
La primera es la interpretación del negocio jurídico celebrado que tiene por objeto fundamental constatar el acuerdo al que llegaron las partes, verificar los efectos que estos le señalaron a su convenio y la incorporación de estas comprobaciones al negocio. La segunda es la calificación del negocio celebrado, que no es otra cosa que su valoración jurídica, esto es, determinar cuál fue el esquema negocial empleado por los disponentes, precisar las repercusiones jurídicas que de ese esquema se derivan e incorporando estas consecuencias jurídicas al acuerdo.
La tercera es la integración del negocio jurídico que consiste en incorporarle toda aquella regulación que no tiene su fuente en el acuerdo de las partes sino en la ley y en general en las restantes fuentes del derecho externas al contrato, tales como los principios generales del derecho, la equidad y los usos normativos o costumbres como también se les llama.
En lo que atañe a la integración de la ley al contrato debe decirse que han de incorporarse no sólo las normas legales imperativas sino también las dispositivas, teniendo en cuenta que las primeras tienen que anidarse de manera ineludible e 53 Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera, Subsección C, radicación 19001-23-31-000-2007-00147-01, 24 de agosto de 2016, C.P. Jaime Orlando Santofimio Gamboa. 169 inmediata en el contrato, independientemente del querer de las partes, mientras que las segundas han de integrarse a falta de estipulación o de acuerdo en contrario de los contratantes, razón por la que en este último caso se dice que estas normas supletivas colman los vacíos dejados por los disponentes pero sólo aquellos que no puedan ni deban ser llenados con los criterios de la hermenéutica negocial, pues en este evento se estaría entonces frente a una labor de interpretación y no a una de integración contractual.
En síntesis, la precisión de los derechos y de las obligaciones que surgen en favor y a cargo de los contratantes supone que el juzgador realice las siguientes tareas fundamentales: interpretar el acto, valorarlo jurídicamente y finalmente integrarle todos los preceptos extranegociales que le correspondan. Con otras palabras, el juez debe empezar por enterarse de qué fue lo que convinieron las partes (interpretar), proseguir con la valoración jurídica de lo pactado (calificando el acto, constatando los efectos jurídicos que de él se derivan e incorporando estas consecuencias jurídicas al acuerdo), para finalmente concluir con la integración de las disposiciones externas al contrato que le correspondan (normas imperativas, normas supletivas, principios generales del derecho, la equidad y los usos normativos)” (subrayado fuera de texto). 5.6.
Principales acuerdos e hitos previstos en el Contrato Cubiro. 891. Igualmente, de conformidad con el régimen jurídico del Contrato, lo establecido en el Contrato, así como los criterios del sistema interpretación de los contratos antes citados, de los cuales debe dar imperiosa aplicación el juez del Contrato, el Tribunal debe analizar y dar respuesta a las siguientes inquietudes, que son centrales en las discusiones del objeto del presente proceso y que, al igual que los conceptos señalados, se derivan del Contrato. 892.
De conformidad con expuesto por las partes, en la Demanda como en la Contestación, se ha señalado por la Convocante que, en la ejecución del Contrato Cubiro, Frontera y la ANH han tenido diferencias interpretativas sobre el alcance de las prescripciones contractuales. La ANH calificó la disputa entre las partes como interpretativa cuando decidió archivar un procedimiento de incumplimiento contractual iniciado contra Frontera, encaminado a la terminación del Contrato Cubiro por incumplimiento, con base en los mismos hechos que aquí se debaten. 893.
Asimismo, la Convocante reiteró la existencia de posturas divergentes de la Convocada durante la ejecución del Contrato. 894. En esa medida, para efectos de resolver las divergencias interpretativas de las partes, se resolverán los interrogantes previamente enunciados en la sección de problemas 170 jurídicos, con miras a decidir sobre las pretensiones de la demanda.
Para efectos de lo anterior, se efectuarán unas consideraciones sobre (a) las definiciones previstas en el Contrato, (b) la integración de las disposiciones externas al Contrato y (c) las facultades de fiscalización de la ANH, para pasar a resolver los interrogantes que se han planteado. 5.6.1. Las definiciones previstas en el Contrato. 895.
En la Cláusula 1 del Contrato Cubiro, las partes adoptaron unas definiciones para efectos del Contrato, y que, por ello, tendrán el significado que allí se les da a esas palabras. Vemos entonces que con ellas se busca darle contenido y alcance a los términos y condiciones del Contrato. 896. Corresponde el análisis de esas definiciones que tienen impacto sobre las demás cláusulas contractuales y, en especial, sobre las Cláusulas 7 sobre Descubrimiento y Evaluación, 8 sobre Declaración de Comercialidad, 9 sobre Plan de Explotación, 10 sobre Programas de Trabajos de Explotación y 17 sobre Unificación. 897.
En la Cláusula 1.29 del Contrato Cubiro el Pozo Exploratorio se dice que se perfora por el contratista en un Área de Explotación, para: • Buscar yacimientos en un área no probada como productor de Hidrocarburos, o • Para encontrar yacimientos adicionales a un Descubrimiento, o • Para extender los límites de los yacimientos conocidos de un Descubrimiento. 898.
Para el Descubrimiento se contempla que existe yacimiento descubierto de Hidrocarburos se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro-físicas y propiedades de fluidos. 899. En cuanto a la definición de Campo Comercial el Contrato Cubiro se establece que en éste pueden existir uno o más yacimientos descubiertos. 900.
Para el Área de Evaluación se contempla que es una porción del Área Contratada donde se realizó un Descubrimiento y se decide por el Contratista llevar a cabo un Programa de Evaluación para establecer o no su comercialidad, de acuerdo con la cláusula 7. 901. Con la Evaluación se instruye que se hacen operaciones y actividades que permiten evaluar el descubrimiento y delimitar la geometría del yacimiento o yacimientos en el área de evaluación y determinar la viabilidad de extraer los hidrocarburos en cantidad y calidad económicamente explotables, su impacto sobre el medio.
Ambiente y el entorno social. 171 902. El Programa de Evaluación es un plan de operaciones de evaluación que pretende evaluar un Descubrimiento y determinar si se trata de un Campo Comercial. La Presentación de este programa y de sus resultados, son requisitos para declarar que un Descubrimiento es un Campo Comercial. 903.
Al vencimiento del término de ejecución del Programa de Evaluación se prevé que el Contratista entregue una declaración de su decisión incondicional de explotar o no comercialmente el Descubrimiento. A partir de esa declaración, el Descubrimiento se tendrá como un Campo Comercial. 904. El Plan de Explotación se define como el documento guía que prepara el contratista, para adelantar la explotación técnica, eficiente y económica de cada área de explotación. Se le asigna un contenido mínimo a saber: • Cálculo de reservas de hidrocarburos • Descripción de las facilidades de producción y transporte de los hidrocarburos • Pronósticos de Producción de hidrocarburos para el corto y mediano plazo • Programa de Abandono y los Programas de Trabajos de Explotación para lo que resta del año calendario en curso o del año calendario siguiente. 905.
En el Área de Explotación se indica que puede haber uno o más Campos Comerciales. 906. En resumen y para simplificar lo antes dicho tenemos lo siguiente: • Un Área de Evaluación puede tener uno o más yacimientos. • Cada yacimiento es un Descubrimiento. • Los pozos exploratorios sirven para encontrar los yacimientos, yacimientos adicionales y extender los límites del yacimiento. • Cada Descubrimiento se convierte en Campo Comercial por decisión del contratista de explotarlo. • En un Campo Comercial puede haber uno o más yacimientos descubiertos. • En un Área de Explotación puede haber uno o más Campos Comerciales. 907.
El glosario o relación de definiciones de la Cláusula 1 del Contrato Cubiro, obran para este caso como una herramienta de interpretación fundamental del texto contractual, porque hacen referencia al lenguaje que las partes pretenden usar para unificar su contenido y alcance. Gracias a esas definiciones vemos que las cláusulas no admiten múltiples interpretaciones, y así la -communis intentio-, en los términos del artículo 1618 del Código Civil, queda adecuadamente expresada. 172 908.
Podría preguntarse para qué hacer un glosario. Es evidente que las partes aquí no dejaron al uso común de las palabras y ni siquiera a los términos contenidos en disposiciones normativas que rigen la materia, la determinación sobre el contenido y el alcance a las cláusulas contractuales. Lo obvio es que eventualmente tales alternativas podían no corresponder a la intención de las partes o a lo pretendido por ellas. 909.
Con base en lo hasta ahora dicho sobre la relevancia de las definiciones tenemos que la Cláusula 7 tendría el siguiente alcance: 7.1. Aviso de Descubrimiento: Lo aquí previsto implica que al hacerse un aviso de este tipo, implícitamente se está aplicando la Cláusula 1, y que el yacimiento se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro-físicas y propiedades de fluidos. 7.2.
Presentación del Programa de Evaluación: el alcance de lo incluido aquí supone que el Programa de Evaluación sea un plan de operaciones de evaluación que pretende evaluar un Descubrimiento y determinar si se trata de un Campo Comercial. 7.3. Contenido del Programa de Evaluación: en este punto el concepto de pozo exploratorio, programa exploratorio mínimo y programa de evaluación, nuevamente entran a ser muy importantes. 7.4.
Prórroga del plazo del Programa de Evaluación: también aquí el concepto de pozo exploratorio y programa de evaluación tendrán que ser consultados, para su entendimiento correcto. 7.5. Resultados del Programa de Evaluación: En este numeral de la cláusula se dan los contenidos del informe de resultados y entra a complementar lo que se entiende por evaluación al señalar qué tipo de información se necesita: 1.
Descripción geológica del Descubrimiento y su configuración estructural 2. Propiedades físicas de las rocas y fluidos presentes en los yacimientos asociados al Descubrimiento 3. Presión, volumen y análisis de temperatura de los fluidos de los yacimientos 4. Capacidad de producción (por pozo y por todo el Descubrimiento). 5. Estimado de las reservas recuperables de Hidrocarburos. 7.7.
La cláusula sólo tendrá aplicación a los Pozos Exploratorios descubridores perforados por fuera de áreas designadas como de Evaluación o de Explotación. Por ello, los nuevos volúmenes de hidrocarburos encontrados y que hagan parte de una misma Área de Evaluación o de Explotación, no habrá (o no necesitarán) un Período de Evaluación. Por tanto, los conceptos de Pozos Exploratorios, Área de Evaluación y Área de Explotación, serán de indispensable consulta. 173 910.
En relación con la Cláusula 8, tenemos que nuevamente se utiliza el concepto de Programa de Evaluación, Descubrimiento y Campo Comercial. 911. Respecto de la Cláusula 9 tenemos que se incluye el concepto de Plan de Explotación inicial. 9.1. Presentación y contenido: este Plan de Explotación inicial se describe con un contenido adicional al de la definición del Plan de Explotación del glosario,. 9.2.
Entrega del Plan de Explotación: aquí la concordancia es con el numeral 9.1 anterior. Interesante señalar que incluye una aprobación presuntiva, ante el silencio de la contratante, por un término superior a los 15 días de haberse recibido. Así mismo, se presume un incumplimiento, si no se presenta el Plan de Explotación o no se entrega información faltante luego de haber transcurrido 30 días. 9.3.
Área de Explotación: en relación con el área de explotación se tiene una definición conformada por disposiciones contractuales: (i) la prevista en el numeral 1.6. de la Cláusula 1 y (ii) la prevista en el numeral 9.3. de la cláusula 9. Numeral 1.6. Área de Explotación: es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato.
El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan. 9.3. Área de Explotación: El Área de Explotación estará delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Controlada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita.
Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá Inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral. 9.4. Ampliación del Área de Explotación: para la lectura de esta se tendrán en cuenta los conceptos de Área de Explotación, Área Contratada y Período de Explotación. Se incluye una definición no incluida en el glosario de la cláusula 1, y se refiere a la superposición de áreas de Explotación, que denomina Área de Explotación englobada, para indicar que al unirse el período de Explotación será el del Área de Explotación para la cual se declaró primero la comercialidad. 174 Parágrafo.
En ese parágrafo las partes quisieron regular el evento en que el Área de Explotación se extiende por fuera del Área Contratada, y el área está libre de derechos, procesos en curso o restricciones de autoridad competente. Para los casos en que el área estuviere ocupada, la cláusula 17 se ocupa de dar la solución. 9.5. Actualización del Plan de Explotación: Este numeral complementa la definición del Plan de Explotación, al precisar que este debe ser ajustado anualmente, respecto de cada Área de Explotación existente en el contrato.
Así mismo, dispone la necesidad de dar explicaciones si hay diferencia superior al 15% entre el pronóstico de producción anual y la producción real del año calendario respectivo. 912. La Cláusula 10 sobre Programas de Trabajo de Explotación tiene varios numerales en los cuales también aplican las definiciones aludidas: 10.1. Preparación y presentación: en este numeral se necesitan los conceptos de Plan de Explotación y Programa de Trabajos de Explotación. Este último referido a los ajustes anuales que debe hacer el contratista. 10.2.
Contenido del Programa de Trabajos de Explotación: dado que la definición incluida en el numeral 1.34 de la cláusula 1 no incluye su contenido, este numeral, complementa la definición al darle el alcande a la descripción inicial. 10.3. Ejecución y Ajustes: nuevamente el concepto de Programa de Trabajos de Explotación debe ser considerado combinando la definición del numeral 1.34 de la cláusula 1 y el contenido del numeral 10.2. de la cláusula 10. 913.
La Cláusula 17 sobre unificación prevé la posibilidad de que un yacimiento económicamente explotable, se extienda en forma continua a otra u otras áreas por fuera del Área Contratada. En tal caso el contratista y los demás interesados están obligados a poner en práctica un plan cooperativo de explotación unificado, que sea aceptado por la ANH. 5.6.2.
Integración de las disposiciones externas al Contrato 914. El procedimiento que se sigue, dentro de la teoría general, para entender o interpretar un contrato de acuerdo con la común intención de los contratantes y asignarle los efectos por ellos queridos y los que el ordenamiento jurídico indica, comprende tres pasos: interpretación, calificación e integración. 915.
En el presente caso, ha se han señalado las reglas y pautas que deben seguirse para la interpretación del Contrato (interpretación), así como el régimen jurídico aplicable al mismo y su naturaleza (calificación), reiterándose que el Contrato Cubiro está sometido a la legislación especial de hidrocarburos por la previsión contenida en el artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y en los términos desarrollados previamente. 175 916.
Frente a la integración, recuérdese que, “La integración corresponde al fenómeno en virtud del cual, una vez determinado el tipo contractual, las partes o el juez encuentran que al lado de las determinaciones convencionales que tienen fundamento en la autonomía de las partes, se agregan, adicionan o suman otras obligaciones y otros derechos que tienen título en las normas imperativas y supletorias, en los usos y costumbres, en la buena fe y en la equidad”54. 917.
El H. Consejo de Estado55 indica en relación con las reglas generales aplicables a los contratos de la industria petrolera que: “En cuanto al contenido de los contratos y las reglas aplicables en el aspecto sustantivo de los mismos, han de aplicarse los artículos 13 y 40 de la ley 80 de 1993, según los cuales los contratos “se regirán por las disposiciones comerciales y civiles pertinentes, salvo las materias particularmente reguladas en la ley” y las estipulaciones “serán las que de acuerdo con las normas civiles, comerciales y las previstas en esta ley, le “correspondan a su esencia y naturaleza”. 918.
En cuanto a las reglas especiales, como el contrato no puede agotar todas las materias, es necesario que puedan ser aplicadas ciertas disposiciones externas al contrato, que de acuerdo con su naturaleza y tipificación permitan la ejecución de su objeto, en las condiciones que la ley y la regulación buscan y las partes han convenido. 919.
Ahora bien, esa integración de disposiciones externas, no es de libre elección por las partes. Serán aquellas que resulten indispensables porque contemplen situaciones y fenómenos que escaparon a lo previsto en el contrato, y que se necesiten para cumplir los objetivos perseguidos. 920. En el caso que nos ocupa, la ANH para evaluar el cumplimiento de obligaciones a cargo del Contratista, trajo la regulación relativa principalmente a la fiscalización que guarda relación con el correcto pago de las regalías. 921.
Se invocan diferentes sustentos normativos, para solicitarle al Contratista la atención de sus obligaciones relativas a las cláusulas contractuales y, especialmente, a aquellas analizadas en el acápite anterior. Entre esos sustentos tenemos: • Artículo 37, Resolución 181495 de 2009 • Artículo 17, Ley 2056 de 2020 • Artículo 158, del Decreto 1056 de 1953 (Código de Petróleos) 54 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo. Seccion Tercera. Subseccion B. 29 de agosto de 2012. Radicación número: 25000-23-26-000-1999-02639-01(25390). 55 Consejo de Estado, Sala de Consulta y Servicio Civil, radicación 11001-03-06-000-2005-01667-00, 8 de septiembre de 2005, C.P. Enrique José Arboleda. 176 • Artículo 1, Resolución 40048 de 2015, que modificó el Artículo 6 de la Resolución 181495 de 2009. ✓ Campo Comercial ✓ Yacimiento • Articulo 3.1.1.1.5.
Decreto 1142 de 2021 ✓ Campo ✓ Yacimiento Convencional de hidrocarburos ✓ Área de yacimiento de hidrocarburos 922. Cabe anotar que, en lo que se refiere a las definiciones de la regulación invocada, que no coinciden con las incluidas en la Cláusula 1 del Contrato Cubiro, las mismas tienen como propósito, regular en aquellos casos en los cuales hay yacimientos que se encuentran en jurisdicción de varios municipios, y que para ellos la autoridad petrolera (antes MME) debe determinar el porcentaje de participación de las regalías, con base en una determinación de la ubicación del yacimiento. 923.
Es claro que para el contrato Cubiro no se dan los supuestos de la proposición jurídica de tales normas de fiscalización de regalías, que se pretenden aplicar. Siendo así las cosas, y si no se dan los supuestos, tampoco debería darse la consecuencia, es decir, si los hechos supuestos no existen para que se deriven las consecuencias, no es posible aplicar la norma por falta del supuesto tipificado y tampoco derivar los efectos jurídicos que se querrían que ocurran.
Es una hipótesis no cumplida y, por ende, frustrada para generar consecuencias. 5.6.3. Las facultades de fiscalización de la ANH y la determinación de Campos Comerciales. 924. El Tribunal pasa a analizar las facultades de fiscalización que la Convocada manifiesta le permiten tomar decisiones que considera no son contractuales, sino el cumplimiento de un deber legal. 925.
Para este propósito, el punto de partida es la definición objetivo y las funciones de la AHN, prescritas en Decreto 714 de 2012: “ARTÍCULO 2°. OBJETIVO. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional”. 926.
A su vez, al listar las funciones generales de la ANH, en su artículo 3.3, prevé: “…3. Diseñar, promover, negociar, celebrar y administrar los contratos y convenios de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, con 177 excepción de los contratos de asociación que celebró Ecopetrol hasta el 31 de diciembre de 2003, así como hacer el seguimiento al cumplimiento de todas las obligaciones previstas en los mismos…” 927.
Ello es concordante con el decreto de creación de la Agencia. En efecto, el Decreto Ley 1760 de 2003, en su artículo 5, había prescribió: “Son funciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, las siguientes: 5.1 Administrar las áreas hidrocarburíferas de la Nación y asignarlas para su exploración y explotación. 5.2 Evaluar el potencial hidrocarburíferos del país. 5.3 Diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento, y administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en los términos del artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen…” (subrayado fuera de texto). 928.
En cuanto al Consejo Directivo, el referido Decreto 714, en su artículo 7, le fijó sus funciones, y dentro de ellas: “…7. Aprobar los manuales de contratación misional de la Agencia, los modelos de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, y establecer las reglas y criterios de administración y seguimiento de los mismos”.
Este mandato se da en concordancia con lo establecido en la Ley 80 de 1993, en su artículo 76. 929. De otra parte, en el artículo 16 del Decreto 714 de 2012, a la vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos, le corresponde: “1. Supervisar el cumplimiento de las obligaciones de los contratos y convenios de exploración y producción de hidrocarburos”.
Y en el artículo 17, le asigna a la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Operaciones: “…1. Diseñar los procesos de control de operaciones, regalías y participaciones”. 930. A la vicepresidencia Técnica, el art.14 del referido Decreto 714 de 2012, le asigna la función de emitir “…conceptos técnicos requeridos por las demás Vicepresidencias en los temas relacionados con asignación de áreas, seguimiento a la exploración, seguimiento a la producción, fiscalización de áreas y los demás que requiera la entidad”. 931.
Estas labores de supervisión y control, de manera alguna pueden entenderse como facultantes a la ANH para que desconozca o se aparte del principio pacta sunt servanda (artículo 1602 del Código Civil). 932. En lo respecta propiamente a la fiscalización, la Ley 2056 de 202056 es norma especial que regula la materia para efectos de regular el Sistema General de Regalías.
En ella se establece el contenido y el alcance, de las facultades de fiscalización de la ANH como administradora de los RNNR. Dado que estamos frente a una norma especial 56 Ley orgánica, por la cual se regula la organización y el funcionamiento del Sistema General de Regalías. 178 del Sistema General de Regalías, el Tribunal considera que su análisis debe partir de la definición de lo que es el “ciclo de regalías y compensaciones” contenida en la referida Ley 2056: “Artículo 14.
Ciclo de regalías y compensaciones. Para los efectos previstos en el inciso segundo del artículo 360 de la Constitución Política, el ciclo de regalías y compensaciones comprende las actividades de conocimiento y cartografía geológica del subsuelo colombiano; exploración y explotación de recursos naturales no renovables; fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables; liquidación; recaudo; transferencia; distribución, ejecución y giro de estos recursos…” 933.
De esta manera, dicho ciclo comprende las siguientes actividades: (i) conocimiento y cartografía geológica del subsuelo, (ii) E&E de los RNNR, (iii) fiscalización de la E&E de estos recursos, (iv) liquidación, (v) recaudo, (vi) transferencia, (vii) distribución, (viii) ejecución y (xix) giro. 934. Es claro que el legislador incluye la exploración y producción (E&P) y la fiscalización de estas actividades para efectos de regular la generación y el giro de regalías y compensaciones.
De manera alguna, la finalidad puede entenderse como que a la ANH y a la ANM se les direccionó toda su competencia -como administradoras de hidrocarburos y minas- al exclusivo y excluyente logro de los objetivos del Estado en materia de regulación de Sistema General de Regalías. 935. Mediante esta Ley 2056, se estableció que: Le corresponde al Ministerio de Minas y Energía (Art.7.A.2.) “…2.
Establecer los lineamientos para el ejercicio de las actividades de conocimiento y cartografía geológica del subsuelo; de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables; y de la fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, procurando el aseguramiento y optimización de la extracción de los recursos naturales no renovables, así como en consideración de las mejores prácticas de la industria”. 936.
En virtud del Art.7.B.2. “… 2. La Agencia Nacional de Hidrocarburos o quien haga sus veces, además de las funciones establecidas en la ley, ejercerá las siguientes funciones relacionadas con la fiscalización de la exploración y explotación de los yacimientos hidrocarburíferos: ejercerá el seguimiento y control de los contratos y convenios; verificará la medición y monitoreo a los volúmenes de producción y verificará el correcto desmantelamiento, taponamiento y abandono de pozos y facilidades” (subrayado fuera de texto).
Claramente son actividades operativas de control, de supervisión, de velar por el cumplimiento de los contratos y de la normatividad aplicable, derivada de dichos contratos. No la facultan para regular al sector o para 179 modificar los contratos vigentes, las políticas públicas contenidas en las leyes o en las decisiones reglamentarias de las autoridades competentes. 937.
En el artículo 17 se prescribe: “ARTÍCULO 17. Fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables. La fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, deberá estar orientada al cumplimiento de las normas y de las obligaciones derivadas de los contratos y convenios, títulos mineros y demás figuras que por mandato legal permiten la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, incluidas las etapas de desmantelamiento, taponamientos, abandono y en general de cierres de operaciones tanto mineras como de hidrocarburos, según corresponda; igualmente incluye la determinación y verificación efectiva de los volúmenes de producción, la aplicación de buenas prácticas de exploración, explotación y producción, el cumplimiento de las normas de seguridad en labores mineras y de hidrocarburos, la verificación y el recaudo de regalías y compensaciones, como base fundamental para el funcionamiento del Sistema General de Regalías” (subrayado fuera de texto). 938.
