Grupo Pegasus S.A. vs New Global Energy Inc.

El Tribunal de Arbitraje conformado para dirimir las controversias jurídicas suscitadas entre Grupo Pegasus S.A. y New Global Energy Inc., profiere el presente Laudo Arbitral después de haberse surtido en su integridad todas las etapas procesales previstas en la Ley 1563 de 2012 y en las demás normas aplicables, con lo cual decide de fondo el conflicto planteado en la demanda inicial, su contestación, la demanda de reconvención, su contestación y en las correspondientes réplicas y demás escritos de oposición. El presente laudo se profiere en derecho, dentro de la oportunidad conferida para el efecto y con el voto unánime de los árbitros.

CAPÍTULO PRIMERO ANTECEDENTES DEL LITIGIO Y ACTUACIONES PROCESALES 1.- Identificación de las partes del proceso: 1.1.- La parte convocante en este proceso es GRUPO PEGASUS S.A. (en adelante Pegasus o la convocante), persona jurídica de derecho privado, debidamente constituida bajo las leyes de la República de Panamá, representada legalmente por Mario Enrique Bolívar Camacho, en su calidad de Presidente de la sociedad, todo lo cual consta en el Certificado de Registro Público de Panamá que obra a folio 53 del cuaderno principal No. 1.

La parte convocante actúa en el presente proceso a través de apoderado judicial debidamente constituido, tal y como aparece en el poder especial que reposa a folios 50 y 52 del mismo cuaderno. 1.2.- La parte convocada en este proceso es NEW GLOBAL ENERGY INC (en adelante NGE o la convocada), persona jurídica de derecho privado, debidamente constituida bajo las leyes de la Provincia de Ontario, Canadá, con domicilio principal en Toronto (Canadá), representada legalmente por John William Martín, mayor de edad, domiciliado en Canadá, todo lo cual consta en el documento denominado “Corporation Profile Report”, debidamente apostillado y traducido que obra a folios 118 a 129 del cuaderno principal No. 1.

En este arbitraje la parte convocada actúa mediante apoderado judicial, a quien de forma oportuna se le reconoció personería para actuar en el proceso con fundamento en el poder obrante a folios 115 a 117 del cuaderno principal No.

1. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 2 2.- El pacto arbitral: El pacto arbitral con base en el cual se convocó a este Tribunal de Arbitraje es el contenido en la cláusula compromisoria pactada por las partes en la sección 17. 2 del Acuerdo de Compra de Acciones (en adelante, el SPA o el Contrato), celebrado entre Pegasus y NGE, el 20 de abril de 2010, estipulación que es del siguiente tenor: “17.2.

Cualquiera y todas las reclamaciones, demandas, causas de acción, conflictos, controversias, y otros asuntos en cuestión que surjan o estén relacionados con este Acuerdo, incluyendo cualquier cuestión relacionada con su incumplimiento, existencia, vigencia o finalización, que no pueda ser resuelta cordialmente entre las partes, deberá ser resuelta por medio de un tribunal de tres (3) árbitros de conformidad con la legislación colombiana y las normas y procedimientos del Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. Los árbitros deberán ser designados por mutuo acuerdo entre las partes y deberán ser abogados calificados de Colombia.

Si las partes no pueden llegar a un acuerdo relacionado con la designación de los árbitros dentro de los cinco (5) días después de la reunión para la designación de los árbitros, entonces el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá deberá designar a los árbitros. El lugar para el proceso de arbitraje será el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá, en Bogotá D.C., y el tribunal arbitral decidirá en derecho.

El laudo resultante deberá ser final y obligatorio. Todos los costos y gastos ocasionados por los procedimientos de arbitraje serán asumidos por la parte perdedora". 3.- Las etapa introductoria del proceso arbitral: Las actuaciones que se han adelantado en el presente proceso arbitral, se pueden sintetizar de la siguiente manera: 3.1.- La demanda con la que se dio origen al proceso fue presentada en el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá el 14 de diciembre de 2012 (Fls. 1 a 49 C. Ppal.

No. 1). 3.2.- En cumplimiento de las previsiones incorporadas en la cláusula compromisoria, las partes de común acuerdo designaron como árbitros a los Doctores Fernando Pabón Santander, Luis Helo Kattah y José Armando Bonivento Jiménez, quienes oportunamente manifestaron la aceptación a la designación (Fls. 114, 133 y ss del C. Ppal.

No.1). 3.3.- La demanda arbitral fue sustituida mediante escrito presentado el 2 de abril de 2013. En el escrito de la demanda se solicitó el decreto y práctica de medidas cautelares al amparo de lo previsto por el artículo 32 de la Ley 1563 de 2012 y se formuló llamamiento en garantía respecto de la sociedad APO ENERGY INC, (hoy P1 ENERGY CORP) (Fls. 184 a 240 C. Ppal.

No. 1). 3.4.- La audiencia de instalación del Tribunal se celebró el 15 de abril de 2013, en la cual el Tribunal se declaró legalmente instalado y fijó como lugar de funcionamiento del mismo y de su secretaría, el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. En esta misma providencia se designó como Secretario a Henry Sanabria Santos, quien manifestó la aceptación de la designación y tomó posesión del cargo ante el Presidente del Tribunal (Fls. 249 a 259 C. Ppal.

No.1). 3.5.- En la audiencia de instalación el Tribunal admitió la demanda inicial en su versión sustitutiva y ordenó correr traslado de ella por el término de ley al extremo TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 3 convocado, quien allí mismo se notificó de la providencia admisoria a través de su apoderado judicial. 3.6.- En esa audiencia el Tribunal dispuso que respecto de las medidas cautelares solicitadas en la demanda arbitral, se pronunciaría en la correspondiente oportunidad procesal.

De la misma manera, sobre el llamamiento en garantía el Tribunal dispuso que por razones de economía procesal y orden en la tramitación de la etapa inicial del arbitraje, se pronunciaría una vez vencido el término de traslado de la demanda. 3.7.- El 15 de mayo de 2013, el apoderado de la parte convocada ejerció, de manera oportuna, los siguientes actos procesales: a.- Le dio contestación a la demanda, oponiéndose a las pretensiones de la misma, formulando excepciones de fondo, solicitando el decreto y práctica de pruebas y oponiéndose al juramento estimatorio (Fls.260 a 382 C. Ppal.No.1). b.- Presentó demanda de reconvención y acompañó copia de ella para el archivo del Centro de Arbitraje, y para surtir el traslado al extremo convocante (Fls.383 a 414 C. Ppal.No.1); c.- Presentó memorial mediante el cual se opuso a las medidas cautelares solicitadas en la demanda (Fls.415 a 420 C. Ppal.No.1); d.- Presentó memorial que denominó “Oposición al Llamamiento en Garantía” efectuado en la demanda (Fls.421 a 428 C. Ppal.No.1). 3.8.- Mediante auto del 23 de mayo de 2013, el Tribunal admitió la demanda de reconvención y ordenó correr traslado ella a la parte convocante por el término de Ley (Fls. 429 a 432 del Cdno. Ppal No. 1). 3.9.- El 2 de julio de 2013 el apoderado de la parte convocante presentó el escrito de contestación a la demanda de reconvención, en el cual se opuso a las pretensiones de la misma, propuso excepciones de mérito y aportó pruebas documentales (Fls. 403 a 507 del Cdno. Ppal No. 1). 3.10.- Mediante auto del 8 de julio de 2013, el Tribunal ordenó por Secretaría correr traslado simultáneo de las excepciones de mérito propuestas respecto de la demanda principal y de la demanda de reconvención, así como de los escritos de oposición presentados por la parte convocada frente a la solicitud de llamamiento en garantía y a la petición de medidas cautelares.

Así mismo, se corrió traslado a la parte convocante de la objeción al juramento estimatorio formulada por la parte convocada en el escrito de contestación de la demanda inicial como lo ordena el artículo 206 del Código General del Proceso(Fls. 508 a 510 del Cdno. Ppal No. 1). 3.11.- El 10 de julio de 2013, mediante el sistema de fijación en lista se corrió traslado conjunto de las excepciones de mérito propuestas tanto respecto de la demanda principal como frente a la demanda de reconvención, de conformidad con lo previsto por los artículos 21 y 23 de la Ley 1563 de 2012 (Fls. 511 del Cdno. Ppal No. 1). 3.12.- El 10 de julio de 2013, mediante el sistema de fijación en lista se corrió traslado a la parte convocante de los escritos de oposición a la solicitud de llamamiento en garantía y a la petición de medidas cautelares presentados por la parte convocada (Fls. 512 del Cdno. Ppal No. 1). 3.13.- El 17 de julio de 2013, el apoderado judicial de la parte convocante presentó tres escritos mediante los cuales (i) se opuso a las excepciones de mérito formuladas TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 4 en la contestación de la demanda inicial y solicitó pruebas adicionales;

(ii) se pronunció sobre la objeción al juramento estimatorio que presentó el extremo demandado en su contestación; y, (iii) se manifestó en relación con los escritos en los cuales la parte convocada se opuso al llamamiento en garantía y al decreto y práctica de las medidas cautelares solicitadas en la demanda (Fls. 513 a 558 del Cdno. Ppal No. 1). 3.14.- El 17 de julio de 2013, el apoderado judicial de la parte convocada presentó escrito mediante el cual se pronunció sobre las excepciones formuladas en la contestación a la demanda de reconvención y presentó solicitud de pruebas adicionales (Fls. 559 a 566 del Cdno. Ppal No. 1). 3.15.- Mediante auto del 30 de julio de 2013, proferido en audiencia celebrada en esa misma fecha, el Tribunal decidió (i) negar el llamamiento en garantía formulado por la parte convocante en la demanda inicial, decisión que fue objeto de recurso de reposición por el apoderado de la parte convocante, y que fue confirmada por el Tribunal mediante providencia proferida en la misma audiencia;

(ii) negar las medidas cautelares solicitadas por la parte convocante en el escrito de sustitución de la demanda inicial; y, (iii) ordenar oficiosamente a título de medida cautelar, que se informe a la sociedad APO ENERGY INC. (Hoy P1 ENERGY CORP.) de la existencia del presente proceso arbitral, medida cautelar que se materializó como consta a folio 594 a 596 de este cuaderno. 3.16.- El 13 de agosto de 2013 se celebró la audiencia de conciliación en la cual las partes no llegaron a acuerdo conciliatorio alguno, por lo cual el Tribunal fijó las sumas correspondientes a honorarios y gastos, que fueron oportunamente canceladas por las partes (Fl.

Ppal. 597 a 601 No.1). 4.- Primera audiencia de trámite, etapa probatoria y alegaciones finales. 4.1.- El 13 de septiembre de 2013 se celebró la primera audiencia de trámite (Fls. 200 a 216), en la cual el Tribunal, luego de analizado el alcance del pacto arbitral en cuanto a la materia y en cuanto a los sujetos de cara a la índole de los asuntos sometidos a arbitraje, se declaró competente para conocer y resolver en derecho el litigio sometido a su conocimiento.

Estando en firme la providencia mediante la cual el Tribunal se declaró competente, en la continuación de la audiencia de trámite, el 1º de octubre de 2013, el Tribunal dio apertura a la fase probatoria y decretó las pruebas oportunamente pedidas por las partes en la demanda, la contestación y en los correspondientes escritos de réplica. 4.2.- Las pruebas decretadas se practicaron de la siguiente manera: 4.2.1.-Se recibieron los testimonios de Andrew Anthony De Francesco, Francisco José Ortega Arciniegas, Dustin Rodger, Mauricio Zagarra Cayón, Fernando Villamil Rodríguez, Jorge Eliécer Contreras Tenjo, Jorge Andrés Neher Álvarez, Carlos Eduardo Ospina Palacio, Felipe Jesús Pimienta Barrios, Leopoldo Enrique Olavarría, Gladys Teresa Bolívar Camacho, Dave Kimery, Omar Leal Quiroz y Rob Koller. 4.2.2.- Se practicaron los interrrogatorios de parte tanto al representante legal de la convocante como al representante legal de la convocada. 4.2.3.- Se practicó exhibición de documentos a cargo de P1 Energy Inc Sucursal Colombia, P1 Energy Alpha S.A.S, P1 Energy Delta Corp.

Sucursal Colombia, los cuales fueron debidamente incorporados al expediente. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 5 4.2.4.- Se practicó exhibición de documentos a cargo de Parex Resources Colombia Ltd, los cuales, luego de ser exhibidos, fueron anexados al proceso. 4.2.5.- Se rindió dictamen pericial técnico solicitado por la parte convocante, por el perito Enrique Amorocho Cortés, el cual fue aclarado y complementado de manera oportuna.

Como quiera que el mismo fue objetado por el extremo convocado, quien aportó experticias elaboradas por Luis Alberto Moncada y Oscar Mauricio Téllez Flórez, se adelantó la diligencia de interrogatorios a los expertos de que trata el artículo 31 de la Ley 1563 de 2012. 4.2.6.- Se rindió dictamen pericial solicitado por ambas partes, en temas contables, tributarios y financieros, rendido por la sociedad Íntegra Auditores Consultores S.A., el cual fue aclarado y complementado por solicitud de las partes.

El anterior dictamen fue objetado por el extremo convocado, quien aportó experticia elaborada por Edgar Pérez Henao, socio de la firma Moore Stephens SCAI S.A., por lo cual igualmente se surtió la audiencia de interrogatorios prevista en el artículo 31 de la Ley 1563 de 2012. 4.2.7.- Igualmente, se ofició y se recibió respuesta del Ministerio de Minas y Energía y de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, habiéndose agregado al expediente la documental allegada por dichas entidades. 4.3.- Por considerar que con las pruebas obrantes en el expediente se contaba con los suficientes elementos de juicio para resolver la controversia, y por estimar que la instrucción del proceso se agotó a cabalidad, el Tribunal dio por terminada la etapa probatoria, y señaló como fecha y hora para celebrar la audiencia de alegaciones de que trata el artículo 33 de la ley 1563 de 2012, el día 11 de agosto de 2014.

En dicha audiencia, las partes alegaron de conclusión en forma oral respetando el tiempo previsto en la ley y cada una de ellas entregó una versión escrita de sus alegaciones, las cuales se incorporaron al expediente. 5.- Término de duración del proceso. Conforme a lo pactado por las partes a través de sus representantes legales en la audiencia del 13 de agosto de 2013, el término de duración del presente proceso es de un (1) año contado a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite, esto es, desde el día 1º de octubre de 2013.

Esto implica que inicialmente el término para proferir el laudo finalizaría el 1º de octubre de 2014; sin embargo, a dicho término deben adicionarse los siguientes días durante los cuales el proceso estuvo suspendido por solicitud expresa y conjunta de las partes: Auto que decretó la suspensión Duración Total días Suspendidos DESDE HASTA Auto No. 8 del 9 de octubre 2013 Octubre 10 de 2013 (Inclusive) Octubre 20 de 2013 (Inclusive) 11 Auto No. 16 del 23 de octubre de 2013 Octubre 25 de 2013 (Inclusive) Noviembre 11 de 2013 (inclusive) 18 Auto No. 24 del 12 de diciembre de 2013 Diciembre 13 de 2013 (Inclusive) Enero 21 de 2014 (Inclusive) 40 Auto No. 27 del 3 de marzo de 2014 Marzo 4 de 2014 (Inclusive) Marzo 16 de 2014 (Inclusive) 13 TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 6 Auto No. 31 del 7 de abril de 2014 Abril 8 de 2014 (Inclusive) Mayo 5 de 2014 (Inclusive) 28 Auto No. 32 del 6 de mayo de 2014 Mayo 7 de 2014 (Inclusive) Mayo 13 de 2014 (Inclusive) 7 TOTAL DÍAS SUSPENDIDOS 117 En consecuencia, el proceso ha estado suspendido por 117 días, que se le deben agregar al término de duración del inicial del msmo que, como ya se dijo, es de un (1) año, contado a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite, lo cual ocurrió el 1° de octubre de 2013.

Es decir, que sumados los 117 días de suspensión, el plazo máximo para proferir el laudo arbitral se extiende hasta el 27 de enero de 2015, por lo cual la decisión final que aquí se adopta es oportuna. CAPÍTULO SEGUNDO SÍNTESIS DE LA CONTROVERSIA 1.- Las pretensiones de la demanda. Las pretensiones de la parte convocante fueron formuladas en el líbelo en los siguientes términos: “Generales PRETENSIÓN PRIMERA PRINCIPAL.

Que SE DECLARE el incumplimiento inexcusable del SPA por parte de NGE, respecto de todas o algunas de las obligaciones principales que se detallan en el acápite de Pretensiones Específicas relativas al pago de precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, según se definen en el Contrato) y a la transferencia de las utilidades al Vendedor –net profit-).

PRETENSIÓN SEGUNDA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN PRIMERA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE a dar cumplimiento a las obligaciones específicas incumplidas y a su cargo que a continuación se detallan: a. Obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que quede probado. b. Obligación de pago de precio prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000). c. Obligación de pago de precio prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000). d. Obligación de transferir a Pegasus las utilidades de las Compañías (periodo 1 de enero al 7 de mayo/2010) conforme lo previsto en la Sección 14.6 del SPA PRETENSIÓN TERCERA PRINCIPAL.

Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN PRIMERA PRINCIPAL anterior, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en los intereses de mora a la tasa máxima permitida por la ley causados desde la fecha en que debió pagarse la TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 7 respectiva obligación, derivada del incumplimiento (o cumplimiento tardío) por parte de NGE respecto de todas y cada una o algunas de las obligaciones principales relativas al pago de precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, según se definen en el Contrato) y la relativa a la transferencia de las utilidades al Vendedor –net profit-), según en el acápite de pretensiones específicas se detallan.

PRETENSIÓN CUARTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN TERCERA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus la indemnización de perjuicios, consistente en los intereses de mora a la tasa máxima permitida por la ley causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivada del incumplimiento (o cumplimiento tardío) por parte de NGE respecto de todas y cada una o algunas de las obligaciones principales relativas al pago de precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, según se definen en el Contrato) y la relativa a la transferencia de las utilidades al Vendedor –net profit-), según en el acápite de pretensiones específicas se detallan, en la cuantía que quede demostrada en el proceso.

PRETENSIÓN QUINTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN PRIMERA PRINCIPAL, en relación con el incumplimiento de las obligaciones principales relativas al pago de precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, según se definen en el Contrato), SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso que NGE ha hecho de las Acciones objeto del SPA desde la Fecha de Cierre y a la restitución de los frutos a que haya lugar de acuerdo con la ley, en proporción a la parte no pagada del precio.

PRETENSIÓN SEXTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN QUINTA PRINCIPAL, en relación con el incumplimiento de las obligaciones principales relativas al pago de precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, según se definen en el Contrato), SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus los montos correspondientes a la justa retribución por el uso que NGE ha hecho de las Acciones objeto del SPA y a la restitución de los frutos a que haya lugar de acuerdo con la ley, en proporción a la parte no pagada del precio.

PRETENSIÓN SÉPTIMA PRINCIPAL. Que con respecto a cualquiera de las condenas por intereses moratorio, SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus intereses sobre los intereses moratorios debidos desde hace más de un año a la fecha de presentación de la presente demanda. PRETENSIÓN OCTAVA PRINCIPAL. Que SE ORDENE compulsar copia del laudo arbitral a MMG Trust S.A. para que tenga por probada la declaración arbitral del incumplimiento de las obligaciones de NGE que en el acápite de pretensiones específicas se detallan mientras NGE no demuestre el pago efectivo de las condenas.

PRETENSIÓN NOVENA PRINCIPAL. Que SE CONDENE a la demandada (NGE) al pago de las costas. Específicas TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 8  Relativas al pago del Precio de Compra Declarativas de Incumplimiento y de Condena a Cumplir: PRETENSIÓN ESPECÍFICA PRIMERA PRINCIPAL.

Que SE DECLARE que de acuerdo con las pruebas allegadas y que estime el Tribunal, no hay lugar a la aplicación del ajuste del Precio de Compra. PRETENSIÓN ESPECÍFICA SEGUNDA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA PRIMERA PRINCIPAL o de otra similar, SE DECLARE que NGE tenía la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado.

PRETENSIÓN ESPECÍFICA TERCERA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA SEGUNDA PRINCIPAL o de otra similar, SE DECLARE el incumplimiento inexcusable por parte de NGE con respecto a la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado.

PRETENSIÓN ESPECÍFICA CUARTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA TERCERA PRINCIPAL, SE CONDENE a NGE a dar cumplimiento de la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado.

Declarativas y de Condena a Indemnización: PRETENSIÓN ESPECÍFICA QUINTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA TERCERA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación (de acuerdo con las Pretensiones Generales 3 y 4 Principales), derivada del incumplimiento por parte de NGE de la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado.

PRETENSIÓN ESPECÍFICA SEXTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA QUINTA PRINCIPAL, SE CONDENE a NGE a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago del monto que se pruebe por concepto de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación (de acuerdo con las Pretensiones Generales 3 y 4 Principales), derivada del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 9 en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado.

Declarativas y de Condena a Retribución por uso y Frutos: PRETENSIÓN ESPECÍFICA SÉPTIMA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA TERCERA PRINCIPAL, y en relación con el incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio.

PRETENSIÓN ESPECÍFICA OCTAVA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA SÉPTIMA PRINCIPAL,, y en relación con el incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2(b)(iii) equivalente a SEIS MILLONES DOSCIENTOS MIL DÓLARES (US$6.200.000) o el monto que resulte probado, SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus el monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio,.  Relativas a los Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor Sección 3.1 (ii) Bloque Llanos 32 Declarativas de Incumplimiento: PRETENSIÓN ESPECÍFICA NOVENA PRINCIPAL.

Que SE DECLARE que NGE tenía la obligación de pagar el Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1(ii) del SPA (Bloque Llanos 32) en una fecha en todo caso anterior al 3 de septiembre de 2012. PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA PRINCIPAL. Que SE DECLARE que NGE pagó tardíamente el Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1(ii) del SPA (Bloque Llanos 32) al que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA NOVENA PRINCIPAL anterior.