En cuanto a las normas reglamentarias técnicas, el MME ha expedido una serie de resoluciones relativas a las operaciones petroleras, cobijando aspectos técnicos de las mismas (resoluciones 40048 de 2015, 49396 de 2015, 41251 de 2016 y la 40009 de 2021). Se trata de normas ministeriales de contenido especial, de alcance técnico, no de normas reglamentarias del presidente de la República, de alcance más general y de definición o desarrollo de políticas públicas.
Ello no obsta para señalar que, en ninguna de las dos categorías, reglamentos gubernamentales generales o regulaciones técnicas de nivel ministerial, se podría entender que estas facultan al Ministerio o a la Agencia a modificar los Contratos E&E. 939. Del hecho de que se establezcan -en estas regulaciones técnicas- autorizaciones o permisos que deba otorga la autoridad como tal, para esta o aquella operación o inversión, no puede predicarse que ello erosione o limite la autonomía contractual de la empresa petrolera Contratista.
Por el contrario, es la operadora la que propone o solicita, y la autoridad acepta, autoriza o permite. De otra parte, cuando quien acepta, autoriza o permite es la ANH como Contratante, es con esas acciones que expresa su consentimiento contractual a lo planteado por su Contratista, porque los contratos regidos por el derecho privado son acuerdos bilaterales que no se pueden interpretar o modificar unilateralmente por las partes contratantes. 940.
Dentro de estas regulaciones técnicas ministeriales (no del Presidente de la República), merece especial atención la Resolución 40009 de 2021 en cuanto que, a través de ella, el MME estableció lineamientos57 “generales y específicos” para la ANH, para el desarrollo de la fiscalización de proyectos de exploración y producción de hidrocarburos: 57 Reglamenta el numeral 2, literal A, artículo 7, Ley 2056 de 2020. 180 • En el artículo 2., de definiciones, se prescribe que: “De conformidad con el artículo 17 de la Ley 2056 de 2020, la fiscalización de la Exploración y Explotación de recursos naturales no renovables, consistirá en verificar el cumplimiento de las normas y de las obligaciones derivadas de los contratos y convenios… igualmente incluye la determinación y verificación efectiva de los volúmenes de producción, la aplicación de buenas prácticas de Exploración, Explotación y producción, el cumplimiento de las normas de seguridad en labores mineras y de hidrocarburos, la verificación y el recaudo de regalías y compensaciones, como base fundamental para el funcionamiento del Sistema General de Regalías” (negrilla fuera de texto). • En este mismo artículo 2, se define que las “buenas prácticas de la industria del petróleo” están dadas para “… la obtención del máximo beneficio económico en la recuperación final de las reservas de hidrocarburos…” (negrilla fuera de texto).
En otras palabras, el máximo y eficiente recobro de reservas del yacimiento. Actividades delimitadas a acciones técnicas, operativas, no de diseño o modificación de políticas públicas para incentivar o no inversiones en exploración y producción petrolera. • Por el contrario, reiterando el análisis atrás realizado, en las fases precontractuales y como administradora del recurso, su Consejo Directivo sí que puede establecer, definir y modificar el tipo y alcance de las contraprestaciones contractuales.
Ello es claro al ejercer sus atribuciones legales para estructurar las nuevas minutas o borradores de los Contratos E&P para los procesos de asignación de contratos nuevos para bloques exploratorios. • Continuando con el discernimiento de las facultades de fiscalización, en el artículo 3 de la Res.40009 en mención, se señalan los lineamientos generales para la fiscalización así: (i) velar porque se dé cumplimiento a las normas en materia de exploración y producción, y la aplicación de buenas prácticas, (ii) velar para que las operaciones sean responsables y sostenibles y (iii) realizar acciones para mitigar y gestionar los riesgos inherentes a las operaciones. • En el artículo 4, lista 11 lineamientos técnicos, tales como: (i) velar por la presencia administrativa y técnica permanente, (ii) orientar la gestión administrativa para que esté sistematizada, (iii) entregar informes al MME, (iv) administrar, manejar y custodiar los documentos físicos y digitales, la información, (v) velar porque los trámites presentados por la operadores se gestionen y tramiten en los términos de ley, (vi) “apoyar y facilitar la gestión del Ministerio de Minas y energía en los asuntos regulatorios y de política sectorial” (nral.9). 941.
Así que estamos frente a un marco reglamentario especial, de una importante especificidad técnica, que inequívocamente fija y delimita el alcance de las facultades de fiscalización. 942. En virtud de estas facultades y con ese propósito, la ANH verifica el cumplimiento de las obligaciones contractuales, pero también lo hace con respecto a normas relativas 181 de seguridad industrial, a la aplicación de buenas prácticas en las operaciones, vela por el máximo beneficio en la recuperación de las reservas de hidrocarburos, entre otras. 943.
De manera alguna, se establece que –en ejercicio de sus facultades de fiscalización- la ANH pueda o tenga la facultad de modificar o interpretar unilateralmente los Contratos E&E. En otras palabras, con base en las facultades de fiscalización, la ANH no se convierte en entidad reguladora del sector o determinadora de la política pública de hidrocarburos a nombre de la Nación, mucho menos con capacidad para modificar los contratos que ha suscrito. 944.
Con base en los artículos 3 y 5, del Decreto 070 de 2001, el MME emitió la Resolución 181495 de 2009, como reglamento técnico en materia de exploración y explotación de hidrocarburos. Con base en el artículo 12, debe velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y los reglamentos técnicos. Esto con la finalidad de que las mismas se desarrollen en forma técnica y económica, que se asegure el aprovechamiento de los hidrocarburos de propiedad estatal en forma racional e integral. 945.
En virtud del artículo 37 de la referida Resolución 181495, se estableció la obligación del contratista de cumplir una serie de requisitos “de estricto cumplimiento”, para obtener el otorgamiento del inicio de explotación por parte del Ministerio de Minas y Energía, hoy la ANH. En estos términos, se exige: i. Diseño de facilidades de producción. ii.
Instaladas dichas facilidades, el Ministerio verificará si estas corresponden al diseño aprobado. iii. Se debe aportar un análisis de riesgo operacional, la licencia global ambiental y las autorizaciones o aprobaciones necesarias. iv. Es necesario el aforo de tanques, la calibración de equipos de medición, el patronamiento de cintas, termómetros y demás instrumentos y equipos de medición y laboratorios, los cuales deben estar certificados debidamente y verificados por el Ministerio de Minas y Energía. 946.
Para los contratos E&E, suscritos por la ANH, se presentará la información del Plan de Desarrollo del Campo Comercial. Se señala -además- que las tasas eficientes de producción presentadas por el contratista deben ser aprobadas por el Ministerio de Minas y Energía. 947. En virtud del Decreto 714 de 2012, y del artículo 3 de la Resolución 400009 de 2021, le corresponde a la ANH hacer seguimiento al cumplimiento de las normas técnicas relativas a la exploración y explotación de hidrocarburos, competencia esta que era del Ministerio de Minas y Energía. 182 948.
De esta manera, es claro que el otorgamiento del inicio de explotación por parte de la ANH, es una aprobación que surge de su deber legal de velar por el cumplimiento del reglamento técnico (Resolución 181495) que regula la exploración y explotación de hidrocarburos. Esta función no hace referencia a la delimitación de Campos Comerciales o de Áreas de Explotación. 949.
Planteado el contexto en cuanto a la autonomía contractual de la contratista y el alcance de la fiscalización de la ANH, así como de la interpretación contractual y la aplicación de las normas externas al Contrato, a la luz del Contrato E&E Cubiro se da respuesta a los interrogantes de los problemas jurídicos de este caso, parte central de la controversia, en últimas, si de conformidad con el Contrato se puede tener o no más de un Área de Explotación; si tiene el Contratista derecho a declarar Áreas de Explotación, para distintos campos comerciales, sobre yacimientos independientes y la Declaración de Comercialidad. 950.
Eje central de la controversia entre las partes, radica en determinar si, conforme al Contrato Cubiro, la regulación y la Ley, Frontera goza de autonomía para determinar los Campos Comerciales y las Áreas de Explotación. 951. La ANH interpreta que un Área de Evaluación, no puede tener más de un Área de Explotación 952. Frontera ha sostenido que el Contrato E&E Cubiro regula el escenario en que en una misma Área de Evaluación se efectúen nuevos Descubrimientos que, por definición, pueden dar lugar a un nuevo Campo Comercial y, por ende, a una nueva Área de Explotación, distinta de aquella que resulte del Descubrimiento “inicial”. 953.
Luego, la ANH manifestó que, derivado de yacimientos en una misma estructura regional, no se podían establecer distintos Campos Comerciales. "Estructura regional" no es un término que contractual o legalmente exista. Para fundar su posición, la ANH hace referencia a un documento denominado Petroleum Resources Management System (PRMS) que se utiliza en el sector petrolero como una guía internacional de buenas prácticas para medir reservas de hidrocarburos y que, además de no referirse en punto alguno a "estructura regional", expresamente consigna que las definiciones y directrices contenidas en dicho documento no deben interpretarse como modificatorias de la interpretación o aplicación de la regulación de un país determinado.
En particular, tal advertencia se itera al definir el PRMS el concepto "Campo", definición regulatoria que prevalece frente a una distinta del PRMS (Ver Prueba 143). 954. A este respecto, la Cláusula 1.6. del Contrato establece: “Área de Explotación: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Clausula 9 (numeral 9.3) del 183 presente contrato.
El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan”. 955. Se destaca que es clara la redacción de esta provisión contractual al referirse a que el Área de Explotación es una parte de la contratada, donde se localizan uno o más Campos Comerciales, y que a su vez cada uno puede comprender uno o varios yacimientos, haciendo mención expresa a la Cláusula 9.3. 956.
En esta última, las partes acordaron: “9.3. Área de Explotación: El Área de Explotación estará delimitada por un polígono regular. preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de este dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilometro, siempre que el Área Contratada lo permita.
Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral”. 957. Se colige de la lectura conjunta de estas dos disposiciones contractuales, que (i) el Área de Explotación es aquella, dentro del Área Contratada, en la cual se ubican uno o más Campos Comerciales y (ii) que dicha Área de Explotación se delimitará por un polígono regular mas un margen de 1 km. 958.
En este punto, el Tribunal considera necesario mencionar que -en efecto- en un área contratada puede delimitarse más de un Área de Explotación. En el laudo Petrominerales - ANH, se analizó a abundantemente si en la minuta de los Contratos E&E que suscribe la ANH se restringe o no el número de Áreas de Explotación dentro de un Área Contratada.
Afirma el referido Tribunal: “… Entonces, estima el Tribunal, que en armonía con las normas legales y con la evolución que se ha dado en la regulación hasta ahora, el Contrato además de establecer un esquema sin un máximo o sin un tope de número de unidades (descubrimientos) agrupables en Campos Comerciales y subsecuentemente en Áreas de Explotación, pero sí con un mínimo correspondiente a la unidad (sin fracciones) de “descubrimientos” o yacimientos descubiertos por Área de Explotación, definió claramente las características técnicas que debe revestir el hallazgo para que pueda ser considerado como una “unidad independiente”, es decir, para ser la unidad indivisible, no susceptible de ser fraccionada para asignar sus fragmentos a sendas Áreas de Explotación. En efecto, el Contrato se refirió a mecanismos de producción, propiedades petro - físicas y propiedades de fluidos como los elementos determinantes para fundar en ellos el comportamiento como “unidad independiente” que permite predicar la existencia de un yacimiento.” (pág.182 del laudo). 184 959.
Es claro que, con las respectivas Áreas de Explotación para uno o varios campos, compuestos a su vez por uno o varios yacimientos, el Contratista puede definir diferentes Áreas de Explotación, dentro del Área Contratada, no pudiendo cada uno de los yacimientos fraccionarse en diferentes Áreas de Explotación. 960. De hecho, en el laudo Gran Tierra – ANH, se concluye que esa posibilidad de tener Áreas de Explotación individualizadas dentro de una misma Área Contratada surge además del entendimiento de que ello es condición necesaria para que diera fruto una política pública gubernamental dirigida a estimular inversiones en campos menores: “Lo expuesto, en aras de la concreción, resulta suficiente para que el Tribunal pueda advertir que la utilización de la expresión "cada Área de Explotación" no fue fortuita ni accidental, sino que su inclusión en la minuta modelo del contrato, en el propio Contrato de Exploración y Explotación Chaza y su posterior reiteración en las diferentes versiones, configuran un elemento absolutamente revelador de la intención de las partes orientada a la separación o individualización de "cada Área de Explotación" para efectos propios de la liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos, es decir al carácter no acumulativo de las diferentes áreas para el mismo propósito.
Todo lo anterior refleja además que dicha intención estuvo presente no solo al momento de promover el contrato y de celebrarlo, sino también que una de la partes, Agencia Nacional de Hidrocarburos, la siguió exteriorizando en los modelos contractuales de las Ronda Caribe 2007,Mini Ronda 2007 y Mini Ronda 2008, subsiguientes al Contrato de Exploración y Explotación Chaza, que si bien no vincularon a la convocante, permiten apreciar que la orientación de la convocada en cuanto a la intención que la animó a suscribir el contrato materia de arbitraje se preservó en el tiempo para determinar relaciones negociales posteriores, hecho éste entonces no carente de significado y elocuencia”. 961.
En el mismo orden de ideas, dado que es al Contratista a quien le corresponde declarar la comercialidad de un Campo Comercial, dicha declaración necesariamente implica que al Contratista se le atribuya la concreción material del Área que cobija dicho campo que él, a la luz de la Cláusula 1.9., “…ha decido explotar comercialmente”. Mal podría el contratista decidir la explotación comercial, sin que de suyo delimite y ubique el área de dicha explotación comercial, en los términos de la 9.3. 962.
Esto es concordante, con el hecho de que en la misma Cláusula 9.3 las partes acordaron que “…Como quiera que el Área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral”, y por su parte, en este numeral (9.4.) se señala que si el Contratista determina que un Campo Comercial va más allá del Área de Explotación que inicialmente definió, podrá solicitar a la ANH la ampliación del Área 185 de Explotación siempre que no se extienda más allá del Área Contratada y fija reglas si se superpone con otra Área de Explotación. 963.
En el laudo arbitral de Petrominerales – ANH referido, que trata a profundidad la autonomía del contratista frente a la identificación y delimitación de los yacimientos que encuentre, la declaración de campos comerciales que así considere, con la subsecuente delimitación de Áreas de Explotación, se concluye que: “En efecto, solo con posterioridad a la presentación del Plan de Explotación, el Contratista puede obtener la “aceptación” de la ANH que, como ya se dijo, opera de manera tácita, según aparece pactado en el Contrato, por el mero silencio de la ANH, y que versa sobre el contenido de ese mismo Plan de Explotación, en el cual además de la identificación de las coordenadas ya solo se refiere a una prospección del desarrollo (programa de perforación, métodos de extracción y procesos a los que se someterán los fluidos “extraídos”), un pronóstico de la producción, una identificación de factores críticos para la ejecución del plan, una propuesta de Punto de Entrega y de canasta de crudos, así como un programa de abandono. Es decir, los aspectos sobre los cuales versa la “aceptación” que la ANH daría -cuando no se pronuncia- o niega cuando se manifiesta en ese sentido, no tienen ya que ver con la descripción geológica del yacimiento ni con su configuración estructural ni con las propiedades físicas de las rocas y fluidos, ni con la presión, volumen y análisis de temperatura de los fluidos de los yacimientos, ni siquiera con la interpretación que de esos aspectos ha hecho autónomamente el Contratista para efectos de conformar un Área de Explotación, tal como se lo permite el texto contractual.
Para el Tribunal esta consideración es de crucial importancia en la delimitación de las facultades que tiene el Contratista para denunciar un Descubrimiento o yacimiento descubierto e identificarlo como una unidad independiente con base en los tres elementos previstos en el Contrato, esto es: mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.
En efecto, la autonomía que de él -del Contratista- se predica, se traduce efectivamente en la posibilidad que tiene de considerar yacimiento descubierto a la acumulación de hidrocarburos que identifique, siempre que encuentre e informe que ésta se comporta como unidad independiente desde la perspectiva de los tres aspectos señalados; pero también implica la posibilidad de que el Contratista configure el esquema de sus Campos Comerciales (con uno al menos o un grupo de descubrimientos) y de sus Áreas de Explotación (con uno o un grupo de campos comerciales).
Es entonces al denunciar un Descubrimiento que el Contratista ejerce plenamente su autonomía técnica y la ANH, en respeto de la misma, pero con la información obtenida, confirmará el cumplimiento del Contrato, es decir la realización oportuna y cabal (completa y consistente) del procedimiento de reporte e informe (incluso técnico), en desarrollo de lo cual la ANH, se reitera, solo corroborará que el Contrato se cumple, que las exigencias mínimas del mismo estén debidamente acreditadas (por ejemplo, que 186 un yacimiento descubierto sea una unidad independiente de acuerdo con los tres aspectos técnicos señalados y no solo un fragmento que ha sido desagregado para constituir artificialmente un Área de Explotación sin tener la entidad mínima para ello).
La autonomía del Contratista, desde luego, no puede considerarse como absoluta; de hecho no lo es en este Contrato CORCEL en cuanto que la actuación del Contratista está contractualmente sometida a un procedimiento (oportunidad y actuación reglada) y a ciertos parámetros conceptuales que determinan lo que éste -el Contratista- puede o no, por ejemplo, considerar como un Descubrimiento, o la forma en que puede conformar un Campo Comercial: con uno o más descubrimientos pero, al menos, con uno y no con apenas una fracción de un Descubrimiento.
La autonomía entonces conlleva a que ante el Contratista se abra una cierta discrecionalidad (en todo caso fundada en la Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo y en el Contrato con sus fines que además son de interés público por virtud de la ley) para la conducción de las operaciones, la cual está limitada por lo que el mismo Contrato exige.
Si el Contratista cumple con el respeto a las limitaciones y honra cabalmente las cargas que se desprenden de las obligaciones en cabeza suya, la ANH no tiene, ni puede tener, intervención en ninguna de las decisiones de la operación del Contratista, ni en los criterios que sean aplicados por él, salvo, se reitera, cuando éstos impliquen una transgresión al Contrato o a los límites y cargas que éste le impone al Contratista.
En efecto, en cuanto las previsiones contractuales explícitamente determinan la autonomía en cabeza del Contratista, ésta solo puede estar limitada por estipulaciones también expresas y contractuales, es decir, de la misma índole, que, como el numeral 9.3. de la cláusula 9, establecen requisitos (en ese caso técnicos) para considerar yacimiento descubierto a una acumulación de Hidrocarburos solo en cuanto ésta se comporte como unidad independiente por los tres precisos aspectos mencionados en el Contrato, lo que impide que un pozo, una simple emanación o un fragmento de una acumulación que en realidad es más amplia -y por ende fragmentada no se comporta como unidad independiente en cuanto a los tres aspectos ya citados-, sea considerada como un Descubrimiento y erigida como un Área de Explotación” (págs.194 y 195 del citado laudo arbitral). 964.
Abundando en el entendimiento del texto contractual, la Cláusula 8.1. es diamantina cuando se trata de la decisión, y de quién la toma, sobre si un descubrimiento es o no comercial y, por ende, si se está frente a un Campo Comercial: “Aviso: Dentro de los tres (3) Meses siguientes al vencimiento del término estipulado para la ejecución del Programa de Evaluación o al vencimiento del plazo acordado según el parágrafo del numeral 7.6 de la Cláusula 7, si le es aplicable, EL CONTRATISTA entregará a la ANH una declaración escrita que contenga de 187 manera clara y precisa su decisión incondicional de explotar o no comercialmente ese Descubrimiento.
En caso afirmativo, a partir de esa declaración el Descubrimiento se tendrá como un Campo Comercial”. 965. No puede afirmarse que esa decisión unilateral e incondicional del Contratista, que genera inmediatamente la existencia de un Campo Comercial, pueda ser vacua, indefinida o indeterminada material, superficiaria o territorialmente.
El contrato, al darle plena autonomía al Contratista, refleja el entendimiento de que la declaratoria de un campo comercial es una decisión que esta toma con base en, entre otros elementos, los niveles de inversión, los gastos de operación, la curva de producción estimada, la participación estatal en la renta petrolera, las proyecciones de precios, su evaluación del nivel de riesgo geológico, político, jurídico.
Es particularmente compleja para campos menores, en los cuales los bajos niveles de reserva y de producción diaria condicionan o limitan el retorno de capital y la renta esperada. Por ello el contrato le asigna autonomía al Contratista para realizar la delimitación del Área de Explotación del respectivo campo comercial, respetando unos parámetros técnicos que le dictan el contrato y las normas reglamentarias aplicables. 966.
Para el Tribunal es claro que estas son consideraciones determinantes para pasar de la fase exploratoria a la de desarrollo, y resalta que dichos elementos diferencian el concepto de “campo comercial” como proyecto viable de inversión con la definición de “campo”, como concepto geológico, de la SPE en el documento PRM, que no aparece en el Contrato Cubiro y que, claramente, se aparta de la definición de “campo comercial” de la cláusula 1.9. del referido contrato. 967.
Especial atención debe darse a la remisión que la Cláusula 1.6. hace al Decreto 3229 de 2003, especialmente porque la Convocada en este proceso arbitral, colige de dicha mención que le corresponde a la autoridad gubernamental definir el área, lo que conllevaría la delimitación de los campos comerciales. 968. En los considerandos del referido Decreto 3229 de 2003, se transcribe la Ley 141 de 1994, y en su artículo 8, establece: "Cuando un yacimiento de un recurso natural no renovable se encuentre ubicado en dos o más entidades territoriales, la distribución de las regalías y las compensaciones producto de su explotación, se realizará en forma proporcional a la participación de cada entidad en dicho yacimiento en los términos estipulados en la Ley 141 de 1994, independientemente del área que se esté explotando en la fecha de corte de la liquidación. El Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta el área del yacimiento y los volúmenes de producción, definirá para cada caso mediante resolución la participación que corresponda a cada entidad territorial" (subrayado fuera de texto). 188 969.
Claramente, el supuesto normativo se refiere (i) al yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales, y (ii) para definir la distribución proporcional de las regalías y compensaciones entre entidades territoriales. 970. Posteriormente, mediante el Decreto 1142 de 202158, que modifica el Decreto 1821 de 2020, Decreto Único Reglamentario del Sistema General de Regalías, en el Artículo 3.1.1.1.5., Título 1, Explotación de recursos naturales no renovables, Capítulo 1, Yacimientos ubicados en dos o más entidades territoriales, se prescribe: “Definición del Área del Yacimiento de Hidrocarburos.
Para efectos de determinar el porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la producción de un yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales o en espacios marítimos jurisdiccionales que beneficien a dos o más entidades territoriales, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, definirá el porcentaje del Área del Yacimiento de Hidrocarburos que se encuentre ubicada en cada una de las entidades territoriales ” (subrayado fuera de texto). 971.
Esta norma se dictó (i) para determinar la participación en regalías y compensaciones de las entidades territoriales, (ii) con el supuesto normativo de que se trata de un yacimiento que se ubica en dos o más entidades territoriales, y (iii) faculta a la ANH para definir el área de superposición con el yacimiento que se ubique en cada una de ellas (entidades territoriales).
Mal puede concluirse, que esta norma faculta a la ANH para definir las áreas de los yacimientos, estableciendo un deber o facultad legal que le permite desconocer previsiones contractuales. 972. De hecho, determina que esta definición de la ANH se actualizará (parágrafo 3, Art.3.1.1.1.5.), “… 2. Cuando la compañía operadora considere necesario actualizar las coordenadas del yacimiento de acuerdo con la nueva información adquirida a través de la perforación de pozos exploratorios…” (subrayado fuera de texto). 973.
Evidentemente, la norma hace referencia a la proyección vertical en superficie, yacimiento por yacimiento, no a la delimitación del campo comercial que puede comprender uno o varios yacimientos subyacentes. Aún en el supuesto de que se tratare de un campo comercial con un solo yacimiento, de acuerdo con el texto del Decreto 3229/2003 (artículo 4), referido en la cláusula 1.6., y el Decreto 1142/202159 58 Reglamentario de la Ley 2056 de 2020 (Sistema General de Regalías). 59 Artículo 3.1.1.1.5.