Declarativas y de Condena a Indemnización: PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA PRIMERA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA PRINCIPAL anterior, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados desde la fecha en que fue exigible la obligación prevista en la Sección 3.1(ii) del SPA TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 10 (Bloque Llanos 32) hasta la fecha en que se efectuó el pago correspondiente.

PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA SEGUNDA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA PRIMERA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados desde la fecha en que fue exigible la obligación prevista en la Sección 3.1(ii) del SPA (Bloque Llanos 32) hasta la fecha en que se efectuó el pago correspondiente.

Sección 3.1(iii) Bloque Llanos 17 Declarativas de Incumplimiento y de Condena a Cumplir: PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA TERCERA PRINCIPAL. Que SE DECLARE el acaecimiento de las condiciones previstas en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) para activar la obligación de pago en cabeza de NGE y a favor de Pegasus pactada en la aludida Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17).

PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA CUARTA PRINCIPAL. Que SE DECLARE el incumplimiento inexcusable por parte de NGE con respecto a la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000). PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA QUINTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA CUARTA PRINCIPAL, SE CONDENE a NGE a dar cumplimiento a la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000).

Declarativas y de Condena a Indemnización: PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA SEXTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA CUARTA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivados del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000).

PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA SÉPTIMA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración anterior, SE CONDENE a NGE a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivados del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000).

Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA CUARTA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000).

PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA NOVENA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA OCTAVA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE al pago del monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iii) del SPA (Bloque Llanos 17) equivalente a CUATRO MILLONES DE DÓLARES (US$4.000.000).

Sección 3.1(iv) Bloque Llanos 34 Declarativas de Incumplimiento y de Condena a Cumplir: PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA PRINCIPAL. Que SE DECLARE que NGE tenía la obligación de pagar una suma equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000) de acuerdo con lo previsto en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34). PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA PRIMERA PRINCIPAL.

Que SE DECLARE el incumplimiento inexcusable por parte de NGE con respecto a la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000). PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA SEGUNDA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA PRIMERA PRINCIPAL, SE CONDENE a NGE a dar cumplimiento a la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000).

Declarativas y de Condena a Indemnización: PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA TERCERA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA PRIMERA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 12 desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivados del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000).

PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA CUARTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA TERCERA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivados del incumplimiento por parte de NGE respecto de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000).

Declarativas y de Condena a Retribución por uso y Frutos: PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA QUINTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA PRIMERA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000).

PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA SEXTA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA QUINTA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE al pago del monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1(iv) del SPA (Bloque Llanos 34) equivalente a DOS MILLONES DE DÓLARES (US$2.000.000).  Relativas al pago de utilidades al Vendedor –net profit- Declarativas de Incumplimiento y de Condena a Cumplir: PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA SÉPTIMA PRINCIPAL.

Que SE DECLARE el incumplimiento inexcusable por parte de NGE con respecto a la obligación de transferir a Pegasus las utilidades de las Compañías (periodo 1 de enero al 7 de mayo/2010) conforme lo previsto en la Sección 14.6 del SPA. PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA OCTAVA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA SÉPTIMA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE a dar cumplimiento a la obligación detransferir a Pegasus las TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 13 utilidades de las Compañías (periodo 1 de enero al 7 de mayo/2010), en la cuantía que quede probada, conforme lo previsto en la Sección 14.6 del SPA.

Declarativas y de Condena a Indemnización: PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA NOVENA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA SÉPTIMA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales) causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivados del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de transferir a Pegasus las utilidades de las Compañías (periodo 1 de enero al 7 de mayo/2010) conforme lo previsto en la Sección 14.6 del SPA.

PRETENSIÓN ESPECÍFICA TRIGÉSIMA PRINCIPAL. Que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGÉSIMA NOVENA PRINCIPAL anterior, SE CONDENE a NGE a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de interese moratorios a la máxima tasa permitida por la ley (de acuerdo con las pretensiones generales 3 y 4 principales), derivada del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de transferir a Pegasus las utilidades de las Compañías (periodo 1 de enero al 7 de mayo/2010) conforme lo previsto en la Sección 14.6 del SPA.” 2.

Los hechos de la demanda. Los hechos de la demanda que sustentan las pretensiones anteriormente transcritas son, en síntesis, los siguientes: 2.1.- Hechos relativos al contenido del contrato celebrado entre las partes: 2.1.1.- El 20 de abril de 2010, Pegasus (como Vendedor) y NGE (como Comprador) suscribieron el Acuerdo de Compra de Acciones (en adelante el SPA) en virtud del cual NGE adquirió las Acciones de propiedad de Pegasus; tales acciones se refieren a las siguientes compañías: - Las acciones de TC Oil S.A. (hoy P1 Energy Delta Corp), sociedad constituida bajo las leyes de Panamá, la cual cuenta con una sucursal en Colombia denominada TC Oil S.A. Sucursal Colombia (hoy P1 Energy Delta Corp.

Sucursal Colombia). - Las Acciones de TC Oil & Services S.A. (hoy P1 EnergyAlpha S.A.S.), sociedad constituida bajo las leyes de la República de Colombia. 2.1.2.- En el referido contrato se estipuló que en una fecha determinada, denominada Fecha de Cierre, debía el vendedor proceder a la transferencia de las acciones, mientras que el comprador, por su parte, debía verificar el pago de una parte del precio fijado en el contrato para dicha fecha, así como también se debía proceder a la ejecución y/o entrega de los documentos requeridos.

La mencionada fecha de cierre tuvo lugar el 7 de mayo de 2010. Respecto de la obligación del comprador relativa al pago del precio, resume el convocante de la siguiente forma lo acordado entre los contratantes: “las partes establecieron como pago por parte del Vendedor al Comprador: (i) un precio fijo (al cual nos referiremos como el ‘Precio de Compra’, según se define en el SPA) pero TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 14 ajustable únicamente en el evento de cumplirse las condiciones fijadas por las partes para dichos efectos y (ii) una porción adicional de precio consistente en unos pagos en función de los resultados obtenidos respecto de unos activos petroleros identificados expresamente en el SPA (los ‘Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor’, según se definen en el SPA).

Además, las Partes en el SPA acordaron la transferencia por parte de NGE a Pegasus de las utilidades obtenidas por las Compañías en el periodo del 1 de enero de 2010 a la Fecha de Cierre (según se estableció en la Sección 16.4 del SPA). Dichas contraprestaciones económicas y transferencia de las utilidades de las Compañías generadas hasta la Fecha de Cierre fueron determinadas y reguladas por las partes principalmente en las Secciones 2.2, 2.5, 3 y 16.4 del SPA (Precio de Compra, Pagos Condicionales y Adicionales y utilidades netas).” 2.1.3.- La obligación de dar a cargo del comprador, a su turno, estaba compuesta de varios elementos: a.- Precio de compra –purchase Price-: para el efecto, y luego de la modificación que respecto de los términos originales del acuerdo pactaron las partes, se convino un componente fijo del precio de compra de las acciones por la suma de Treinta y Cuatro Millones Doscientos Mil Dólares (US$34.200.000), pagaderos de la siguiente manera: Sección 2.2(a) del SPA – La suma de Doce Millones Quinientos Mil Dólares (USD $12.500.000,oo) pagados dentro de los plazos establecidos en la Sección 2.2(a) del SPA los cuales fueron fijados en fechas previas a la suscripción del SPA incluyendo el último pago que se fijó para la Fecha de Cierre.

Sección 2.2(b) del SPA – La suma de Veintiún Millones Setecientos Mil Dólares (USD $21.700.000,oo) los cuales deberían ser pagados de la siguiente forma: Sección 2.2(b)(i) del SPA – Tres Millones Quinientos Mil Dólares (USD $3.500.000,oo) en o antes del 11 de mayo de 2010. Sección 2.2(b)(ii) del SPA – Nueve Millones de Dólares (USD $9.000.000,oo) en varios pagos en las fechas establecidas en las Adendas al SPA identificadas con los números 2 y 31.

Sección 2.2(b)(iii) del SPA – Nueve Millones Doscientos Mil Dólares (USD $9.200.000,oo) así: Tres Millones de Dólares (USD $3.000.000,oo) en o antes del 24 de diciembre de 2010, o inmediatamente sobre la fecha de celebración de la Adenda Número 3 al SPA si fuere posterior2. Seis Millones Doscientos Mil Dólares (USD $6.200.000,oo) sujeto a los términos y condiciones establecidos en la Adenda Número 3 al SPA.

El monto del precio estaba fijado en función de la realidad del Estado Financiero de Cierre, según la información que fue puesta a disposición del comprador para la realización del due diligence. En tal sentido, las partes pactaron un mecanismo de ajuste de dicho precio, referido igualmente a la realidad financiera de las compañías, de conformidad con el cual se fijaba un tope máximo de endeudamiento únicamente atado a los conceptos denominados “Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores”, descartando todo otro tipo de pasivos que no hubieran sido puestos 1 Ver Anexos 3 y 4. 2 La Adenda Número 3 al SPA fue suscrita por las partes el 13 de enero de 2011.

Así las cosas, el precio sufriría una reducción, deducida del instalamento final de pago regulado por la sección 2.2. (b)(ii) del contrato, en caso de que el concepto Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores superase el margen de endeudamiento fijado por las partes para la época de dicho pago. La forma o procedimiento en que dicho mecanismo de ajuste podía hacerse efectivo, consistía en que el Comprador tendría un periodo de ciento cinco (105) días contados a partir de la Fecha de Cierre para determinar, a partir de los Estados Financieros de Cierre, si las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores excedían los topes fijados; en caso afirmativo, para activar el mecanismo de ajuste, el comprador contaba con un plazo de 30 días para notificar al vendedor, momento a partir del cual empezaba a correr otro plazo, de 60 días, en el cual debía adelantarse una etapa de arreglo entre las partes en relación con la determinación, de común acuerdo, del monto de los pasivos indicados.

De no ser posible llegar a un acuerdo sobre el monto de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con los Proveedores según los Estados Financieros de Cierre, cada parte tendría el derecho de someter los asuntos en disputa para su decisión final a la consideración de una firma de auditoría internacional de carácter independiente con experiencia en auditorías de compañías del sector del gas y petróleo.

Según lo acordado entre las partes, con base en la decisión del Auditor Independiente, de haber lugar a ello, se ajustaría el precio final de compra respecto del último pago, esto es, deduciendo el exceso respecto de la última cuota, previendo, además, que si a la fecha del pago del último instalamento el Auditor no había llegado a una decisión final acerca del monto disputado de los pasivos a los cuales estaba referido el mecanismo de ajuste del precio, el comprador debía proceder a poner en fiducia - escrow- cualquier monto en disputa a la fecha de dicho pago, y serian desembolsados de acuerdo con la decisión final del Auditor Independiente.

Con relación a la decisión del Auditor, se aduce que la misma, según lo acordado entre las partes, sería final y vinculante para las partes, sin que fuera posible someterla como disputa al arbitraje pactado en la cláusula 17.2 del SPA. b.- Pagos condicionales y adicionales al vendedor- Condittional adittional payments to vendor: este elemento del pago a cargo del comprador, consistía en daciones adicionales a favor del vendedor en caso de cumplirse determinadas condiciones fijadas en el clausulado del negocio (Sección 3.1), la cuales, en general, se referían al potencial de explotación de los pozos ubicados en los “bloques” que dividían las zonas de explotación. Sobre el punto, menciona el convocante que consisten en: - El equivalente a Un Millón Quinientos Mil Dólares (USD $1.500.000,oo) en caso de cumplimiento de las condiciones establecidas con respecto al Bloque La Sierra.

No se dieron las condiciones, por ende, no se pagó, y no es objeto de la presente controversia. - El equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo) en caso de cumplimiento de las condiciones establecidas con respecto al Bloque Llanos 32. Fue pagado, tardíamente, y por ende la mora es objeto de la presente controversia, como se explica detalladamente más adelante. - El equivalente a Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo) en caso de cumplimiento de las condiciones establecidas con respecto al Bloque Llanos 17.

No ha sido pagado y, por ende, las condiciones, su causación y su pago son objeto de la presente controversia. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 16 - El equivalente a Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo) en caso de cumplimiento de las condiciones establecidas con respecto al Bloque Llanos 34.

A pesar de que las condiciones para su pago se dieron y fueron aceptadas por NGE, no ha sido pagado por decisión deliberada e ilegítima de NGE y, por ende, su pago es objeto de la presente controversia. De conformidad con la Sección 3.2 (iv) del SPA, una vez determinado el cumplimiento de las condiciones previstas para la activación de los Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, el Comprador tendría un periodo de treinta (30) días para realizar el pago en la forma establecida en el SPA. c-.- Pago de utilidades al vendedor – net profit-: aduce el convocante que en la Sección 16.4 del SPA, las utilidades generadas por las Compañías durante el periodo comprendido entre el 1º de enero de 2010 y la Fecha de Cierre (7 de mayo de 2010), deberían ser transferidas por el Comprador al Vendedor; así las cosas, con fundamento en los Estados Financieros de Cierre, y luego de que las partes hubieren alcanzado un acuerdo en relación con los montos de la Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, las partes debían determinar el monto de tales utilidades en el periodo señalado y acordar lo pertinente para transferir al vendedor, la diferencia entre tal valor neto y los impuestos por ingresos de las Compañías. 2.1.4.- En la sección 2.3 del SPA las partes acordaron garantizar las obligaciones relativas al pago del precio final y los pagos adicionales y condicionales al vendedor, mediante el otorgamiento del derecho de prenda sobre las acciones de TC-Oil Panamá (TC Oil S.A., hoy P1 Energy Delta Corp.), las cuales eran objeto de venta.

En virtud de lo anterior, Pegasus, NGE y MMG Trust S.A. (éste último en calidad de Depositario de las Acciones) celebraron el 7 de mayo de 2010 un contrato de prenda de acciones (el “Acuerdo Inicial de Prenda de Acciones”) en virtud del cual, para garantizar las obligaciones de pago de NGE (pago relativo al Precio de Compra y a los Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor) éste último -en calidad de deudor prendario- otorgó una prenda a favor de Pegasus sobre parte de las Acciones de TC Oil-Panamá. En adición a lo anterior, las partes consintieron en que NGE cediera su posición contractual a la compañía APO Energy Inc. (en adelante “APO”), a pesar de lo cual, afirma el demandante, el contrato de cesión nunca fue firmado por el cesionario.

Entre APO y NGE el 5 de julio de 2010,“desconociendo los acuerdos logrados de buena fe entre Pegasus, NGE y APO”, se celebró un acuerdo de venta de acciones en virtud del cual NGE vende a favor de APO las Acciones adquiridas por el primero mediante el SPA, incluyendo aquellas acciones que a la fecha de suscripción del acuerdo se encontraban en prenda a favor de Pegasus. 2.1.5.- A raíz de lo anterior, se celebró entre Pegasus, APO, NGE y MMG Trust S.A., el 14 de julio 2010, un nuevo acuerdo de prenda en virtud del cual APO asume la garantía de las obligaciones pendientes de NGE (pago del Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor) bajo el SPA mediante el otorgamiento en prenda a favor de Pegasus sobre parte de las Acciones (las “Acciones en Prenda”, según se define en el Acuerdo de Acciones en Prenda) cuyo titular es APO; la ejecución de esta garantía se hace procedente frente a un evento inexcusable de incumplimiento de las obligaciones de NGE relativas al pago del Precio de Compra y a los Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor según el SPA, y en cuanto los árbitros designados conforme a la Sección 17.2 del SPA hayan determinado mediante laudo arbitral que dicho evento inexcusable de incumplimiento ha ocurrido.

Señala el demandante que NGE actuó de forma contraria a la buena fe cuando en su acuerdo de venta con APO, excluyó el Bloque Buenavista, el cual era uno de los TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 17 principales activos petroleros de TC Oil-Panamá (TC Oil S.A., hoy P1 Energy Delta Corp.) cuyas acciones fueron objeto de venta en el SPA, lo cual afectó de forma directa la prenda otorgada a favor de Pegasus. 2.1.6.- En relación con la titularidad de las acciones, manifiesta el convocante que “De acuerdo con el comunicado de prensa de fecha 20 de diciembre de 2010 publicado en la página de internet de P1 Energy Corp.

(en adelante “P1”), esta última sociedad se fusionó con APO y la nueva sociedad fusionada continuó operaciones bajo el mismo nombre: P1 Energy Corp. De esta circunstancia surge el hecho de que las sociedades objeto de compraventa de acciones (TC Oil S.A., panameña con su sucursal en Colombia y TC Oil&Sevices S.A. colombiana) hoy se denominen P1 (P1 Energy Delta Corp. y su sucursal en Colombia y P1 EnergyAlpha S.A.S.).

En este sentido, y teniendo en cuenta los hechos relatados anteriormente, deberá entenderse a P1 (de P1 EnergyCorp) como el titular de las Acciones objeto de venta bajo el SPA y el garante de las obligaciones adquiridas por NGE bajo el SPA en los términos del Acuerdo de Prenda de Acciones, De esta manera, lo que era APO (sociedad garante bajo el aludido Acuerdo de Prenda de Acciones) es hoy P1 como resultado de la fusión aquí referida.” 2.2.- Hechos relativos a los incumplimientos de NGE. 2.2.1.- Precio Final y Mecanismo de Ajuste. 2.2.1.1.- De conformidad con las comunicaciones entre las partes, la Fecha de Cierre tuvo lugar el día 7 de mayo de 2010, momento en el cual, a su vez, se efectuó la transferencia de las acciones objeto de venta; adicionalmente, el 11 de mayo del mismo año Pegasus hizo entrega a NGE de los Estados Financieros de Cierre.

Atendiendo a lo acordado entre las partes, NGE notificó a Pegasus el 20 de septiembre de 2010 que el monto del pasivo referido a Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores había superado el margen máximo de endeudamiento acordado por la partes, razón ésta por la cual debía activarse el mecanismo de ajuste de precios, debiendo entonces las partes iniciar la etapa de arreglo para llegar a un acuerdo sobre el monto de los mencionados pasivos.

Sin embargo, alega el convocante, dicha notificación y desacuerdo en relación con el monto de las Obligaciones Financieras y con Proveedores no estuvo soportado en razones objetivas o en cálculos o análisis de tipo alguno que permitieran a Pegasus oponerse de manera clara y concreta a lo manifestado. 2.2.1.2.- Luego de varias comunicaciones cruzadas entre las partes, en las que cada una manifestó su postura en relación con el monto y fecha del pago del último instalamento del precio, respecto del cual debía operar el mecanismo de ajuste del mismo, las partes acordaron lo siguiente: Del saldo a pagar -Nueve Millones Doscientos Mil Dólares (USD $9.200.000,oo)-, NGE procedería a pagar antes del 24 de diciembre de 2010 la suma de Tres Millones de Dólares (USD $3.000.000,oo) del monto previsto en la Sección 2.2 (b) (iii) del SPA; respecto de los Seis Millones Doscientos Mil Dolares restantes, el pago de dicho monto se supeditó (i) al acuerdo que lograran las partes como resultado de las negociaciones acerca del ajuste del Precio de Compra, o en subsidio de lo anterior, (ii) a la determinación del Auditor Independiente.

Las anteriores condiciones fueron vertidas por las partes en lo que la convocante denominó la Adenda Número 3 al SPA, suscrita el 13 de enero de 2011. 2.2.1.3.- Para el 15 de febrero de 2011, NGE manifiesta que al no haber sido posible llegar a un acuerdo directo entre las partes en relación con el monto de las Obligaciones Financieras y con Proveedores reflejadas en los Estados de Cierre, se TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 18 debería proceder de conformidad con la sección 17.3 y someter la cuestión a la decisión definitiva del Auditor Independiente.

Sobre punto, hace énfasis el convocante en que NGE reitera lo dispuesto en la Adenda Número 3 al SPA al señalar que “(…) De acuerdo con la carta de acuerdo del 22 de diciembre de 2010 entre NGE y Pegasus, y la Sección 2.2(b)(iii) del SPA, modificada el 13 de enero de 2011, NGE deberá pagar el saldo del precio de compra, menos cualquier reducción determinada por el Auditor Independiente, dentro de los cinco días hábiles (5) de la determinación de los Auditores Independientes”. 2.2.1.4- A falta de un acuerdo entre las partes, el asunto de la determinación del monto de los pasivos referidos y, de contera, el del monto del saldo a cargo de NGE, fue sometido a la decisión de GRANT THORNTON ULLOA GARZON (en adelante “GTUG”), a quien las partes resolvieron nombrar como Auditor Independiente, de común acuerdo, luego de la solicitud que fuera enviada por NGE al ICC International Centre for Expertise el 2 de abril de 2011.

Según la anterior solicitud, el trabajo a ser desarrollado por el experto designado “…deberá consistir en la determinación de la cuantía de las Obligaciones Financieras u Obligaciones con Proveedores que debería haberse reflejado en el Cierre de Estados Financieros [Estados Financieros de Cierre] y para calcular el ajuste del precio de compra, en su caso, en concordancia con la Sección 2.5 del SPA”.

Para Pegasus se hacía necesario trazar una hoja de ruta al auditor aclarándole que el punto a resolver era evaluar las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores en orden a determinar si existía un exceso de los montos de dichas obligaciones de acuerdo con lo previsto en el SPA, esto es, si dichas obligaciones superaban los topes máximos previstos en el SPA (Sección 2.5(a) del SPA, es decir, Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo), más Quinientos Millones de Pesos Colombianos ($500.000.000). 2.2.1.5.- A pesar de lo anterior, señala el convocante que NGE, a partir del 16 de junio de 2011, empieza a manifestar una posición que da cuenta del desconocimiento de lo acordado por las partes en el contrato, en las comunicaciones y las varias modificaciones acordadas al mismo, todo lo cual se desprende de considerar que el monto de las obligaciones que debía determinarse en orden al ajuste del precio, contrario a lo que señalaba Pegasus, no se circunscribía a los conceptos de Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, sino que, además, debía comprender todo otro tipo de pasivo a cargo de las Compañías que no se clasificara dentro de dichos conceptos, en general identificados como “otras obligaciones”.