Definición del área del yacimiento de hidrocarburos. Para efectos de determinar el porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la producción de un yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales o en espacios marítimos jurisdiccionales que beneficien a dos o más entidades territoriales, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, definirá el porcentaje del Área del Yacimiento de Hidrocarburos que se encuentre ubicada en cada una delas entidades territoriales.
En el caso de los 189 que modificó al Decreto 1821/2020, le corresponde a la ANH hacer la proyección en superficie de dicho yacimiento cuando haya superposición de dos o más entidades territoriales, y con base en la información que le suministre el contratista, y prescribe que deberá actualizarla cuando el contratista lo considere necesario.
Esto es así, porque mal podría la ANH apartarse de la información o datos geológicos adquiridos por el contratista, de las conclusiones a que este llega en cuanto a la extensión y ubicación del yacimiento, para hacer dichas proyecciones en superficie. 974. Al hacer la proyección en superficie de lo que ya está definido por el contratista, lo que determina la ANH -reitera el Tribunal- es la proporción en superficie que le corresponde a cada entidad territorial de las respectivas regalías y compensaciones.
Por lo que el artículo 3.1.1.1.5., del referido Decreto 1142 de 2021, ordena que esta yacimientos localizados en los espacios marítimos, la definición del porcentaje se realizará previa delimitación de la Dirección General Marítima (DIMAR). Lo anterior, con base en la siguiente información, la cual deberá ser suministrada por la compañía operadora del campo de producción: 1.
Mapa estructural del yacimiento proyectado verticalmente. El área proyectada del yacimiento comprenderá el menor número posible de vértices, cuya delimitación debe estar referida al datum MAGNA- SIRGAS con proyección al origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAG). Para yacimientos ubicados en áreas marinas, la delimitación debe realizarse con base en el sistema de coordenadas utilizado por la Dirección General Marítima (DIMAR). 2.
Mapa de la división político-administrativa establecida por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAG) de las entidades territoriales involucradas en la distribución del yacimiento, cuyas coordenadas deben estar referidas al datum MAGNA - SIRGAS con proyección al origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAG).
Para yacimientos ubicados en áreas marinas, dicho mapa debe elaborarse con base en el sistema de coordenadas utilizado por la Dirección General Marítima (DIMAR). 3. Mapa de superposición de los mapas anteriormente referidos. 4. Señalamiento en kilómetros cuadrados (km2) y porcentual del área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial.
Parágrafo 1°. La información espacial deberá presentarse tanto en formato análogo como digital, en la forma exigida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización. Parágrafo 2°. La información señalada en el presente Artículo será entregada por la compañía operadora a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, junto con la solicitud de aprobación del Formulario 6 “Informe de Terminación Oficial”, o el documento establecido para el efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de Hidrocarburos.
Parágrafo 3°. La información a la que se refiere el presente Artículo deberá ser actualizada en los siguientes eventos: 1. Cuando la compañía operadora presente el Formulario 6 “Informe de Terminación Oficial”, o el que haga sus veces, para cada uno de los pozos exploratorios. 2. Cuando la compañía operadora considere necesario actualizar las coordenadas del yacimiento de acuerdo con la nueva información adquirida a través de la perforación de pozos exploratorios, en este caso presentará el Formulario 6 “Informe de Terminación Oficial”, o el que haga sus veces, con la actualización de las coordenadas del yacimiento, informando así a la entidad fiscalizadora. 3.
Cuando la compañía operadora presente el Informe Técnico Anual. 4. Cuando la compañía operadora solicite el inicio de explotación del campo. 5. Cuando la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, así lo solicite. Parágrafo 4°. En el evento de que una porción del yacimiento esté ubicada dentro de los límites de las 40 millas náuticas marinas delimitadas por la Dirección General Marítima (DIMAR) y la porción restante exceda tal límite, le aplicará lo dispuesto en el presente artículo. 190 determinación de los porcentajes se hará con base en la información que entregue la empresa operadora del campo de producción. Claramente a esta última le corresponde la delimitación de los yacimientos, con base en las reglas técnicas que los reglamentos ordenan.
No en vano, en el parágrafo 3, se establece que la información proveída por la operadora se actualizará por ella misma al presentar diferentes informes y reportes, para efectos de esta repartición entre entidades territoriales, pero también cuando la ANH o la autoridad fiscalizadora lo solicite (nral.5), obviamente, a la operadora. 975.
La argumentación de la ANH en la Contestación a la Demanda Reformada, en este punto llama la atención – en particular- por la conclusión de que no pueden darse o denominarse como tales a los nuevos descubrimientos en un Área de Evaluación, distintos al descubrimiento que le dio origen: “Los nuevos volúmenes que se localizan dentro del Área de Evaluación no son susceptibles de ser considerados como Descubrimientos porque sobre ellos no puede emitirse un Aviso de Descubrimiento con ocasión de lo pactado en el numeral 7.7 de la Cláusula 7 del Contrato.
Son susceptibles eso sí, de hacer parte del Descubrimiento que se evalúa y que conforman -sin contradicción alguna- el Campo Comercial que se genera con la Declaración de Comercialidad, que como se verifica en el Contrato, solo es posible bajo un proceso”. 976. El testigo Berny José Méndez Castro60, aclaró que el asunto no es con respecto a que haya un nuevo Descubrimiento, sino que habiéndolo lo que la ANH considera es que no puede conformar otro Campo: “SR. MÉNDEZ: No, ahí digo que voy a hacer un pozo A3 porque no tengo nada en el área y esa es la única forma de corroborar la posible existencia, sí. DR. MARTÍNEZ: Entonces, sí y con ese pozo A3, ¿tengo un hallazgo? SR. MÉNDEZ: Tiene un hallazgo si sale exitoso.
DR. MARTÍNEZ: Entonces digo, bueno, voy a hacer un plan de evaluación y voy a perforar otros pozos A2. SR. MÉNDEZ: Eso nos dice precisamente el hallazgo y ya lo explico allá. DR. MARTÍNEZ: Perfecto, ¿pero ya no es A3? SR. MÉNDEZ: Los siguientes no. DR. MARTÍNEZ: [01:22:28] Los siguientes no. ¿Entran dentro de otra de las clasificaciones? SR. MÉNDEZ: Sí, señor.
DR. MARTÍNEZ: ¿Si encuentro otro hallazgo distinto, no es válido? SR. MÉNDEZ: Otro hallazgo de otro yacimiento, claro, pero no conforma otro campo”. 977. Aparte de lo ya señalado con base en la interpretación gramatical y la integral de los textos del Contrato Cubiro, es relevante acudir a la interpretación teleológica del 60 Audiencia del 16.10.2024. 191 mismo para encontrarle el sentido o significado esperado a sus cláusulas, aunque su tenor literal es suficientemente claro. 978.
Es claro que el Contrato Cubiro inequívocamente, desde las Cláusulas que definen el objeto y el alcance de este (2.1. y 2.2., respectivamente), está estructurado con el fin de que al Contratista se le conceda el derecho -con exclusividad- para que realice las actividades de exploración y producción de los yacimientos estatales que encuentre en el subsuelo del área contratada.
Esa es la finalidad que las partes le dieron expresamente al Contrato Cubiro. 979. En la Cláusula 2.2. se precisa la forma como el contratista ejercerá el derecho que el contrato le confiere, al detallar que éste “…adelantará las actividades y operaciones materia de este contrato, a su exclusivo costo y riesgo, proporcionando todos los recursos necesarios para proyectar, preparar y llevar a cabo las actividades y Operaciones de Exploración, Evaluación, Desarrollo y Producción, dentro del Área Contratada”. 980.
Este derecho exclusivo a explorar y producir el o los yacimientos estatales que descubra en el área contratada, asumiendo todas las inversiones y costos por su cuenta y riesgo, tiene como contraprestación el “…derecho a la parte de la producción de los Hidrocarburos provenientes del Área Contratada que le correspondan, de acuerdo con la Clausula 14 de este contrato” (2.1.). 981.
Así las cosas, además del tenor literal y del análisis integral del Contrato, de las Cláusulas 1.6. y 9 referidas, para lograr la finalidad de este es necesario que el Contratista tenga la potestad, aunque reglada contractualmente y dentro del marco normativo técnico aplicable, de delimitar lo que considera un yacimiento, un Campo Comercial y su correspondiente Área de Explotación. De otra manera, no parece razonable la expectativa gubernamental de que un contratista invierta su capital de riesgo. 982.
De otra parte, en el laudo Gran Tierra – ANH, en el cual se analizó amplia y pormenorizadamente si la ANH -en virtud del contrato- puede sumar la producción acumulada de cada área de explotación, para la aplicación de la Cláusula 16.2 Derecho por Precios Altos, el Tribunal perentoriamente afirmó61: “… Realizado el análisis de las distintas declaraciones que se practicaron en el curso del proceso, así como de los documentos contractuales y los diferentes dictámenes periciales que se aportaron y practicaron en el proceso, el Tribunal puede concluir lo siguiente: 61 Gran Tierra – ANH, pág.303 192 1.
Que dentro de una misma Área Contratada de exploración y explotación de hidrocarburos pueden coexistir varias áreas de explotación. En razón de lo anterior, una vez se cumplan las condiciones estipuladas en la cláusula 16.2 del nuevo modelo contrato de exploración y explotación de hidrocarburos adoptado mediante el Acuerdo 0010 de 2004, deben liquidarse los derechos económicos por Precios Altos individualmente con respecto a cada Área de Explotación, porción ubicada dentro de un Área Contratada. 2.
Que examinado el texto del denominado Contrato Chaza62 y en particular la cláusula 16.2 del mismo, y conforme con las anteriores conclusiones, para determinar la base de liquidación de los derechos económicos por Precios Altos a favor de la ANH, sólo debe tenerse en cuenta la producción acumulada de cada Área de Explotación. Por lo anterior, toda vez que el campo de explotación Costayaco es diferente del Campo Moquetá, la liquidación de los derechos económicos por Precios Altos debe realizarse en forma independiente respecto de cada uno de estos campos”. 983.
De esta forma, del clausulado de la Minuta 01 de 2004, acogida mediante Acuerdo 01 de mayo de 2004, expedido pocos meses antes de la firma del Contrato E&E Cubiro (8/10/2004)63, se concluye la liquidación del Derecho por Precios Altos debe liquidarse para cada Área de Explotación, sin sumar la producción de otras Áreas de Explotación dentro del Área Contratada.
Con ello, la ANH encontró que no le es dado sumar la producción acumulada de las Áreas de Producción, ni pretender que solo puede haber un Área de Producción que cobije a todos los Campos Comerciales dentro de dicha Área Contratada. Pretender hacerlo implicaría un incumplimiento del contrato respectivo. 984. Mal podría la ANH interpretar que puede sumar las producciones acumuladas de las Áreas de Producción de los Campos Comerciales en el Área Contratada, porque con esta interpretación incumpliría el contrato, tal como se concluyó en el laudo Gran Tierra – ANH, atrás referido. 5.7.
El análisis y el pronunciamiento expreso respecto de las pretensiones Con base en lo anterior, el Tribunal procede a analizar y decidir las pretensiones de la Demanda. Primer grupo de pretensiones principales de la Demanda 62 Suscrito el 27 de junio de 2005, unos meses después del Contrato E&E Cubiro. Las siguientes Rondas de áreas, con nueva minuta incluida, se realizó dos años después en 2007. 63 Diario Oficial No 45.569 del 04 de junio de 2004. 193 985.
El primer grupo de pretensiones apunta a que, “… Con fundamento en el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de propiedad de la Nación, Sector Cubiro (en adelante “Contrato E&E Cubiro”), su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH…”, se declare que: 1. No hay lugar a un nuevo Periodo de Evaluación ni resulta necesario un nuevo Aviso de Descubrimiento, cuando nuevos volúmenes de Hidrocarburos son encontrados en una misma Área de Evaluación o de Explotación. 2.
El Contratista tiene el derecho a declarar distintos Campos Comerciales derivados de yacimientos descubiertos que se comporten como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. 3. El Contratista tiene el derecho a declarar tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales independientes existan”.
Conclusiones del Tribunal frente al primer grupo de pretensiones 986. En consecuencia, en relación con la pretensión No. 1: 1. No hay lugar a un nuevo Periodo de Evaluación ni resulta necesario un nuevo Aviso de Descubrimiento, cuando nuevos volúmenes de Hidrocarburos son encontrados en una misma Área de Evaluación o de Explotación. 987.
El Tribunal considera que esta pretensión No. 1 está llamada a prosperar, ya que corresponde literalmente a lo previsto en la Cláusula 7 del Contrato Cubiro. 988. Interpretando el Contrato, de conformidad con las reglas de interpretación de los contratos, previamente referidas, en su Cláusula 7.7 es claro que en el Periodo de Evaluación no se requiere Aviso de Descubrimiento previo a la presentación de un nuevo Programa de Evaluación, si los nuevos volúmenes de hidrocarburos son encontrados en un Área de Evaluación (o de explotación) existente. 989.
En efecto, la pretensión No. 1 principal de la Demanda, claramente está basada en el contenido literal de la Cláusula 7.7. del Contrato Cubiro, que dispone: “… cuando los nuevos volúmenes de hidrocarburos encontrados hagan parte de una misma Área de Evaluación o de Explotación, no habrá lugar a un período de Evaluación…”. No debe pasarse por alto que la Cláusula 7 contiene las previsiones al presentarse un Descubrimiento y la forma como debe evaluarse el alcance de este. 990.
En esta Cláusula 7 se prescribe que, si el Contratista considera que un Descubrimiento pudiera ser comercialmente aprovechable, debe presentar y ejecutar un Programa de 194 Evaluación (Cláusula 7.2.), cuyo contenido se define en la cláusula, así como el cómo y cuándo se deben presentar los resultados de la evaluación realizada (Cláusula 7.6). 991.
Es en ese contexto de la voluntad expresa y diáfana vertida en el Contrato, que se entiende el alcance y finalidad de la Cláusula 7.7., si los nuevos volúmenes aparecieren dentro del Área en Evaluación, no se requiere otro periodo de Evaluación. 992. Debe precisarse que el supuesto contractual no es que el Contratista haya presentado o no un Aviso de Descubrimiento sobre los nuevos hallazgos, sino que el Contratista haya encontrado esos nuevos volúmenes dentro de una misma Área en Evaluación. 993.
De esta manera, se trata de eximir de los requisitos previos y no de excluir la existencia o posibilidad de reconocer un nuevo descubrimiento. En la primera cláusula del Contrato (definiciones) las partes establecieron que los pozos exploratorios también lo son para encontrar yacimientos adicionales a un descubrimiento: “1.29. Pozo Exploratorio: Es un pozo a ser perforado por EL CONTRATISTA en el Área Contratada en busca de yacimientos de Hidrocarburos, en un área no probada como productora de Hidrocarburos, o para encontrar yacimientos adicionales a un Descubrimiento o para extender los límites de los yacimientos conocidos de un Descubrimiento”.
Es extraño pretender que en el área de un programa de evaluación no puedan darse nuevos descubrimientos. 994. Baste con referir a título ilustrativo, cómo en el Programa de Evaluación Área Petirrojo, presentado en agosto de 2011 (Prueba 12 de la Demanda), la empresa operadora informa las actividades adelantadas con respecto al descubrimiento ya hecho, para efectos de determinar la extensión del yacimiento y avanzar en la determinación de las reservas existentes.
Agrega que, con la prueba extensa de Petirrojo 1 y de 2 pozos exploratorios adicionales (actividad de evaluación), ella podrá identificar otros yacimientos o descubrimientos por realizar, y estructurar sus respectivos planes de explotación: “… La petrofísica y eventuales evaluaciones de tasas de flujo determinarán la necesidad de establecer programas de pruebas extensas que contribuyan a un conocimiento más profundo de los yacimientos a descubrir y así definir planes de explotación que propicien el drenaje óptimo de los hidrocarburos existentes”. 995.
En efecto, para la ANH esta cláusula, lejos de eximir de la obligación de iniciar una nueva evaluación, erróneamente considera que se establece una prohibición de presentar avisos de descubrimiento o declarar comercialidades distintas a la del descubrimiento inicial, dentro de dicha área o programa de evaluación. Esta interpretación de la ANH conlleva reclasificar los pozos exploratorios (ya no podrían ser A-3) así como una serie de complejas e ineficientes decisiones consecuentes, que pareciera finalmente desembocan en una nueva e inédita figura jurídica consistente en “unificar” unos campos que -paradójicamente- considera que no existen: unifica una pluralidad que arguye no existe. 195 996.
En efecto el señor Pedro Abigail Loaiza Vargas, en su testimonio64, es claro al afirmar: “DR. MARTÍNEZ: … eso quiere decir que esos pozos A3 que aparecen allí después la ANH, los reclasificó para que fueran a esos. SR. LOAIZA: Esos pozos a la luz de la nueva interpretación como como una sola estructura, como un campo unificado esos pozos se someten a ser reconsideradas su clasificación de ahí surge la propuesta de que van a ser pozos B1, o sea, pozos que confirman lo ya descubierto en Copa uno en el Pozo copa uno en el año 2010.
DR. MARTÍNEZ:] …. Lo que me está diciendo en un principio se clasificaron como como A3, pero después, en virtud de la interpretación de la ANH que decidió unificar en un mismo campo los reclasifica. SR. LOAIZA: Correcto”. 997. La Cláusula 5.1. del Contrato E&E Cubiro establece el programa mínimo exploratorio: “Para el cumplimiento de las obligaciones del Programa Exploratorio Mínimo, los Pozos Exploratorios propuestos por EL CONTRATISTA deberán ser Pozos Exploratorios para un nuevo campo (del tipo A-3) o Pozos Exploratorios que formen parte de un Programa de Evaluación, conforme lo dispuesto en la cláusula 7 (numeral 7.3b) de este contrato”.
De hecho, los pozos exploratorios propuestos por la Convocante arrojan diversos descubrimientos que la ANH no consideró como tales, con el efecto de englobar en una sola Área de Explotación, con la sumatoria de las producciones y el mayor pago, como consecuencia, del derecho por precios altos. 998. Es por todo ello que el Tribunal no comparte la posición de la Convocada en el sentido de que esta Cláusula 7 lo que quiere decir es que los nuevos volúmenes de hidrocarburos, que se localizan dentro del Área de Evaluación, no son considerados descubrimientos “pues ya hacen parte del descubrimiento que está siendo evaluado”.
Esto contraría el texto del Contrato en el que es claro que un “Descubrimiento” es cada uno de los yacimientos descubiertos, siendo claro que varios descubrimientos (yacimientos descubiertos) pueden encontrarse en una misma Área de Evaluación. A la definición de Descubrimiento nos referiremos también en el siguiente acápite. 999. Como quiera que el texto del Contrato corresponde a lo establecido por la pretensión No. 1, se reitera, se declarará que la misma prospera. 1000.
En relación con la pretensión No. 2, de acuerdo con la cual: 2. El Contratista tiene el derecho a declarar distintos Campos Comerciales derivados de yacimientos descubiertos que se comporten como unidades independientes en 64 Audiencia del 06.09.2024. 196 cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. 1001.
Por lo expuesto con anterioridad y teniendo en cuenta: a) La definición de Campo Comercial en el Contrato (Cláusula 1.9), de acuerdo con la cual el Campo Comercial es la porción del Área Contratada en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos descubiertos, que EL CONTRATISTA ha decidido explotar comercialmente; b) La definición de Declaración de Comercialidad en el Contrato Cubiro (Cláusula 1.10) de acuerdo con la cual el Contratista “declara” que el descubrimiento que ha hecho en el área contratada es un campo comercial.
Por su parte, la regulación de esta figura en la Cláusula 8.1 del Contrato Cubiro establece que esa declaración debe corresponder a la “decisión incondicional de explotar o no comercialmente ese descubrimiento”. Esa declaración tiene el efecto perentorio, dado por la voluntad de las partes en el Contrato Cubiro, de que el Descubrimiento se tendrá como un Campo Comercial. c) La definición de Área de Explotación en el Contrato Cubiro (Cláusula 1.6) como la porción del área contratada en la que pueden existir uno o más Campos Comerciales como se establece en la Cláusula 9.3.
Por su parte, dicha Área de Explotación es definida por el Contratista en el Plan de Explotación Inicial, en los términos de la Cláusula 9. d) La definición de Descubrimiento en el Contrato (Cláusula 1.11), como un yacimiento descubierto que se concreta con el hallazgo de la roca en la cual se encuentran acumulados los hidrocarburos y que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro-físicas y propiedades de fluidos. e) La definición de Evaluación u Operaciones de Evaluación en el Contrato (Cláusula 1.16), como todas las operaciones realizadas en un Área de Evaluación conforme a la cláusula 7, con el propósito de evaluar un Descubrimiento (o yacimiento descubierto en los términos del literal d) anterior), delimitar la geometría del yacimiento (o descubrimiento, de acuerdo con el literal d) anterior) o yacimientos dentro del Área de Evaluación y determinar la viabilidad de extraer hidrocarburos. 1002.
En los términos contractuales, entonces, el Contratista sí tiene derecho a declarar distintos campos comerciales que a su vez se derivan de yacimientos descubiertos que tienen la característica de comportarse como unidades independientes. 197 1003. En síntesis, de acuerdo con el Contrato (i) el campo comercial es una porción del área contratada que el Contratista ha decidido explotar comercialmente, lo cual proviene de (ii) una Declaración de Comercialidad del mismo Contratista que corresponde a una decisión suya e incondicional de explotar comercialmente un descubrimiento, que por dicha voluntad expresada unilateralmente se convierte en un campo comercial;
(iii) es perfectamente posible que existan uno o varios campos comerciales en una misma área de explotación y que (iv) exista uno o varios yacimientos (descubrimientos) en cada uno de dichos campos comerciales. Todo lo anterior proviene también de la evaluación que hace el contratista sobre la viabilidad de extraer hidrocarburos y de sus decisiones comerciales. 1004.
La ANH sostiene que el Contratista no tiene el derecho referido, teniendo en cuenta que de acuerdo con la Cláusula 1.6 del Contrato, el área de cada Campo Comercial comprende la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, “y que defina el Ministerio de Minas y Energía de conformidad con el decreto 3229 del 11 de noviembre de 2003 o con las normas que lo modifiquen o sustituyan”.
De lo anterior, sustrae que es la ANH quien tiene la facultad de definir el área del Campo Comercial, “y no exclusivamente el contratista”. 1005. Esta interpretación es equivocada. En efecto, el Decreto 3229 del 11 de noviembre de 2003, “reglamenta la distribución de las regalías y compensaciones cuando un yacimiento de un recurso natural no renovable se encuentre ubicado en dos o más entidades territoriales” y, en tal sentido, determina lo que debe hacerse bajo ese supuesto normativo, y la manera en que se debe determinar la participación de cada entidad territorial, tal como se analizó detalladamente al analizar la autonomía del Contratista.
El Tribunal no encuentra, entonces, norma alguna ni disposición contractual que le permita a la ANH definir el área de cada Campo Comercial. 1006. Adicionalmente, el Tribunal debe señalar que, si bien lo referente al comportamiento independiente de los yacimientos es una discusión que se abrió en el presente proceso respecto de las razones técnicas para fundamentar y expedir las RIE, excluidas del control de legalidad bajo el presente laudo, lo cierto es que, en todo caso, y en gracia de discusión, si la unificación no se tratase de un asunto jurídico, la ANH no desvirtuó que los yacimientos no se comportan como unidades independientes. 1007.
Así, y si bien, es en otro escenario, en el que se discuta la legalidad de las RIE, en el que corresponderá analizar las razones técnicas de la existencia o no de varios yacimientos en los campos comerciales Copa y Petirrojo, una vez apreciados los dictámenes periciales que se rindieron bajo el presente proceso, la independencia de los yacimientos quedó acreditada de acuerdo con la existencia de varios contactos aceite-agua o valores OWC, al ser uno de los elementos de propiedad 198 petro-físicas previstos en la Cláusula 11 del Contrato para establecer que los yacimientos se comportan como unidades independientes. 1008.
Para el Tribunal, no es dable interpretar que la Cláusula 1.11 del Contrato, deba entenderse que solamente estamos ante una unidad independiente, solo si concurren las tres características, mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. Esta interpretación, no solo no es posible inferirla del texto, sino impediría darle efecto real alguno a la cláusula ante la imposibilidad de que todos los elementos de las tres propiedades, si o si, deben comportarse de manera independiente o diferente. 1009.
En esa medida, no existiendo prohibición, y siguiendo igualmente las reglas hermeneúticas de los contratos referidas, claramente, es dable entender que el comportamiento independiente se puede acreditar con alguno de los elementos de las tres propiedades. 1010. Bajo esta misma línea, una vez analizado el Dictamen de Sproule, el Tribunal estima que la existencia de varios contactos de aceite – agua o valores OWC, que es una propiedad petrofísica es un elemento técnico suficiente y adecuado para concluir la existencia de varios yacimientos que se comportan como unidades independientes. 1011.
Asimismo, una vez apreciados los dictámenes periciales, el Tribunal no pudo evidenciar que, como lo ha sostenido la ANH, se trata de un solo yacimiento, y que por tanto no se comportara de forma independiente, como lo determinó Frontera bajo la ejecución del Contrato. 1012. Lo anterior, porque el Dictamen de Acipet partió del supuesto de que, si varias de las tres propiedades se comportan de forma similar, se concluye que ya no tiene lugar un comportamiento como unidad independiente, y porque, adicionalmente, el énfasis del Dictamen de Acipet fue respecto a la existencia de la estructura principal, que es un elemento ajeno a las tres propiedades que se previeron en la Cláusula 1.11. para la determinación. Lo anterior, sin dejar de advertir que, en varios apartes del Dictamen de Acipet, de forma reiterada, se asume la existencia de varios yacimientos. 1013.
En esa medida, bajo el análisis de la pretensión segunda de la Demanda, estima el Tribunal darle crédito al Dictamen de Sproule, porque efectivamente analizó las tres propiedades referidas (exhaustividad), encontrando dentro de ellas, tanto las similitudes como la diferencia (contactos de aceite-agua o valores OWC), concluyendo de forma justificada que esta última es el factor determinante y decisivo que permite concluir que estamos frente a varias unidades que se comportan de forma independiente; lo que se acompañó, para el Tribunal, con las explicaciones y fundamentaciones adecuadas. 199 1014.
Por las razones expuestas, la pretensión No. 2 está llamada a prosperar. 1015. En relación con la pretensión No. 3, que solicita se declare: 3. El Contratista tiene el derecho a declarar tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales independientes existan. 1016. El Tribunal acude a las anteriores definiciones y a los análisis contenidos en el acápite de las facultades de fiscalización de la ANH y la determinación de Campos Comerciales, del capítulo de las Consideraciones del Tribunal, a lo cual cabe resaltar: a) La definición de Área de Explotación del Contrato (Cláusula 1.6) como la porción del área contratada en la que pueden existir uno o más campos comerciales como se establece en la Cláusula 9.3.
Por su parte, dicha Área de Explotación es definida por el Contratista en el Plan de Explotación Inicial, en los términos de la Cláusula 9. b) La Cláusula 9.3., que establece que el Área de Explotación estará delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita.
Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral de la referida cláusula. c) La definición del Plan de Explotación como el documento guía preparado por el Contratista de acuerdo con las Cláusulas 9 y 10 del Contrato, para adelantar la Explotación técnica, eficiente y económica de cada Área de Explotación (Cláusula 1.28).
Es importante advertir que las Cláusulas 9 y 10 del Contrato se remiten al Plan de Explotación que debe ser entregado por el Contratista y al principio de autonomía del Contratista en la conducción de las operaciones con el fin de desarrollar una técnica, eficiente y económica exploración del área contratada, y para la evaluación y explotación de los hidrocarburos que se encuentren en la misma. 1017.
En síntesis, el Tribunal encuentra que el Contrato prevé que (i) pueden existir varias Áreas de Explotación en el Área Contratada; (ii) pueden existir uno o varios Campos Comerciales en el área de explotación; y (iii) cada Área de Explotación se delimita en función del campo comercial que se encuentren en ella. De lo anterior se colige que sí existe el derecho del Contratista a definir tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales existan, al tiempo en que también podría integrar varios Campos Comerciales a una misma Área de Explotación, todo en virtud de su 200 autonomía en la conducción de las operaciones y de lo que ha quedado expuesto hasta aquí. 1018.
La pretensión No. 3, por tanto, prospera. 1019. Consecuencialmente, y frente al primer grupo de pretensiones: 1020. No prospera la excepción No. 5.27 que pretende que el Tribunal declare que Frontera tergiversa las definiciones del Contrato Cubiro, dado que, en los términos indicados, las definiciones y disposiciones del Contrato no fueron tergiversadas por la Convocante. 1021.
Por su parte, la excepción No. 5.28 prospera parcialmente, ya que, si bien la declaratoria de comercialidad requiere el cumplimiento de los requisitos previstos en el Contrato, su ocurrencia sí depende de la voluntad del Contratista. 1022. No prospera la excepción No. 5.32 mediante la cual la Convocada sostiene que el “Área de Explotación depende de las coordenadas del Área del Campo Comercial que define la ANH, y no existe tal derecho deferido a la exclusiva voluntad del contratista", toda vez que, de conformidad con el Contrato, y en los términos indicados, de forma expresa y clara, las partes asignaron al Contratista el derecho de declarar tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales independientes existan, y si bien lógicamente el Área de Explotación depende del polígono y área del Campo Comercial, esto en nada limita el derecho contractual del Contratista de declarar las Áreas de Explotación o los Campos Comerciales, que se reitera, derecho que se otorgó al Contratista de forma expresa y clara, ni la autonomía de la que goza bajo el Contrato.
Segundo grupo de pretensiones principales de la Demanda 1023. El segundo grupo de pretensiones principales apunta a que: “Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declarará que: 4. Que bajo los términos del Contrato E&E Cubiro la ANH aceptó los Planes de Explotación inicial de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D. 5.
En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa. 201 6. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa A. 7. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa B. 8. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa C. 9.
En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa D. 10. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar unilateralmente en el llamado por la ANH “Campo Comercial Copa Unificado”, los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D. 11. La ANH incumplió sus obligaciones al modificar unilateralmente las coordenadas de las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Copa”.
Conclusiones del Tribunal frente al segundo grupo de pretensiones principales 1024. La pretensión No. 4 pretende que se declare: 4. Que bajo los términos del Contrato Cubiro la ANH aceptó los Planes de Explotación inicial de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D. 1025. El Tribunal encuentra varios hechos para analizar.
En primer término, tal como lo sostiene la Convocada, desde noviembre de 2013 y a pesar de varios mensajes contradictorios, la ANH comunicó a Frontera su entendimiento sobre la pretendida existencia de una sola Área de Explotación Copa, hecho que reiteró a lo largo de los años en varias comunicaciones, hasta la expedición de las Resoluciones de Inicio de Explotación (20982 de 2021, confirmada por la 275 de 2022) que determinaron la “Unificación” del Área de Explotación Copa.
De ello concluye su apoderado que los “denominados por el contratista” “Copa A, Copa B, Copa C y Copa D” nunca existieron, pues no cumplieron con los requisitos contractuales para ser considerados como tales y jamás se definieron sus áreas por la autoridad fiscalizadora. 1026. Para este último, solo vino a existir el Área de Explotación Copa en el momento en que se expidieron las RIE que “unificaron” en un solo Campo los respectivos Campos Comerciales, pues a su entender, antes de ello, no existía nada.
El Contratista, 202 entonces, al parecer desarrolló sus actividades sin que existieran Áreas de Explotación y de ahí la excepción 5.30 de acuerdo con la cual “no se puede modificar lo que no existe. No es cierto que al expedir la Resolución 20982 de 2021 la ANH modificó unilateralmente los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D”. 1027.
Lo mismo determina la excepción 5.35, de acuerdo con la cual “Los volúmenes de hidrocarburos denominados por el Contratista como “Campos Comerciales” Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, pertenecieron al Área de Evaluación del Campo Comercial Copa Unificado y, por lo tanto, dan origen a un Campo Comercial Único y a una única Área de Explotación”. 1028.
No obstante, la pretensión apunta a determinar si la ANH aceptó los Planes de Explotación Inicial de los Campos referidos, no a si tuvo la intención de “unificarlos”. 1029. Consta en el expediente, lo cual va a tono con los hechos 130 y siguientes de la Demanda, que dentro del plazo de tres meses indicado por el Contrato contados a partir de la fecha de Declaración de Comercialidad del 13 de septiembre de 2013, Frontera presentó el “Plan de Explotación inicial” para cada uno de los Campos Comerciales Copa (Prueba 62.2 de la Demanda), Copa A Norte (Prueba 62.3 de la Demanda), Copa A Sur (Prueba 62.4 de la Demanda), Copa B (Prueba 62.5 de la Demanda), Copa C (Prueba 62.6 de la demanda) y Copa D (Prueba 62.7 de la Demanda), mediante comunicación radicada con fecha del 13 de diciembre de 2013 y número de radicado 20136240125232 (Prueba 62.1 de la Demanda). 1030.
También consta que el 18 de diciembre de 2013 se dio alcance a dichos documentos, mediante comunicación con radicado 20136240128312. En ella, se enviaron las tablas de las reservas atendiendo el formato solicitado por la ANH (Prueba 63 de la Demanda), pero no se atendió la petición de la ANH de presentar un único Plan de Explotación para el área. 1031.
No obstante, dentro de los 15 días calendario siguientes a la presentación de los Planes de Explotación inicial de cada uno de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, la ANH no se pronunció sobre los mismos. A juicio del Tribunal, esto determina que fueron aceptados en los términos de la Cláusula 9.2 del Contrato E&E Cubiro.
Hubo con posterioridad un pronunciamiento de la ANH, pero este se hizo por fuera del término, el día 8 de enero de 2014 (radicado 20144210001561). En el mismo, la entidad se pronunció sobre el Plan de Explotación Inicial de cada uno de los campos, en el cual solicitó nuevamente un único Plan de Explotación Copa. 1032. Con todo, dado que dicha comunicación se hizo por fuera del término, la ANH sí aceptó los Planes de Explotación Inicial de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D en los términos de la Cláusula referida, 203 de acuerdo con la cual: “Si la ANH no se pronuncia dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la presentación del Plan de Explotación por parte de EL CONTRATISTA, se entenderá que ha sido aceptado”. 1033.
No son de recibo para el Tribunal las afirmaciones de la Convocada en el sentido, palabras más, palabras menos, que nunca pudo entenderse que Frontera entregó la documentación necesaria, por cuanto la ANH exigió la presentación de un único Plan de Explotación Inicial. Además de que semejante petición no está acorde con los requerimientos del Contrato Cubiro, en los términos ya expuestos, lo cierto es que el Contrato Cubiro tiene términos preclusivos dentro de los cuales la ANH debió pronunciarse y no lo hizo. 1034.
En los anteriores términos, prospera la pretensión No. 4. 1035. Ahora bien, las pretensiones No. 5 a 11, se evaluarán conjuntamente, teniendo en cuenta su afinidad y que la propia Convocada se opuso a las mismas de manera conjunta y/o bajo los mismos argumentos. 1036. Las pretensiones No. 5 a 9, apuntan a que se declare que, “en los términos del Contrato”, existen las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D. 1037.
La ANH, nuevamente, se refiere a la inexistencia de estas Áreas de Explotación -al punto en que sostiene que nunca existieron hasta la expedición de las RIE-, dada la “unificación” que de las mismas hizo la RIE Copa Unificada, acto administrativo que goza de la presunción de legalidad y que no puede ser dejado sin efectos, como se pretende en este grupo de pretensiones, con fundamente en el Contrato.
También alega una indebida formulación de las pretensiones, dado que las mismas olvidan que no son 5, sino 6, las Áreas de Explotación que fueron “unificadas” y, por ello, la Convocante no está cuestionando la existencia de Copa A Norte y Copa A Sur. 1038. A pesar de lo dicho por la Convocada, la pretensión apunta a definir si “en los términos del contrato” existen en el Área Contratada las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D. Por su parte, el Tribunal entiende que Frontera, en la pretensión, no se refiere a Copa A Norte y a Copa A Sur, por cuanto estas áreas fueron “unificadas” por la Convocante – como Contratista del Contrato- en una sola que se denomina Copa A. Los informes técnicos anuales que aparecen en la Prueba 68 de la Demanda Reformada dan muestra de ello. 1039.
Con base en las anteriores aclaraciones, el Tribunal pasa a determinar si en los términos del Contrato Cubiro, existen las referidas Áreas de Explotación. No por ello está desconociendo la existencia de los respectivos actos administrativos que pretendieron la “unificación de los campos” y, por ende, de las áreas en una sola, simplemente está refiriéndose a las áreas de explotación que existen “de acuerdo 204 con el contrato”, en los términos estrictos señalados en las pretensiones de la Demanda Reformada, que se analizan. 1040.
La ANH pretende negar la existencia de las Áreas en los términos del Contrato Cubiro, precisamente por la RIE Unificada Copa, que habría “unificado” todas las áreas mencionadas en una sola. Con todo, como la misma ANH sostiene que dicha RIE no es un acto contractual, y de tal afirmación pretende derivar que el Tribunal no es competente para juzgar su contenido, el Tribunal no ve por qué no pueda manifestarse sobre las áreas de explotación de acuerdo con el Contrato y cómo debe discutirse su existencia de acuerdo con el mismo, dejando al margen todo lo que es “no contractual“. 1041.
Del mismo modo, la propia ANH propone la excepción 5.24, en la que pretende que el Tribunal declare que el Contrato Cubiro no se incumplió con la expedición de las RIE Unificadas, lo cual comporta un análisis a fondo de las Áreas de Explotación existentes en el Área Contratada de acuerdo con el Contrato, y el análisis a fondo de si el contrato se violó con la expedición de las referidas RIE, pues tal es una petición de las dos partes. 1042.
Asimismo, para efectos de definir esta pretensión del incumplimiento con ocasión de la unificación, corresponde efectuar unas consideraciones sobre el concepto de “unificación”, su definición y alcance, y de los acuerdos de operación conjunta65. 1043. La ANH ha cambiado en el tiempo su posición en el desarrollo de sus contratos E&E, y en el Contrato Cubiro en particular, en cuanto a la posibilidad de sumar toda la producción en un Área Contratada, con efectos claros en la aplicación de la cláusula de precios altos (disparador de producción).
De hecho, en este devenir se han presentado desacuerdos en la interpretación de los contratos que han sido sometidos a la justicia arbitral. 1044. Ahora, en el Contrato Cubiro, inició el desacuerdo con lo que ella misma arguyó era una situación de interpretación y de consecuente incumplimiento contractuales, para mutar, sustentando su posición, en lo que ella considera son decisiones unilaterales por ser autoridad fiscalizadora del cumplimiento del contrato (Resolución 20982 de 2021 y Resolución 27 de 2022), con el efecto de sumar la producción de los diferentes Campos Comerciales en el Área Contratada, con la correspondiente activación temprana del disparador de la contraprestación de precios altos. 1045.
Independientemente del análisis sobre la naturaleza de los actos administrativos (contractual o regulatorio) objeto de las pretensiones de la Convocante, es 65 Unitisation o unitization, y Joint Operation Agreements, traducción al inglés idioma en el que los expertos se refieren a estas dos figuras aún estando en países hispano parlantes. 205 necesario profundizar en el entendimiento de la unificación, en la medida en que la ANH acude a esta figura, además aplicando y acogiendo por resolución una definición de “campo” contenida en el documento Petroleum Resources Management System de la Society of Petroleum Engineers66. 1046.
Entrando en materia, en la industria petrolera internacional puede definirse la unificación como la operación conjunta, coordinada, de un yacimiento petrolero, por parte de los titulares de derechos sobre extensiones territoriales que se superponen superficiariamente a dicho yacimiento67. El doctrinante David Arce Rojas la define y caracteriza, dentro del contexto de la mayoría de los países con propiedad estatal, como “… la práctica necesaria para la explotación de un yacimiento común en forma unitaria, manteniendo quienes están facultados para explotarlo sus derechos; pero respondiendo frente al Estado que es el propietario, por su conservación y racional aprovechamiento equitativo, obligándose mediante las estipulaciones del caso a desarrollar y operar por medio de un agente, apoderado o comité que representa a todos los titulares del interés único e indivisible así creado”68. 1047.
El doctor Arce agrega que “[L]os factores conservacionistas que inciden en la iniciación de la unificación, son aquellos que permiten a varios operadores manejar un yacimiento como unidad natural, con miras a aumentar la recuperación y mantenimiento de la energía, permitiendo de esta forma una operación más eficiente y económica, a través de la distribución y espaciamiento de los pozos en la superficie, de manera que tanto los pozos productores como los de inyección permitan el mantenimiento de la presión y la recuperación de volúmenes adicionales de hidrocarburos”69 (subrayado fuera de texto). 1048.
En el referido ensayo de la Universidad de Houston, se explica que en los Estados Unidos de América esta figura se genera por el esquema de propiedad privada del dueño del predio superficiario sobre los recursos hidrocarburíferos subyacentes. Dado que usualmente se presenta que los yacimientos hidrocarburíferos se extienden más allá de un solo predio, se concluye que se vuelve necesario prevenir que haya detrimento en el recobro de reservas por sobreexplotación del yacimiento, que genera pérdida de energía en el reservorio y, por ende, disminución en las reservas a producir. 1049.
El antecedente próximo anterior de la unificación, fue el sistema regulatorio de fijar tasas máximas de producción petrolera y gasífera por parte de la Texas Railroad 66 https://info.specommunications.org/index.php/email/emailWebview 67 Ver UNITIZING OIL AND GAS FIELDS AROUND THE WORLD: A COMPARATIVE ANALYSIS OF NATIONAL LAWS AND PRIVATE CONTRACTS, David Asmus y Jacqueline Weaver, Public Law & Legal Theory Series 2006-A-05, University of Houston Law Center. 68 Acuerdos Relacionados, David Arce Rojas, ensayo publicado en Sistemas de Contratación Petrolera y Mercadeo del Crudo, Departamento de Información y Prensa Ecopetrol, Temas Energéticos, 1989. 69 Ibídem, pág.77. 206 Commission, en un principio para lograr el máximo retorno de las reservas ante la pérdida de energía del yacimiento, posteriormente también como mecanismo para intervenir los precios de los hidrocarburos, por la vía de controlar o disminuir su oferta. 1050.
En el Reino Unido70 los profesores Daintith y Willoughby explican que los campos de petróleo y gas pueden cruzar fronteras internacionales y, para el año 1984, ya existían 3 campos petroleros desarrollados que habían cruzado la línea media entre el Reino Unido (RU) y Noruega: Frigg, Statfjord y Murchison. Afirman que, por tratarse de campos que se extendían más allá de las fronteras internacionales del RU, el Secretario de Estado no tenía la competencia para requerir a los titulares de las licencias de producción respectivas, para realizar un desarrollo coordinado como una unidad. 1051.
Con base en el artículo 4 del United Kingdom/Norway Delimitation Agreement71 se estableció una cláusula en el modelo de licencia de producción en el Reino Unido mediante la cual se facultó al secretario de Estado para que el respectivo campo petrolero pudiera ser desarrollado y puesto en producción como una unidad. 1052. De esta manera, es de la esencia de la figura de la unificación que ella se predique de operaciones y no de campos petroleros.
Se reitera que, con base en la experiencia internacional, la unificación en la industria petrolera surge y se define como la coordinación de las operaciones, no para “fusionar” campos. El propósito es obtener el máximo recobro de las reservas, coordinar las operaciones para que en la 70 Ver Manual of United Kingdom Oil and Gas Law. Terence Daintih y Geoffrey Willoughby, Londres, & Maxwell. 1984, págs. 122 y ss. 71 “Article 4 If any single geological petroleum structure or petroleum field, or any single geological structure or field of any other mineral deposit, including sand or gravel, extends across the dividing line and the part of such structure or field which is situated on one side of the dividing line is exploitable, wholly or in part, from the other side of the dividing line, the Contracting Parties shall, in consultation with the licensees, if any, seek to reach agreement as to the manner in which the structure or field shall be most effectively exploited and the manner in which the proceeds deriving therefrom shall be apportioned”, United Nations – Treaty Series 1966, No.8043, UNITED KINGDOM OF GREAT BRITAIN AND NORTHERN IRELAND and NORWAY Agreement relating to the delimitation of the continental shelf between the two countries (with annexed chart).
Signed at London, on 10 March 1965 Official texts: English and Norwegian. Registered by the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland on 14 January 1966. Traducción no oficial: “Artículo 4. Si cualquier estructura geológica o campo petrolífero, o cualquier estructura geológica o campo de cualquier otro depósito mineral, incluidas arena o grava, se extiende a través de la línea divisoria y la parte de dicha estructura o campo que está situada a un lado de la línea divisoria es explotable, total o parcialmente, desde el otro lado de la línea divisoria, las Partes Contratantes, en consulta con los licenciatarios, si los hubiere, tratarán de llegar a un acuerdo sobre la manera en que se construirá la estructura. o campo será explotado más eficazmente y la manera en que se repartirán los ingresos que de él se deriven”, Naciones Unidas – Serie de Tratados 1966, No.8043, REINO UNIDO DE GRAN BRETAÑA E IRLANDA DEL NORTE y NORUEGA Acuerdo relativo a la delimitación del territorio continental. plataforma entre los dos países (con gráfico adjunto).
Firmado en Londres el 10 de marzo de 1965 Textos oficiales: inglés y noruego. Registrado por el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte el 14 de enero de 1966. 207 producción no se exceda la Tasa Máxima Eficiente (MER por su sigla en inglés) para el respectivo yacimiento. 1053. Ahora, dicha coordinación de las operaciones es necesaria también cuando hay varios titulares en un mismo bloque o área contratada.
Es práctica común en la industria petrolera, para compartir costos, riesgos, derechos, beneficios y pérdidas entre varias empresas que se unen para realizar las inversiones en un bloque o área. 1054. En los procesos de asignación de áreas, es práctica de la industria petrolera, que las empresas se unan en grupos para presentar sus ofertas conjuntamente y, cada grupo, de ser exitoso en el proceso, también acuerda realizar conjuntamente las operaciones en el área que le haya sido otorgada mediante contrato o licencia de operación, del cual son cotitulares las empresas que conforman el respectivo grupo.
Ello lo realizan mediante sendos acuerdos: (i) Acuerdo de Aplicación Conjunta (Joint Bidding Agreement - JBA) para participar en el proceso de asignación de áreas y (ii) Acuerdo de Operación Conjunta (Joint Operation Agreement – JOA) una vez recibido el título (contrato o licencia) para realizar las inversiones en las diferentes fases (exploración, desarrollo, explotación y abandono). 1055.
El doctor Arce Rojas, atrás citado72, afirma que “[L]a Aplicación Conjunta se puede definir como el acuerdo entre dos o más compañías para aplicar conjuntamente, sobre unas bases exclusivas, por un derecho de exploración y explotación de petróleo dentro de un Área de Mutuo Interés”. Mediante estos Acuerdos se establece el porcentaje de participación de cada empresa en derechos, así como en los costos e inversiones para presentar la respectiva oferta.
Este tipo de acuerdos han sido usuales en el Reino Unido en los procesos de asignación de áreas para las licencias de exploración. 1056. A su vez, el Acuerdo de Operación Conjunta (JOA, por sus siglas en inglés), contiene las reglas contractuales para que, en el área contratada o licenciada, las labores de exploración, desarrollo y producción se realicen conjunta y coordinadamente entre los titulares de una misma licencia o contrato E&P. Típicamente estos acuerdos contienen cláusulas que definen el propósito y alcance del Acuerdo (qué cobija y qué no cobija), la conformación de un comité de operaciones para la toma de decisiones financieras, operacionales y de contrataciones, la forma como repartirán entre los partícipes los costos e inversiones, derechos y beneficios, y designación de la empresa operadora, entre otras disposiciones. 1057.
De esta manera, en la industria petrolera existen diversos acuerdos cuando se trata de múltiples tenedores de títulos petroleros, que surgen de la necesidad de coordinar las operaciones, de contar con reglas para la distribución de riesgos, costos, inversiones, derechos, beneficios y pérdidas. El fin último es la protección 72 Ibidem, pág.47. 208 del o los yacimientos: lograr el máximo recobro de reservas, no permitir que se exceda la tasa eficiente máxima de producción (MER). 1058.