Dicho en los términos de la demanda, “NGE -por primera vez desde la Fecha de Cierre- señala que el ajuste del precio debería contemplar, no solo el monto de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores en exceso de los topes fijados por las partes, sino que adicionalmente, debería contemplar el monto de cualquier otra deuda u obligación de las Compañías que no fueran Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, aduciendo que las partes no habían modificado la Sección 2.5(a) del SPA que contemplaba dichos aspectos.” Tal conducta de NGE resultaba contradictoria no sólo con sus actuaciones previas condensadas en las comunicaciones y adendas al contrato, sino además con la comunicación suscrita en conjunto por las partes el 20 de septiembre y dirigida al auditor GTUG, según la cual NGE ratificó el alcance de la Adenda Número 3 al SPA y retomó el acuerdo entre las partes limitado a ajustar el precio considerando únicamente los montos en exceso de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores.

Alega el convocante que tal postura, relativa al alcance de la labor encomendada al Auditor Independiente, fue reiterada y ratificada en todos los acuerdos celebrados entre las partes y en todas sus actuaciones en el sentido de que el mecanismo de ajuste se activaría según la determinación final del Auditor TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 19 Independiente sobre Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores –sin incluir otro tipo de consideraciones-. 2.2.1.6.- A pesar de lo anterior, una vez conocido el informe preliminar del estudio elaborado por el auditor, NGE y P1 Energy Corp., mediante comunicación de fecha 4 de octubre de 2012, dieron a conocer a Pegasus su posición respecto del ajuste del Precio de Compra y de las obligaciones que las partes tendrían que cumplir de acuerdo con el SPA.

Al respecto, manifestó el convocante que “señalaron sorpresivamente y retractándose de lo dicho consistentemente (…) que el Precio de Compra del SPA debía ajustarse considerando no solo el monto de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores en exceso de los topes fijados por las partes, sino que adicionalmente, debería considerar el monto de cualquier otra deuda u obligación de las Compañías que no fueran Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, desconociendo nuevamente los acuerdos logrados entre las partes –Pegasus y NGE- plasmados de manera expresa, las condiciones a las cuales habían sujetado el último pago (contemplado en la Sección 2.2(b)(iii)) y las manifestaciones realizadas en varias comunicaciones (carta acuerdo del 22 de diciembre de 2010 entre NGE y Pegasus, la Adenda Número 3 al SPA y la comunicación de NGE de fecha 15 de febrero de 2011, entre otras).

Asimismo, NGE afirmó en dicha oportunidad, sin mencionar el sustento contractual que soportaba tal afirmación –desconocido por parte de Pegasus incluso hasta la fecha de presentación de la demanda-, que el ajuste del Precio de Compra considerado de acuerdo con lo anterior resultaría en un crédito a favor de NGE.” 2.2.1.7.- Pegasus se opuso a dicha postura, recordándole a la convocada que estaba en la obligación de proceder al pago de los Seis Millones Doscientos Mil Dólares (USD $6.200.000,oo) menos el ajuste aplicable de acuerdo con la decisión final del Auditor Independiente en relación con los montos de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores.

Sobre el punto, mediante informe final emitido el 26 de octubre de 2012, corregido el 29 de octubre siguiente, el Auditor Independiente designado “determinó que el monto de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores no excedieron los topes fijados por las partes en el SPA, según esto se observa en el Anexo 1 a dicho informe final.” En atención a lo pactado entre las partes, una vez fuese emitido el informe final del Auditor, NGE debía proceder a efectuar el pago correspondiente dentro de los cinco (5) días siguientes, para efecto de lo cual Pegasus requirió a NGE para que procediera a efectuar el pago final del Precio de Compra equivalente a Seis Millones Doscientos Mil Dólares (USD $6.200.000,oo); esta sociedad, mediante comunicación de 11 de diciembre de 2012, manifestó que dicha sociedad no debía a Pegasus ningún pago por concepto del Precio de Compra derivado del ajuste del mismo, y por el contrario, Pegasus debería pagar los montos del Precio de Compra pagado en exceso. 2.2.2.- Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor: Según lo habían determinado las partes en el SPA, con referencia a los bloques de explotación pactados y mencionados en el contrato, de cumplirse determinadas condiciones demarcadas por las partes en la sección 3.1, Pegasus se haría acreedor de una serie de pagos adicionales y condicionales.

Al respecto, menciona el convocante en su demanda los siguientes puntos materia de controversia: 2.2.2.1.- Sección 3.1(ii) Bloque Llanos 32: Con respecto a este bloque, alega el convocante que NGE incurrió en mora de cara al pago adicional referido en la Sección 3.1(ii) del SPA; dicho pago fue contemplado por las partes en un monto equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000,oo).

En efecto, relata que NGE dio noticia el 3 de agosto de 2012 acerca del cumplimiento de las TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 20 condiciones que activaban el pago adicional al que se refiere este apartado del contrato; teniendo en cuenta que según el mismo negocio, el NGE contaba con 30 días a partir de la terminación de los “short test” para efectuar el pago, en caso de que el mismo fuese procedente, había que concluir que al haber notificado del cumplimiento de las condiciones el 3 de agosto, la fecha de terminación de los short test debía ser anterior, razón por la cual debía haber procedido al pago de la suma adicional mencionada, a más tardar el 3 de septiembre del mismo año. Sin embargo, la convocada sólo procedió el 5 de septiembre de 2012 a un pago parcial por el valor de Tres Millones Doscientos Mil Dólares (US$3.200.000,oo); luego de que Pegasus lo requiriera para el pago del saldo restante, sólo hasta el 21 de septiembre de 2012, NGE realizó el pago extemporáneo de Dos Millones Trescientos Mil Dólares (USD $2.300.000,oo).

A pesar de lo anterior, mediante comunicación de 11 de diciembre de 2012 NGE manifestó que Pegasus no tenía derecho a reclamar intereses moratorios por el pago previsto en la Sección 3.1(ii). Adicionalmente, se señala en la comunicación referida que en caso de ser procedente dicho pago, el mismo debería ser descontado del saldo a favor de NGE como consecuencia de un eventual ajuste del Precio de Compra. 2.2.2.2.- Sección 3.1(iii) Bloque Llanos 17: Mediante comunicación de fecha 3 de agosto de 2012 y recibida el 14 de agosto de 2012 vía correo electrónico, NGE confirmó a Pegasus que los short tests serían iniciados el 4 de agosto de 2012, y conforme a la Sección 3.2(ii) y 3.2(iii) solicitaban que Pegasus designara un representante en calidad de espectador en la conducción de dichas pruebas.

Luego de concertar una reunión para 14 de septiembre de 2012, se le informó a Pegasus que según las pruebas adelantadas, el 23 de agosto de 2012 se procedió a cerrar el pozo mientras analizaban la viabilidad económica del mismo, pues según palabras de P1, la cantidad de agua que se estaba produciendo, la localización geográfica del pozo y los estimados de reservas recuperables en ese yacimiento, hacían que probablemente el pozo no fuera comercial.

Alega el convocante que a parte de la anterior información, NGE nunca suministró la información y el detalle requerido respecto del estado de las pruebas realizadas en el Bloque Llanos 17 que le permitieran a Pegasus verificar el cumplimiento de las condiciones previstas en el SPA que activarían los pagos a su favor de acuerdo con lo previsto en la Sección 3.1(iii) del SPA.

No obstante que NGE no dio respuesta a los varios requerimientos de Pegasus en relación con la información requerida, sin perjuicio de ello, Pegasus requirió a NGE y a P1 para que procedieran a realizar el pago previsto en la Sección 3.1(iii) del SPA teniendo en cuenta que, a pesar de la falta de información y colaboración por parte de NGE y P1, existía evidencia suficiente que permitía concluir que la producción potencial del pozo Celeus-1 del Bloque Llanos 17 supera claramente los 250 BPOD.

En virtud de lo anterior, alega el convocante que NGE no ha dado cumplimiento a lo previsto en la Sección 3.2 del SPA, cuyas disposiciones fueron establecidas por las partes para efectos de determinar, de buena fe, el cumplimiento o no de las condiciones establecidas en la sección 3.1, particularmente sección 3.1(iii) del SPA. En ese mismo sentido, y en términos de la sección 16.1 del SPA, NGE no ha desplegado “los esfuerzos comerciales razonables” que le permitan a las partes cumplir con los propósitos del SPA. 2.2.2.3.- Sección 3.1(iv) Bloque Llanos 34: Respecto de este ítem del contrato, NGE notificó a Pegasus, el 20 de septiembre de 2012, que se habían cumplido las condiciones previstas por las partes en el contrato para la activación del referido pago adicional, razón por la cual NGE procedería a pagar la suma de Dos Millones TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 21 de Dólares (USD $2.000.000,oo).

La fecha límite para dicho pago era el 29 de septiembre de 2012, como quiera que los short test, según lo manifestado al efecto por NGE, habían terminado el 30 de agosto de 2012. A pesar de lo anterior, mediante comunicación de fecha 4 de octubre de 2012, NGE informó a Pegasus que de acuerdo con el supuesto crédito a su favor que resultaría del ajuste del Precio de Compra, NGE retendría el Pago Condicionado Adicional al Vendedor relativo a Llanos 34 (previsto en la sección 3.1(iv)).

A lo anterior responde Pegasus 18 de octubre de 2012, manifestando que no existían bases contractuales ni legales que facultaran a NGE para la retención de alguno de los Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor que resultaren exigibles –ya causados- de acuerdo con lo previsto en el SPA, por lo cual, cualquier retención después de verificadas las condiciones que activaban y hacían exigibles tales pagos constituía un incumplimiento de las obligaciones de NGE bajo el SPA.

Asimismo, Pegasus requirió a NGE para que procediera con el pago de los Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo) contemplados en la sección 3.1(iv) del SPA, más los intereses de mora calculados desde la fecha efectiva. A la fecha este crédito permanece insoluto. 2.2.3.- Pago de Utilidades al Vendedor. Según la sección 16.4 del SPA, las partes habían acordado como parte del pago a favor del vendedor el pago de las utilidades causadas por las Compañías del 1 de enero de 2010 al 7 de mayo de 2010.

El monto de este pago debía determinarse en función de los Estados Financieros de Cierre, y procedía desde el momento en que las partes hubieren llegado a un acuerdo en relación con el valor de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores. Si bien sobre dicho monto no existió acuerdo, en cambio sí sucedió que el 29 de octubre de 2012 el Auditor Independiente emitió su determinación final con respecto a los montos de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, razón por la cual Pegasus, mediante comunicación de fecha 13 de noviembre de 2012 requirió a NGE para que procediera con el pago de las utilidades.

De manera análoga a como ocurrió con los otros elementos que componen la obligación de pago de parte NGE, esta compañía rechazó el cobro por concepto de las aludidas utilidades netas, alegando, además, que cualquier obligación de acuerdo con lo previsto en la Sección 16.4 del SPA debería ser descontada del saldo a favor de NGE como consecuencia de un eventual ajuste del Precio de Compra. 3.

Contestación de la demanda arbitral. Para la convocada, según se lee en la contestación, es necesario hacer una serie de aclaraciones preliminares relativas a los antecedentes del contrato y a la verdadera intención de las partes en cuanto a la finalidad económica de la relación. Según su dicho, estas aclaraciones se hacen necesarias no sólo porque el convocante omite toda referencia a las mismas, sino porque, además, dan cuenta que de conformidad con la verdadera intención de las partes, del precio de compra debían deducirse no sólo las llamadas Obligaciones Financieras y con Proveedores, sino todo otro tipo de obligaciones y pasivos que superaran el monto de endeudamiento pactado por las partes y que debía resultar en cabeza de Pegasus. 3.1.- Binding Letter Of Intent. 3.1.1.- Desde finales de 2009, Mario Bolívar y Andy De Francesco (uno de los socios de NGE) sostuvieron negociaciones para que NGE adquiriera los activos, garantías bancarias, fondos fiduciarios y derechos de participación en unos contratos de exploración y producción petroleros.

Tales activos estaban referidos a derechos de TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 22 participación en los contratos de explotación y producción, en cabeza de TC Oil Services S.A. (de propiedad de Pegasus) en los siguientes bloques petroleros: Contrato Llanos 32, Contrato Llanos 17, Contrato Llanos 34, Contrato Buenavista, Contrato La Sierra, Contrato La Punta (en adelante, los “Contratos E&P”).

Como resultado de las anteriores negociaciones, entre NGE y TC Oil Services S.A. se suscribió un acuerdo que se denominó “Binding Letter of Intent” (en adelante, “Binding Letter of Intent”), en el cual TC Oil S.A. sería el vendedor, y no el activo directamente vendido, y que tuvo por objeto la venta de los derechos y obligaciones en los referidos contratos.

Las características del mencionado negocio consistieron en que: TC Oil Services S.A. era el Vendedor; TC Oil Services S.A. vendía todos los activos definidos como Activos de TC Oil, entre ellos principalmente los derechos de participación bajo los Contratos E&P junto con las obligaciones financieras y con proveedores relacionadas con esos contratos;

NGE pagaba a TC Oil Services un precio de Treinta y Cinco Millones de Dólares (USD $35.000.000,oo) menos el exceso de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, sobre Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo) y Quinientos Millones de Pesos ($500.000.000,oo). Las demás obligaciones de TC Oil Services S.A., distintas de las financieras y con contratitas, seguían siendo “obligación exclusiva de TC Oil.” Es decir, no las asumía el Comprador. 3.1.2.- Así las cosas, la intención original de las partes consistía en la compra de los derechos de participación de Pegasus en una serie de contratos de exploración y producción petrolera; es por ello que NGE se obligó a pagar un precio y a asumir las obligaciones relacionadas y necesarias para la operación de dichos contratos (financieras y con proveedores), hasta el monto de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo) más Quinientos Millones de Pesos ($500.000.000,oo). 3.2.- El SPA celebrado entre las partes: 3.2.1- Por razones tanto de índole operativa como de naturaleza fiscal, en atención a recomendaciones hechas por asesores de ambas partes, ellas decidieron que podía resultar más eficiente implementar el referido negocio no bajo el esquema de compra de uno derechos y activos, sino más bien bajo el esquema de compraventa de una compañía. Por su parte, NGE consideró el anterior cambio de esquema atendiendo exclusivamente a que TC Oil Services S.A. ya era un operador autorizado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, y que NGE podría verse en dificultades para obtener la autorización de dicha entidad para ser operador de conformidad con el Decreto 1760 de 2003 y el Acuerdo 8 de 2004.

Por su parte, Mario Bolívar expresó a NGE su interés de estructurar el negocio convenido bajo la modalidad de un SPA, por consideraciones de eficiencia fiscal, que involucraría la reorganización previa de TC Oil Services S.A. de forma que apareciera como objeto de la compraventa una sociedad panameña (TC Oil Panamá) y su sucursal colombiana (TC Oil Panamá Sucursal Colombia), a la cual se le transferirían por TC Oil Services S.A., previamente, unos activos objeto de la Binding Letter of Intent. 3.2.2.- Atendiendo a estos motivos fue que las partes en febrero de 2010 comenzaron a negociar los términos del SPA, el cual, respecto de los proyectos elaborados, fue modificado en un total de 8 veces.

Para la convocada, si algo puede colegirse de todo el proceso de negociación, celebración y modificación de los términos proyectados de dicho contrato, es que la intención original de las partes, a pesar del cambio de esquema negocial, nunca se modificó y, en tal sentido, que el SPA confirma el acuerdo de las partes en cuanto a que el Comprador asumía Obligaciones Financieras y con Proveedores sólo hasta Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo) y Quinientos Millones de Pesos ($500.000.000,oo) TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 23 y, de contera, que toda otra obligación y el exceso de aquellas quedaban a cargo de Pegasus y se deducirían del precio.

En efecto, de acuerdo a la primera versión proyectada del SPA de 18 de febrero de 2010, es claro que las Compañías son sólo un vehículo para la compra de (i) los derechos bajo los Contratos E&P, con sus activos, y (ii) ciertas y delimitadas obligaciones. En esta versión, se acordó que del Precio de Compra deben deducirse todas las obligaciones que NGE no se obligó a asumir en la BINDING LETTER OF INTENT, es decir, todas las obligaciones que excedan la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo) y Quinientos Millones de Pesos ($500.000.000,oo), (que en esa primera versión del SPA se denominaron “Obligaciones Permitidas”).

En la segunda versión, corregida por Pegasus, el Vendedor propuso cambiar el objeto del negocio celebrado ente las partes y descrito en la Binding Letter of Intent: En la sección 2.1. del SPA, en donde se describía el objeto del contrato, Pegasus propone incluir la siguiente frase: “el Comprador asumirá la Sociedad como un negocio andante y tal y como está”.

En la sección 2.5, relativa al ajuste del precio, Pegasus propuso que los pasivos contingentes y en general las obligaciones que no debieran estar en los estados financieros NO causaran el ajuste del precio. Por su parte, NGE recibió y revisó esta segunda versión propuesta por Pegasus, y envió una tercera versión del SPA, en la que no aceptó el texto propuesto por Pegasus y corrigió la cláusula del objeto y la cláusula del ajuste del precio para que las mismas correspondieran a la transacción que las partes acordaron en la Binding Letter of Intent. 3.2.3.- Si se hace una comparación entre la segunda versión enviada por Pegasus y la versión del 22 de marzo de 2010, es claro que en la versión tercera del 22 de marzo no se toman los pasivos reflejados en los Estados Financieros como un punto de referencia para el ajuste del precio, sino los pasivos de la sociedad, indistintamente si están o no reflejados en los Estados Financieros.

Es decir, en la versión del 22 de marzo de 2010, la redacción regresa al único y original interés de las partes: NGE compra unos activos y pasivos determinados, a través de las Compañías, y el Vendedor asume todo pasivo en exceso de ese valor, vía deducción del precio. 3.2.4.- En las versiones cuarta, quinta y sexta, de abril 7, 12 y 15 del mismo 2010, afirma la convocada, Pegasus acepta la versión tercera propuesta por NGE y se negocian cambios adicionales a la cláusula del ajuste del precio que confirman la intención de las partes de celebrar una compraventa sobre los derechos de participación de los Contratos E&P, con unos pasivos delimitados, a través de las Compañías como vehículo; asumiendo el Vendedor las demás obligaciones y los excesos de las Obligaciones Financieras y con Proveedores. 3.2.5.- Tal versión del SPA, con referencia puntual a la última parte de la sección 2.5 fue revisada e incluso adicionada por Pegasus, en tanto la versión octava Pegasus modificó la última frase del último párrafo de la Sección 2.5 (a) incluyendo la referencia al ordinal “(ii)” al final de la frase.

Tal versión se firmó por Pegasus y fue enviada por Mario Bolívar el 21 de abril de 2010. Así las cosas, según lo acordado entre las partes, del precio de compra debían deducirse las Obligaciones Financieras y con Proveedores según se determinó en el contrato, y, además, las otras obligaciones de las Compañías que no fueran clasificadas dentro de dicho tipo de obligaciones. 3.2.7.- De conformidad con lo anterior, y en relación a la forma en que estaba llamada a operar la cláusula de ajuste de precio, la razón fundamental de la TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 24 diferencia, teniendo en cuenta lo expresado por la convocada, es que el monto de pasivos a deducir de la cuota final del precio a pagar no estaba limitado, como quiere hacerlo ver la convocante, a los montos reflejados en los Estados Finales de Cierre como Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, sino que además debía comprender las “Otras Obligaciones” de las Compañías, reflejadas o no en dichos estados.

Por ello es que, al margen de la decisión del Auditor Independiente, y aún a pesar de que NGE considera que la misma fue inexacta -sin que por ello la desconozca-, lo cierto es que las deducciones totales aplicables al precio final generan como resultado que no existe ningún saldo a favor de Pegasus. En efecto, respecto de la labor del Auditor Independiente, para NGE es claro, como puede deducirse del cruce de comunicaciones entre las partes, que la misma se limitaba solamente a la disputa del ajuste del precio en cuanto al exceso del monto de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores.

Tal labor no comprendía, entonces, las “Otras Obligaciones”, las cuales debía también ser deducidas del monto final del precio. 3.2.8- En efecto, el 4 de octubre de 2012, NGE envió una comunicación a Pegasus en la que le recordó que el Precio de Compra debía ajustarse con el monto de las Otras Obligaciones, y que de conformidad con los cálculos que NGE había hecho hasta el momento, del Precio de Compra ajustado con el monto de esas Otras Obligaciones, arroja un saldo a favor de NGE de Cuatro Millones Doscientos Mil Dólares (USD $4.200.000,oo), razón por la cual NGE no procedería a pagar el bono asociado a Llanos 34.

Al respecto, según lo indica la convocada en su escrito de contestación, “el 26 de octubre de 2012, GTUG rindió su informe final en el que determinó que no había lugar al ajuste del precio con el monto de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores, entre otras razones, porque no tuvo por Obligaciones Financieras a las siguientes obligaciones por no tener estos acreedores la calidad de Institución Financiera: (i) la Obligación a favor de EXTRALIQUIDEZ S.A.: COL$2.921.220.967; y (ii) la Obligación a favor de FIDEICOMISO PROYECTO TC OIL: COL$2.131.975.000.En consecuencia, todas las obligaciones de las Compañías no incluidas por GTUG como Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, quedaron con la naturaleza de Otras Obligaciones, y por lo mismo, son totalmente deducibles del Precio de Compra.

Inclusive en cuanto a esas dos obligaciones con Extraliquidez y con el Fideicomiso Proyecto TC Oil. Así, el valor de las Otras Obligaciones, a partir del reporte de GTUG, incluye éstas dos obligaciones.” 3.2.9.- Respecto de las utilidades reclamadas por Pegasus, menciona la convocada que el 13 de noviembre de 2012, Pegasus le envió una comunicación a NGE solicitando el pago de las utilidades netas de conformidad con la sección 16.4 del SPA, las cuales valoró en Cinco Mil Ciento Quince Millones Cientro Treinta y Seis Mil Ochocientos Veintiocho Pesos ($ 5.115.136.828,oo).