Con base en lo anteriormente expuesto, es claro que la figura de “Campo Unificado” a la que acude la ANH en las RIE del Contrato E&E Cubiro no corresponde a la unificación o unitisation (en inglés), práctica común en la industria petrolera internacional. Esta “unificación” es una figura surgida de EE. UU. y del Reino Unido. 1059. Haciendo el análisis de las cláusulas del Contrato E&E Cubiro, así como de las regulaciones colombianas, relativas a la unificación, tampoco aparece que la ANH, en virtud de unas y otras previsiones, esté facultada contractual o regulatoriamente para determinar o delimitar “campos unificados”.
Además, uniendo en uno solo, campos comerciales que considera que no existen con base en la definición no mandatoria de “campo” de la PRMS (adoptada por la Resolución 77 de 2019). 1060. En efecto, el Contrato E&E Cubiro las partes acordaron la siguiente definición, en línea con la reglamentaria: “CLÁUSULA 17 – UNIFICACIÓN Cuando un yacimiento económicamente explotable se extienda en forma continua a otra u otras áreas por fuera del Área Contratada, EL CONTRATISTA, de acuerdo con la ANH y con los demás interesados, deberá poner en práctica, previa aprobación de la autoridad competente, un plan cooperativo de explotación unificado, con sujeción a lo establecido en la legislación colombiana” (subrayado fuera de texto). 1061.
De su parte, el artículo 47, de la Resolución 181495 de 2009 del Ministerio de Minas y Energía, prescribe: “Artículo 47. Plan Unificado de Explotación. Con el fin de lograr la mayor eficiencia en la explotación de uno o varios yacimientos que se encuentren localizados en dos (2) o más áreas contratadas correspondientes a distintos interesados y tal circunstancia dé lugar a conflictos entre ellos o pongan en riesgo el recobro último, tales interesados estarán obligados a poner en práctica un plan unificado de explotación, el cual deberá ser aprobado por el Ministerio de Minas y Energía. Cuando un mismo contratista tenga intereses en uno o varios yacimientos que se encuentren localizados en dos o más áreas contractuales diferentes, se deberá presentar un plan unificado de explotación para la aprobación del Ministerio de Minas y Energía, de no hacerse dicha entidad podrá imponerlo” (subrayado fuera de texto). 1062.
Las dos previsiones reglamentarias tienen como supuesto la existencia de uno o más yacimientos que se extienden más allá del área contratada y a la necesidad de que los interesados, previa aprobación de la autoridad competente, acuerden un 209 plan cooperativo o unificado de explotación. Se resalta que cuando se trata de un mismo contratista, el supuesto normativo señala que el o los yacimientos deben extenderse más del Área Contratada a otra(s), no dentro de una misma Área.
Y es en este supuesto, un mismo contratista con dos o más Áreas, en el que la autoridad puede exigir o imponer un “plan unificado de explotación”. La norma no hace referencia a un mismo contratista, dentro de una misma Área Contratada, para efectos de que no haya sino un solo campo comercial. 1063. Se resalta que la definición reglamentaria especifica que (i) la finalidad es lograr la mayor eficiencia en la explotación, (ii) condiciona la existencia de dicho plan unificado a que se presenten conflictos entre los interesados en dos o más títulos o (iii) que estos pongan en riesgo el recobro último de las reservas existentes.
También incluye en el supuesto normativo la eventualidad de que (iv) sea el mismo contratista quien tenga intereses en uno o más yacimientos, subyacentes a dos o más áreas contratadas diferentes. 1064. Estas previsiones contractuales y reglamentarias, reflejan el entendimiento y alcance de la unificación que surge de las prácticas y experiencias de la industria petrolera internacional originadas en EE.
UU. y el Reino Unido. 1065. El Tribunal considera, hechas estas precisiones, que la ANH no tiene facultades regulatorias ni autorización contractual, para “unificar campos” o considerar como unificados campos sino para aprobar un plan unificado de explotación en el evento en los supuestos normativos establecidos en las disposiciones atrás señaladas. 1066.
En el artículo 48 de la Res.181495 se establece: “Artículo 48. Producción Unificada de Campos. Con el fin de optimizar la producción de dos o más campos, el o los interesados podrán unificar la explotación presentando un plan que será aprobado previamente por el Ministerio de Minas y Energía”. 1067. De nuevo, el regulador entiende que la “unificación” se predica de las operaciones, en este caso de la explotación, para generar eficiencias.
Ello, para que en diferentes Áreas de Explotación se puedan usar las mismas instalaciones de extracción, almacenamiento, separación, tratamiento, transporte, etc. De manera alguna se puede colegir que las regulaciones entienden la “unificación” como la facultad reguladora de fusionar “campos comerciales”. 1068. Al acoger la ANH la definición no mandatoria de “campo” que trae el PRMS, y unir en uno solo los campos -y sus áreas de explotación- que había establecido la convocante, genera un impacto en la aplicación de la cláusula de precios altos, en la medida en que se activa con antelación en el tiempo el disparador de dicha contraprestación. 210 1069.
En este punto, debe aclararse que hay una diferencia sustantiva entre las dos definiciones, en la medida en que la contractual se refiere a Campo Comercial y la que surge de la PRMS a Campo como concepto geológico, así que esta última tiene como elemento esencial que exista una estructura geológica con ciertas características. Son dos conceptos distintos.
En efecto, el señor Pedro Abigail Loaiza explica en su testimonio la diferencia entre una y otra definiciones73: “DRA. HOYOS: … le entendí que usted dijo que para la definición de campo se había respetado la definición del contrato, ¿usted me puede explicar eso?, si le entendí bien … SR. LOAIZA: El contrato tiene una definición de campo que dice es un área en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos, PRMS dice, es un área en cuyo subsuelo puede haber uno o múltiples yacimientos asociados a una estructura”. 1070.
Así que, al acoger esta definición de Campo (PRMS) y unir en unos solo los campos, restringe uno de los elementos esenciales de la política del Gobierno Nacional de impulsar las inversiones en los campos menores y es el concepto de “ring fence” precisamente para impedir que se sumen las producciones dentro del área contratada74, que cada campo comercial tenga su respectiva área de producción. 1071.
En el laudo de Petrominerales – ANH, el Tribunal concluye que75: “… En la formación y estructuración del Contrato se incorporó el Derecho por Precios Altos de Hidrocarburos, el cual quedó consagrado en numeral 16.2. de la cláusula 16 con el fin, según se ve en los documentos y declaraciones testimoniales, de reconocer la necesidad del Estado Colombiano y sus perspectivas de producción de hidrocarburos, de estimular el interés de los inversionistas en el desarrollo de los denominados campos menores y propiciar que solo respecto de producciones de mayor magnitud se hiciera exigible un ingreso adicional en cabeza de la ANH.
De tal manera que tratándose de producciones de menos de cinco (5) millones de Barriles (para el caso de Hidrocarburos Líquidos) el no pago de derechos económicos por precios altos a favor de la ANH viabilizara las inversiones de desarrollo y significara un estímulo adicional para dedicar recursos e inversiones para su desarrollo y aumentar la recuperación también de reservas menores, con todos los beneficios socio económicos que la industria y las solas regalías representan también para el país”. 1072.
Como efectos necesarios adicionales, al acoger esa definición y unir los campos comerciales, la ANH procede a reclasificar los que eran pozos A-3 (descubridores 73 Audiencia del 06.09.2024. 74 Petrominerales -ANH, pags.108 y ss. 75 Ídem, pag.304. 211 de campos) y argumenta que está prohibido por el Contrato presentar nuevos Avisos de Descubrimiento y nuevos periodos de evaluación cuando aparezcan en un área objeto de evaluación nuevos volúmenes de hidrocarburos. 1073.
De acuerdo con el Contrato Cubiro y al margen de la RIE, tal como lo plantean las pretensiones bajo análisis, encontramos que: 1074. En los términos de la Cláusula 8.1. del Contrato Cubiro, a partir de la declaración incondicional del Contratista de explotar o no comercialmente un Descubrimiento, ese Descubrimiento “se tendrá como un campo comercial”. 1075.
En los términos de la Cláusula 9.1. del Contrato Cubiro, luego de la Declaratoria de Comercialidad, el Contratista debe entregar el Plan de Explotación Inicial, que, entre otras, debe tener el mapa con las coordenadas del Área de Explotación. 1076. Dicho Plan de Explotación Inicial se dará por recibido en los términos ya expuestos, de manera que, si la ANH no se pronuncia, se entenderá que ha sido aceptado. 1077.
Si el Contratista no entrega el Plan o no subsana la información faltante que solicite la ANH a tiempo, se configura un incumplimiento del Contrato que da lugar a la aplicación de la Cláusula 28, que se refiere a la terminación del contrato. 1078. Nótese, de las cláusulas contractuales, que incluso si se supusiera la no aceptación del Plan de Explotación Inicial por parte de la ANH, ello no tendría como efecto la “inexistencia” de la respectiva Área de Explotación. De hecho, una cosa es la aceptación de un “Plan de Explotación” y otra muy diferente, es la “aprobación de un Área de Explotación”, cuestión esta última que ni siquiera menciona el Contrato Cubiro como facultad de la ANH, no por omisión, sino porque ello sería contradictorio con las “decisiones unilaterales” que puede y debe tomar el Contratista de acuerdo con el negocio jurídico y la función económico-social que está llamado a cumplir. 1079.
La definición de los Campos Comerciales se deriva del Programa de Evaluación (que es distinto del Plan de Explotación) y de la Declaración de Comercialidad hecha por el Contratista, lo cual debe ser el producto de su decisión unilateral e incondicional, en los términos del Contrato. Sin tal decisión unilateral e incondicional no existen Campos Comerciales.
Dentro de tal contexto, además, el Contratista puede definir si varios descubrimientos (yacimientos) integran un solo Campo Comercial o si cada Descubrimiento (yacimiento) se convierte en un Campo Comercial individualizado. 1080. La definición de cada Área de Explotación, por su parte, está basada en la regla también contractual según la cual cada una de ellas (i) debe estar en el Área Contratada;
(ii) puede estar conformada por uno o más Campos Comerciales como se establece en las Cláusulas 9.3 y 1.6. Por su parte, y (iii) las coordenadas de dicha 212 Área de Explotación son definidas por el Contratista en el Plan de Explotación Inicial, en los términos de la Cláusula 9.1. (a) 1081. El Contrato Cubiro, en síntesis, le permite al Contratista decidir si un solo Descubrimiento es un Campo Comercial, y también le permite que varios Descubrimientos conformen un Campo Comercial, así como que cada campo conforme un Área de Explotación o que varios Campos concurran para conformar una sola Área de Explotación. Todo esto surge de la voluntad “unilateral” del Contratista y la ANH sólo puede cuestionar estas decisiones en cuanto hayan sido tomadas de manera abusiva o arbitraria.
Pero aún en este caso, se requeriría de la decisión unilateral del Contratista de explotar el área que le pretendan sugerir o asignar, porque el Contrato Cubiro no prevé que al Contratista se le pueda imponer la explotación de un Campo que no le parezca comercialmente viable, o que no esté acorde con los riesgos e inversiones que tendrá que asumir.
Ni siquiera, en gracia de discusión, ante la prueba de la existencia de un “Campo”, puede dársele al mismo la connotación de “Campo Comercial”, pues esto último envuelve no sólo aspectos técnicos sino financieros y negociales que, se repite, deben provenir de la evaluación y decisión unilateral del contratista. 1082. El Tribunal encuentra, además, que el texto contractual solo consagra una consecuencia para las hipótesis de (i) no entrega del Plan de Explotación o de (ii) no subsanación de la información faltante dentro del tiempo, cual es la aplicación de la Cláusula de terminación del Contrato. 1083.
Aparte de esta consecuencia, que es muy precisa y no viene al caso, no se ve que el Contrato Cubiro permita suponer la “inexistencia” del Área de Explotación definida por el Contratista, si la ANH no está de acuerdo con las coordenadas fijadas para la misma. 1084. Así, el Tribunal reafirma que el Contratista tiene autonomía para definir los Campos Comerciales y las Áreas de Explotación, porque ello deriva del texto del acuerdo y de su facultad de encauzar el Contrato de la manera más eficiente y con el objetivo de hacer el negocio lo más productivo posible, tal como se analizó en los apartados de este laudo relativos a la autonomía de las empresas petroleras a la luz de los contratos E&E y de dicha autonomía en el Contrato E&E Cubiro. 1085.
Lo anterior, se reitera, no quiere decir que la ANH no pueda controvertir las decisiones del contratista, que, siendo unilaterales, también deben ser razonables y técnicas a la luz de nuestra legislación y a la luz de los principios que rigen los contratos, entre ellos el de la buena fe contractual. Si la ANH consideraba que los Campos Comerciales y las Áreas de Explotación habían sido definidas arbitrariamente por el contratista, o en abuso de sus derechos, ha debido acudir a las herramientas contractuales para resolver su definición, eso sí, respetando la esfera de discrecionalidad de las decisiones del contratista. 213 1086.
El Tribunal también considera que este es un problema de fuentes del derecho de las partes. Hay aspectos cuya fuente es el contrato y otros, como las verdaderas facultades de fiscalización, cuya fuente es la regulación. El Contrato Cubiro es el que define la forma en que se configuran los Campos Comerciales y las Áreas de Explotación, sin que ello esté dado a la legislación regularlo, mucho menos en unos contratos a los que subyace el desarrollo de unas operaciones que son enteramente por cuenta y riesgo del contratista.
No sería siquiera proporcional con este hecho el que el contrato le permitiera al contratista definir sus Campos y Áreas de acuerdo con unos principios contractuales, para luego negar tal derecho por el camino de la expedición de una normativa por parte del ente regulador, que tacha de un plumazo, no solo el texto contractual, sino los propios “hechos” del contrato.
No de otra forma puede entenderse la afirmación de la ANH en el sentido de que antes de la expedición de las RIE “no existía” nada contractualmente, ni campos comerciales ni áreas de explotación, afirmación que se cae por su propio peso. 1087. Con sustento en lo señalado, pasa el Tribunal a ocuparse de la configuración o no de un incumplimiento del Contrato. 1088.
La propia ANH sostuvo, en su respuesta al hecho 26 de la Demanda (§ 46), que el Período de Explotación inicia en el momento en que la ANH recibe del Contratista la Declaratoria de Comercialidad, en los términos del numeral 4.3.1. de la Cláusula 4 del Contrato Cubiro, lo cual ocurre incluso antes de que deba entregarse el Plan de Explotación por cada Área.
En el caso de los Campos Copa, el contratista hizo la declaratoria de Comercialidad de Copa, Copa A Norte, Copa A sur, Copa B, Copa C y Copa D mediante comunicaciones del 16 de septiembre de 2013 (Prueba 60 de la Demanda Reformada); lo cual determinó que, a partir de ese momento, los descubrimientos se convirtieron, cada uno de ellos, en Campos Comerciales.
Luego, el contratista procedió a integrar Copa A Norte y Copa A Sur en una sola Área de Explotación, en los términos ya expuestos. 1089. Estas declaratorias no lucen contrarias al Contrato Cubiro por no haber sido presentadas como “una sola”, ya que de acuerdo con los documentos que aparecen en el expediente, cada una de ellas obedece a mínimo un descubrimiento.
Tampoco son de recibo los argumentos de la ANH en el sentido de que la declaratoria de comercialidad solo operó respecto del Aviso de Descubrimiento del Pozo Copa-1, pues como ya lo declaró el Tribunal, el Contrato Cubiro sí prevé la posibilidad de la declaratoria de comercialidad de nuevos volúmenes de hidrocarburos que no cuentan con nuevo Aviso de Descubrimiento, si los mismos son encontrados en una misma Área de Evaluación o de Explotación. 1090.
Por el contrario, lo que no parece acorde con el Contrato Cubiro, y lo que aparece arbitrario, fueron las exigencias al contratista por parte de la ANH, de presentar un único Plan de Explotación Inicial Copa y de darle plazos perentorios para que hiciera 214 lo propio. Es que nuevamente, la ANH no podía forzar al contratista a tomar decisiones contrarias a las que derivaban de su autonomía, mucho menos induciéndolo a cambiar él mismo las formas a presentar a la ANH, para que dichas formas dieran cuenta de la existencia de un solo Campo Comercial o de una sola Área de Explotación que, a la postre, solo puede surgir de la decisión unilateral del contratista.
Lo contrario implicaría aceptar que la ANH puede cambiar unilateralmente la declaración del contratista “de explotar o no explotar” comercialmente el Descubrimiento y de tenerlo como Campo Comercial en los términos de la Cláusula 8.1. El Contrato Cubiro se refiere a la decisión unilateral del Contratista, no de la ANH, y en ninguna parte del expediente se encuentra una declaración escrita de Frontera que contenga de manera clara y precisa su decisión de explotar el Campo Copa Unificado. 1091.
Si las áreas de explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D no existieran, no entiende el Tribunal cómo pudieron ocurrir tantos “hechos” que son evidentes, como el inicio de un Período de Explotación (que indefectiblemente comenzó con la Declaratoria de Comercialidad de los Campos), cómo pudieron aceptarse las formas presentadas por Frontera a la ANH durante años en las cuales consta la separación de las Áreas ni cómo pudieron liquidarse las regalías sobre la base de la existencia de Áreas de Explotación independientes.
Por más que la ANH haya manifestado su desacuerdo con la separación de los Campos y de las Áreas de Explotación en varias comunicaciones, dicho desacuerdo no tuvo la fuerza para soslayar un hecho incuestionable, cual es la decisión y la voluntad del contratista a la hora de definir los Campos Comerciales en función de la comprobada existencia de yacimientos, y de las Áreas de Explotación en función de la comprobada existencia de Campos Comerciales, en los términos expuestos.
Es evidente que la ANH no tiene la facultad de unificar campos ni áreas de explotación, salvo el único evento previsto en la legislación para el efecto de acuerdo con el análisis ya desarrollado por el Tribunal, y ello se demuestra con todas las contradicciones y estrategias infructuosas que tuvo que implementar a lo largo de más de 10 años para poder “sustentar” su pretendida potestad para efectuar la unificación de los Campos y de las Áreas de Explotación. 1092.
De acuerdo con lo dicho, por ser esta una potestad unilateral del contratista y por cuanto el Tribunal no encuentra arbitrariedad o abuso alguno en su determinación, de acuerdo con el Contrato Cubiro sí existen las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D. En consecuencia, las pretensiones quintas a novena están llamadas a prosperar. 1093.
De manera consecuencial, prosperarán las pretensiones décima y decimoprimera, pues la ANH sí incumplió con sus obligaciones al unificar unilateralmente en el llamado por la ANH “Campo Comercial Copa Unificado”, los Campos Comerciales 215 Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D y al modificar unilateralmente las coordenadas de las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, para definir unas nuevas coordenadas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Copa”.
Como ya se advirtió, la definición de los Campos Comerciales y de las Áreas de Explotación le corresponden al contratista y no existe ninguna evidencia en el expediente de que ello se haya realizado de manera arbitraria o en abuso de sus derechos, lo cual quedó debidamente expuesto en el análisis que el Tribunal realizó de los dictámenes periciales presentados por las partes. 1094.
Como se advirtió, el Contrato Cubiro es claro en que la definición, tanto de los Campos Comerciales, como de las coordenadas de las Áreas de Explotación, le corresponde al contratista, no a la ANH. Por su parte, y siempre respetando las decisiones que de acuerdo con el contrato son “unilaterales” del contratista, cualquier diferencia sobre el particular solo podía resolverse en los términos del Contrato Cubiro. 1095.
En los mismos términos, no prospera la excepción No. 5.23 en cuanto pretende que el Tribunal declare que la ANH ha cumplido con sus obligaciones como parte contractual ni la No. 5.24, en cuanto pretende que se declare que la ANH cumplió el contrato al expedir las Resoluciones de Inicio de Explotación del Campo Copa Unificado. 1096.
Tampoco prospera la excepción No. 5.27 que pretende que el Tribunal declare que Frontera tergiversa las definiciones del Contrato Cubiro. Por su parte, la excepción 5.28 prospera parcialmente, ya que, si bien la declaratoria de comercialidad requiere el cumplimiento de los requisitos previstos en el Contrato, su ocurrencia sí depende de la voluntad del Contratista. 1097.
La excepción 5.29 prospera parcialmente, pues si bien el control de las operaciones y actividades del Contratista se deben hacer con arreglo a la Ley y al Contrato, no encuentra el Tribunal que en este caso se hayan ejercido por fuera de los referidos marcos. 1098. La excepción 5.30 no prospera, por cuanto los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D sí existían al momento de expedición de la RIE Copa Unificada.
No encuentra sostenible el Tribunal la afirmación de la ANH en el sentido de que antes de las mismas no existía nada de acuerdo con el Contrato. Tampoco prospera, en consecuencia, la excepción 5.31 sobre la “inexistencia de modificación unilateral de las coordenadas del Área de Explotación por parte de la ANH”, pues es evidente que tal modificación unilateral sí ocurrió a través de la expedición de unos actos administrativos. 1099.
En el mismo sentido, no prospera la excepción No. 5.35, pues los Campos Comerciales correspondientes al área Copa no dan origen a un Campo Comercial 216 Único y a una única Área de Explotación, en los términos del Contrato Cubiro y de acuerdo con lo que ha quedado expuesto. 1100. La excepción No. 5.36 mediante la cual se controvierte la aceptación de los Planes de Explotación Inicial en los términos de las pretensiones No. 4 y 12, con ocasión de las comunicaciones remitidas por la ANH a Frontera, tampoco está llamada a prosperar.
Lo sostenido por la ANH, referente a siete solicitudes frente al Plan de Explotación Inicial Copa y quince comunicaciones frente al Plan de Explotación Inicial Petirrojo, sí bien pueden evidenciar la posición de la ANH – y solicitudes- de presentar un solo Plan de Explotación Inicial, tanto para Copa como para Petirrojo, las mismas no desvirtúan, ni los derechos ni la oportunidad que se tuvieron en cuenta para efectos de analizar y determinar que sí fueron aceptados los Planes de Inicio de Explotación en los términos de las pretensiones No. 4 y 12 que se acogen, y de conformidad con las consideraciones previas. 1101.
Tampoco prospera, para los Campos Copa, la excepción No. 5.40 sobre contrato no cumplido, pues el Tribunal no evidencia incumplimiento alguno en esta materia por parte de Frontera, el cual, valga señalarlo, no quedó acreditado en este proceso. 1102. La excepción No. 5.42 que se refiere a que “en los términos del Contrato Cubiro solo existe el Área de Explotación Copa”, tampoco prospera, pues de acuerdo con el Contrato existen las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D, de conformidad con lo expuesto.
Tercer grupo de pretensiones principales de la Demanda. 1103. El tercer grupo de pretensiones principales apunta a que: “Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declare que: 12. La ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por no haber dado por recibido los Planes de Explotación inicial presentados por Frontera para los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 13.
Que la ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por haber desconocido el derecho contractual del Contratista a terminar el Periodo de Explotación del Área de Explotación Yopo. 14. La ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por condicionar la devolución del Área de Explotación Yopo a la devolución de la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”. 217 15.
En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo. 16. En los términos del Contrato E&E Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo Sur. 17. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar en el llamado por la ANH “Campo Comercial Petirrojo Unificado”, los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 18.
La ANH incumplió sus obligaciones al modificar las coordenadas de las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”. Conclusiones del Tribunal frente al tercer grupo de pretensiones principales. 1104. Consta en el expediente, que Frontera dio Aviso de Descubrimiento del Pozo Petirrojo-1 el 23 de agosto de 2011, y presentó el Programa de Evaluación Petirrojo, en los términos de los numerales 7.1., 7.2 y 7.3 de la Cláusula 7 del Contrato Cubiro76.
En dicho Programa de Evaluación se propuso la perforación de dos Pozos Exploratorios adicionales en el nivel C7 de la Formación Carbonera, de manera que los tres pozos mencionados determinaron una misma Área de Evaluación Petirrojo. 1105. Dentro de este contexto, el Contratista perforó tres Pozos Exploratorios, a saber, Petirrojo Sur-1, Petirrojo Sur-2 y Petirrojo Sur-3, los cuales a juicio de Frontera resultaron productores independientes77.
Por su parte, el Tribunal considera acorde con el Contrato Cubiro, el que no haya habido Avisos de Descubrimiento adicionales para los Pozos Petirrojo Sur-1, Petirrojo Sur-2 y Petirrojo Sur-3, como tampoco un Programa de Evaluación diferente, en los términos de las Cláusulas 7.1., 7.2., 7.3. y 7.7 del Contrato. 1106. El Contratista, luego, declaró la comercialidad de los Campos Comerciales Petirrojo y Petirrojo Sur, el 20 de noviembre de 201378, como resultado del Programa de Evaluación del Área Petirrojo, en los términos de la Cláusula 8.1. del Contrato. 1107.
Con posterioridad, el 25 de noviembre del mismo año, presentó los Informes de Resultados del Programa de Evaluación de Petirrojo y de Petirrojo Sur, de acuerdo con lo prescrito en la Cláusula 7.6. del Contrato Cubiro79. 76 Pruebas 11 y 12 de la Demanda Reformada. 77 Prueba 15de la Demanda Reformada. 78 Pruebas 14 y 16 de la Demanda Reformada. 79 Pruebas 15 y 17 de la Demanda Reformada. 218 1108.
Frontera informó a la ANH, en las Declaratorias de Comercialidad y en los Informes de Resultados, que Petirrojo y Petirrojo Sur eran yacimientos independientes. Con base en lo anterior, Frontera también declaró los dos Campos Comerciales como Áreas de Explotación independientes, lo cual está acorde con el Contrato E&E Cubiro, en los términos varias veces analizados en este Laudo. 1109.
De acuerdo con lo anterior, Frontera presentó un Plan de Explotación Inicial separado para cada Área de Explotación, de acuerdo con lo previsto en la Cláusula 9.1. del Contrato E&E Cubiro. 1110. No obstante lo anterior, la ANH le exigió a Frontera la remisión de un solo Plan de Explotación Inicial, mediante comunicación del 29 de noviembre de 2013, incluso imponiéndole plazos no previstos en el contrato para que cumpliera con este requisito, y recordándole que el Inicio de Explotación debía ser aprobado en los términos de la Resolución 181495 de 200980. 1111.
Frontera volvió a presentar los dos Planes de Explotación, valiéndose, con razón, de lo previsto en sus informes técnicos, las cláusulas contractuales, y la Ley, el 19 de febrero de 201481. No obstante, el 4 de marzo siguiente, la ANH insistió en su petición de un solo Plan de Explotación para Petirrojo, así como de unas únicas coordenadas de la totalidad del Área de explotación de Petirrojo y se refirió a que esta podría ser una causal de terminación del contrato (Cláusula 28.2)82. 1112.
Hasta ese momento, la discusión estaba centrada, principalmente, en que la ANH consideraba que la existencia de varios Campos Comerciales en una sola Área de Evaluación solo podía dar lugar a un Área de Explotación83. El 22 de mayo de 2014, 80 Prueba 13 de la Demanda Reformada. 81 Prueba 18 de la Demanda Reformada. 82 Prueba 19 de la Demanda Reformada. 83 De hecho, en la Comunicación del 30 de abril de 2015 de la ANH, por medio de la cual se da a Frontera “Aviso Inicio de Procedimiento de Incumplimiento” (Prueba 21 de la demanda reformada), se lee: “Se precisa que el contrato… en las cláusulas 7 numeral 7.7 indica que los volúmenes descubiertos en un Área de Evaluación ya establecida no dan lugar a la presentación de un nuevo Aviso de Descubrimiento y a un Programa de Evaluación; en consecuencia, la Declaración de Comercialidad procede únicamente sobre un Aviso de Descubrimiento; al no permitir el contrato la existencia de más de un Aviso de Descubrimiento, en el caso mencionado, no procedería tampoco la presentación de varias Declaraciones de Comercialidad.La situación mencionada anteriormente, ha sido aclarada en diferentes comunicaciones y reuniones a Pacific.
No obstante lo anterior, el Contratista presentó 2 Declaraciones de Comercialidad como resultado de un Programa de Evaluación Petirrojo. Es así que la ANH considera, que a pesar que dentro de un Área de Explotación pueden encontrarse uno o más Campos Comerciales, para el caso del Programa de Evaluación Petirrojo, no se encuentra justificado que Pacific, presente dos Declaraciones de Comercialidad, dos Planes de Explotación Inicial y dos Áreas de Explotación diferentes a partir de una única Área de Evaluación”.
Así mismo, la ANH ha informado al contratista que la no entrega del plan de explotación inicial petirrojo en los términos establecidos en el contrato E&E Cubiro, y referidos por esta entidad 219 Frontera explicó por qué no se derivaba del Contrato Cubiro la interpretación hecha por la ANH, y explicó que bajo la información técnica obtenida y el propio texto del Contrato Cubiro, lo que existían eran dos Campos Independientes, con sendas Áreas de Explotación, que a su vez estaban ubicadas en un Área de Evaluación84. 1113.
Lo anterior queda resumido y reseñado en la comunicación del 30 de abril de 2015 de la ANH, en la cual le profirió a Frontera un Aviso de Inicio de Procedimiento de Incumplimiento85. 1114. Curiosamente, este proceso vino a archivarse más de 4 años después, a través de la Resolución 251 del 30 de mayo de 2019 suscrita por el presidente de la ANH, argumentando que las partes no se estaban enfrentando propiamente a un incumplimiento.
En dicho acto, la ANH expuso que lo que existía era una diferencia de criterios de interpretación sobre las cláusulas contractuales, en especial, la Cláusula 7.7. En los considerandos se lee que el Contratista no había presentado un Aviso de Descubrimiento de Petirrojo Sur y que, ante el hecho de que el Contrato Cubiro, no permite más de un aviso de descubrimiento, tampoco procede la presentación de varias declaratorias de comercialidad, en el entendimiento de la ANH. 1115.
En el caso de Yopo, el 6 de marzo y 4 de junio de 2012, se dio Aviso de Descubrimiento del Pozo Exploratorio Yopo-1. También se presentó, por el contratista, el Programa de Evaluación Yopo86. 1116. El 10 de abril de 2014, el contratista presentó la Declaración de Comercialidad del Campo Yopo87, y el 14 de abril de 2014 presentó el Informe de Resultados del Programa de Evaluación Área Yopo88.
El Plan de Explotación se presentó el 11 de julio de 2014 en el que se presentaron las coordenadas del Área de Explotación89, previa solicitud de Inicio de Explotación para los fines de la Resolución 181495 de 2009 el 3 de junio de 2014 (artículo 37)90. 1117. Por su parte, la Resolución 251 del 30 de mayo de 2019, expedida por la ANH, ya mencionada, indica que para la fecha se ha dado inicio al procedimiento de solución de controversias entre las partes (Instancia Ejecutiva- Cláusula 27 del Contrato)91, mediante comunicaciones 20144210024151 del 04/03/2014 y 201442 154881 del 30/04/2014, podría dar lugar a la aplicación de lo establecido en la cláusula 28 numeral 28.2 literales EG… 84 Prueba 20 de la Demanda Reformada. 85 Prueba 21 de la Demanda Reformada. 86 Pruebas 108 y 109 de la Demanda Reformada. 87 Prueba 98 de la Demanda Reformada. 88 Prueba 107 de la Demanda Reformada. 89 Prueba 100 de la Demanda Reformada. 90 Prueba 99 de la Demanda Reformada. 91 Prueba 24 de la Demanda Reformada. 220 lo cual en efecto había ocurrido por solicitud de Frontera mediante Comunicación del 27 de junio de 201892. 1118.
La ANH aceptó el inicio del referido procedimiento el 26 de noviembre de 201893, dadas las diferencias para las Áreas de Explotación Petirrojo y Copa, pero dos años después decidió no continuar con el mismo mediante comunicación del 9 de noviembre de 202194. En la comunicación se lee que se trata de un “tema eminentemente regulatorio, basado en definiciones establecidas en el Artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009 y no de tipo contractual”95. 1119.
En el entretanto, el 21 de septiembre de 2021, Frontera comunicó a la ANH su renuncia al Período de Explotación del Campo Yopo, de acuerdo con la Cláusula 4.3.3. del Contrato Cubiro96. El 12 de mayo de 2022, luego de la expedición de la RIE Unificada Petirrojo, la ANH le informó a Frontera que, si quería renunciar a Yopo, lo tenía que hacer respecto de la totalidad del Campo Petirrojo Unificado97. 1120.
Suponemos que ante el hecho de que la ANH fue lenta en la toma de decisiones, bien de acudir a los mecanismos de solución de controversias, bien de resolver los asuntos técnicos, o bien de iniciar procesos de terminación contractual, lo cierto es que Frontera continuó presentando las actualizaciones de los PLEX de manera separada para las distintas Áreas. 1121.
Con posterioridad, se pudo entender por qué la ANH consideraba que este era un asunto regulatorio: mediante la RIE Unificada Petirrojo (Resolución 27 de 2022) procedió a la “unificación” unilateral del Área de Explotación Petirrojo, que incluye los Campos Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo98 y otorgó el inicio de explotación del “Campo Unificado Petirrojo”. 1122.
Teniendo en cuenta lo dicho hasta aquí, el Tribunal considera que la ANH sí incumplió el Contrato Cubiro por no haber dado por recibidos los Planes de Explotación Inicial presentados por Frontera para los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, por lo que la Pretensión Decimosegunda de la Demanda prospera. La ANH incumplió el Contrato Cubiro, al desatender, tal como ha quedado abiertamente expuesto, que no pueden existir Campos Comerciales ni Áreas de Explotación sin la decisión unilateral y autónoma del contratista. 92 Prueba 22 de la Demanda Reformada. 93 Prueba 23 de la Demanda Reformada. 94 Prueba 25 de la Demanda Reformada. 95 Ib. 96 Prueba 101 de la Demanda Reformada. 97 Prueba 102 de la Demanda Reformada. 98 Prueba 26 de la demanda reformada. 221 1123.
La ANH no podía forzar al Contratista, negándole sistemáticamente los Planes de Explotación Inicial porque los mismos no contemplaban la unificación de las Áreas de Explotación, a hacer declaratorias de voluntad que no fueran espontáneas, libres y basadas en su conocimiento del negocio y los riesgos asumidos. El Tribunal ve lo anterior como un intento de obligar al contratista a integrar él mismo las Áreas y los Campos Comerciales, pues sin duda se trataba de exigir declaraciones contrarias a sus decisiones autónomas.
Nada más contrario a los mínimos postulados de la autonomía de la voluntad privada, pero, sobre todo, a los derechos del Contratista bajo el Contrato Cubiro. 1124. Además, no resulta acorde con el debido proceso y con la exigencia de buena fe en sus actuaciones por parte de las autoridades públicas, el que a Frontera se le hayan invocado razones de toda índole, durante casi 10 años, en aras de forzarla a que la integración o sumatoria de las áreas proviniera de su “voluntad”, unas veces aduciendo cuestiones de carácter contractual; otras veces de carácter técnico y otras de carácter regulatorio.
El debido proceso y la exigencia de buena fe exigen que el administrado, y en este caso, el contratista, cuente desde el principio con todas las razones que tiene la entidad pública para tomar una decisión, sin que se las vayan cambiando por el camino en la medida en que se evidencia la debilidad de los argumentos. Así es imposible ejercer una defensa, que debe estar basada en tener todos los puntos de discrepancia desde el mismo momento en que se inicia una disputa. 1125.
Para el Tribunal queda claro, al examinar los hechos en su conjunto y el tiempo que tardaron en madurar las decisiones de la ANH, que la entidad intentó, a toda costa, integrar o sumar las Áreas de Explotación, con el impacto o consecuencia de tener mayores regalías y compensaciones. Como no pudo hacerlo en el normal devenir de la relación contractual, dada la renuencia del contratista, a las decisiones de tribunales de arbitramento frente a otras empresas y la inexorable autonomía que le da el Contrato Cubiro -el cual es claro en las determinaciones que sólo podía tomar el Contratista-, impuso unilateralmente su criterio mediante la puesta en marcha de la regulación. Un asunto que solo podía resolverse de acuerdo con el Contrato Cubiro, entonces, vino a resolverse mediante la expedición de normativas que se arguyó están fundadas en facultades de fiscalización. 1126.
En cuanto a las pretensiones No. 13 y 14 relacionadas con la terminación del Período de Explotación del Área Yopo, la Cláusula 4.3.3. del Contrato Cubiro, establece que el Contratista puede dar por terminado el mismo en relación con cualquier Área de Explotación, para lo cual debe informar a la ANH con una anticipación no inferior a tres meses.
Por lo anterior, el Tribunal considera que la misma prospera, porque la coerción en que incurrió la ANH al pretender forzar a Frontera a unificar las Áreas de Explotación, y su posterior regulación en la que impuso unilateralmente su criterio al margen del contrato y sus mecanismos ordinarios de resolución de controversias, la hicieron desconocer el derecho 222 contractual del contratista a terminar el Período de Explotación del Área Yopo y a condicionar, de manera abiertamente contraria al contrato, la devolución del Área Yopo a la devolución total del Área Petirrojo. 1127.
Por las razones expuestas y acudiendo a los mismos motivos que tuvo el Tribunal para decidir sobre el segundo grupo de pretensiones principales, prosperan las pretensiones No. 15 a 18, es decir, para el Tribunal sí existen, en los términos del Contrato Cubiro, las Áreas de Explotación Petirrojo y Petirrojo Sur; al tiempo en que la ANH incumplió con sus obligaciones contractuales al “unificar”, en el Campo Comercial Petirrojo Unificado, los campos comerciales definidos por el contratista, de acuerdo con su manifestación unilateral, como Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo.
También incumplió al haber modificado las coordenadas de las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo en una sola Área de Explotación Petirrojo. 1128. De contera, no prospera la excepción No. 5.23 en cuanto pretende que el Tribunal declare que la ANH ha cumplido con sus obligaciones ni la excepción No. 5.24 en cuanto pretende que se declare que la ANH cumplió el Contrato al expedir las Resoluciones de Inicio de Explotación del Campo Petirrojo Unificado. 1129.
Tampoco prospera la excepción No. 5.27 que pretende que el Tribunal declare que Frontera tergiversa las definiciones del Contrato Cubiro. Por su parte, la excepción No. 5.28 prospera parcialmente, ya que, si bien la declaratoria de comercialidad requiere el cumplimiento de los requisitos previstos en el Contrato Cubiro, su ocurrencia sí depende de la voluntad del contratista. 1130.
La excepción No. 5.29 prospera parcialmente, pues si bien el control de las operaciones y actividades del Contratista se deben hacer con arreglo a la Ley y al Contrato Cubiro, no encuentra el Tribunal que en este caso se hayan ejercido por fuera de los referidos marcos. 1131. Tampoco prospera la excepción No. 5.31 sobre la “inexistencia de modificación unilateral de las coordenadas del Área de Explotación por parte de la ANH”, pues es evidente que tal modificación unilateral sí ocurrió a través de la expedición de unos actos administrativos. 1132.
No prospera la excepción No. 5.33, pues la ANH recibió Planes de Explotación Inicial separados para las distintas Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. En el mismo sentido, no prospera la excepción No. 5.34, pues los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo no conforman un Campo Comercial Único ni una única Área de Explotación, en los términos del Contrato Cubiro y de acuerdo con lo que ha quedado expuesto. 223 1133.
No prospera la excepción 5.37 pues no existe imposibilidad de terminar el Período de Explotación de Yopo. Tampoco prospera, para los Campos Petirrojo y Yopo, la excepción 5.40 sobre contrato no cumplido, pues el Tribunal no evidencia incumplimiento alguno del Contrato por parte de Frontera. 1134. No prospera tampoco la excepción 5.39 de “Ausencia de configuración de los elementos de responsabilidad contractual en el caso concreto”, dado que (a) no quedó acreditada la inexistencia de una conducta de la ANH constitutiva de incumplimiento, en los términos analizados, que precisamente permitió allegar a otra conclusión, y (b) para efectos de declarar un incumplimiento contractual, claramente, no es necesario determinar el daño y la causalidad, que si bien, todos ellos son elementos de la responsabilidad contractual, son aspectos diferentes. 1135.
La excepción No. 5.42 que se refiere a que “en los términos del Contrato Cubiro solo existe el Área de Explotación Petirrojo”, tampoco prospera, pues de acuerdo con el Contrato existen las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D, de conformidad con lo expuesto. Cuarto grupo de pretensiones principales de la Demanda 1136.
El cuarto grupo de pretensiones principales apunta a que: “Con fundamento en el Contrato de E&E Cubiro, su clausulado y las cesiones de éste realizadas por la parte Contratista con la aprobación de la ANH, el Tribunal declare que: 19. Que la ANH incumplió el Contrato E&E Cubiro por haber desconocido el derecho contractual del Contratista a tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente, económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta según se establece en el numeral 11.1 de la Cláusula 11. 20.
Que la ANH incumplió su deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato E&E Cubiro”. Conclusiones del Tribunal frente al cuarto grupo de pretensiones principales 1137. Frente a la Cláusula 11.1 del Contrato, previamente analizada al desarrollar la autonomía del Contratista bajo el Contrato Cubiro, así como en aplicación de las reglas de hermenéutica reseñadas, y sin margen de duda, en los términos expresos de la Cláusula 11.1., Frontera, bajo el Contrato Cubiro tiene el control de las operaciones y actividades: “Autonomía. EL CONTRATISTA tendrá el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los 224 Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta.
EL CONTRATISTA planeará, preparará, realizará y controlará todas las actividades con sus propios medios y con autonomía técnica y directiva de conformidad con la legislación colombiana y observando las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo. EL CONTRATISTA desarrollará las actividades directamente o a través de subcontratistas.”. 1138.
Así, en el acápite de conducción de las operaciones del Contrato (Cláusula 11 del Contrato Cubiro), las partes previeron e incorporaron el principio de la autonomía del Contratista, elemento y característica de los contratos de E&E en los términos señalados, que solo se materializa y tiene sentido, si efectivamente el Contratista puede tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta. 1139.
Adviértase como, la estipulación contractual bajo análisis expresamente estableció el control de “todas” las operaciones y actividades, lo que lógica y correlativamente, conlleva a que no se excluyó ninguna operación y actividad, y, asimismo, incluyó tanto la evaluación como la exploración y explotación; lógicamente, sin arbitrariedad, como todo derecho. 1140.
Así, y bajo el marco del Contrato, al analizar el segundo y tercer grupo de pretensiones, el Tribunal encontró que se desconoció la autonomía del Contratista, entre otros, al negar la existencia de áreas, no permitir definir los campos comerciales y las áreas de explotación, o no dar efectos o limitar las declaraciones del Contratista. 1141.
En esa medida, y como una consecuencia lógica, no respetar o considerar las manifestaciones que, de conformidad con las previsiones del Contrato se generan bajo voluntad unilateral del Contratista o corresponden adoptarse por este, no es posible compaginar, estas conductas y eventos ocurridos con la autonomía del Contratista para tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta, en los términos del Contrato.
Arribar a una conclusión distinta, vaciaría de contenido y efecto alguno la autonomía del contratista para el control de toda actividad y operación prevista en la Cláusula 11.1 del Contrato Cubiro. 1142. Así, si en los términos de los grupos de pretensiones anteriores, las disposiciones que concretan la autonomía del Contratista fueron desconocidas, lógicamente, la autonomía, como un todo, igualmente lo fue., 225 1143.
Por las razones expuestas, el Tribunal debe acoger la pretensión No. 19 de la Demanda. 1144. En lo concerniente a la pretensión No. 20 de la Demanda, por medio de la cual se persigue declarar ·Que la ANH incumplió su deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato E&E Cubiro”, el Tribunal acogerá la misma, por las siguientes consideraciones. 1145.
El principio de la buena fe se encuentra contenido en los artículos 1603 del Código Civil y 871 del Código de Comercio99, y comprende su aplicación tanto para la celebración como para la ejecución del Contrato, e incluso para la terminación y para los períodos anteriores y posteriores al contrato: “De lo preceptuado en el artículo 871 del Código de Comercio, con redacción parecida al artículo 1603 del Código Civil, se desprende que en todo el iter contractual, esto es antes, durante y después de la celebración del contrato, y aún después de su extinción, se impone a los intervinientes el deber de obrar de conformidad con los postulados de la buena fe”. 1146.
Asimismo, este principio está reconocido en el artículo 83 de la C.N. que establece que “Las actuaciones de los particulares y de las autoridades públicas deberán ceñirse a los postulados de la buena fe…”. 1147. Para el caso concreto, en lo que refiere a la ejecución del Contrato, que es lo perseguido en la pretensión No. 20, y de conformidad con lo discutido en el presente proceso, dos eventos permiten concluir al Tribunal el desconocimiento del principio de buena fe contractual por la parte Convocada. 1148.
En un primer caso, se pudo constatar en este proceso, la conducta de la ANH, durante la ejecución del Contrato de cambiar su postura, tanto sobre la naturaleza de la diferencia de las partes como de las vías para su solución; y en según lugar, su comportamiento, el ejercicio de ciertos actos, con efectos claros en la aplicación de la cláusula de precios altos (disparador basado en la producción acumulada). 1149.
En relación con el principio de buena fe, y su aplicación concreta bajo el deber secundario de la teoría de los actos propios, no es de recibo que, ante las diferencias interpretativas del Contrato, con ocasión de la posición disímil de las partes, en un primer momento, la ANH hubiese optado por iniciar un procedimiento contractual de incumplimiento, terminado más de cuatro (4) años después de iniciado, 99 Artículo 1603 del Código Civil: Ejecución contractual de buena fe.
Los contratos deben ejecutarse de buena fe, y por consiguiente obligan no solo a lo que en ellos se expresa, sino a todas las cosas que emanan precisamente de la naturaleza de la obligación, o que por la ley pertenecen a ella. Artículo 871 del Código de Comercio: Principio de la buena fe. Los contratos deberán celebrarse y ejecutarse de buena fe y, en consecuencia, obligarán no solo a lo pactado expresamente en ellos, sino a todo lo que corresponda a la naturaleza de los mismos, según la ley, la costumbre o la equidad natural. 226 mediante Resolución 251 del 30 de mayo de 2019, por considerar la ANH que no estaba ante un incumplimiento propiamente dicho sino una interpretación distinta del Contratista a la de la ANH, dando lugar, con ocasión del archivo, al inicio de la instancia ejecutiva, mecanismo previsto en el Contrato (cláusula 27.1) para la solución de controversias, con ocasión de la solicitud de Frontera del 27 de junio de 2018 (comunicación bajo radicado 20184010206472), aceptada por la ANH (comunicación ANH-20181390350601 radicada el 26 de noviembre de 2018).
Para más de tres (3) años después, modificar de nuevo su posición, determinando, mediante comunicación con radicado No. 20211392547131 del 9 de noviembre de 2021, no continuar con el procedimiento de Instancia Ejecutiva previsto en la Cláusula 27 del Contrato E&E Cubiro, sosteniendo que las diferencias existentes entre las partes tenían una naturaleza regulatoria y no contractual. 1150.
Adviértase como, bajo el análisis de la buena fe contractual, no se está cuestionando cuál era la naturaleza de la diferencia, ni las facultades de la ANH, sino sus cambios de postura durante la ejecución del Contrato, en contra de sus propios actos, y después de más de siete años, con el efecto de anticipar la aplicación del derecho por Precios Altos en contravía de sus posiciones previas y de las expectativas que generó en la Contratista la política gubernamental de 2004 de incentivar inversiones en los llamados “Campos Menores”, vertida en el clausulado del Contrato E&E Cubiro (Minuta No.01/2004). 1151.
Sobre la teoría de los actos propios, la H. Corte Suprema de Justicia ha señalado, decisión pertinente para lo señalado que: “Una de las aplicaciones concretas de la buena fe es la conocida «teoría de los actos propios», según la cual, las partes de una relación jurídica deben actuar con lealtad y coherencia, evitando afectar la confianza que ha depositado en ella la otra parte.
La jurisprudencia civil, desde hace muchos años, doctrinó que «todo hombre tiene el deber de ajustar su conducta de tal modo que los terceros no se encuentren engañados en la confianza que necesitan tener en él» (SC, 21 feb. 1938). Se trata de «principio universal», «contenido en el aforismo venire contra factum proprium, el de que nadie puede ir válidamente contra sus propios actos, siempre que éstos sean jurídicamente eficaces, ‘A nadie le es lícito hacer valer un derecho en contradicción con su anterior conducta, cuando esta conducta, interpretada objetivamente según la ley, según las buenas costumbres o la buena fe, justifica la conclusión de que no se hará valer el derecho, o cuando el ejercicio posterior choque contra la ley, las buenas costumbres o la buena fe’» (SC, 3 mar. 1938).