El 11 de diciembre de 2012, NGE respondió las comunicaciones de Pegasus y le manifestó que las utilidades a las que se refiere Pegasus nunca se produjeron. 3.2.10.- En lo relativo al pronunciamiento específico en relación con el acápite de hechos contenido en la demanda arbitral, en general, la convocada se opuso a la mayoría de hechos, negando algunos y haciendo aclaraciones específicas en relación con otros.

Al respecto, cabe destacar que la convocada insiste en cuanto a la determinación del precio, la cual debía ser realizada en función de las obligaciones financieras, con proveedores y demás pasivos a cargo de las compañías objeto de compra. En efecto, menciona la convocada que “No es cierto que los ajustes ocurrieran “únicamente en el evento de cumplirse las condiciones fijadas por las partes”; pues el ajuste no se estipuló como condicional, en especial, el derivado de TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 25 Otras Obligaciones, sino como determinable.

Fue totalmente claro y absoluto que habría ajuste, solo que quedó pendiente por determinar el monto. […].No es cierto que de conformidad con las modificaciones introducidas por los mencionados otrosíes el precio que NGE debía pagar a Pegasus era de treinta y cuatro millones doscientos mil dólares (US$34.200.000). El precio que NGE debía pagar a Pegasus por las Acciones es el precio al que se refiere la Sección 2.2. del SPA modificada por los otrosíes de fechas 12 de agosto de 2010, 6 de diciembre de 2010, 13 de enero de 2011 y 6 de marzo de 2012 ajustado de conformidad con la Sección 2.5 del SPA.[…]Como se explicó en la Aclaración Preliminar, el negocio se estructuró como una compra de activos ciertos y pasivos delimitados, con deducibilidad del precio del resto de pasivos, a través de las Compañías como vehículo, por lo cual no se condicionó la negociación ni el cierre a un duediligence anterior.[…]No es cierto que la decisión del Auditor Independiente sería usada para efectos de determinar “el ajuste del Precio de Compra de que trata la Sección 2.5 del SPA”.

El Auditor Independiente sólo determinaba el ajuste por una de las causas del ajuste: el exceso de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores. El ajuste del Precio con el monto de las Otras Obligaciones no estaba sujeto, ni se sometió, a la decisión del Auditor Independiente.[…]Reitero que el proceso ante el Auditor Independiente era solo para las diferencias sobre las Obligaciones Financieras y obligaciones con Proveedores, luego no puede deducirse renuncia alguna por no haber tratado en ella el ajuste por Otras Obligaciones.

Lo que Pegasus pretende es liberase del ajuste del precio por Otras Obligaciones pactado en el SPA, por un supuesto acuerdo no consentido y menos aún conocido por NGE. […] El otrosí No. 3 al SPA no modificó el último párrafo de la Sección 2.5 (a) del SPA, luego NGE no está obligada a pagar la última cuota del Precio de Compra, pues del Precio de Compra se deduce el monto de las Otras Obligaciones.” 3.3.- De conformidad con su versión de los hechos, la convocada propuso las siguientes excepciones de mérito: 3.3.1.- Ausencia de Incumplimiento por parte de NGE de la Obligación de pagar el Precio de Compra ajustado: La anterior excepción, en síntesis, se fundamenta atendiendo a las secciones 2.2 y 2.5(a) del SPA.

Entiende la convocada, en lo pertinente, que lo acordado entre las partes para efectos del reajuste del precio pactado en el contrato fue lo siguiente: “La Sección 2.2. con sus respectivas modificaciones señala que el precio antes de ajustes es de US$34.200.000. Pero la Sección 2.5 (a) previó que de esa suma habría de restarse:  El valor de las Otras Obligaciones.  El valor del exceso de las Obligaciones Financieras y de las Obligaciones con Proveedores. […] Así, de conformidad con el texto literal y claro del contrato celebrado entre las partes, la obligación de pagar el Precio de Compra a cargo de NGE, consistía en pagar la suma que resultara de la siguiente operación matemática: Precio Bruto: + US$34.200.000 Menos Primer Ajuste: - La suma de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores que exceda US$5.500.000 más COL$500.000.000 TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 26 Menos Segundo Ajuste: - Los montos de las deudas u obligaciones de las Compañías que no sean Obligaciones Financieras u Obligaciones con Proveedores (las “Otras Obligaciones”).” Desde tal perspectiva, dedica la convocada una extensa argumentación dirigida a demostrar que la interpretación que pretende darle Pegasus a la sección 2.5 del SPA no tiene asidero en ninguno de los criterios de interpretación de los contratos aplicables al caso concreto.

Así, pues, aborda uno tras otro los criterios de “tenor literal”, “intención de las partes”, “interpretación auténtica: ejecución de las partes”, “interpretación útil”, “interpretación coordinada y armónica del contrato”, “interpretación según la naturaleza del contrato y los fines económicos de éste”, “interpretación a favor del deudor y en contra de quien redactó el contrato”.

Luego de abordar a espacio los anteriores argumentos, concluye: “Así, queda absolutamente claro que bajo los siete criterios de interpretación consagrados en la legislación colombiana y desarrollados por la jurisprudencia y la doctrina, los argumentos de Pegasus no tienen asidero alguno y la Sección 2.5 (a) del SPA debe interpretarse en el sentido de ajustar el Precio de Compra con el monto de las Otras Obligaciones, como se indicó en la sección 1.1.” En línea con lo anterior, argumenta la convocada que el mecanismo de ajuste del precio se compone de dos etapas: la primera, relativa a la determinación del monto de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores, las cuales dependían del reflejo en los Estados Financieros de Cierre y que, en últimas, debían ser determinadas a partir del procedimiento fijado por las partes a través del mecanismo del Auditor Independiente; además, una segunda etapa en el ajuste del Precio de Compra que es la consagrada en el último párrafo de la sección 2.5 (a), mediante la cual el Precio de Compra debe además reducirse con el monto de todas las demás obligaciones que no sean Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores y que estén o no en los Estados Financieros de Cierre.

Para la segunda etapa del ajuste del Precio de Compra las partes no fijaron un procedimiento determinado, razón por la cual le corresponde al Tribunal determinar lo pertinente. Así las cosas, alega que según los Estados Financieros de Cierre presentados por el propio Pegasus, el monto al que ascienden esas “otras obligaciones” es de Veintitrés Mil Novecientos Ochenta y Cuatro Millones Quinientos Catorce Mil Doscientos Sesenta Pesos ($23.984.514.260,oo).

En adición a lo anterior, argumenta que existen pasivos clasificados como Obligaciones Financieras incluidos en los Estados Financieros de Cierre por Pegasus y que en realidad no se ajustan a la definición de Obligaciones Financieras dada entre las partes. En efecto, alega, se trata de créditos cuyo acreedor no es una institución vigilada por la Superintendencia Financiera, las cuales se refieren a Fideicomiso Proyecyo TC Oil y a Extraliquidez S.A. Estas obligaciones debían ser descontadas en la categoría de “otras obligaciones”, con lo cual, a partir de las anteriores premisas, concluye la convocada que el verdadero reflejo del ajuste del precio debía ser el siguiente: “[E]l Precio de Compra debe reducirse con el monto de las Otras Obligaciones que son:  Las Otras Obligaciones contenidas en los Estados Financieros de Cierre: COL$18.400.257.478.  La Obligación a favor de EXTRALIQUIDEZ S.A. (que en los Estados Financieros de Cierre fue catalogada como una obligación financiera pero que en realidad corresponde a la categoría de las Otras Obligaciones): COL$2.921.220.967.

COL$12.462.000.000 Saldo del ajuste a favor de NGE US$5.732.594 3.3.2.- La inexistencia de una obligación de pago de las utilidades netas a las que se refiere la sección 16.4 del SPA: Sobre el punto, alega la convocada que la obligación de pagar las utilidades presentadas por las Compañías en el periodo comprendido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, se entendía condicionada al acaecimiento del hecho futuro e incierto de que dichas utilidades, efectivamente, llegaren a existir.

Sobre el punto, alega la convocada que en el periodo mencionado las Compañías no presentaron utilidades netas, sino que, por el contrario, en dicho periodo las Compañías arrojaron pérdidas. 3.3.3.- La inexistencia de la obligacional adicional y condicional por la producción del Bloque Llanos 17. Señala la convocada que según la sección la sección 3.1 (iii), Pegasus tendría derecho al pago de Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo) si como resultado de una prueba denominada “short test”, adelantada según los estándares de la industria, cualquiera de los dos pozos alcanzaba un promedio mínimo de producción de doscientos cincuenta barriles por un periodo continuado de treinta (30); dicha prueba fue realizada, y arrojo como conclusión que los mencionados pozos no alcanzaron el promedio mínimo de producción exigido en el SPA, razón por la cual no se cumplía la condición a la que estaba sujeto el nacimiento del referido crédito. 3.3.4.- Improcedencia de los frutos y la indemnización por el uso de las acciones: pretensión inadecuada.

En relación con la pretensión sexta principal de la demanda arbitral, relativa al reconocimiento de frutos por el uso que ha hecho NGE de las acciones objeto del SPA, manifiesta la convocada que dicha pretensión no puede ser de recibo, como quiera que no se cumple el supuesto contemplado en el artículo 950 del Código de Comercio. Lo anterior se fundamenta en que, según dice, la acción contemplada en el artículo 950 del mencionado estatuto mercantil es un acción inherente a la resolución del contrato de compraventa, lo cual la hace incompatible con pretensiones como las que contiene la demanda arbitral, relativas al cumplimiento forzoso del contrato con la indemnización de perjuicios moratorios.

Con referencia a las pretensiones tercera y cuarta principal, recuerda la convocada que NGE, contrario a lo que argumenta el convocante, no está en la obligación de pagar a Pegasus la última parte del precio fijado, sino que de forma contraria, lo que existe es un saldo a favor de NGE por más de Siete Millones de Dólares (USD $7.000.000,oo).

Así las cosas, de la inexistencia de las referidas obligaciones, como consecuencia lógica, debe también desestimarse cualquier pretensión relacionada con la mora en su pago. En todo caso, si el Tribunal estima que si existe una obligación de pagar la parte final del precio a cargo de NGE, la mora respecto de la misma sólo puede contabilizarse a partir de la fecha en que sea dictado el laudo arbitral.

Lo anterior deriva de la consideración relativa a que, como lo argumenta la convocada, el ajuste del precio pactado entre las partes tiene un componente referido al monto del pasivo denominado “otras obligaciones” –por exclusión de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores-, el cual no podía ser determinado por el Auditor Independiente, sino por el tribunal arbitral en el laudo en el evento de una controversia entre las partes con relación a dicho precio. 3.3.6.- No causación de mora.

Pegasus aceptó recibir el pago sin intereses. Esta excepción se fundamenta en que Pegasus consintió que los pagos del bono de Llanos 32 se hicieran el 5 y el 21 de septiembre de 2012, con lo cual concedió un plazo de gracia que en el medio se denomina plazo comercial y que, en relaciones complejas como la presente, tienen por efecto que unos días de retardo en el pago, tolerados por el acreedor, exoneran al deudor de pagar intereses de mora. 3.3.7.- Excepción de contrato no cumplido.

Con apoyo en lo previsto en el artículo 1609 del Código Civil, argumenta la convocada que han de rechazarse las pretensiones de Pegasus en relación con los perjuicios e intereses reclamados, como quiera que esta entidad no cumplió con su obligación de reducir el precio en el ajuste convenido entre las partes. El referido incumplimiento es anterior al vencimiento de las obligaciones de NGE en relación con el bono de Llanos 34, los intereses del bono de Llanos 32, y el pago de las utilidades netas.

En consecuencia, el acreedor incumplido no puede reclamar el cumplimiento forzoso, ni tampoco los supuestos perjuicios sufridos e intereses causados. 3.3.8.- Compensación. Por último, la convocada solicita al Tribunal aplicar el artículo 1714 del Código Civil, sólo en el evento en el que llegase a encontrar que existían sumas a favor de Pegasus reclamadas en la demanda, para proceder a compensar tales créditos con los que se encuentran a favor de NGE y que son, según dice, lo siguientes: “(i) las sumas que NGE pagó en exceso y que Pegasus debe a NGE como consecuencia del ajuste del Precio de Compra de conformidad con el último párrafo de la Sección 2.5 (a) del SPA;

(ii) con los daños que Pegasus causó a NGE por el incumplimiento TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 29 del SPA que se alega en la demanda de reconvención y que se probarán a lo largo del trámite.” 4.- Demanda de Reconvención. Con apoyo en la versión de los hechos que en síntesis ya fue relatada, consistente en argumentar que según el SPA las deducciones que debían hacerse del precio final –incluyendo no sólo las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores- comprendían otro tipo de pasivos –Otras Obligaciones-, arrojando como conclusión que NGE pagó a Pegasus a título de Precio de Compra la suma de Veintiocho Millones de Dólares (USD $28.000.000,oo), pagando Cinco Millones Seteciendos Treinta y Dos Mil Seiscientos Noventa y Cuatro Dólares (USD $5.732.694,oo) en exceso del valor convenido, la convocada, mediante demanda de reconvención presentada en tiempo y en escrito autónomo, formuló las siguientes pretensiones: “PRIMERA.- Declarar que conforme a lo pactado en el SPA, en especial, en la Sección 2.5 (a), las partes acordaron ajustar el Precio de Compra en una suma igual al valor de “los montos de las deudas u obligaciones de las Compañías que no sean Obligaciones Financieras u Obligaciones con Proveedores”.

SEGUNDA.- Declarar que “los montos de las deudas u obligaciones de las Compañías que no sean Obligaciones Financieras u Obligaciones con Proveedores” al 7 de mayo de 2010 ascendían al amonto equivalente de la suma de US$11.932.594, o lo que se pruebe en el curso del proceso, aplicando la tasa representativa del mercado de esa fecha. TERCERA.- En consecuencia, declarar que el Precio de Compra, luego de deducir el valor de “los montos de las deudas u obligaciones de las Compañías que no sean Obligaciones Financieras u Obligaciones con Proveedores” asciende a US$22.267.406, o al valor que se pruebe en el curso del proceso.

CUARTA.- En consecuencia, declarar que de los US$28.000.000 que se han pagado a Pegasus a título de Precio de Compra, la suma de US$5.732.594, o la que se pruebe en el proceso, se pagó en exceso del Precio de Compra debido bajo el SPA. QUINTA.- En consecuencia, condenar a Pegasus a: 5.1. Devolver a NGE la suma de US$5.732.594 ó la que se pruebe en el proceso. 5.2.

Pagar los intereses de mora sobre la suma anterior desde la notificación de esta demanda de reconvención. SEXTA.- Que se condene en costas a Pegasus” 5.- Contestación a la demanda de reconvención. 5.1.- La parte convocante, demandada en reconvención, dio oportuna contestación, oponiéndose a las pretensiones y negando casi la totalidad de los hechos.

En síntesis, según su propia versión de los hechos, la cual presentó en la demanda original y reiteró en el escrito de contestación, es la siguiente: TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 30 5.1.1.- Para el apoderado de la convocante, demandada en reconvención, las pretensiones de la convocada están basadas en una obligación a cargo de Pegasus que es inexistente, y que más bien es fruto de una lectura simple, fragmentada y aislada de los documentos relativos a la negociación del SPA celebrado entre las partes, de sus varias versiones preparativas y del texto del SPA mismo.

En tal sentido, acusa a la demandante en reconvención de basar sus pretensiones en el recurso a una “reproducción fragmentada (omitiendo apartes esenciales) que desconoce el negocio celebrado”, la cual lo conduce a proponer la versión de los hechos que ya fue relatada, apoyándose en las versiones séptima y octava del proyecto de SPA y su sección 2.5 reglón final en lo tocante con el significado y alcance de las “otras obligaciones” que debían ser descontadas del precio final en el proceso en que este debía determinarse. 5.1.2.- Al contrario, alega la demandada en reconvención, la interpretación ofrecida por la demandante no toma en cuenta toda la mecánica concebida entre las partes para la instrumentación del negocio propuesto, además de que desconoce su ejecución y evolución, pasando por alto que las partes, mediante la Adenda número 3 al SPA –ya referida antes en los hechos de la demanda inicial- contiene una derogación de la oración final de la sección 2.5 (a) de dicho contrato, sobre la cual la demandante en reconvención apoya toda su argumentación en lo que toca con el mecanismo de ajuste del precio.

En efecto, entiende la convocante que el “negocio consistió en la adquisición de una compañía (inicialmente TC Oil&Services S.A., y luego las dos compañías resultantes del proceso de reorganización/escisión acordado por las Partes respecto de TC Oil&Services S.A.) con unos activos y unos pasivos (cuyo monto existente era conocido al momento de la celebración del acuerdo y revelados previamente a la celebración del negocio, a pesar de que NGE ahora señale que éste no se hizo), y que estaban incluidos dentro del paquete de la venta, los cuales –bajo la adecuada interpretación de la oración final del numeral 2.5.

(a), antes de su derogatoria- solo darían lugar a una revisión o ajuste del precio pactado cuando, de la aplicación de la mecánica de comparación entre la información financiera del momento de la celebración del negocio (es decir la foto de la sociedad sobre la que se hizo el negocio, que en todo caso sería dinámica por ser una venta de un negocio en marcha) y los Estados Financieros del Cierre (los del 7 de mayo/10), dichos pasivos hubiesen aumentado.” En tal orden de ideas, aparte de lo pactado acerca de las Obligaciones Financieras y con Proveedores, el ajuste por otros pasivos -mientras estuvo vigente la última oración del numeral 2.5.

(a)- solo se daría extraordinariamente, en tanto cambiase al Cierre el monto de tales pasivos con respecto a los de la foto inicial (al momento de la celebración del contrato). Dado que esto último no ocurrió, el ajuste por ese concepto (aumento de pasivos distintos a Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores) no se daría, y así actuaron las partes hasta el 16 de junio de 2011 (más de un año después del Cierre y de conocer los Estados Financieros de Cierre), cuando súbitamente NGE trae a colación un supuesto ajuste por los pasivos que siempre conoció y estaban incluidos en la venta.

Tal entendimiento fue confirmado por la propia conducta de NGE, como quiera que sus actos positivos posteriores a la comparación entre estados financieros del momento de la celebración del contrato y Estados Financieros de Cierre, se encaminaron exclusivamente al ajuste de Precio de Compra por Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, excluyendo el ajuste por otros pasivos, incluso señalando que solo estaba pendiente la revisión de Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores.

Es más, una vez comparados los estados financieros de venta con los de Cierre (son los de corte Mayo 7, 2010 y fueron TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 31 entregados el 11 de junio de 2010), y establecido que las otras obligaciones no darían lugar al ajuste y que, por ende, el único mecanismo pendiente era el ajuste por Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores –con o sin intervención del Auditor-, se celebró la Adenda Número 3 al SPA con la que se derogó cualquier mención a las “otras obligaciones” y los ajustes que de ellas habrían podido cursarse, pues ya estaba establecido que no habría cabida a ello. 5.1.3.- Así las cosas, alega la demandada en reconvención que el verdadero sentido de la cláusula de ajuste de precios, en lo relativo a las demás obligaciones, hacía referencia a obligaciones que no siendo financieras ni con proveedores, correspondieran a pasivos de las compañías diferentes de aquellos que estaban reflejados en los estados de las compañías al momento en que la información contable de las mismas fue puesta a disposición del comprador para realizar el due diligence, es decir, a obligaciones respecto de las cuales no hubiera tenido conocimiento al momento de acordar el precio.

Lo anterior supone comparar dos estados financieros, los iniciales del momento del due diligence y los estados de cierre, para de esa forma constatar si las otras obligaciones, a parte de las Financieras y con Proveedores, reflejaban pasivos diferentes de los que había podido conocer el comprador y sólo en casos positivo operaba la parte final de la sección 2.5 del SPA, oración que, por lo demás, según lo afirma la demandada en reconvención, fue derogada por las partes mediante la adenda número 3 al SPA. 5.1.4- Desde tal perspectiva, la interpretación armónica del clausulado del negocio, siendo tal la postura de la convocante, consiste en entender que “solo aquellas otras obligaciones que, sin importar su clasificación como Financieras o con Proveedores o de cualquier otra índole, aparezcan en exceso como consecuencia de la comparación de la información financiera de la celebración del contrato (conocida y verificada por el comprador) con los Estados Financieros de Cierre (los de la entrega de la sociedad).

El monto de los pasivos presentes y conocidos por las partes al momento de la negociación previa y de la posterior suscripción del SPA (por ello se exhibieron por Pegasus y se revisaron por NGE la información financiera de TC Oil&Services S.A. hasta antes de la celebración del SPA) constituirían la realidad de la sociedad adquirida por NGE –la foto del negocio, por decirlo de alguna otra forma-, la cual al ser comparada con la realidad reflejada por los estados financieros del Cierre (de la entrega de la sociedad) arrojarían la variación en los pasivos, para que el vendedor respondiese por aquellos en exceso de los conocidos y tenidos en cuenta por el comprador para decidir la compra.” Si lo anterior no fuese así, alega, no tendría ningún sentido que las partes se hubieren puesto en la tarea de diferenciar y definir lo que entenderían por Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, pues carece de toda lógica clasificar las obligaciones que operan para el ajuste del precio si, como lo sugiere la demandante en reconvención, tal deducción debía comprender todos los pasivos de las Compañías, estando éstos a cargo del vendedor. 5.1.5.- Aunado a lo anterior, volcando la atención sobre el “Binding Letter of intent” y en relación con el propósito de la operación económica que finalmente las partes decidieron instrumentar en el SPA, señala que era claro, incluso para el momento de la negociación de ese primer esquema negocial, que la finalidad pretendida por las partes consistía en la transferencia de una sociedad con un estado de pasivos conocido desde los inicios de las negociación y que se acordó que no cambiaría al momento de la entrega de la sociedad, a pesar de la flexibilidad que pretendió darse especialmente en los Pasivos Financieros y con Proveedores, que por su dinámica natural no se congelaron como los otros en la foto de los estados financieros de la negociación, sino se fijaron en una cifra máxima sin importar sus variaciones dentro de esa cifra antes de la fecha del Cierre.