Esta teoría, en suma, señala que la conducta previa, lícita e inequívoca de una persona, que genera confianza en los demás de que actuará de la misma forma en lo sucesivo, le impone actuar conforme a aquélla, so pena de faltar a la buena fe; esto mismo sucederá si se ejerce un derecho, sin considerar que no se hizo por un tiempo prolongado, siempre que se haya generado certidumbre en su contraparte sobre su dejadez. 227 2.2.3.
Son aplicaciones concretas de esta teoría: (I) Deber de coherencia, consistente en la obligación que tienen las partes, vinculadas por un contrato o negocio jurídico, de obrar en armonía con sus actos previos. Total, «[l]os antecedentes conductuales crean situaciones jurídicas que devienen como referentes a observar frente a actuaciones presentes y futuras, de similar textura fáctica y jurídica, no pudiendo sustraerse caprichosamente de sus efectos» (SC, 9 ag. 2007) Dicho en otras palabras, «[l]a teoría de los actos propios es la coherencia exigida en el comportamiento de las personas, de tal forma que lo realizado en el pasado, que ha servido, a su vez, como determinante o referente del proceder de otras o que ha alimentado, objetivamente, ciertas expectativas, no pueden ser contrariadas de manera sorpresiva, caprichosa o arbitraria, si con ello trasciende la esfera personal y genera perjuicio a los demás» (SC, 24 en. 2011).
(II) Confianza legítima, consistente en el deber de respetar las situaciones jurídicas que se han generado por el paso del tiempo, siempre que el beneficiario tenga razones objetivas para confiar en su continuidad. La doctrina jurisprudencial indica: El principio de confianza legítima reconocido como un parámetro constitucional relevante, protege de comportamientos ulteriores asimétricos, contradictorios o incompatibles con los anteriores y de cambios sobrevenidos, inesperados, súbitos e intempestivos… La confianza legítima presupone: a) un acto susceptible de infundir confianza y crear esperanzas fundadas; b) una situación preexistente generatriz de una expectativa verosímil, razonable y legítima basada en la confianza que inspira la autoridad con su conducta sobre su mantenimiento o estabilidad; y c) una actuación de buena fe del sujeto (SC, 25 jun. 2009)”. 1152.
Así, no es de recibo que, durante la ejecución del Contrato, y por un período considerable de tiempo – más de siete años-, se haya adelantado una diferencia bajo el Contrato y de conformidad con los mecanismos previstos en el mismo – procedimiento de incumplimiento contractual e instancia ejecutiva-, para, después de trasegar esos siete años, se cambie por tercera vez la posición del tipo de diferencia, y se determine extraer del Contrato la diferencia. Tampoco resulta alineado con la buena fe el que el Contrato Cubiro tuviera unas condiciones y luego se pretendiera modificarlas acudiendo a distintas vías, para luego imponer una determinada posición a través del ejercicio de facultades regulatorias. 1153.
Adviértase cómo, fue la propia parte del Contrato y de la instancia ejecutiva, la que mediante comunicación con radicado No. 20211392547131 del 9 de noviembre de 2021, decidió no continuar con el procedimiento de Instancia Ejecutiva previsto en la Cláusula 27 del Contrato E&E Cubiro. 228 1154. Así, estos cambios de las propias conductas, de forma contradictoria, es lo que conduce a calificar los mismos, como incumplimiento al principio de buena fe, bajo la ejecución del Contrato. 1155.
El principio general que prohíbe el venire contra factum propium o teoría de los actos propios o protección de la confianza legítima, como se advirtió al referir el pronunciamiento de la H. Corte Suprema de Justicia, constituye una manifestación del principio de buena fe, como expresión de los valores de lealtad, consideración del interés ajeno y tutela de la confianza.
En esa medida, en virtud de la exigencia de coherencia que impone la buena fe, las partes no pueden dejar de desconocer sus propios comportamientos y los efectos que estos producen en el desarrollo de la relación contractual; y no concilia con la buena fe que uno de los contratantes actúe de forma tal que contraríe su conducta precedente, desconociendo los actos o aseveraciones que haya realizado, los silencios u omisiones que hayan hecho creer que actuará de determinada manera, al punto que la contraparte haya adecuado su conducta contando con ello” 100. 1156.
Así, la doctrina o la teoría de los actos propios corresponde a un postulado desarrollado a partir del principio de buena fe, que exige a las personas obrar de manera coherente con los comportamientos desplegados en el pasado, los cuales crean una confianza legítima y razonable en las relaciones jurídicas y contractuales, e impiden a sus actores que posteriormente desatiendan sus actuaciones, como ocurrió, en la ejecución del Contrato, respecto del tratamiento a las diferencias interpretativas de las partes.
Así, no es plausible bajo la luz del principio de buena fe, los cambios de la Convocada que se han reseñado, y menos aún, cuando se trató de conductas relevantes y eficaces, determinantes para la definición de las principales prestaciones de las partes101. 1157. Así, no es de recibo la excepción formulada por la ANH “5.38. La ANH ha actuado de buena fe, en cumplimiento de lo pactado por las partes en el Contrato Cubiro y en lo establecido en la Ley”, sosteniendo que ha cumplido lo pactado por las partes en el Contrato Cubiro y ha ejercido las facultades de fiscalización que la Ley 2056 de 2020 le ha conferido, y no ha interpretado de manera caprichosa e injustificada el clausulado del Contrato Cubiro ni ha modificado alguna de las cláusulas del mismo, siendo Frontera quién lo ha hecho una interpretación alejada del texto del contrato, y sin que el incumplimiento de unos laudos arbitrales que la convocante ha querido valer como precedentes, configure el incumplimiento al principio de buena fe. 100 Martha Lucía Neme Villarreal.
La integración del contrato como presupuesto de la determinación del incumplimiento, en Incumplimiento y sistemas de remedios contractuales, editado por Carlos Alberto Chinchilla Imbett y Mario Grondona (Bogotá: Universidad Externado de Colombia, 2021). 101 Corte Suprema de Justicia Sentencia SC5288-2021 del 1° de diciembre de 2021 229 Y no procede acoger la excepción, porque la buena fe, no es un principio abstracto y general, sin contenido, sino que, el mismo, tal como se señaló, se concreta en unos deberes de conducta, entre otros, lo de los comportamientos coherentes, que es lo que no se desvirtuó por la Convocada, “Por otra parte, y ya en el terreno de la ejecución de un contrato debidamente perfeccionado, la buena fe contractual hace surgir un catálogo de deberes de conducta que, de acuerdo con la naturaleza de la respectiva relación, amplía los deberes contractualmente asumidos por cada parte para con ello realizar el interés contractual de la otra parte.
Finalmente, la buena fe sirve como limitación al ejercicio de los derechos subjetivos proscribiendo el abuso o la desviación en su ejercicio, e impulsa a las partes a ser coherentes en su comportamiento, evitando contradecir sus propios actos, entre otras conductas”.102 1158. En lo concerniente al comportamiento, así como al ejercicio de ciertos actos de la Convocada, que como se ha esclarecido, tienen efectos claros en la aplicación de la cláusula de precios altos (disparador de producción) y la posibilidad del Contratista de renunciar a Áreas de Explotación, tal como ha quedado expuesto, existen múltiples comportamientos de la Convocada que desconocen los postulados del principio de buena fe. 1159.
Debe igualmente advertirse que el Contrato es bilateral y bajo el principio de buena fe y lealtad, las partes contratantes se deben colaboración recíproca para la cabal ejecución de sus respectivas prestaciones, en donde ambas son responsables por la conservación y finalidad del Contrato, y en el que las contrapartes no deben hostigarse. 1160.
La bilateralidad encuentra una expresión garantista en el sentido de tener que proporcionar cada una de las partes, los medios y la colaboración necesarios para asegurar que la otra esté en condiciones de ejecutar y recibir lo que le corresponde. 1161. No puede dejar de mencionarse que, al concretar las partes la celebración de un negocio jurídico, el alcance que éste tiene a través del pacto de estipulaciones específicas que determinan el objeto, derechos, obligaciones y deberes entre ellos.
Esta premisa normativa no es sino el reconocimiento de que son las partes las llamadas a definir el ámbito y alcance de lo que esperan y ofrecen en un determinado acuerdo, pues al margen de los vicios que en sede de nulidad puedan presentarse, por su propia y libre determinación quedan unidas bajo un lazo o relación jurídica amparada por la fuerza coercible del derecho. 1162.
Igualmente, y en especial por las alegaciones de la Convocada sobre sus facultades por fuera del Contrato, debe señalarse que, si bien la Convocada tiene ciertas facultades, no es menos cierto que también es parte del Contrato, y se encuentra, al 102 La buena fe contractual y los deberes secundarios de conducta. Arturo Solarte Rodríguez. 2004.
Revista Javeriana. 230 igual que el Contratista, sometida al mismo contrato: “son las partes quienes conocen y regulan sus intereses jurídicos y económicos, y así determinan la medida en la cual cada una debe actuar, ejecutar, abstenerse, ceder, o simplemente está en mejor posición de realizar determinada obligación o encargo; eso sí, y en cualquier caso, en beneficio mutuo de las partes, bajo el imperativo de la buena fe en materia contractual que impone actuar con honradez, probidad, honorabilidad, transparencia, diligencia, responsabilidad y sin dobleces, lo que confirma al contrato como contenedor de una estructura de balance de derechos, obligaciones e intereses que ellas mismas definen en un estatus de fidelidad negocial”103. 1163.
Agregar sobre este punto de la contraprestación de los precios altos que, bajo los deberes secundarios de conducta, provenientes del principio de buena fe, también se encuentra, el de no hacer más onerosa o complicada la satisfacción de los resultados pretendidos104, y menos aún, cuando se asumen por la misma parte afectada, los riegos significativos propios de la modalidad de contratación de E&E señalada, desconociendo por demás, unos intereses legítimos que han surgido en su favor. 1164.
Asimismo, las conductas de la Convocada con efectos claros en la aplicación de la cláusula de precios altos (disparador de producción) y la posibilidad de renunciar a Áreas de Explotación, también han sido divergentes y contrarias a sus propios actos, por lo que, sobre este punto, también es aplicable lo reseñado sobre la teoría de los actos propios, que igualmente conducen a determinar el desconocimiento del principio de buena fe contractual, en la ejecución del Contrato Cubiro.
Sobre este punto, señalar que, la H. Corte Constitucional, ha determinado que la teoría de los actos propios, sanciona pretensiones que, aunque lícitas, sean contrarias a la confianza legítima que se ha desarrollado con ocasión de actuaciones ciertas de los sujetos de derecho: “Un tema jurídico que tiene como sustento el principio de la buena fe es el del respeto al acto propio, en virtud del cual, las actuaciones de los particulares y de las autoridades públicas deberán ceñirse a los postulados de la buena fe (Art. 83 Constitución Nacional).
Principio constitucional, que sanciona entonces, como inadmisible toda pretensión lícita, pero objetivamente contradictoria, con respecto al propio comportamiento efectuado por el sujeto. La teoría del respeto del acto propio tiene origen en el brocardo “Venire contra pactum proprium nellí conceditur” y, su fundamento radica en la confianza despertada en otro sujeto de buena fe, en razón de una primera conducta realizada.
Esta 103 Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera Sala Plena. Consejero Ponente: José Roberto Sáchica Méndez. 9 de mayo de 2024. Radicación: 76001233100020060332003 (53.962). 104 Corte Suprema de Justicia. Sala de Casación Civil. Sentencia SC18476-2017 (M.P. Álvaro Fernando García Restrepo; 15 de noviembre de 2017). 231 buena fe quedaría vulnerada, si fuese admisible aceptar y dar curso a una pretensión posterior y contradictoria.
(…) Se trata de una limitación del ejercicio de derechos que, en otras circunstancias podrían ser ejercidos lícitamente; en cambio, en las circunstancias concretas del caso, dichos derechos no pueden ejercerse por ser contradictorias respecto de una anterior conducta, esto es lo que el ordenamiento jurídico no puede tolerar, porque el ejercicio contradictorio del derecho se traduce en una extralimitación del propio derecho”105. 1165.
El H. Consejo de Estado ha dicho en relación con el principio de la buena fe contractual en la industria petrolera que: “….el principio de la buena fe contractual es de carácter objetivo e impone, fundamentalmente, a las partes respetar en su esencia lo pactado, cumplir las obligaciones derivadas del acuerdo, perseverar la ejecución de lo convenido, observar cabalmente el deber de informar a la otra parte, y, en fin, desplegar un comportamiento que convenga a la realización y ejecución del contrato sin olvidar que el interés del otro contratante también debe cumplirse y cuya satisfacción depende, en buena medida, de la lealtad y corrección de la conducta propia.” 1166.
Asimismo, frente a lo excepcionado por la Convocada, de haber ejercido sus derechos contractuales dentro de los límites pactados, y lo alegado del ejercicio bajo sus funciones de fiscalización, adviértase igualmente, que el principio de buena fe, no se limita ni circunscribe a lo pactado en el Contrato o una norma, sino precisamente, a unas normas de conducta y finalidades, que no se quedan en el apego a un texto, y es precisamente, por este análisis comprensivo, que se concluye el incumplimiento por la Convocada, de su deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato, perseguido en la pretensión No. 20.
“Sin embargo con frecuencia inusitada se cree que la buena fe a que se refiere estos preceptos consiste en la convicción de estar obrando conforme a derecho, en la creencia de que la conducta se ajusta en un todo a lo convenido y, en general, en el convencimiento de que se ha observado la normatividad y el contrato, independientemente de que esto sea efectivamente así por haberse incurrido en un error de apreciación porque se piensa que lo que en verdad importa es ese estado subjetivo consistente en que se tiene la íntima certidumbre de haber actuado bien.
Empero nada más lejano de la realidad que esa suposición porque la buena fe contractual no consiste en creencias o convicciones de haber actuado o estar actuando bien, es decir no es una buena fe subjetiva, sino que estriba en un comportamiento real y efectivamente ajustado al ordenamiento y al contrato y por consiguiente ella, tal como lo ha 105 Corte Constitucional de Colombia.
Sentencia T-295 de 1999. 232 señalado ésta Subsección, “consiste fundamentalmente en respetar en su esencia lo pactado, en cumplir las obligaciones derivadas del acuerdo, en perseverar en la ejecución de lo convenido, en observar cabalmente el deber de informar a la otra parte, y, en fin, en desplegar un comportamiento que convenga a la realización y ejecución del contrato sin olvidar que el interés del otro contratante también debe cumplirse y cuya satisfacción depende en buena medida de la lealtad y corrección de la conducta propia”, 8 es decir, se trata aquí de una buena fe objetiva y “por lo tanto, en sede contractual no interesa la convicción o creencia de las partes de estar actuando conforme a derecho”9 o conforme al contrato, pues tales convencimientos son irrelevantes porque, habida cuenta de la función social y económica del contrato, lo que en verdad cuenta son todos los actos reales y efectivos que procuran la cabal realización de estas funciones dentro del ámbito de la legalidad y de la lealtad y corrección, esto es, ajustados en un todo al ordenamiento jurídico y a lo convenido”106. 1167.
Por otro lado, frente a la excepción No. 5.39 de “Ausencia de configuración de los elementos de responsabilidad contractual en el caso concreto”, no procede acoger la misma, dado que, precisamente, y en los términos indicados, sí hubo lugar a un incumplimiento del Contrato. Asimismo, tal como se reseñó, para efectos de declarar un incumplimiento contractual, no debe, ni de forma previa ni concomitante, determinar el daño y la causalidad entre el daño y el incumplimiento. 1168.
Por lo tanto, en los términos indicados, el Tribunal acogerá las pretensiones No. 19 y 20, y denegará la excepción 5.38 de la Contestación. 1169. Asimismo, y en los términos indicados al analizar las pretensiones anteriores, la excepción No. 5.29 prospera parcialmente, pues si bien el control de las operaciones y actividades del Contratista se deben hacer con arreglo a la Ley y al Contrato Cubiro, no encuentra el Tribunal que en este caso se hayan ejercido por fuera de los referidos marcos.
Quinto grupo de pretensiones principales de la Demanda 1170. Tal como se advirtió al analizarse la competencia del Tribunal, en el acápite de presupuestos procesales, no corresponde al Tribunal adelantar el control de legalidad ni pronunciarse sobre la eficacia, inaplicación o no de las RIE, y, por ende, no corresponde efectuar pronunciamiento expreso sobre el quinto grupo de pretensiones, respecto de las cuales se declarará inhibido. 106 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera. Subsección C. 19 de noviembre de 2012. Radicación número: 25000-23-26-000-1998-00324-01(22043). 233 Las pretensiones subsidiarias 1171. Dado que, en los términos indicados, el Tribunal Arbitral se declarará no competente respecto de las pretensiones No. 25 y 26, no corresponde entrar a analizar las mismas 1172.
En efecto, bajo el principio de congruencia, y con la misma lógica del razonamiento expuesto al analizar el presupuesto de competencia, si al Tribunal no le compete analizar ni decidir sobre la denominada unificación que tuvo lugar a través de las RIE, tampoco le puede competir analizar ni decidir sobre los efectos perseguidos en las pretensiones No. 25 y 26, que se sustentan en las consecuencias de la decisión de la unificación. 1173.
En relación con la Pretensión 27, según la cual: “27. Se configuró un desequilibrio económico del Contrato E&E Cubiro que debe ser restablecido en favor de Frontera. 1174. Respecto de la pretensión No. 27 de restablecimiento del derecho económico, debe recordarse que esta es una figura que solo aplica para los contratos regidos por la Ley 80 de 1993, por lo que no es procedente para el caso del Contrato, que tal como se explicó ampliamente, está regulado por el derecho privado.
Así, para el caso del Contrato, no aplica el restablecimiento económico del contrato (la ecuación financiera) sino la revisión del Contrato, en los términos del artículo 868 del Código de Comercio. 1175. En este sentido, el H. Consejo de Estado ha señalado: “La jurisprudencia del Consejo de Estado ha establecido que las entidades deben restablecer el equilibrio económico únicamente en los contratos regidos por la Ley 80 de 1993, y que en contratos de derecho privado debe aplicarse la “teoría de la imprevisión En consecuencia, la teoría de la imprevisión no persigue restablecer el equilibrio de la ecuación financiera cuando se vea alterado por circunstancias sobrevinientes.
Esa obligación solo está prevista para los contratos estatales, en los que el cumplimiento de su objeto es de interés general razón y por ello se le impone al Estado esta 234 obligación. En los contratos regidos por el derecho privado el contratista no puede pretender apartarse del acuerdo inicial y buscar su modificación por esta vía” 107 1176.
Adicionalmente, valga señalar que, en la Demanda, no se alegó la ocurrencia de las circunstancias extraordinarias, imprevistas o imprevisibles establecidas en el artículo 868 del Código de Comercio. 1177. Por otro lado, el Tribunal debe advertir que la Convocada bajo la excepción No. 5.43, para efectos de controvertir esta pretensión, señaló que la expedición de las RIE “no ocasionó un desequilibrio económico del Contrato Cubiro”. 1178.
Frente a esta excepción, el Tribunal debe advertir que la pretensión No. 27 no se formuló, a diferencia de las otras dos pretensiones subsidiarias, como una consecuencia o efecto de la unificación, ni de las RIE, sino simplemente en un desequilibro económico, sin un condicionamiento. 1179. En esa medida, dado que la excepción No. 5.43 se fundamentó, en un supuesto no establecido en la pretensión, no procede acoger esta excepción. 1180.
En todo caso, en la Demanda tampoco se hizo juramento estimatorio de esta pretensión, como de ninguna otra, al tiempo en que la Convocante no demostró el supuesto desequilibrio económico del Contrato. Al respecto, es importante advertir que quien ha sufrido un perjuicio debe probar, tanto su existencia como su cuantía, y no por el hecho de que una parte contractual tenga que asumir mayores cargas económicas, ello se traduce automáticamente en un desequilibrio contractual. 1181.
Por lo anterior, no es dable acoger la pretensión No. 27. Las pretensiones de condena 1182. Dado que, en los términos indicados, el Tribunal Arbitral se declarará no competente respecto de las pretensiones No. 28, 29, 30 y 31, no corresponde entrar a analizar las mismas 1183. En efecto, bajo el principio de congruencia, y con la misma lógica del razonamiento expuesto al analizar el presupuesto de competencia, si al Tribunal no le compete analizar ni decidir sobre la denominada unificación que tuvo lugar a través de las RIE, tampoco le puede competir analizar ni decidir sobre los efectos perseguidos en 107 Consejo de Estado.
Sala de lo Contencioso Administrativo Sección Tercera. Subsección B. Magistrado ponente: Martín Bermúdez Muñoz. 17 de junio de 2024. Radicación: 4100-1233-3000- 2019-00214-01 (69484) 235 las pretensiones No.. 28, 29, 30 y 31, que se sustentan en las consecuencias de la decisión de la unificación 1184. Así, si bajo estas pretensiones No. 28, 29, 30 y 31 se persiguen condenas con ocasión de los precios altos derivados de la unificación, y se reitera, no es objeto de análisis del presente Laudo la unificación dada a través del RIE, en los términos ampliamente expuestos y con ocasión de las reglas de competencia aplicables al Tribunal Arbitral, por lo que no procede ni es posible analizar los efectos (precios altos), los que lógicamente, requieren, previamente, del análisis y control de legalidad de las RIE. 1185.
Frente a la pretensión No. 32 de costas, el Tribunal se pronunciará en el acápite de costas del presente Laudo. 5.8. Pronunciamiento sobre las excepciones propuestas por la Convocada en contra de la Demanda 1186. Si bien, a lo largo del presente laudo, el Tribunal ha analizado y decidido en los apartes pertinentes, esto es frente a las pretensiones que controvertía, las excepciones formuladas por la Convocada, a continuación, se hace una referencia expresa a las mismas de forma individualizada y se efectúan las consideraciones adicionales sobre las otras excepciones formuladas por la Convocada. 1187.
Así, en el aparte de análisis de la competencia del Tribunal, una vez efectuado el análisis de las pretensiones, excepciones y demás elementos, y con ocasión de la declaratoria de falta de competencia, en los términos indicados, se determinó (a) acoger las excepciones Nos. 5.1, 5.2, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, 5.11 y 5.20 bajo el entendido de que se refieren a las RIE y al quinto grupo de pretensiones principales, las pretensiones Nos. 25 y 26, y las pretensiones de condena 28, 29, 30 y 31, en los términos indicados, (b) no acoger las excepción Nos. 5.3, y (c) declararse inhibido para pronunciarse de sobre las excepciones Nos. 5.12, 5.13, 5.14, 5.15., 5.16, 5.17., 5.18., 5.19, 5.21, 5.22, 5.23, 5.31 y 5.41, precisando que la inhibición es parcial respecto de la excepción No. 5.23. 1188.
Igualmente, al analizarse y decidirse lo referente a la caducidad de la acción, se determinó no acoger la excepción No. 5.4 de caducidad, formulada por la Convocada 1189. Asimismo, al analizarse y decidirse las pretensiones No. 1 a 20 de la Demanda, correspondiente a los primero cuatro grupos de pretensiones, el Tribunal determinó, en los términos indicados, (a) no acoger las excepciones No. 5.24, 5.27, 5.30, 5.31, 5.32, 5.33, 5.34, 5.35, 5.36, 5.37, 5.38, 5.39, 5.40, 5.42 y 5.43;
(b) no acoger parcialmente la excepción No. 5.23, y (c) acoger parcialmente las excepciones No. 5.28 y 5.29. 236 1190. Por otro lado, la Convocada formuló otras excepciones, correspondientes a los Nos. 5.10, 5.25, 5.26, 5.44, 5.45, 5.46 y 5.47 respecto de las cuales el Tribunal efectúa las siguientes consideraciones, advirtiendo que estas excepciones no controvierten efectivamente las pretensiones de la Demanda, sino que, principalmente, son consideraciones de la Convocada sobre hechos y afirmaciones de la Convocante en la Demanda, que no tienen por lo tanto la virtualidad de conducir a desconocer las pretensiones. 1191.
En la excepción No. 5.10 la Convocada señaló “5.10. Frontera Energy vuelve en contra de sus propios actos”, señalando que la Convocante ha presentado al Tribunal Arbitral argumentos contradictorios a los que ha expuesto ante la Jurisdicción Contencioso Administrativa. Es evidente que la Convocante, como ella misma lo indicó en la Demanda Reforma, inició unas acciones nulidad y restablecimiento del derecho en contra de las RIE.
El Tribunal debe advertir que, si bien a los operadores jurídicos le es exigible un comportamiento coherente y consistente en sus conductas, y las implicaciones de la teoría de los actos propios, analizada previamente en este laudo, la Convocante de forma consistente y fundamentada, puso de presente y explicó porque se incluyeron las pretensiones del quinto grupo en la demanda reformada. 1192.
Así, en el presente caso, no que es la Convocante de forma oculta haya iniciado varios procesos, sino que, informó, en la Demanda, de dicha situación al Tribunal y puso igualmente de presente las razones y explicaciones. 1193. Asimismo, el Tribunal no puede dejar de advertir que, como se evidenció en el presente proceso, existieron varias y divergentes decisiones judiciales sobre asuntos del presente proceso, principalmente sobre la naturaleza de las RIE y sobre el medio de control pertinente, y esta razón, en esencia, fue lo que llevo a incluir igualmente las pretensiones del grupo quinto. 1194.
De lo anterior se deriva igualmente, la forma en que se formularon las pretensiones del grupo quinto como las de condena, así como los supuestos de las pretensiones, entre otros, condicionados a ciertas determinaciones. 1195. Asimismo, el Tribunal encuentra lógico que, con las explicaciones dadas por la Convocante, que dieron lugar a formular sus pretensiones en la forma prevista en la Demanda, debía ajustar el fundamento y forma de la demanda, a las pretensiones que perseguía. 1196.
Así, bajo estos elementos, el Tribunal, considera que sí se encontró justificada la forma en la Convocante formuló sus pretensiones. 1197. En todo caso, esta situación puesta de presente en la Convocada en la excepción No. 5.10, no trae como consecuencia que las pretensiones de la Demanda “sean 237 inadmisibles”, ni controvierte como tal las pretensiones de la Demanda.
Por lo tanto, no procede acoger la excepción No. 5.10 1198. En relación con excepción No. 5.25 la Convocada señaló que “El Estado es el propietario del Subsuelo. De la exploración y explotación de los hidrocarburos se derivan derechos económicos y remuneraciones previstas constitucionalmente”. 1199. El Tribunal debe advertir que, es clara la propiedad del Estado del subsuelo, así como de los recursos naturales no renovables, de conformidad con la Constitución Nacional y en los términos indicados en el presente Laudo. 1200.
Respecto de esta excepción No. 5.25, la Convocada realmente se refiere es a las competencias de fiscalización de la ANH, y sus limitaciones o no, asuntos que, lógicamente de tratarse de la competencia o no para expedir ciertos actos recae sobre el control de legalidad. 1201. Por lo anterior – tratarse de la competencia de la ANH bajo las facultades de fiscalización- y con ocasión de la declaratoria del Tribunal Arbitral de falta de competencia sobre las RIE, procede igualmente declararse inhibido para conocer de esta excepción. 1202.
Respecto de la excepción No. 5.26 referida como “Los cuatro primeros grupos de pretensiones de la reforma de la demanda se fundamentan solo en el Contrato Cubiro”, la Convocada persigue que “Por lo tanto, los fundamentos de derecho relacionados en la reforma de la demanda como sustento del quinto grupo de pretensiones, no pueden ser aplicados a las peticiones referidas en esta excepción”. 1203.
En esa medida, esta excepción No. 5.26, más que controvertir como tal las pretensiones de la Demanda, busca establecer una forma en la que se deben analizar las pretensiones, en especial, los fundamentos de derecho que se deben considerar, lo que no conduce a desvirtuar en sí mismo las pretensiones de la Demanda ni de dicha excepción se pueda desprender la no prosperidad de una pretensión. En esa medida, no corresponde acoger la excepción No 5.26. 1204.
En lo que concierne a las excepciones No. 5.44 “Inexistencia de vulneración al acceso a la administración de justicia” y 5.45 “Ausencia de buena fe y lealtad procesal por parte de Frontera Energy”, igualmente, más que controvertir alguna pretensión de la Demanda, la Convocada efectúa son unas consideraciones relativas a las manifestaciones de la Convocante sobre su acceso a la administración de justicia con ocasión de las distintas calificaciones que se le han dado a las RIE, así como respecto de los otros procesos que ha adelantado la Convocante ante la jurisdicción contencioso administrativa. 238 1205.
De esta manera, no solo no se precisa cuál pretensión desvirtuarían estas excepciones, sino que en la Demanda no se persigue pretensión ni declaración alguna sobre el acceso a la administración de justicia. 1206. Por lo anterior, al no guardar estas excepciones tampoco relación con las pretensiones, no procede acoger las mismas. 1207.
Valga señalar que, como se indicó al momento de analizarse la competencia del Tribunal Arbitral, el derecho de acceso a la administración de justicia de las partes se encuentra garantizado, y que, con ocasión de la declaratoria de falta de competencia del Tribunal Arbitral frente al quinto grupo de pretensiones principales, las pretensiones Nos. 25 y 26, y las pretensiones de condena 28, 29, 30 y 31, en los términos indicados, continuarán los procesos que se han venido adelantando ante la jurisdicción contencioso administrativa correspondientes a las acciones de nulidad y restablecimiento del derecho de las RIE, iniciados por Frontera. 1208.
Frente a la excepción No. 5.46 “Los laudos arbitrales que insistentemente ha mencionado Frontera Energy en el escrito de la demanda, no son un precedente que deba ser aplicado a este caso ni constituyen cosa juzgada”, lo primero que debe advertir el Tribunal es que la figura del precedente se dirige es a un deber del juez, frente a las consideraciones y la aplicación de unas decisiones previas al momento de resolver. 1209.
Las pretensiones de la Demanda no se dirigen – ni de ellas se desprende- a la aplicación de un precedente judicial o su declaratoria, y tampoco, una declaratoria de cosa juzgada, y en esa medida, frente a esta excepción, debe igualmente reiterarse, que, al no tener la virtualidad de controvertir una pretensión, no es procedente acogerla. 1210.
En todo caso, el Tribunal debe precisar que en el presente caso no consideró la existencia de un precedente derivado de un laudo arbitral ni consideró que existía cosa juzgada respecto de lo controvertido. Así, el Tribunal Arbitral no está aplicando para este caso, un precedente de laudos arbitrales, y sin que las menciones a otras decisiones arbitrales configuren o pueden entenderse de manera alguna, como la consideración o aplicación de un precedente. 1211.
Con sustento en el artículo 282 del C.G.P., en su Contestación a la Demanda, la ANH alega a su favor cualquier hecho que el Tribunal encuentre probado y que tenga la virtualidad de enervar alguna o algunas de las pretensiones (excepción No. 5.47). 1212. Una vez adelantada otra revisión de las pretensiones que mediante este Laudo se acogen, correspondientes a las pretensiones de los grupos primero, segundo, tercero y cuarto de la Demanda, el Tribunal no encontró probada ni evidenciada 239 alguna excepción de este tipo, por lo que no resulta procedente declarar oficiosamente excepción alguna que enerve total o parcialmente las pretensiones de la Demanda que mediante el presente Laudo se acogen. 1213.
Por lo previamente indicado, no se acogen las excepciones No. 5.10, 5.25, 5.26, 5.44, 5.45, 5.46 y 5.47 formuladas por la Convocada. 5.9. Costas y conducta procesal 1214. En lo concerniente a la conducta procesal de las partes, de conformidad con lo previsto en el artículo 280 del C.G.P., el Tribunal no evidenció una conducta temeraria o de mala fe; que las partes en las múltiples actuaciones del presente proceso cumplieron con los principios procesales de lealtad de las partes entre sí y con la administración de justicia, mediante la asunción y el despliegue de comportamientos transparentes por medio de los cuales dieron a conocer los hechos en los que intervinieron y su proceder. 1215.
En la pretensión No. 32 de la Demanda, se persigue la condena en costas de la Convocada. 1216. El Estatuto Arbitral no regula lo referente a las costas en los procesos arbitrales, y solamente se limita a unas menciones de las costas en (i) el artículo 13 de la Ley 1563 en lo concerniente al amparo de pobreza, (ii) en el artículo 87 de la Ley 1563, sobre las derivadas del decreto y práctica de medidas cautelares en el arbitraje internacional, y (iii) en los artículos 42 y 43 de la Ley 1563, acerca de las que corresponde valorar al juez del recurso extraordinario de anulación. 1217.
Por otra parte, en el artículo 2.2.4.2.6.2.3. del Decreto 1069 de 2015, compilatorio del sector justicia, que compila el Decreto 1829 de 2013 que reglamenta los gastos de los centros de conciliación y arbitraje, se hace igualmente solo mención de las costas, señalado que las costas y agencias serán adicionales a los gastos y honorarios. 1218.
Ante la ausencia de regulación, la norma aplicable es el C.G.P., entre otras disposiciones, por su aplicación indirecta de conformidad con lo establecido en el artículo 1º del C.G.P., como se ha definido en los procesos arbitrales, y también lo ha reconocido el Consejo Estado. Esa Corporación ha reconocido tanto la ausencia de regulación en las normas arbitrales como la aplicación del C.G.P. en lo concerniente a las costas de los procesos arbitrales: 1219.
Así las cosas, ante la ausencia de una normativa expresa sobre la forma y el monto de las costas a liquidar, resulta procedente aplicar el contenido normativo del artículo 1º de la Ley 1564 de 2012 que establece el objeto del C.G.P. en los siguientes términos: “Este código regula la actividad procesal en los asuntos civiles, comerciales, 240 de familia y agrarios.
Se aplica, además, a todos los asuntos de cualquier jurisdicción o especialidad y a las actuaciones de particulares y autoridades administrativas, cuando ejerzan funciones jurisdiccionales, en cuanto no estén regulados expresamente en otras leyes” de modo que las disposiciones del C.G.P. se aplican a los asuntos de cualquier jurisdicción o especialidad y a las actuaciones de particulares cuando ejerzan funciones jurisdiccionales, siempre que esos asuntos no estén regulados en leyes especiales. 1220.
Para la liquidación de costas existe norma especial en el artículo 188 del CPACA, pero esta, a su vez, remite a las disposiciones del CPC —hoy C.G.P.—por consiguiente, la condena en costas y agencias en derecho en materia arbitral se debería efectuar con base en los artículos 365 y 366 de este último cuerpo normativo, salvo que exista una norma especial aplicable: (…)108. 1221.
El artículo 365 del C.G.P. en relación con las costas del proceso dispone: “Artículo 365. Condena en costas. En los procesos y en las actuaciones posteriores a aquellos en que haya controversia la condena en costas se sujetará a las siguientes reglas: 1. Se condenará en costas a la parte vencida en el proceso, o a quien se le resuelva desfavorablemente el recurso de apelación, casación, queja, súplica, anulación o revisión que haya propuesto.
Además, en los casos especiales previstos en este código. Además se condenará en costas a quien se le resuelva de manera desfavorable un incidente, la formulación de excepciones previas, una solicitud de nulidad o de amparo de pobreza, sin perjuicio de lo dispuesto en relación con la temeridad o mala fe. 2. La condena se hará en sentencia o auto que resuelva la actuación que dio lugar a aquella.
(…) 5. En caso de que prospere parcialmente la demanda, el juez podrá abstenerse de condenar en costas o pronunciar condena parcial, expresando los fundamentos de su decisión. (…) 108 Consejo de Estado. Sala de lo Contencioso Administrativo. Sección Tercera - Subsección “A”. Rad.: 11001-03-26-000-2017-00032-00(58875). (C.P Marta Nubia Velásquez; noviembre 10 de 2017). 241 8.
Solo habrá lugar a costas cuando en el expediente aparezca que se causaron y en la medida de su comprobación. (…)”. 1222. En consecuencia, estima el Tribunal que, frente a la realidad expuesta y en aplicación de la regla contenida en el numeral 5 del artículo 365 del C.G.P., en relación con el proceso, se abstendrá de condenar en costas, por las siguientes consideraciones: a. Para efectos de determinar la abstención de condena en costas, se tuvo en cuenta la prosperidad parcial, tanto de las pretensiones como de las excepciones. b. Asimismo, si bien es cierto, que no se reconocen la totalidad de las pretensiones también es cierto que, esto es así, con ocasión de la falta de competencia del Tribunal respecto de algunas, en los términos indicados. c. Estima el Tribunal justificadas las razones esbozadas por la Convocante en la demanda, para haber incluido las pretensiones sobre las que no se satisface el presupuesto de competencia, principalmente, por las distintas decisiones de autoridades judiciales. d. Considerando el reconocimiento en el presente laudo de la declaratoria de incumplimiento del Contrato. e. Asimismo, si bien no prosperan todas las pretensiones de la Demanda, también puede inferirse que, de no haber mediado incumplimiento del Contrato que se analizó, y de no haber surgido las diferencias interpretativas de las partes a través de distintas conductas y por múltiples medios y posiciones, la Convocante no hubiese iniciado el presente proceso arbitral.
6. PARTE RESOLUTIVA En mérito de las consideraciones que anteceden, el Tribunal Arbitral integrado para resolver las diferencias surgidas entre Frontera Energy Colombia Corp. Sucursal Colombia y la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH, administrando justicia en nombre de la República de Colombia, por autoridad de ley, y en cumplimiento de la misión encomendada por las partes, Resuelve: 242 Primero. Declarar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, y con arreglo a las pretensiones No. 1 a 20 de la Demanda que, con fundamento en el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de propiedad de la Nación, Sector Cubiro, suscrito el 8 de octubre de 2024, y del que son parte Frontera Energy Colombia Corp.
Sucursal Colombia y la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH (el “Contrato Cubiro”), su clausulado y las cesiones de éste que: 1. No hay lugar a un nuevo Periodo de Evaluación ni resulta necesario un nuevo Aviso de Descubrimiento, cuando nuevos volúmenes de hidrocarburos son encontrados en una misma Área de Evaluación o de Explotación. 2.
Frontera Energy Colombia Corp. sucursal Colombia tiene el derecho a declarar distintos Campos Comerciales derivados de yacimientos descubiertos que se comporten como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos. 3. Frontera Energy Colombia Corp. sucursal Colombia tiene el derecho a declarar tantas Áreas de Explotación como Campos Comerciales independientes existan. 4.
Bajo los términos del Contrato Cubiro la ANH aceptó los Planes de Explotación inicial de los Campos Comerciales Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D. 5. En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa. 6. En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa A. 7.
En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa B. 8. En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa C. 9. En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada existe el Área de Explotación Copa D. 10. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar unilateralmente en el llamado por la ANH “Campo Comercial Copa Unificado”, los Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D. 243 11.
La ANH incumplió sus obligaciones al modificar unilateralmente las coordenadas de las Áreas de Explotación Copa, Copa A, Copa B, Copa C, y Copa D, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Copa” 12. La ANH incumplió el Contrato Cubiro por no haber dado por recibido los Planes de Explotación inicial presentados por Frontera Energy Colombia Corp. sucursal Colombia para los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 13.
La ANH incumplió el Contrato Cubiro por haber desconocido el derecho contractual de Frontera Energy Colombia Corp. sucursal Colombia a terminar el Periodo de Explotación del Área de Explotación Yopo. 14. La ANH incumplió el Contrato Cubiro por condicionar la devolución del Área de Explotación Yopo a la devolución de la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”. 15.
En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo. 16. En los términos del Contrato Cubiro, en el Área Contratada, existe actualmente el Área de Explotación Petirrojo Sur. 17. La ANH incumplió sus obligaciones al unificar en el llamado por la ANH “Campo Comercial Petirrojo Unificado”, los Campos Comerciales Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo. 18.
La ANH incumplió sus obligaciones al modificar las coordenadas de las Áreas de Explotación Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo, unificándolas en la llamada por la ANH “Área de Explotación Petirrojo”. 19. La ANH incumplió el Contrato Cubiro por haber desconocido el derecho contractual de Frontera Energy Colombia Corp. sucursal Colombia a tener el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente, económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren dentro de ésta según se establece en el numeral 11.1 de la Cláusula 11. 20.
La ANH incumplió su deber de obrar de buena fe en la ejecución del Contrato Cubiro. Por lo anterior, se acogen las pretensiones No. 1 a 20 de la Demanda, y se acogen parcialmente, de conformidad con lo expresado en la parte motiva, las excepciones de la 244 Contestación “5.28. La declaración de comercialidad requiere del cumplimiento de los requisitos previstos en el Contrato.
No depende exclusivamente de la voluntad del Contratista” y “5.29. El control de las operaciones y actividades para la explotación de hidrocarburos por parte del contratista no es absoluto. Está limitado por el Contrato y por la ley”. Segundo. Denegar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, las excepciones propuestas por la ANH en contra de la Demanda, denominadas: (1) “5.3.
Las partes no habilitaron en la cláusula de “Arbitraje” al Tribunal para resolver controversias provenientes de un desacuerdo técnico o contable. Tales competencias fueron expresamente excluidas por las partes. Falta de Competencia del Tribunal de Arbitraje”, (2) “5.4. Caducidad del medio de control”, (3) “5.10. Frontera Energy vuelve en contra de sus propios actos”., (4) “5.24.
La ANH no incumplió el “Contrato de Exploración y Explotación Cubiro” al expedir las Resoluciones cuestionadas por Frontera Energy, en uso de su facultad de fiscalización.”, (5) “5.25. El Estado es el propietario del Subsuelo. De la exploración y explotación de los hidrocarburos se derivan derechos económicos y remuneraciones previstas constitucionalmente”, (6) “5.26.
Los cuatro primeros grupos de pretensiones de la reforma de la demanda se fundamentan solo en el Contrato Cubiro”, (7) “5.27. Frontera Energy otorga un sentido y alcance a las definiciones contenidas en las cláusulas del Contrato Cubiro, distinto a aquel que verdaderamente corresponde”, (8) “5.30. No se puede modificar lo que no existe.
No es cierto que al expedir la Resolución 20982 de 2021 la ANH modificó unilateralmente los “Campos Comerciales Copa, Copa A, Copa B, Copa C y Copa D””, (9) “5.31. Inexistencia de modificación unilateral de las coordenadas del Área de explotación por parte de la ANH”, (10) “5.32. La determinación de las Áreas de Explotación depende del Área de los Campos Comerciales”, (11) “5.33.
La ANH recibió el Plan de Explotación Inicial de Petirrojo”, (12) “5.34. Petirrojo, Petirrojo Sur y Yopo conforman un Campo Comercial Único y por lo tanto, dan lugar a una sola Área de Explotación”, (13) “5.35. Los volúmenes de hidrocarburos denominados por el Contratista como “Campos Comerciales” Copa, Copa A Norte, Copa A Sur, Copa B, Copa C y Copa D, pertenecieron al Área de Evaluación del Campo Comercial Copa Unificado y, por lo tanto, dan origen a un Campo Comercial Único y a una única Área de Explotación”, (14) “5.36.
La ANH se ha pronunciado oportunamente y por escrito por lo menos en 7 ocasiones solicitando la presentación de un solo Plan de Explotación Inicial Copa y en 15 oportunidades solicitando la presentación de un solo Plan de Explotación Inicial Petirrojo.”, (15) “5.37. Imposibilidad de terminar el Periodo de Explotación de Yopo”, (16) “5.38.
La ANH ha actuado de buena fe, en cumplimiento de lo pactado por las partes en el Contrato Cubiro y en lo establecido en la Ley.”, (17) “5.39. Ausencia de configuración de los elementos de responsabilidad contractual en el caso concreto”, (18) “5.40. Frontera incumplió las estipulaciones contractuales pactadas en el Contrato Cubiro - Excepción de Contrato no cumplido”, (19).
“5.42. En los términos del Contrato Cubiro solo existe el Área de Explotación Petirrojo y el Área de Explotación Copa”, (20) “5.43. La expedición de las Resoluciones 20982 del 30 de diciembre de 2021, confirmada por la Resolución 275 de 2022 y 27 del 17 de enero de 2022, confirmada por la Resolución 321 de 2022, no ocasionó un desequilibrio económico del Contrato Cubiro”, (21) “5.44.
Inexistencia de vulneración al acceso a la administración de justicia”, (22) “5.45. Ausencia de buena fe y lealtad 245 procesal por parte de Frontera Energy”, y (23) “5.46. Los laudos arbitrales que insistentemente ha mencionado Frontera Energy en el escrito de la demanda, no son un precedente que deba ser aplicado a este caso ni constituyen cosa juzgada”.
Tercero. Denegar parcialmente, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, la excepción No. 5.23 “La ANH ha ejercido las competencias que la Ley le ha otorgado como autoridad fiscalizadora y, en desarrollo de tales funciones, profirió las Resoluciones cuestionadas por Frontera Energy, y ha cumplido además con sus obligaciones como entidad Contratante” parcialmente, en lo que se refiere a “y ha cumplido además con sus obligaciones como entidad Contratante”.
Cuarto. Denegar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, la excepción No. 5.47 “Genérica” propuesta por la ANH en contra de la Demanda. Quinto. Denegar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, la pretensión No. 27 de la Demanda. Sexto. Con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, inhibirse de resolver las pretensiones principales del grupo quinto de la Demanda correspondiente a las pretensiones Nos. 21, 22, 23, 24, 25, 26, las pretensiones subsidiarias Nos. 25 y 26, y las pretensiones de condena 28, 29, 30 y 31 por falta de competencia para hacerlo.
Por lo anterior, se acogen las excepciones Nos. 5.1, 5.2, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9 y 5.11 bajo el entendido de que se refieren a (1) las Resoluciones. No 20982 de 2021, 275 de 2022, 27 de 2022 y 321 de 2022 expedidas por la ANH, y (2) al quinto grupo de pretensiones principales, las pretensiones Nos. 25 y 26, y las pretensiones de condena 28, 29, 30 y 31.
Séptimo. Con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, inhibirse de resolver las excepciones Nos. 5.12, 5.13, 5.14, 5.15., 5.16, 5.17., 5.18., 5.19, 5.20, 5.21, 5.22, 5.23 (parcialmente), 5.31 y 5.41 por falta de competencia para hacerlo. Octavo. Declarar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo y la declaratoria de inhibición, y con arreglo al artículo 29 de la Ley 1563 de 2012, que (1) el H. Tribunal Administrativo de Cundinamarca, Sección Primera Subsección “A” continuará conociendo del proceso judicial con radicado No: 2500023410002022-01244-00, y (2) que quedan sin efectos las solicitudes de remisión del expediente efectuadas por el Tribunal Arbitral.
Infórmese al H. Tribunal Administrativo de Cundinamarca, Sección Primera Subsección “A” de esta decisión. Noveno. Declarar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo y la declaratoria de inhibición, y con arreglo al artículo 29 de la Ley 1563 de 2012, que (1) el H. Tribunal Administrativo de Casanare continuará conociendo del proceso judicial con radicado No: 85001-23-33-000-2023-00136-00, y (2) que quedan sin efectos las 246 solicitudes de remisión del expediente efectuadas por el Tribunal Arbitral.
Infórmese al H. Tribunal Administrativo de Casanare de esta decisión. Décimo. Declarar, con fundamento en lo expresado en la parte motiva de este Laudo, que no hay lugar a condena en costas. Décimo primero. Declarar causados el cincuenta por ciento (50%) restante de los honorarios establecidos y el IVA correspondiente de los Árbitros y del Secretario, por lo que se ordena realizar el pago del saldo en poder del Árbitro Presidente.
Décimo segundo. Disponer que en la oportunidad prevista en el artículo 28 de la Ley 1563 de 2012, se proceda por el Árbitro presidente a efectuar la liquidación final de gastos y, llegado el caso, devuelva el saldo a las partes, por mitades, junto con la correspondiente cuenta razonada. Décimo tercero. Disponer que por Secretaría se expidan copias auténticas del presente Laudo arbitral con destino a cada una de las partes con las constancias de ley y que se remita el expediente para su archivo al Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. Carlos Alfonso Botero Borda Árbitro Presidente Alejandro Martínez Villegas Catalina Hoyos Jiménez A rbitro A rbitro (Con Salvamento de Voto) Daniel Felipe Villarroel Barrera Secretario