Opina que, en un sentido muy diferente, lo que en realidad evidencian el proceso de formación del acuerdo celebrado entre las partes, es que las negociaciones iniciales sostenidas por Mario Bolivar (Representante legal de TC Oil & Services S.A. y de Pegasus S.A.) y Andy De Francesco (según NGE, uno de sus socios), no solo se refirieron a la adquisición de los activos mencionados en la demanda de reconvención, sino en general, a la adquisición de TC Oil&Services S.A. como compañía y persona jurídica titular de tales activos, según quedó formalmente manifestado por Pegasus y NGE en la carta de intención vinculante suscrita conjuntamente por las partes el 29 de diciembre de 2009 (en adelante, la “Binding Letter of Intent”).

Dicho de otra forma, la intención siempre fue hacerse a la Compañía – o Compañías luego del proceso de escisión que fue consensuado entre las partes- y no, apenas, como lo sugiere la demanda de reconvención, a unos derechos de explotación petrolera y a “unos pasivos” correlativos. En tal orden de ideas, “la intención de las partes fue la compra de todos los activos y su deuda actual (“currentdebt”), es decir, la deuda que tiene la compañía al momento de la negociación, esto es, la conocida y revelada a los compradores –como es usual en la compraventa de sociedades- sin lugar a que dicha deuda pudiera incrementarse entre el momento de la celebración del negocio y su cierre, esto es, la fecha de entrega de la sociedad.” 5.1.6.- Es esta interpretación, y no otra, la que guarda coherencia con las conductas de la propia demandante en reconvención, quien desde un inicio, en la fase de negociaciones, se preocupó y tuvo en consideración el estado financiero de la compañía por adquirir y luego de haber recibido la información pertinente realizo el respectivo due dilegence, con el propósito de conocer de manera completa el estado de la compañía que sería adquirida en virtud del contrato de compraventa de acciones que a la postre celebrarían las partes.

Sobre el punto, afirma la demanda en reconvención que “NGE siguió considerando necesaria la revisión de la situación financiera de TC Oil & Services S.A. para determinar el estado preciso de la compañía que adquiriría, prueba de lo cual en todas las versiones preparatorias del SPA presentadas por NGE junto con la demanda de reconvención como pruebas documentales, incluido en el SPA definitivo, se incluyeron múltiples disposiciones y representaciones y garantías por parte del vendedor (Pegasus) relacionadas con los estados financieros y la situación integral de las Compañías que serían objeto de venta; información toda ésta que resultaría –ahí sí, como lo afirma NGE- irrelevante si la negociación se hubiera tratado sobre venta de activos y “ciertos” pasivos.” 5.1.7.- En apoyo de lo anterior, y en relación con el objeto del contrato celebrado, se afirma en el escrito de contestación a la demanda de reconvención que “De acuerdo con la Sección 2.1 del SPA, el Vendedor (Pegasus) acordó vender al comprador (NGE) las acciones en el capital social de las sociedades TC-Oil Colombia y TC-Oil Panamá (conjuntamente, las “Acciones” según se define en el SPA), y el comprador (NGE), una vez completada la Reorganización, acordó comprar todas las Acciones del vendedor, asumiendo de esta forma “…los negocios en marcha de la Corporación [TC-Oil Panamá]…” Es claro entonces que NGE en virtud del negocio celebrado adquirió dos sociedades, TC-Oil Colombia y TC Oil-Panamá (las “Compañías”, según se definen en el PSA), y asumió los negocios en marcha de las Compañías, lo cual presupone de por sí la asunción de las operaciones ordinarias de dichas Compañías en conjunto con todos su activos y pasivos, tal y como se ha verificado desde la fecha en que se realizó la transacción y hasta el día de hoy.” TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 33 5.2.-Con apoyo en lo anterior, la convocante, en su contestación a la demanda de reconvención, formuló las siguientes excepciones de mérito: 5.2.1.- Falta de competencia del tribunal arbitral.

Alega la convocante (convocada en reconvención) que la disputa ventilada a través de la demanda de reconvención, relativa, en lo esencial, a la determinación del ajuste del precio convenido entre las partes, escapa al ámbito material de la cláusula arbitral incluida en el acuerdo entre las partes. Lo anterior, de forma general, se apoya en la consideración relativa a que las partes pactaron “la cláusula compromisoria en la Sección 17.2 del SPA con un alcance bastante amplio en el sentido de someter cualquier diferencia en relación con dicho acuerdo a la decisión de un Tribunal Arbitral, sin embargo, en la Sección 17.3 excluyeron de dicho alcance ciertos asuntos que deberían ser asumidos o resueltos por un experto auditor (el Auditor Independiente, según se define en el SPA).

Al respecto, Pegasus y NGE establecieron expresamente que “…si el Comprador y el Vendedor acuerdan remitir la decisión bajo la Sección 2.5(a) a los Auditores Independientes, las Partes acuerdan que tal decisión se llevará a cabo con prontitud por un experto nombrado por unanimidad por las partes en controversia (…) La decisión del experto [el Auditor Independiente] será definitivo y obligatorio para las Partes en la controversia y no podrá ser impugnada en arbitraje de conformidad con el artículo 17.2”.

Considerando que el en caso bajo estudio ya existió el pronunciamiento del referido Auditor Independiente, y que de dicho pronunciamiento se desprende la decisión definitiva en relación con cualquier controversia relativa al ajuste del precio pactado entre las partes, y su respectivo ajuste, el Tribunal Arbitral carecería de competencia para volver sobre el punto. 5.2.2.- Inexistencia de la obligación de ajustar el precio por “otras obligaciones”.

Sobre el punto, la mencionada excepción se fundamenta en lo que ya ha sido reiterado en varias oportunidades en relación con el mecanismo de ajuste del precio, es decir, que el mismo, contrario a lo que plantea NGE, no comprendía “otras obligaciones”, queriendo con ello significar todo tipo de pasivos. En un sentido muy diferente, lo acordado entre las partes fue que el mencionado ajuste del Precio de Compra -según se pactó en la Sección 2.5(a) del SPA- única y exclusivamente se daba en función de: (i) el exceso de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores por encima de los montos permitidos; y (ii) el exceso de las otras obligaciones (distintas a las Obligaciones Financieras y con Proveedores) que no hubieran sido conocidas y advertidas por parte de NGE.

De allí que no encuentre un fundamento en lo pactado por las partes un supuesto saldo a favor de NGE resultante del mecanismo de ajuste del precio, aplicado y entendido este en el sentido que estima la demandada en reconvención es el correcto. 5.2.3.- Actos propios de NGE. Para la convocante, en todas las actuaciones desde la Fecha del Cierre (de la asunción del control por parte de NGE de las Compañías) y luego de haber revisado los Estados Financieros de Cierre, NGE limitó cualquier diferencia en relación con el ajuste del Precio de Compra previsto en la Sección 2.5(a) del SPA al exceso de las TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 34 Obligaciones Financieras y con Proveedores, y no respecto de estas otras obligaciones.

Así las cosas, lo que se evidencia son una serie de contradicciones que minan las expectativas legítimas de Pegasus, generadas a partir de la propia conducta de NGE y del entendimiento que a la misma podía ser razonablemente atribuido, y cuyas consecuencias nocivas no pueden patrocinarse en virtud de la aplicación de la regla que prohíbe el venire contra factum proprium. 5.2.4.- La interpretación novísima de incluir “todos los pasivos” como activantes de la deducción, no se aviene la obligación de ejecutar los contratos de buena fe.

Para la convocada, “[l]a novísima interpretación propuesta por NGE es una maniobra para evadir el pago cuya mala fe se demuestra por el hecho de que NGE hoy no es el dueño de TC OIL, y anticipa que la eventual NO VINCULACIÓN de P1 les permitirá deshonrar el pago de sus obligaciones pendientes. La evasión de las DEMÁS obligaciones pendientes como los Pagos Condicionales Adicionales previstos en la Sección 3 del SPA (en particular el de Llanos 34 que en la contestación a la Demanda Inicial reconoce deber pero afirma no pagar por una compensación de deudas que es ilegal y contraria a la restricción impuesta por las partes mismas de deducir el ajuste de Precio de Compra –en caso de proceder- solo del saldo pendiente) demuestra la verdadera intención de NGE consistente en evadir hasta la impunidad sus obligaciones pendientes.” Por último, propone, sin hacer desarrollo alguno, que se reconozca la caducidad de las acciones y la prescripción de los derechos en los cuales basa el demandante en reconvención el reconocimiento de sus pretensiones.

CAPÍTULO TERCERO CONSIDERACIONES PARA RESOLVER 1.- Presupuestos procesales. Los llamados doctrinal y jurisprudencialmente presupuestos procesales, esto es, las condiciones necesarias para la debida conformación de la relación jurídico procesal que le permiten al juzgador resolver de fondo la controversia, se reúnen plenamente en el presente arbitraje por cuanto: (i) Las partes gozan de plena capacidad al tratarse de personas jurídicas que se presentan como debidamente constituidas con arreglo a las leyes tanto de Panamá (para la convocante) como de Canadá (para la convocada), por lo que el presupuesto procesal denominado capacidad para ser parte se encuentra satisfecho;

(ii) las partes han concurrido al presente proceso a través de sus representante legales, por lo que el presupuesto llamado capacidad para comparecer al proceso está igualmente reunido; (iii) tanto la demanda principal como la de reconvención colman las exigencias legales de forma previstas en la ley Colombiana, es decir, está presente en este proceso el presupuesto procesal “demanda en forma”;

(iv) el Tribunal es competente para conocer de todas las pretensiones incorporadas en la demanda principal y en la de reconvención, asunto que, en todo caso, más adelante en este Laudo será estudiado con precisión. Por lo anterior, es claro que los presupuestos procesales están acreditados en este proceso, a lo cual debe agregarse que revisado el expediente no se advierten irregularidades que puedan dar lugar a declarar la nulidad de lo actuado, por lo que se procederá a desatar de fondo el litigio planteado al conocimiento de este Tribunal.

La sola lectura de las pretensiones recíprocamente incoadas por las partes en sus respectivas demandas -principal y de reconvención-, y de los fundamentos fácticos en ellas invocados, ponen de presente, inequívocamente, que se está ante un debate de naturaleza contractual, asociado a la ejecución del denominado “ACUERDO DE COMPRA DE ACCIONES” -el SPA 3 -, celebrado entre Pegasus -en calidad de Vendedor- y NGE -en calidad de Comprador-, fechado el 20 de abril de 2010.

Más específicamente, Pegasus estructura su petitum bajo la alegación de incumplimiento de NGE respecto de obligaciones atinentes, principalmente, al pago del saldo del componente fijo del precio; al pago de los componentes adicionales y condicionales de la remuneración -bonos-, vinculados a los resultados de la exploración de los Bloques Llanos 17 y Llanos 34; al pago de las utilidades generadas por las compañías TC Oil S.A. (hoy p1 Energy Delta Corp) y TC Oil & Services S.A. (hoy P1 Energy Alpha S.A.S.) en el período comprendido entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010; a la retribución por el uso de acciones y restitución de frutos de las mismas sociedades; y a los intereses ocasionados por el pago tardío del bono asociado al Bloque Llanos 32, todo con reclamación de reconocimiento de intereses moratorios y de intereses sobre intereses, según corresponda.

Por su lado, NGE formula sus pretensiones bajo la invocación de cumplimiento de las obligaciones a su cargo, incluso de pago en exceso de las mismas 4, con la consecuente aspiración de restitución del respectivo excedente e intereses moratorios. Se advierte, a partir de la opuesta posición de las partes, que el trasfondo del litigio se ubica, en alto grado, en torno a la divergente “interpretación” del SPA, especialmente, según se verá, de las cláusulas relativas al ajuste del precio de la compraventa, a la causación de pagos adicionales -bonos- por los resultados de la exploración de activos petroleros de propiedad de las sociedades cuyas acciones fueron el objeto del negocio jurídico, y a la figura del “auditor independiente”, concebida como mecanismo de solución de algún tipo particular de diferencias que se presentaran con ocasión de la ejecución contractual.

En función de esta visión panorámica de la controversia, el análisis que hará el Tribunal comprenderá, inicialmente, una reseña general del SPA -sus antecedentes y contenido- y el señalamiento del marco conceptual de referencia aplicable en materia de interpretación contractual; a renglón seguido, centrará su atención en el estudio de las distintas pretensiones a resolver (de la demanda principal y de la demanda de reconvención), agrupadas por razón de la comunidad temática que las caracterice, y hará lo propio en relación con las excepciones formuladas, también recíprocamente, por las dos partes en sus respectivos escritos de contestación; por último, el Tribunal hará referencia a otros pronunciamientos de su resorte, atinentes al juramento estimatorio efectuado en las demandas de Pegasus y de NGE, a la objeción de NGE por errores graves de los dictámenes periciales (técnico y contable financiero) rendidos en el proceso, y a la tacha de testimonios en los casos específicos en que ella tuvo lugar.

El Tribunal estima oportuno advertir que el estudio de las excepciones incluirá, por supuesto, el de la propuesta por Pegasus con el rótulo de “falta de competencia”, la 3 La versión en inglés obra a folios 2 a 42 del Cuaderno de pruebas No. 1; traducciones oficiales están a folios 44 y siguientes del mismo cuaderno, y a folios 113 y siguientes del cuaderno de pruebas No. 3.

Entre las traducciones al castellano que obran en el proceso, no encuentra el Tribunal diferencias de fondo. 4 Frente a la pretensión del bono asociado al Bloque Llanos 17 argumenta que no se dieron los condicionamientos técnicos requeridos para su causación. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 36 misma que por tener alcance parcial 5, y estar supeditada, como se verá, a consideraciones sustanciales -especialmente en el punto de la interpretación contractual- que es conveniente abordar previamente, no se tratará ab initio, como desprevenidamente lo sugeriría la naturaleza del tema; el examen correspondiente se realizará, entonces, en aparte posterior, después de haber evacuado la revisión de los escenarios sustanciales anunciados.

E, igualmente, conveniente resulta señalar que el Tribunal, con apego al postulado de la congruencia de las decisiones judiciales, sin duda aplicable en materia arbitral, se pronunciará sobre todas las pretensiones incoadas en la demanda principal y en la de reconvención, y acerca de las excepciones propuestas en los correspondientes escritos de contestación, sin que tenga lugar considerar, a nivel decisorio, cuestiones no propuestas con ese alcance en las piezas procesales pertinentes, abstracción hecha de que haya planteamientos contentivos de reproches a la conducta contractual, potencialmente estructuradores de incumplimientos, que no fueron reclamados, como tales, en la configuración del petitum, sin perjuicio de su eventual consideración en el marco de los temas que son objeto de debate.6 3.- El SPA: antecedentes y contenido. 3.1.- La Carta de Intención Vinculante.

Como antecedente del SPA, el 29 de diciembre de 2009 se suscribió la denominada Carta de Intención Vinculante entre NGE, representada por su directora Antonia Chmielowski, y TC Oil & Services S.A., representada por Mario Enrique Bolívar, en virtud de la cual NGE expresó “su interés de comprar TC OIL & Services S.A., incluyendo todos sus activos, así como todas sus deudas actuales”, precisando que “Dichos activos incluyen traslados de saldos de TC Oil, activos líquidos tales como garantías bancarias, fondos fiduciarios, etc y sus derechos y obligaciones en los siguientes bloques: ACTIVOS DE TC OIL OIL Bloques Participación Efectiva en la Explotación de TC OIL (BR) ANH/ECOPETROL Contrato Llanos 32 35% ANH Contrato Llanos 17 25% ANH Contrato Llanos 34 10% ANH Contrato Buenavista 50% ANH Contr to La Sierra 16,5% ANH Contrato La Punta Ver Adjunto 4 Ecopetrol También se dejó constancia que “los propietarios de TC Oil han expresado su interés en vender su compañía a NGE”.

En los considerandos se advirtió que NGE va a ser una compañía pública mercantil registrada en la Bolsa de Valores de Toronto, como NGE o por medio de New Global Ventures LTD. El objeto de la Carta de Intención, expresado en su cláusula 1, consistió en que “TC OIL o sus cesionarios venderán a NGE o a quien NGE designe, todos los derechos y obligaciones que pertenezcan a la Compañía sujeta a los términos del Contrato de 5 Se refiere solamente a la demanda de reconvención, sin comprometer, en nada, la competencia para resolver sobre el resto del litigio. 6 Puede ser el caso de los denominados cash calls, que fueron materia de referencias probatorias de distinta naturaleza (testimonial, pericial).

Como contraprestación se convino en la cláusula 2 que “Considerando la venta de TC Oil, NGE le pagará a Pegasus (Panamá) el valor total de Treinta y Cinco Millones de Dólares (USD $35.000.000) …”. En cuanto a la forma de pago, se previó que la cantidad de Dieciséis Millones de Dólares (USD $16.000.000) debía pagarse en cinco (5) cuotas, de diferentes valores, durante el período comprendido entre el 17 de diciembre de 2009 y el 16 de marzo de 2010, y se estableció que la suma de Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo), correspondiente al valor de las dos (2) primeras cuotas, era la denominada “Cuota de Ingreso”, la cual TC OIL podía retener, a título de sanción, por el incumplimiento de NGE según lo establecido en la cláusula 7.

El saldo, esto es, la suma de Diecinueve Millones de Dólares (USD $19.000.000), se debía pagar “en efectivo o si lo decide NGE, su equivalente en acciones nuevas de NGE (o la compañía registrada en la Bolsa de Valores de Toronto con los activos de TC Oil) al grupo Pegasus S.A. (Panamá)”. Sobre este valor se dispuso pagarlo así: Nueve Millones de Dólares (USD $9.000.000) en efectivo o su equivalente en acciones nuevas de NGE el 15 de julio de 2010 y Diez Millones de Dólares (USD $10.000.000) en efectivo o su equivalente en acciones nuevas de NGE el 15 de diciembre de 2010.

Teniendo en cuenta que las acciones de NGE se transarían en la Bolsa de Valores de Toronto, Pegasus podía liquidarlas mediante su venta en ese mercado. Sin embargo, NGE asumió la obligación de comprar hasta la mitad de las acciones, a solicitud de Pegasus, si a la fecha del 1º de julio de 2012 no las hubiere podido vender, salvo los eventos que se pactaron en los que NGE quedaba liberada de esta obligación. Adicional a los Treinta y Cinco Millones de Dólares (USD $35.000.000), se estableció que NGE debía pagar a Pegasus los denominados Bonos de Pozos Productivos, en acciones de NGE, en relación con los pozos que se perforaran en los Bloques de La Sierra, Llanos 32, Llanos 17 y Llanos 34.

En todos los casos se estipuló que los Bonos, en las cuantías que se pactaron, los debía pagar NGE si, como resultado de “pruebas cortas” hechas en cualquiera de los dos primeros pozos perforados en el respectivo Bloque, un pozo se declara comercial. La opción de este bono está limitado solamente a cualquier pozo considerado comercial, de los primeros dos pozos perforados en el Bloque respectivo.

Las cuantías acordadas de los bonos fueron las siguientes: El equivalente a Un Millón Quinientos Mil de Dólares (USD $1.500.000) en el Bloque La Sierra. El equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil de Dólares (USD $5.500.000) en el Bloque Llanos 32 El equivalente a Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000) en el Bloque Llanos

17. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 38 El equivalente a Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000) en el Bloque Llanos 34.

En cuanto a DEUDAS Y DERECHOS, la cláusula 3 de la Carta de Intención consagró lo siguiente: “CLÁUSULA 3. DEUDAS Y DERECHOS: Con el fin de cumplir con las obligaciones de TC Oil bajo sus contratos EP actuales y de mantener los contratos a paz y salvo, TC Oil tiene deudas y obligaciones con entidades financieras y contratistas. Todas ellas adquiridas dentro del estándar industrial para las operaciones y los precios.

Por ende, NGE acuerda asumir como obligación financiera de TC Oil el valor total equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500, 000,00), y como obligación del contratista de TC Oil el valor total equivalente a Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP $500,000.000,oo) y sin afectar el aprecio (sic) total de la compra de TC Oil como lo describe la Cláusula 2 anteriormente.

El balance de las obligaciones de TC Oil será la única obligación de TC Oil. TC Oil le proporcionará a NGE una lista de las deudas de TC Oil hasta el 31 de diciembre de 2009, como Adjunto 1 de este documento. TC Oil también le proporcionará a NGE una lista de depósito en efectivo permanente en los fondos fiduciarios o bancos como garantía para las diferentes actividades EP continuas de la compañía hasta el 31 de diciembre de 2009 como Adjunto 2 de este documento.

TC Oil también le proporcionará a NGE una lista de los derechos de traslado de saldos de TC Oil para las actividades futuras de obligación EP hasta el 31 de diciembre de 2009 como Adjunto de este documento. Párrafo: En relación con las obligaciones de TC Oil adquiridas antes del 30 de diciembre de 2009 con los contratistas y los proveedores, dichas obligaciones no afectarán el precio de compra como se describe en la anterior Cláusula 2, mientras no exceda los Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP $500.000.000), y las obligaciones financieras de TC Oil adquiridas antes del 30 de diciembre de 2009 no afectaran el precio de compra como se describe en la anterior Cláusula 2, mientras no exceda los Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5,500.OOO,oo).

En caso de que dicho valor sea más alto, la diferencia principal puede deducirse del pago descrito en la Cláusula 2. B.”. Respecto de las OBLIGACIONES FUTURAS, que tienen que ver con los denominados Cash Calls, se estipuló en la cláusula 4 lo siguiente: “CLÁUSULA 4. OBLIGACIONES FUTURAS: Además de la contrapartida de la compra descrita en la Cláusula 2, NGE acuerda pagar las nuevas obligaciones de solicitud de desembolso de TC Oil a sus socios y terceros desde el 1 de enero de 2010 con el fin de cumplir y mantener a paz y salvo todas las obligaciones contractuales de TC Oil.

TC Oi le proporcionará a NGE el anexo de las obligaciones de efectivo estimado de los primeros seis (6) meses de 2010, así como una lista del traslado de salarios a favor de TC Oil y las cantidades de dinero en activos líquidos a más tardar 5 días después de la Fecha Vigente. Además, TC Oil le entregará a NGE todas las copias de Solicitudes de Desembolso recibidas en un día hábil después de recibido y le dará a NGE las instrucciones de pago”.

Además se estableció que “En caso de que el resultado de esta negociación afecte el Precio de Compra, dicha diferencia será ajustada en el valor descrito en la Cláusula 2.B (i)”, la cual se refiere a la cantidad de Nueve Millones de Dólares (USD $9.000.000) cuyo pago se previó para el 15 de julio de 2010. También se estipuló que el Acuerdo de Compra debía suscribirse el 15 de febrero de 2010 (cláusula 8).

Como complemento de todo lo anterior, las partes consagraron en la Carta de Intención previsiones relativas a sanciones en caso de incumplimiento de las obligaciones de NGE (cláusula 7), a la obligación de TC Oil de abstenerse de considerar otras ofertas (cláusula 9), a la confidencialidad de la Carta de Intención Vinculante (cláusula 10), a las normas aplicables y al mecanismo para la solución de controversias (cláusula 11), a la asunción de los costos de la negociación (cláusula 12), al principio de la buena fe (cláusula 13) y a la prohibición de anunciar antes del cierre del negocio la compra por NGE de la participación en los Bloques de TC Oil (cláusula 14).

Después, esto es, el 10 de febrero de 2010, NGE y TC Oil suscribieron el Otrosí N° 1 a la Carta de Intención Vinculante, el cual también fue suscrito por Pegasus. En este Otrosí N° 1 se precisó que las 3 sociedades, esto es, NGE, Pegasus y TC OIL, se denominaban conjuntamente como “Las Partes”, y para su celebración tuvieron en cuenta las siguientes CONSIDERACIONES: “…Que, el 29 de diciembre las Partes celebraron una Carta de Intención Vinculante (de aquí en adelante CI) (TC OIL representando a Pegasus) relacionada con la adquisición propuesta de todas las acciones en el capital de acciones de TC OIL para NGE.

“…Que, de acuerdo con la cláusula 2 de la CI, y en consideración de la compra de todas esas acciones en el capital de acciones en TC OIL, NGE acordó pagarle a Pegasus el monto de treinta y cinco millones de dólares (US$ 35.000.000) y pagar los bonos por los pozos productivos en virtud de los términos y condiciones establecidas en dicha cláusula 2.

“…Que, NGE ha realizado varios pagos en consideración de la compra de todas las acciones en el capital de acciones en TC OIL, pero algunos de esos pagos se han realizado en fechas diferentes a las que se establecen en la CI y algunos pagos que se han hecho a través de diferentes transferencias electrónicas. “…Que, las Partes acuerdan que los pagos realizados hasta la fecha se han realizado correctamente y expresan el deseo de modificar la Carta de Intención vinculante para que refleje con precisión los pagos realizados por NGE hasta esta fecha, en consideración de la compra de todas las acciones en el capital de acciones de TC OIL:” Con base en lo anterior, las Partes acordaron enmendar la Sección A) de la Cláusula 2 (Pagos) de la Carta de Intención, relativa al pago de los primeros Dieciséis Millones de Dólares (USD $16.000.000,oo).

En la relación de los pagos realizados y los pagos por realizar contenida en la sección A) de dicha cláusula se presenta un exceso de Setenta y Nueve Mil Novecientos Veinte Dólares (USD $79.920,oo) con respecto a la cifra establecida de Dieciséis Millones de Dólares (USD $16.000.000,o), el cual constituye un error que se corrige posteriormente con la firma del Otrosí N° 2.

El 16 de marzo de 2010 las tres (3) “Partes”, esto es, NGE, TC OIL y Pegasus, suscribieron el Otrosí N° 2, previas las siguientes consideraciones: “QUE, el 29 de diciembre de 2009 NGE y TC OIL (TC Oil representando a Pegasus) celebraron una Carta de Intención Vinculante (de aquí en adelante “CI”) relacionada con la adquisición propuesta de todas las acciones en el capital de acciones de TC Oil para NGE; dicha CI se enmendó el 10 de febrero de 2010 (de aquí en adelante “Otrosí No. 2”) para modificar el adjunto de los pagos que se establecen en la Sección A) de la cláusula 2 de la CI y reflejan exactamente los pagos que se hicieron hasta la fecha en la que se emitió el Otrosí No. 2”.

“QUE, TC Oil está sometida a una reorganización empresarial a través de una transacción de escisión (de aquí en adelante “transacción de escisión”) de todos los activos y pasivos asociados con su conducta de las actividades relacionadas con el petróleo en Colombia, incluyendo los intereses de trabajar en los bloques que se mencionan en la CI, los cuales se transferirán al por mayor y como parte de un asunto de interés actual en la sede de Colombia TC Oil S.A. una compañía panameña con lo cual dicha sede deberá poseer y seguir llevando a cabo las actividades relacionadas en Colombia, de la forma en la que TC Oil Colombia las llevaba a cabo antes de la fecha en que se completara la reorganización empresarial”.

“QUE, la terminación de la transacción de escisión de TC Oil está sujeta a aprobación por parte de la Oficina de Colombia de la Superintendencia de Sociedades, cuya aprobación ya se ha aplicado pero aún no se ha emitido”. “QUE, las Partes están negociando actualmente los términos y condiciones del Contrato de Compra y Venta de las Acciones (de aquí en adelante “SPA”) para regular los futuros detalles de la adquisición propuesta de todas las acciones del capital de acciones de TC Oil S.A. (de aquí en adelante “TC Oil” – Panamá) por parte de NGE después que se hubiera completado la transacción de escisión y Pegasus hubiera adquirido todas las acciones en el capital de acciones de TC Oil – Panamá”.

“QUE, las Partes acuerdan que la transferencia de todas las acciones en el capital de acciones de TC Oil – Panamá para NGE (de aquí en adelante el “Cierre”) deberá ocurrir después que se haya aprobado y completado la transacción de escisión”. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 41 “QUE, en virtud de la cláusula 2 (A) (xi) de la CI, a marzo 16 de 2010 se debe un pago de US$8.000.000, pero las Partes han acordado que dicho pago se deberá realizar en la fecha del Cierre”.

“QUE, las Partes han acordado modificar el anexo de los pagos que estaban establecidos en la Sección A) de la Cláusula 2 de la CI y el anexo y el método de pago que se establece en la Sección B) de la Cláusula 2 de la CI”. Con base en las anteriores consideraciones se modificó de nuevo la Sección A) de la cláusula 2 de la Carta de Intención y, como antes se anotó, se corrigió el error relacionado con el exceso antes indicado.

También se modificó la Sección B) de la misma cláusula 2, relativa al pago de los Diecinueve Millones de Dólares (USD $19.000.000,oo), que, en lo pertinente, quedó así: “B) Siempre y cuando se haya realizado el Cierre, NGE deberá pagar Diecinueve millones de dólares americanos (USD $19.000.000) a Pegasus de la siguiente manera: (i) Nueve millones de dólares americanos (USD$9.000.000) en efectivo el 15 de julio de 2010.

(ii) Diez millones de dólares americanos (USD$10.000.000) el 15 de diciembre de 2010, a opción de NGE, en efectivo o su equivalente en acciones ordinarias de la compañía (denominadas en lo sucesivo como “Acciones de Pago”) registradas para ser negociadas en la Bolsa de Valores de Toronto que será propietaria de, directa o indirectamente, todos los activos propiedad de TC Oil – Panamá en el Cierre (denominada en lo sucesivo como “Empresa que Cotiza en Bolsa”…)”.

Como complemento de lo anterior, además de incluir las condiciones especiales aplicables a las Acciones de Pago, ya pactadas, se consagró en favor de NGE el derecho de ceder el SPA o cualquiera de sus derechos, intereses u obligaciones, a cualquiera de sus filiales, sin la previa aprobación de Pegasus, para lo cual se acordó el significado de las palabras Filiales y Control.

El 15 de abril de 2010 las mismas 3 partes firman el “OTROSÍ No. 3”, teniendo en cuenta los siguientes “CONSIDERANDOS”: “QUE, el 29 de diciembre de 2009 NGE y TC Oil (TC Oil representando a Pegasus) celebraron una Carta de Intención Vinculante (denominada en lo sucesivo “CI”) relacionada con la adquisición de todas las acciones en el capital social de TC Oil propuesta por NGE; dicha CI se enmendó el 10 de febrero de 2010 (denominada en lo sucesivo “Otrosí No. 1”) con el fin de modificar el cronograma de los pagos que se establecen en la Sección A) de la cláusula 2 de la CI y reflejar con precisión los pagos realizados a la fecha en la que se emitió el otrosí No. 1”.

“QUE, TC Oil está sometida a una reorganización corporativa a través de una transacción de escisión (denominada en lo sucesivo “Transacción de Escisión”) de todos los activos y pasivos asociados con su conducta de las actividades relacionadas con el petróleo en Colombia, incluyendo los intereses de trabajar en los bloques que se mencionan en la CI, los cuales se transferirán al por mayor y como parte de un asunto de interés TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 42 actual en la sede de TC Oil S.A. en Colombia, una compañía panameña, con lo cual dicha sede deberá poseer y seguir llevando a cabo las actividades relacionadas con el petróleo en Colombia, de la forma en la que TC Oil Colombia las llevaba a cabo antes de la fecha en que se completara la reorganización corporativa”.

“QUE, el 16 de marzo de 2010, las Partes firmaron el segundo Otrosí adicionado a la CI (denominado en lo sucesivo “Otrosí No. 2”) con el fin de modificar el cronograma de pagos previsto en la Sección A) de la Cláusula 2 de la CI y el cronograma y la forma de pago prevista en la Sección B) de la Cláusula 2 de la CI”. “QUE, la Transacción de Escisión de TC Oil fue aprobada por la oficina Colombiana de la Superintendencia de Sociedades, pero la Transacción de Escisión de TC Oil no se ha completado aun”.

“QUE, las Partes están actualmente negociando los términos y condiciones del Contrato de Compra y Venta de las Acciones (denominado en lo sucesivo “SPA”) para regular los futuros detalles de la adquisición de todas las acciones del capital social de TC Oil S.A. (denominada en lo sucesivo “TC OIL – Panamá”) propuesta por NGE después que se hubiera completado la transacción de escisión y que Pegasus hubiera adquirido todas las acciones en el capital social de TC Oil – Panamá”.

“QUE, las Partes han acordado que la transferencia de todas las acciones en el capital social de TC Oil – Panamá a NGE (denominado en lo sucesivo “Cierre”) deberá ocurrir después que se haya celebrado el contrato SPA entre NGE y Pegasus y de conformidad con los términos y condiciones de SPA; el cual debe incluir, sin limitación, el cumplimiento de la Transacción de Escisión y la adquisición de todas las acciones en el capital social de TC Oil – Panamá por parte de Pegasus”.

Hechas las consideraciones que anteceden, la Partes modifican nuevamente la Sección A) de la cláusula 2 – relativa a los pagos de los primeros Dieciséis Millones de Dólares (USD $16.000.000,oo) en el sentido de que el saldo de Ocho Millones de Dólares (USD $8.000.000,oo) que debía pagarse el 16 de marzo de 2010, se acordó pagarlo en dos contados así: Un Millón Quinentos Mil Dólares (USD $1.500.000,oo) el 9 de abril de 2010 o antes y Seis Millones Quinientos Mil Dólares (USD $6.500.000,oo) el 30 de abril de 2010 o antes.

Igualmente se refiere a los términos de la Sección B de la citada cláusula 2 y al respecto “Las Partes confirman las enmiendas realizadas por medio del Otrosí N° 2, el cual se refiere al pago del saldo del precio de compra en virtud del SPA”. Con este propósito transcriben nuevamente el texto de la Sección B de la cláusula 2 del SPA. 3.2.- El Acuerdo de Compra de Acciones -SPA-.

En desarrollo de la Carta de Intención, Pegasus, en calidad de “Vendedor”, y NGE, en calidad de “Comprador”, celebraron el “ACUERDO DE COMPRA DE ACCIONES” que consta en documento escrito de fecha 20 de abril de 2010. Para la celebración del Contrato las Partes tuvieron en cuenta las siguientes “CONSIDERACIONES”, que ilustran los antecedentes del mismo: A.

CONSIDERANDO

QUE el Comprador y TC Oil & Services S.A. (en adelante "TC Oil Colombia") suscribieron una carta de TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 43 intención vinculante el 29 de diciembre de 2009 (en adelante, la "Carta de Intención"), por medio de la cual el Comprador compraría las Acciones de TC Oil Colombia (según se define más adelante), incluyendo la Participación de TC Oil-Colombia (según se define más adelante), en los derechos de exploración y producción de petróleo y gas natural sobre los bloques descritos en el Anexo A (los "Bloques"), según los contratos relacionados en el Anexo B (los "Contratos de E&P") y los activos (los "Activos") relacionados en el Anexo "C-1";

CONSIDERANDO

QUE el 10 de febrero de 2010, el 16 de marzo de 2010 y el 15 de abril de 2010, el Comprador, Pegasus y TC Oil-Colombia efectuaron las modificaciones 1, 2 y 3 a la Carta de Intención, respectivamente; C.

CONSIDERANDO

QUE como parte de la Reorganización (según se define más adelante) la cual aún no se ha completado, y mediante una transacción de escisión, todos los Activos de TC Oil-Colombia relacionados en el Anexo C-l, incluyendo las Participaciones en los Contratos de E&P y todas los pasivos relacionados en el Anexo C-2 serán transferidos en bloque y como parte de una empresa en funcionamiento a la sucursal colombiana de un vehículo de propósito especial constituido según las leyes de Panamá y nombrado TC Oil S.A. (en adelante "TC Oil-Panamá"), después de lo cual dicha sucursal de TC Oil-Panamá (en adelante "Sucursal en Colombia de TC Oil-Panamá") será propietaria y seguirá desarrollando las actividades relacionadas en Colombia en la misma forma en que TC Oil-Colombia lo hacía;

CONSIDERANDO

QUE TC Oil-Panamá y la Sucursal en Colombia de TC Oil-Panamá serán una sola y la misma entidad legal (en adelante la "Sociedad"); E.

CONSIDERANDO

QUE, como parte de la Reorganización, Pegasus será propietario único y exclusivo de todas las acciones emitidas y en circulación de la Sociedad; F.

CONSIDERANDO

QUE Pegasus, como Vendedor, desea vender al Comprador y, siempre y cuando la Reorganización se complete según lo contemplado en este documento, el Comprador desea adquirir de Pegasus todas las acciones emitidas y en circulación de la Sociedad; G.

CONSIDERANDO

QUE aquella persona cuyo nombre, identificación y dirección aparecen en el Anexo "D" (en adelante, el "Garante") acepta, a través de un documento diferente expedido en esta misma fecha, garantizar de manera conjunta y solidaria todas las obligaciones de Pegasus contenidas en el presente Contrato”. El Capítulo I del SPA trae una lista de términos a los cuales se les da un significado particular (num 1), que se destacarán en la medida que sean relevantes, y una relación de los Planes (Anexos) que se incorporan al Contrato (num 2) “para todos los efectos” (num. 1.3)7.

Adicionalmente, en los numerales 1.4 y 1.5 se indican algunos términos o palabras con la virtualidad de servir como pauta de interpretación. 7 Los anexos son los siguientes: “A” Lista de Bloques; “B” Contrato E&P e Intereses Participantes de TC Oil- Colombia; “C-1” Lista de Activos; “C-2” Lista de Pasivos para ser transferidos a la Sucursal TC Oil-Colombia como parte de la reorganización;

“D" Garante de Pegasus; “E” Estados Financieros de TC Oil-Colombia; “F” Certificado de Registro y Representación Legal de TC Oil-Panamá; “G” Certificado de Registro y Representación Legal de TC Oil-Panamá Sucursal Colombia; “H” Formulario de acuerdo de seguridad; “I” Estimación de las obligaciones TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 44 El capítulo 2 se refiere a “COMPRA Y VENTA, PRECIO DE COMPRA, AJUSTES DE PRECIO Y COMPRA Y OTROS PAGOS”.

De él forman parte las estipulaciones que a continuación se destacan: El numeral 2.1 describe lo que vendría a ser el “objeto” del Contrato, así: “2.1. Mediante el presente documento el Vendedor conviene vender las Acciones al Comprador y, siempre y cuando se complete el proceso de Reorganización antes de la Fecha de Cierre, el Comprador conviene comprar las Acciones del Vendedor, libres de todo gravamen y con sujeción a los términos y condiciones del presente Contrato.

El Comprador asumirá, por medio de la adquisición de las Acciones de TC Oil-Panamá, la actividad comercial en curso de la Sociedad después de la Reorganización, incluyendo todos los Activos en propiedad de TC Oil-Colombia y/o la Sociedad, si es del caso. Al Cierre, el Vendedor venderá y entregará al Comprador, de manera incondicional e irrevocable, con sujeción a que se cumplan todos los términos y las condiciones del presente Contrato y, asimismo, el Comprador comprará y aceptará las Acciones del Vendedor.

Si el Comprador paga una parte del Precio de Compra de las Acciones de Pago o entrega Acciones Liberadas de acuerdo con la Sección 3.1, dichas acciones se entregarán al Vendedor libres de gravámenes, de conformidad con los términos y las condiciones establecidas en el presente Contrato.” El numeral 2.2 se refiere al “precio” de la compraventa, fijado en Treinta y Cinco Millones de Dólares (USD $35.000.000,oo), cuya forma de pago pactada es la siguiente: El Comprador se obligó a pagar la cantidad de Doce Millones Quinientos Mil Dólares (USD $12.500.000,oo) en efectivo, así: Siete Millones Novecientos Noventa y Nueve Mil Novecientos Veinte Dólares (USD $7.999.920,oo) que el Vendedor declaró haber recibido en varias partidas, y la diferencia de la siguiente manera: Un Millón Quinientos Mil Dólares (USD $1.500.000,oo) el o antes del 19 de abril de 2010 (El SPA es del 20 de abril de 2010, lo cual significa que esta partida ha debido pagarse el día anterior) y Tres Millones Ochenta Mil Dólars (USD $3.000.080,oo) en la “Fecha de Cierre”.

La restante cantidad de Veintidós Millones Quinientos Mil Dólares (US$22.500.000) se obligó el Comprador a pagarla, siempre y cuando haya ocurrido el Cierre, en la siguiente forma: “(i) Tres Millones Quinientos Mil Dólares (US$3.500.000) en efectivo el o antes del 11 de Mayo de 2010. (ii) Nueve Millones de Dólares (US$9.000.000) en efectivo el o antes del 15 de Julio de 2010. en efectivo de TC Oil-Colombia;

“J” Cuadro de Ajuste de Precio; “K” Lista de las personas para los propósitos de determinación de conocimiento o concesión de los Vendedores; “L” Lista de divulgación de acciones, reclamaciones e investigaciones; “M” Lista de Contratos de Empleo; “N” Lista de Mandatos y Abogados de Potencia; “O” Lista de arrendamientos financieros, arrendamientos, hipotecas, gravámenes, embargos, demandas y reclamaciones adversas de TC Oil-Colombia;

“Q” Lista de Contratos relevantes y Acuerdos; “R” Lista de divulgación de accidentes; y “S” Lista de Empleados de TC Oil-Colombia que serán transferidos a la Corporación. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 45 (iii) Diez Millones de Dólares (US$10.000.000) a opción del Comprador, en efectivo o su equivalente en Acciones de Pago, el o antes del 15 de diciembre de 2010”.

Según la Adenda N° 1, suscrita por las partes el 12 de agosto de 2010, se modificó la fecha de pago de la cuota de Nueve Millones de Dólares (US$9.000.000) en el sentido de ampliar el plazo hasta el 20 de agosto de 2010. (Se refiere al numeral 2.2. b) (i) cuando ha debido referirse al numeral 2.2 b) (ii). Este error se corrigió en la Adenda N° 2).

Mediante la suscripción de la Adenda N° 2, de fecha 6 de diciembre de 2010, el precio de venta se redujo a Treinta y Cuatro Millones Doscientos Mil Dólares (USD $34.200.000,oo) y se hizo referencia a la forma de pago. Esta reducción tiene como antecedente lo pactado en la Sección 2.5 (d) en donde se previó una eventual reducción del precio de compra derivada de las situaciones contempladas en la misma Sección respecto del Bloque La Punta.

Adicionalmente, en esta Adenda No. 2 agrega lo siguiente: “2.4. Pegasus no tendrá derecho a demandar indemnización por daños u otras sanciones, ya sea con base en las disposiciones del Contrato o a la ley aplicable, en lugar de las sanciones pactadas en las acciones 2.2 y 2.3 de este otrosí No.2”. Posteriormente las partes suscribieron la Adenda N° 3, de fecha 13 de enero de 2011, mediante la cual modificaron de nuevo las Secciones 2.2.b (ii) y (iii) del Acuerdo, en las cuales se confirmó que el precio de venta era de Treinta y Cuatro Millones Doscientos Mil Dólares (USD $34.200.000,oo), reconociendo abonos por Veinticinco Millones de Dólares (USD $25.000.000,oo) e indicando que el saldo de Nueve Millones Doscientos Mil Dólares (US$9.200.000) debía pagarse de la siguiente manera: “Nueve Millones Doscientos Mil Dólares, a opción del comprador, en efectivo o su equivalente en acciones de pago, que el comprador pagará al vendedor de la siguiente manera y sujeto a las siguientes condiciones: Tres millones de dólares (US$ 3.000.000) en o antes del 24 de diciembre de 2010, o inmediatamente con la suscripción del presente otrosi No. 3 si se suscribe después de dicha fecha.

El Comprador y el Vendedor acuerdan que el pago de los seis millones doscientos mil dólares (US$ 6.200.000) restantes estarán sujetos a los siguientes términos y condiciones: El Comprador y el Vendedor comenzarán negociaciones para ajustar el precio de compra de acuerdo con lo establecido en la sección 2.5. del contrato y continuarán dichas negociaciones de ajuste hasta el 30 de enero de 2011, con la intención de llegar a un acuerdo sobre los montos de las obligaciones financieras o las obligaciones con proveedores que se reflejaron en los estados financieros de cierre y los cuales pueden o no resultar en el ajuste del precio de compra.

Si como resultado de dichas negociaciones, las Partes llegan a un acuerdo, en o antes del 30 de enero de 2011 sobre cualquier ajuste del Precio de Compra, el Comprador pagará al Vendedor el monto de Seis Millones Doscientos Mil Dólares (US$6.200.000,oo) menos el monto, de haberlo, de la reducción del Precio de Compra acordada dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes al acuerdo, pero a más tardar el 4 de febrero de 2011.

En tal caso, el Comprador pagará al Vendedor los montos determinados por los auditore independientes, dentro de cinco (5) días hábiles después de que los Auditores Independientes hayan emitido su decisión”. El numeral 2.5 regula lo relativo a “Ajustes de Precio de Compra”, cuya previsión principal, para efectos de lo debatido en el proceso, es la contenida en el literal (a), así: “(a) Si en la Fecha de Cierre las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con los Proveedores de las Compañías superan la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$ 500.000.000), el Precio de Compra se reducirá en una cantidad igual a la diferencia entre: (i) la suma de las Obligaciones Financieras más las Obligaciones con los Proveedores; y (ii) la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.00) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$500.000.000).

Adicionalmente, el Precio de Compra será reducido en la cantidad de cualquiera de las deudas u obligaciones de las Compañías que no son Obligaciones Financieras u Obligaciones con los Proveedores. Cualquier reducción se realizará de la parte del Precio de Compra por pagar, de conformidad con la Sección 2.2 (b) (ii)”. El literal c) del mismo numeral 2.5 “reglamenta” lo relativo a la revisión de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores de la Corporación para efectos del eventual ajuste del precio, y a la manera de resolver las diferencias que surgieran al respecto, en los siguientes términos: “(c) Al momento del Cierre, el Comprador tendrá un periodo de ciento cinco (105) días para determinar si las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con los Proveedores de la Sociedad a la Fecha de Cierre exceden la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$ 500.000.000), y notificar al Vendedor por escrito para tales efectos.

Sin perjuicio de lo anterior, si los Estados Financieros de Cierre no son proporcionados al Comprador treinta (30) días después del Cierre, entonces el Comprador deberá hacer que la Sociedad prepare los Estados Financieros de Cierre conforme a los PCGA colombianos (en el caso de TC Oil-Colombia) y los PCGA panameños (en el caso de TC Oil- Panamá).

En dicho caso, el periodo de ciento cinco (105) días en el que el Comprador deberá tomar las decisiones establecidas en la frase anterior deberá comenzar en la fecha en la que el Comprador recibe los Estados Financieros de Cierre. Si en el plazo de sesenta (60) días contados a partir de la fecha en la que el Comprador proporciona dicha notificación por escrito, el Comprador y el Vendedor, cada una de las Partes actuando de buena fe, no tiene la posibilidad de llegar a un acuerdo con respecto a las cantidades de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores que deberían haberse reflejado en los Estados Financieros de Cierre, tendrán derecho a presentar las cuestiones en conflicto para su resolución final por una firma internacional de auditoría independiente con prestigio y experiencia en auditoría de compañías de petróleo y gas TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 47 (en adelante, los ‘Auditores Independientes’) conforme a las disposiciones de la Sección 17.3.

La decisión de los Auditores Independientes será utilizada con fines del ajuste al que se refiere esta Sección 2.5. Si en la fecha de pago de la última cuota del Precio de Compra, tal como se describe en la Sección 2.2, no se llega a un acuerdo sobre las cantidades de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores, el Comprador puede colocar en depósitos restringidos (en efectivo o acciones) cualquier cantidad en conflicto a dicha fecha de pago.

Sin perjuicio de lo dispuesto en la Sección 3.1, el Vendedor reconoce y acepta incondicional e irrevocablemente que el Precio de Compra, según el ajuste de acuerdo con la Sección 2.5. es el pago exclusivo a ser recibido en consideración de la venta y distribución de las Acciones al Comprador”. El capítulo 3 regula los “PAGOS CONDICIONALES Y ADICIONALES AL VENDEDOR”, denominados en la Carta de Intención “Bonos de Pozos Productivos”, relacionados con los pagos de sumas de dinero en función del resultado de las “pruebas cortas” en los Bloques La Sierra, Llanos 32, Llanos 17 y Llanos 34.

Estos Bonos son adicionales a los Treinta y Cuatro Millones Doscientos Mil Dólares (USD $34.200.000) pactados finalmente como precio de la compraventa. En su numeral 3.1 se estipuló que si se cumplen las condiciones establecidas en relación con cada uno de dichos Bloques, el Comprador debía entregar los valores acordados a la persona designada por el Vendedor en acciones ordinarias o Acciones Liberadas de la Compañía Cotizada, esto es, de la Compañía cuyas acciones se inscribirían en la Bolsa de Toronto y tendría la “propiedad absoluta, directa o indirectamente, sobre todos los activos en propiedad de la Sucursal en Colombia de TC OIL-Panamá al Cierre”, conforme a la definición de “Compañía que Cotiza en Bolsa” contenida en el Capítulo 1 del Acuerdo.

Las cuantías y las condiciones acordadas de los bonos en relación con cada uno de los citados Bloques fueron las siguientes: El equivalente a Un Millón Quinientos Mil Dólares (USD $1.500.000,oo) en el Bloque La Sierra si, como consecuencia de las "pruebas breves" llevadas a cabo en cualquiera de los dos primeros pozos perforados y completados de acuerdo con los estándares de la industria, cualquiera de esos dos pozos logra una producción promedio de mínimo setenta (70) BOPD durante un período continuo de treinta (30) días durante dichas "pruebas breves".

El equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo) en el Bloque Llanos 32 si, como consecuencia de las "pruebas breves" llevadas a cabo en cualquiera de los dos primeros pozos perforados y completados de acuerdo con los estándares de la industria, cualquiera de esos dos pozos logra una producción promedio de mínimo doscientos cincuenta (250) BOPD durante un período continuo de treinta (30) días durante dichas "pruebas breves".

El equivalente a Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo) en el Bloque Llanos 34 si, como consecuencia de las "pruebas breves" llevadas a cabo en cualquiera de los dos primeros pozos perforados y completados de acuerdo con los estándares de la industria, cualquiera de esos dos pozos logra una producción promedio de mínimo doscientos (200) BOPD durante un período continuo de treinta (30) días durante dichas "pruebas breves".

Como complemento de lo anterior, el numeral 3.2 consagra el procedimiento que las Partes deben utilizar para determinar si se cumplieron las condiciones establecidas en el numeral anterior que dan derecho al Vendedor a percibir el pago adicional estipulado en relación con cada uno de los Bloques. “(i) Las ‘pruebas breves’ deberán incluir una producción continua mínima durante un periodo de treinta (30) días (que no podrá incluir los días en los que el pozo no está produciendo debido a problemas mecánicos), así como todas las actividades necesarias para alcanzar dicha producción continua mínima.

(ii) Las ‘pruebas breves’ deberán ser llevadas a cabo por el Operador del Contrato de E&P y el Comprador y Pegasus nombrarán, cada uno, a un representante para participar, como espectador, mientras que las ‘pruebas breves’ se llevan a cabo y durante el periodo de producción mínima establecido en la Sección 3.1. (iii) El Comprador deberá proporcionar una notificación por escrito a Pegasus de la fecha de inicio propuesta para las ‘pruebas breves’ y la duración esperada.

(iv) Tras la finalización de las ‘pruebas breves’ y la terminación del periodo de producción mínima establecido en la Sección 3.1, el Comprador y Pegasus deberán, con base en la información proporcionada por el Operador, determinar si se ha cumplido con las condiciones establecidas en la subsección correspondiente en la Sección 3.1. En dicho caso, el Comprador tendrá un plazo de treinta (30) días para entregar las Acciones Liberadas a la Persona designada por el Vendedor”.

El capítulo 4 contiene las “DECLARACIONES Y GARANTÍAS DEL VENDEDOR”, como las relativas a su existencia legal, a su titularidad, a su capacidad de negociación, al cumplimiento de las leyes, además de las propias de negocios jurídicos que versan sobre empresas en marcha (en este caso mediante compra de acciones), incluyendo las particulares que emanan del Acuerdo celebrado, como las relativas a la reorganización empresarial del Vendedor.

El capítulo 5 contempla, recíprocamente, las “REPRESENTACIONES Y GARANTÍAS DEL COMPRADOR”, que son usuales en esta clase de negocios (existencia legal, capacidad para realizar el negocio, cumplimiento de leyes, etc), además de las que surgen del Acuerdo, como las relativas a las Acciones de Pago o Liberadas con las cuales el Comprador pagaría parte del precio convenido.

También consagra un reconocimiento especial del Comprador sobre las acciones que adquiere y con ellas TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 49 el “negocio en marcha” o la Actividad Comercial en Curso.

Al respecto, señala el SPA: “5.4. Reconocimiento Especial por parte del Comprador. El comprador reconoce que: (i) esta transacción incluye que el Comprador asuma el Curso Ordinario de los negocios y los Activos en su situación actual, (ii) todas las propiedades y Activos que se utilizan de manera continua en actividades industriales en el Curso Ordinario de los Negocios […] (iv) Mediante la adquisición de las Acciones, está adquiriendo la actividad comercial en curso tal como está (en adelante “Actividad Comercial en Curso”).

Como consecuencia, el Comprador conoce las contingencias relacionadas a la Actividad Comercial en Curso, y el Vendedor no será responsable por situación alguna que surja de la Actividad Comercial en Curso, a menos que la situación se haya generado antes de la Fecha de Cierre, o que la situación sea alguna de aquellas que tenía que ser declarada, pero que no lo fue, en los Estados Financieros de Cierre y/o en los Estados Financieros de TC-Oil Colombia, y (v) gracias a la debida diligencia efectuada sobre los Activos, el Comprador es consciente de los riesgos existentes correspondientes al cambio en cada JOA”.

Los Capítulos 6 y 7 se refieren a las Condiciones Precedentes que el Vendedor y el Comprador debían cumplir, respectivamente, para completar el proceso de compraventa de las Acciones, y el Capítulo 8 se refiere a los esfuerzos que debían hacer las Partes para el cumplimiento de las mencionadas condiciones, además de los esfuerzos comerciales razonables que, según lo acordado en el Capítulo 16, las partes se obligaron a realizar para ayuda recíproca y beneficio mutuo, en procura de lograr los objetivos del contrato.

Acorde con la idea de adquirir un negocio en marcha a través de la negociación de las acciones, en el Capítulo 9 se consagran obligaciones a cargo del Vendedor para asegurar el mantenimiento de las Compañías y, en consecuencia, la continuidad de su actividad comercial en el Curso Ordinario de los Negocios. El mismo propósito se refleja a lo largo del clausulado, como se desprende de los capítulos 11 y 12 y de los Anexos 1 a 4.

El Capítulo 10, bajo la formulación de “ACCESO A INSTALACIONES Y REGISTROS Y PASIVOS CONTINGENTES”, advierte sobre el derecho de NGE a involucrarse en la marcha y conocimiento del negocio, para lo cual se le imponen al Vendedor deberes de colaboración y cooperación y, en especial, de poner a disposición de NGE: “Todos los libros y registros contables y legales de TC Oil-Colombia y la Sociedad, incluyendo registros laborales de todos los empleados, financieros, fiscales, el libro de registro de acciones y los libros de actas;

Todos los arrendamientos, contratos y documentos relacionados con los Activos o las obligaciones de TC-Oil Colombia y la Sociedad, y En la medida de que el Vendedor o TC Oil-Colombia o la Sociedad tengan en su posesión o a los que el Vendedor o TC Oil-Colombia o la Sociedad tengan acceso, cualquier otra información o documentos que el Comprador requiera de manera razonable”.

El Capítulo 11 consagra el deber del Vendedor de cumplir con el proceso de Reorganización de las empresas, en el menor tiempo posible, para efectos de la TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 50 ejecución del Acuerdo, tal como se establece en el Capítulo 12 y en este último capítulo, que se refiere al “CIERRE”, se regula todo lo relativo a la transferencia de las acciones y al pago de la porción del precio establecida en la sección 2.2 (a) (xii) del Acuerdo, habiéndose fijado como Fecha de Cierre el 30 de abril de 2010 o 2 días hábiles después de la comunicación escrita del Vendedor al Comprador informando sobre la terminación del proceso de Reorganización, comunicación que sería “después del 28 de abril de 2010 pero en ningún caso después del 5 de mayo de 2010”.

Este Capítulo 12 contiene un listado de los documentos que el Vendedor se obligó a entregar al Comprador para efectos del Cierre, entre los cuales se destaca el certificado del Vendedor confirmando que ni el Vendedor, TC OIL-Colombia ni la Sociedad han sufrido algún Efecto Material Adverso, ni ha habido un cambio en el hecho material que tenga, o sería razonable esperar que tuviera Efecto Material Adverso en el Vendedor o la Sociedad”.

El “Efecto Material Adverso”, según reza el capítulo “1 DEFINICIONES”, “significa todo cambio material adverso en, o efecto material adverso sobre la actividad comercial, las operaciones, los activos, los pasivos, la propiedad, la posición o condición financiera de TC Oil-Colombia o la Sociedad, según sea el caso, y que afectara ya sea al Vendedor, TC Oil-Colombia o la Sociedad por un monto mayor a Trescientos Mil Dólares (US$300.000)”.

El capítulo 13, titulado “INDEMNIZACIÓN”, establece para el Vendedor la obligación de indemnizar y eximir de responsabilidad al Comprador y a personas relacionadas con el Comprador, de las “Reclamaciones” derivadas de las situaciones que allí se describen “siempre y cuando dicha situación tenga lugar antes de la Fecha de Cierre, o en el caso de la Sección 13.1.c, tres (3) meses después de la Fecha de Cierre, o que la situación haya sido una de las que tuvo que divulgarse pero no se divulgó en los Estados Financieros de Cierre y/o en los Estados Financieros de TC-Oil Colombia”.

Entre las situaciones descritas en la sección 13.1 se encuentran las siguientes: a. “Un incumplimiento, o el incumplimiento para cumplir con las declaraciones, garantías y acuerdos realizados por el Vendedor en este Contrato; (…) g. Cualquier acto, omisión, hecho, evento o circunstancia que ocurra o exista en el momento o antes de la Fecha de Cierre y que involucre o que esté relacionado con los Activos, propiedades, contratos de negocios, acuerdos, órdenes u operaciones pertenecientes ahora o anteriormente, operadas o ejecutadas por TC-Oil Colombia o la Sociedad y que no hayan sido reveladas en los Estados Financieros de TC Oil-Colombia o en los Estados Financieros de Cierre; y h. Cualquier inexactitud, error, omisión o discrepancia en los Estados Financieros de TC Oil-Colombia o los Estados Financieros de Cierre”.

Como complemento de lo anterior, en la Sección 13.3 se consagraron las siguientes limitaciones y condiciones en materia de responsabilidad: “(a) La responsabilidad total máxima del Vendedor con respecto a todas las Reclamaciones bajo este Contrato no deberá exceder, bajo ninguna circunstancia, un monto equivalente al diez por ciento (10%) del Precio de Compra;

Para estos propósitos: (i) en caso de reclamaciones laborales presentadas por empleados o ex empleados de TC Oil-Colombia o la Sociedad cuya relación de trabajo o empleo con TC Oil Colombia o la Sociedad, como sea el caso, se dé por terminada en o antes de noventa (90) días después de la Fecha de Cierre, la ‘Fecha de Vencimiento de la Indemnización’ significa treinta y nueve (39) meses después de la Fecha de Cierre; y (ii) en el caso de todas las otras Reclamaciones, la ‘Fecha de Vencimiento de la Indemnización’ significa dieciocho (18) meses después de la Fecha de Cierre.

Cualquier Reclamación que se no se haya notificado al Vendedor (con especificaciones razonables) antes de la Fecha aplicable de Vencimiento de la Indemnización se considerará que está sujeta a las disposiciones de indemnización o que están exentas de la responsabilidad establecida en las Secciones 13.1 y 13.2. Para evitar dudas, ninguna Reclamación que haya sido notificada al Vendedor después de la Fecha de Vencimiento de la Indemnización estará sujeta a las disposiciones de indemnización o indemnidad establecidas en las Secciones 13.1 y 13.2; y (c) La responsabilidad del Vendedor estará sujeta a las disposiciones de la Sección 13.5, excepto en el caso de las Reclamaciones que surjan o sean el resultado de cualquier tipo de negligencia grave, fraude o conducta dolosa del Vendedor”.

De otra parte, se pactó que “El Comprador deberá indemnizar y mantener al Vendedor indemne contra todas las Reclamaciones que se puedan efectuar en contra del Vendedor o por las cuales el Vendedor pueda pagar o incurrir en gastos como resultado de y en conexión con las Reclamaciones resultantes de un incumplimiento de las declaraciones y garantías hechas por el Comprador…”.

En el Capítulo 14 se reguló lo relativo a la TERMINACIÓN del Acuerdo y el Capítulo 15 se refirió a los IMPUESTOS Y DECLARACIONES DE RENTA, pactándose al respecto que el Vendedor se comprometió a que TC OIL y la Sociedad pagaran los impuestos y retenciones pendientes hasta la Fecha de Cierre y asumiendo cada parte la obligación de pagar los impuestos que les correspondan derivados del Acuerdo.

En el Capítulo 16, antes mencionado, se pactó en el numeral 16.4 el derecho del Vendedor a percibir las utilidades durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2010 y la Fecha de Cierre. El texto de esta estipulación es el siguiente: “En la base de los Estados Financieros de Cierre, y luego que las Partes hayan llegado a un acuerdo sobre los montos de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores, según se establece en la Sección 2.5 ( c ), el Comprador y el Vendedor deberán determinar las ganancias netas de las Empresas para el período que inicia el 1 de enero de 2010 y que finaliza en la Fecha de Cierre, y hacer arreglos para transferirle al Vendedor la diferencia entre: ( a) dichas ganancias netas; y ( b) el monto agregado de cualquier impuesto sobre los ingresos (bien sea nacional o municipal o calculado sobre la bases del ingreso netos o brutos) generados a partir de las ganancias o ingresos de las Empresas” (Sic).

Este numeral 17.3 fue modificado por las Partes mediante la suscripción de la Adenda N° 4 de fecha 6 de marzo de 2012, que obra a folios 209 a 211 del Cuaderno de Pruebas No. 3. El capítulo 18 consagra algunas estipulaciones relativas a la CONFIDENCIALIDAD que deben guardar las Partes sobre el Acuerdo realizado, y el Capítulo 19 se refiere a la forma de hacer las NOTIFICACIONES entre las partes, con indicación de los nombres de las personas a quienes deben dirigirse y entregarse las correspondientes comunicaciones, así como de sus direcciones y teléfonos. Finalmente, el capítulo 20 consagra DISPOSICIONES VARIAS, relativas a la obligación recíproca de las Partes de otorgar garantías para el cumplimiento del contrato; a la integridad del Acuerdo; a la modificación del mismo; a la ausencia de derechos de terceros; a la prohibición de la cesión del contrato sin la autorización previa y escrita de la otra parte, salvo el derecho del Comprador de ceder el contrato o cualquiera de sus derechos a cualquiera de sus filiales o a APO Energy INC; a los gastos derivados del contrato y al número de ejemplares del mismo. 4.- La interpretación contractual en general.

Se ha advertido ya que el litigio que ahora decide el Tribunal tiene origen, en alto grado, en la divergente interpretación que las partes tienen respecto de contenidos específicos del SPA, especialmente en las cláusulas relativas al ajuste del precio de la compraventa celebrada, a la causación de pagos adicionales –bonos- por los resultados de la exploración de activos petroleros radicados en cabeza de TC Oil S.A. (luego, P1 Energy Delta Corp) y TC Oil & Services S.A. (luego P1 Energy Alpha S.A.S.), cuyas acciones fueron objeto del negocio jurídico, y a la figura del “Auditor Independiente”, concebida como mecanismo de solución de algún tipo particular de diferencias que se presentaran con ocasión de la ejecución contractual.

Entonces, resulta apenas natural rememorar, desde la óptica de lo que a juicio del Tribunal fuere relevante para la tarea que debe acometer, el marco conceptual aplicable en materia de interpretación contractual, referente indispensable que le permitirá identificar las conclusiones a partir de las cuales, con la cabal comprensión que ello comporta en punto a la determinación del alcance del consentimiento exteriorizado en el SPA, establecerá la pertinencia o no de las recíprocas pretensiones plasmadas por Pegasus y NGE en sus respectivas demandas -principal y de reconvención-.

Desde luego, por constituir un marco conceptual de referencia, allí se involucran consideraciones eminentemente teóricas, en ese sentido pertinentes en relación con toda labor hermenéutica -por eso, de frecuente utilización en los fallos judiciales de esta estirpe-, por supuesto con énfasis diferentes en función de las particularidades de cada caso debatido, y sujetas a aplicación y ponderación particular, también en función de esas mismas particularidades.

Sin perjuicio del desarrollo temático así anunciado, para el Tribunal resulta útil contextualizarlo involucrando algunos elementos esenciales del denominado postulado de la autonomía de la voluntad privada, considerándolo desde la óptica que resulta relevante de cara a la tarea interpretativa así anunciada. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 53 4.1.- El contrato como expresión del postulado de la autonomía de la voluntad privada: aspectos generales; incidencia en la labor de interpretación. Es también natural que tratándose de litigios de índole contractual, como sin duda es el sometido a decisión del Tribunal, se acuda a recordar, así sea con brevedad, algunos lineamientos conceptuales propios del postulado de la autonomía de la voluntad privada, que es conveniente tener presentes en el análisis del caso.

Indiscutiblemente, puesto en el lugar que le corresponde, se trata de un postulado que mantiene vigencia e importancia en el ámbito de la contratación, en cuanto representa la plena habilitación de que gozan los particulares para fijar de manera libre y autónoma las reglas encaminadas a regular sus relaciones, de modo que, en la medida en que esa auto-composición de intereses no desborde el marco previsto por la ley, la fuerza vinculante de lo así acordado se impone a las partes, y al operador judicial eventualmente llamado a hacerla cumplir.

Se dice, entonces, que los contratos nacen para cumplirse, y obligan a las partes a la observancia de lo pactado (pacta sunt servanda), lo que en el ordenamiento patrio encuentra expresa consagración en el artículo 1602 del Código Civil, a cuyo tenor “Todo contrato legalmente celebrado es una ley para las partes, y no puede ser invalidado sino por su consentimiento mutuo o por causas legales”.

La dimensión comprensiva del postulado del que se viene hablando, se aprecia en el siguiente pensamiento de la jurisprudencia: “Justamente, la autonomía privada en tanto libertad contractual, comporta el razonable reconocimiento legal a toda persona de un cúmulo de poderes o facultades proyectadas en la posibilidad de disponer o abstenerse de la disposición (libertad de contratar o no contratar), seleccionar el sujeto con quien dispone (libertad de elegir parte o contratante), escoger o crear el tipo contractual (libertad de optar en el catálogo legis o en los usos y prácticas sociales por la especie singular de contrato o crearlo), celebrarlo de inmediato o previo agotamiento de una fase formativa (libertad de celebrar el contrato en forma inmediata o progresiva), hacerlo directamente o por mandatario, representante o apoderado, expresar el acto dispositivo (libertad de expresión o de forma), determinar el contenido (libertad de estipular el contenido), asegurar el cumplimiento, prevenir la terminación o disponerla, y garantizar, atenuar o ampliar la responsabilidad”8.

Así las cosas, se entiende y acepta que los particulares están legitimados para auto- regular sus intereses patrimoniales, con el reconocimiento legal de la plena eficacia jurídica de las manifestaciones de voluntad válidamente exteriorizadas en un contrato, el cual se convierte en vehículo idóneo de esa prerrogativa, advirtiendo que sus efectos se producirán bajo el entendido de que se actúa dentro de los límites que el propio ordenamiento impone (la ley imperativa, el orden público y las buenas costumbres), y sin perder de vista la relevancia de las cargas que presupone el ejercicio de dicha libertad contractual, tópico este último respecto del cual resulta pertinente decir, de la mano de algún pronunciamiento arbitral, que las referidas cargas9 “imponen a los sujetos, en el ejercicio de su libertad de contratación y de auto-configuración de intereses legalmente protegida, unos deberes de actuación diligente, enderezados a procurar un adecuado desenvolvimiento de la voluntad que exteriorizan, a partir de la certidumbre que deben procurar en todos los aspectos atinentes a la contratación, como la definición misma de celebrar el negocio jurídico, 8 Corte Suprema de Justicia, Sala Civil, sentencia de 30 de agosto de 2011. 9 La doctrina las menciona en términos de ‘legalidad’, ‘claridad’, ‘conocimiento’ y ‘sagacidad’.

Al respecto, remítase a CANCINO, Fernando. Estudios de Derecho Privado. Editorial Temis. Páginas 47 y

48. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 54 la escogencia de la modalidad contractual planteada para regir las relaciones convencionales, y el adecuado señalamiento de las estipulaciones vinculantes -en su contenido y alcance-, lo que sugiere y supone, seguramente con distintos énfasis según el perfil de los contratantes, desplegar la conducta mínima requerida para reflejar en forma nítida y conveniente los elementos fácticos y jurídicos cuyo carácter vinculante se quiere propiciar”.10 Bajo estos lineamientos resta agregar, en este momento del análisis, que la jurisprudencia arbitral identifica la natural conexión que se advierte entre el ejercicio de la autonomía de la voluntad y la interpretación del contenido negocial resultante de aquél, para afirmar: “El Tribunal estima conveniente poner de presente que la tarea de interpretación, cuando se radica en cabeza del operador judicial, debe realizarse, y a la vez apreciarse, sin perder de vista que el contrato sobre el que ella recae es la expresión fundamental del ejercicio del postulado de la autonomía de la voluntad privada, que habilita a los sujetos de derecho para autorregular sus intereses mediante acuerdos a los que el ordenamiento dota de efectos vinculantes11, pero que, al tiempo, impone ‘cargas’ de cara a su cabal ejercicio, como las de ‘sagacidad’, ‘claridad’ y ‘conocimiento’, todas orientadas a procurar que el consentimiento exteriorizado por quienes celebran el acto jurídico esté dotado de características tales que lo blinden, en lo posible, de posteriores divergencias de las propias partes sobre su cabal entendimiento y alcance.

La verificación sobre la atención, adecuada o insuficiente según el caso, de ‘cargas’ como las mencionadas, guarda relación generalmente directa con el perfil de las controversias que a futuro aparecen, en materia de interpretación, durante la vida de la relación negocial, y con el mayor o menor grado de aporte para decidir sobre ellas en sede judicial”.12 4.2.- Concepto y finalidad de la tarea interpretativa.

Pautas legales y convencionales de interpretación (artículos 1618 y siguientes del Código Civil - aplicación en materia mercantil-). Criterios y factores adicionales relevantes. Enseña la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia que “Interpretar, estricto sensu, es auscultar, desentrañar, precisar y determinar el sentido jurídicamente relevante del negocio (cas. agosto 27/1971 y julio 5/1983) el alcance de su contenido (cas. diciembre 10/1999, exp. 5277) y la identificación de los fines perseguidos con su celebración para imprimirle eficacia final (cas. febrero 18 de 2003. exp. 6806)”.13 Conocido es que para efectos de adelantar la tarea interpretativa, el juzgador debe guiarse por los parámetros y derroteros que, en lo principal, están consignados en las reglas recogidas en los artículos 1618 a 1624 del Código Civil, sin duda aplicables en materia de contratación mercantil14, las cuales debe, por supuesto, 10 Laudo de 27 de julio de 2012, caso ALICORP COLOMBIA vs HELADOS MODERNOS DE COLOMBIA, VARDYS y OTROS. 11 Desde luego bajo la premisa de cumplimiento de las condiciones de existencia y validez. 12 Laudo de 10 de mayo de 2011, caso INTERASEO S.A. E.S.P., ELÉCTRICAS DE MEDELLÍN S.A., CONSULTORES UNIDOS S.A. vs. EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACÍFICO S.A. E.S.P. – DISPAC-. 13 Sala Civil, sentencia de 30 de agosto de 2011. 14 Por virtud de la remisión legislativa plasmada en el artículo 822 del Código de Comercio, tal como se reconoce en la jurisprudencia de la jurisdicción ordinaria y de la arbitral, esta última de la cual se extracta el siguiente aparte: “Estas pautas de interpretación, para los negocios civiles, están contenidas en el título XIII del libro cuarto del Código Civil (arts. 1618 a 1624).

Para el caso de los negocios mercantiles, conforme a la remisión expresa que hace el artículo 822 del Código de Comercio también serán aplicables los anteriores artículos del Código Civil, junto con las reglas contenidas en el estatuto mercantil” (Laudo Arbitral de 13 de mayo de 2005, caso Teleconsorcio S.A., Telepremier S.A., NEC Corporation, NisshoIwai Corporation, Mitsui & CO.

Ltd., y Sumitomo Corporation vs. Empresa Nacional de Telecomunicaciones, Telecom en liquidación). TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 55 observar siguiendo las directrices allí mismo trazadas en cuanto a prioridad y orden jerárquico, en los términos que, en lo pertinente, se puntualizarán. Además, generalmente se reconoce la admisibilidad y conveniencia de considerar los elementos fácticos y circunstanciales que pudieren tener utilidad para el buen suceso de la labor hermenéutica, los cuales a menudo resultan asociados, directa o indirectamente, a los referentes legales antes identificados, como, para citar algunos, los antecedentes mismos del contrato, las circunstancias existentes en el período de su celebración propiamente tal, el desenvolvimiento de la ejecución contractual, el perfil de los contratantes15 y los usos del medio al que pertenece la respectiva relación negocial.

Ilustra lo dicho el antiguo, a la vez que expresivo, pensamiento jurisprudencial: “(…) En una palabra, el Juez tiene amplia libertad para buscar la intención de las partes y no está obligado a encerrarse en el examen exclusivo del texto del contrato para apreciar su sentido (…)”.16 Es conveniente poner de manifiesto, por anticipado, que respecto de la tarea interpretativa se reconoce, acertadamente en opinión del Tribunal, la que suele identificarse como discreta autonomía del juzgador, en el ánimo de destacar que se está en presencia de una actividad intelectual que necesariamente encierra inevitables componentes de subjetividad, aunque basada, por supuesto, en el acopio de todos los elementos objetivos de juicio que se estimen conducentes y apropiados para lograr el propósito de identificar adecuadamente el contenido y alcance del negocio jurídico sobre el que versa el litigio sometido a su consideración, siempre en el entendido, lógico por supuesto, que tal discreta autonomía no significa libertad absoluta para el juzgador, ni, mucho menos, habilita su actuación caprichosa, pues ya se advirtió que a él corresponde desarrollar su labor con ineludible apego a los referentes normativos -y pautas complementarias- ya invocados para el efecto.

Tal reflexión se acompasa plenamente con la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia que, al tiempo que reconoce la discreta autonomía recién aludida, precisa sobre su adecuado significado: “1. En numerosas ocasiones la Corte ha precisado que la interpretación de los contratos -en línea de principio rector- es tarea confiada a la ‘…cordura, perspicacia y pericia del juzgador’ (CVIII, 289), a su ‘discreta autonomía’ (CXLVII, 52), razón por la cual, el resultado de ese laborío ‘no es susceptible de modificarse en casación, sino a través de la demostración de un evidente error de hecho’ (CXLII, 218 Cfme: CCXL, 491, CCXV, 567).

Sin embargo, a ello no le sigue que el sentenciador, per se, tenga plena o irrestricta libertad para buscar la communisintentio de los contratantes, sino que debe apoyarse en las pautas o directrices legales que se encaminan, precisamente, a guiarlo en su cardinal tarea de determinar el verdadero sentido y alcance de las estipulaciones de las partes, de modo que pueda descubrir la genuina voluntad que, otrora, las animó a celebrar el contrato y a identificar, en la esfera teleológica, la finalidad perseguida por ellas, en concreto en lo que concierne al establecimiento de las diversas estipulaciones que, articuladas, integran el contenido contractual, objeto de escrutinio por parte de su intérprete”.17 15 Por ejemplo, ya se adelantó que puede haber relación entre la labor de interpretación y el ejercicio de las denominadas cargas de la autonomía de la voluntad privada. 16 Corte Suprema de Justicia, sentencia de 3 junio de 1946. 17 Sala Civil, sentencia de 28 de febrero de 2005.

Respecto de este último, estima el Tribunal pertinente recrear que la doctrina contemporánea, apoyada en la principialística internacional, ha reconocido que uno de los criterios que deben orientar a la hermenéutica negocial, es justamente el de lo razonable o lo sensato. Así las cosas, se ha dicho entonces que en la determinación del sentido de una cláusula o, en general, de un acuerdo, es preciso considerar los dictados de la razonabilidad, en el entendido que no se pueden auspiciar interpretaciones manifiestamente improcedentes, absurdas o contrarias a la lógica ordinaria de un hombre ‘normal’, y en este caso razonable y sensato.

Ello explica que se hayan acuñado criterios como el de la razonabilidad en comentario (reasonable man), para significar que, en la hermenéutica de una estipulación en particular, es preciso considerar la lectura “que normalmente le daría toda persona razonable de igual condición que las partes, en caso de encontrarse en idénticas circunstancias” (Principios de Derecho Europeo de los Contratos.

Art. 5:101). De este modo, se trata entonces de un criterio que, para clarificar el contenido del contrato, acude al entendimiento que se le habría dado por parte de una persona razonable que analizará la cuestión. Puesto en otros términos, se trata de abordar el texto contractual y analizarlo a partir de la consabida razonabilidad, es decir, a partir del significado o alcance que una persona razonable, en análogas o similares circunstancias, le atribuiría”.18 El desarrollo del panorama que se ha descrito exige, entonces, comenzar por la identificación de las pautas normativas anunciadas, las cuales tienen como punto de partida y eje central, de indiscutida importancia por la imperativa prioridad que se impone en su aplicación, la regla de interpretación plasmada en el artículo 1618 del Código Civil, según la cual, “Conocida claramente la intención de los contratantes, debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras”.

Consagra este precepto el principio que suele denominarse como de prevalencia de la voluntad real sobre la voluntad declarada, el mismo que, por su cardinal relevancia, amerita algunas apreciaciones, orientadas a apuntalar su cabal entendimiento. Bajo esta orientación, se puede afirmar, en medio de opiniones no siempre coincidentes, que hoy suele aceptarse que la identificación de la voluntad real, concebida como objetivo central y preponderante, conduce a admitir que el escenario de interpretación tiene cabida tanto en hipótesis en las que el tenor literal del consentimiento expresado es claro, como, con obvia mayor razón, en aquellas en las que prima la oscuridad o ambigüedad en el contenido de lo manifestado por los contratantes.

En palabras de la Corte Suprema de Justicia, “Esta labor, que es de relativa facilidad cuando el contrato o la cláusula son claros, se tornará mucho más compleja en el evento en que éstos carezcan de nitidez, pues allí se tratará de desentrañar su sentido, para lo cual habrá de acudirse a las reglas fijadas por la ley, para que se examine la naturaleza del acuerdo y su conjunto, al complementar y armonizar sus diversas piezas”. 19 Por supuesto, esta consideración no opaca la marcada importancia que, igualmente, hay que otorgarle a los contenidos expresados con claridad, pues ellos constituyen una verdadera presunción de la intención real y recíproca de los contratantes, de modo que tiene pleno sentido 18 Laudo de octubre 12 de 2012, caso NCT ENERGY GROUP C.A. vs ALANGE CORP. 19 Sala Civil, sentencia de 14 de enero de 2005.

La calificación de claridad o ambigüedad, como tal, también es del resorte del juzgador, a partir de las mismas pautas interpretativas que se han señalado. Particular cuidado debe tenerse, en el sentir del Tribunal, al momento de fijar la adecuada comprensión del precepto que ocupa la atención, pues es indiscutible que de lo que se trata es de privilegiar la común intención de los contratantes, verdadero consentimiento -acuerdo de voluntades-, por oposición a situaciones en las que lo que se presenta, en términos no coincidentes, es el querer unilateral de uno y otro.

La relevancia, en general, de la común intención de la que se viene hablando, es destacada en la doctrina y jurisprudencia; por ejemplo, a ella se refirió, no hace mucho tiempo, la jurisdicción arbitral: “Apreciadas de este modo las cosas, se trata entonces, en línea de principio, de una labor reconstructiva -y en cierto modo histórica- del contenido del negocio jurídico; de una labor exploratoria y retrospectiva, que procura determinar el alcance la communis intentio (o la voluntas spectanda) plasmada en el acuerdo, partiendo de la base de que éste último, etiológicamente considerado, es un corolario de la autonomía privada, lo que impone su respeto y acatamiento, a fin de que no termine trocada y, por ende, eclipsada.

(…). Por eso es por lo que no se puede soslayar que ‘la interpretación es una reflexión sobre un texto previo para determinar su sentido, y por ello, es una mirada hacia el pasado, intentando reconstruir lo originariamente pactado’, o lo pactado con posterioridad, según el caso. Al fin y al cabo, desde esta perspectiva, el acto interpretativo es un típico posterius que, de la mano de criterios extra textuales, v.gr: la buena fe y la razonabilidad, hunde sus raíces en el propósito de historiar la referida communis intentio, naturalmente hasta donde las circunstancias de tiempo, modo y lugar lo permitan, pero siempre escoltado por la sindéresis, la cautela y el buen juicio”.20 Destaca el Tribunal, en esta línea de argumentación, que el contenido normativo del artículo 1618 del Código Civil advierte sobre el carácter principalísimo de la regla hermenéutica allí consignada, lo que conduce a reconocer que los parámetros o criterios de interpretación plasmados en los preceptos siguientes del mismo Estatuto (artículos 1619 a 1623) sirven, bien como medios orientados a contribuir en la misión de identificar, como tal, la común intención que siempre ha de privilegiarse como primera posibilidad, ora como mecanismos llamados, a falta de acreditación directa de tal común intención, a dilucidar, indirectamente si se quiere, el contenido volitivo expresado en la celebración del respectivo contrato, seguramente en las hipótesis de oscuridad o ambigüedad de sus estipulaciones, pues, según se precisó, si se está en presencia de un tenor literal claro, y no hay prueba de común intención en sentido diverso o contrario, se impone presumir que la voluntad declarada corresponde a la querida por los contratantes.

En palabras de la Corte Suprema de Justicia: “Al respecto debe reiterarse también, como está suficientemente decantado, que en el derecho privado nacional en materia de interpretación contractual rige el principio básico según el cual ‘conocida claramente la intención de los contratantes, debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras’ (artículo 1618 del Código Civil).

Desde antiguo, la jurisprudencia y la doctrina han señalado que este principio es el fundamental dentro de la labor interpretativa, al lado del cual los demás criterios y reglas establecidos en el Código Civil toman un carácter 20 Laudo de octubre 12 de 2012, caso NCT ENERGY GROUP C.A. vs ALANGE CORP. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 58 subsidiario, instrumental o de apoyo, en la labor de fijación del contenido contractual”.21 Lo dicho hasta aquí conduce a aceptar que la prueba de la común intención puede aparecer u obtenerse, entonces, de manera directa, vale decir, en el ámbito mismo de la preceptiva contenida en el artículo 1618, sin necesidad de acudir a los referentes sugeridos en las disposiciones posteriores (artículos 1619 a 1623), caso en el cual la posibilidad de establecerla, también legítimamente por supuesto, se daría -como se ha adelantado- en forma indirecta.

Ahora bien: en el campo de los referentes que pueden contribuir al establecimiento de la intención real cuya búsqueda se persigue prioritariamente, o como parámetros llamados a dilucidar el disenso en el entendimiento que las partes otorgan a una determinada y recíproca manifestación de voluntad respecto de la cual no resulta posible establecer adecuadamente la real intención referida, los mencionados artículos 1619 a 1623 contienen distintas reglas que, sin comportar jerarquía particular entre ellas y sin ser excluyentes entre sí, remiten a veces a elementos intrínsecos de la relación negocial, y en ocasiones a factores extrínsecos.

Lo primero se presenta en las reglas previstas en los artículos 1620, 1621, 1622 -incisos 1 y 2- y 1623; lo segundo, en las registradas en los artículos 1619 y 1622 -inciso 3-. De este contenido normativo, apuntando a resaltar únicamente los referentes que a juicio del Tribunal podrían llegar a tener mayor virtualidad de aplicación en el asunto bajo examen, conviene entonces aportar algunas consideraciones conceptuales adicionales:  El artículo 1620 del Código Civil consagra, con clara justificación desde la lógica, el principio que generalmente se conoce como de interpretación efectiva o útil, según el cual, “El sentido en que una cláusula puede producir algún efecto, deberá preferirse a aquel en que no sea capaz de producir efecto alguno”.

Al respecto, enseña el pensamiento jurisprudencial: “Igualmente, el Código Civil establece en el artículo 1620 que el sentido en que una cláusula produzca efectos debe preferirse a aquel en que no produzca consecuencia alguna. Se trata igualmente de aplicar un criterio subjetivo de interpretación, en la medida en que debe presumirse que las partes al redactar un contrato no incluyen cláusulas inútiles.

Ahora bien, en este punto la doctrina señala que una cosa es determinar el sentido de una cláusula, según que la misma produzca o no efectos, de conformidad con la interpretación que se adopte, y, otra bien distinta, es determinar cuáles deben ser los efectos que produce. Para determinar si son unos u otros, mínimos o máximos, habrá que acudir a otros criterios de interpretación22”.23  También resalta, por la utilidad que en no pocas ocasiones tiene, la regla plasmada en el inciso primero del artículo 1621 del Código Civil, a la luz del cual “En aquellos casos en que no apareciere voluntad contraria, deberá estarse a la interpretación que mejor cuadre con la naturaleza del contrato”, respecto del cual cabe traer a colación algún pronunciamiento arbitral: “Por otra parte, y con un criterio más objetivo, el artículo 1621 del mismo Código dispone que cuando no exista voluntad en contrario deberá 21 Sala Civil, sentencia de 19 de diciembre 2008. 22 Diez Picazo, Luis, ob. cit, página 397.

Sacco, L’interpretazione. Trattato di Diritto Privato de Pietro Rescigno. Tomo 10. 1ª ed. Uthet. Torino, página 434. 23 Laudo de 18 de junio de 2009, caso Ecopetrol S.A. vs. Hupecol Caracara LLC y Cepsa Colombia S.A. – Cepcolsa-. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 59 estarse a la interpretación que mejor cuadre con la naturaleza del contrato.

De acuerdo con el diccionario de la Real Academia Española la naturaleza es la esencia y propiedad característica de cada ser. Igualmente, el Diccionario la define como ‘Especie, género o clase’. Desde este punto de vista la naturaleza de un contrato hace referencia a la esencia o característica propia del mismo, o a la especie, género o clase a la que pertenece.

Lo anterior implica que las estipulaciones contractuales deben interpretarse teniendo en cuenta la esencia del contrato que se interpreta y en particular el género al cual pertenece. Así mismo y teniendo en cuenta que el artículo 1501 del Código Civil distingue entre los elementos que son de la esencia, los que son de la naturaleza y los que son puramente accidentales en un contrato y a tal efecto dispone que ‘son de la naturaleza de un contrato las que no siendo esenciales en él, se entienden pertenecerle, sin necesidad de una cláusula especial’, cuando se interpreta una cláusula contractual confusa en principio debe preferirse el sentido que corresponda a dichos elementos naturales del contrato.

Este es el criterio que al respecto tenía Pothier24”.25  El artículo 1622 del Código Civil da cuenta de varias reglas de interpretación, descritas a lo largo de los tres incisos que lo componen, de las que resulta atinado destacar las que disponen que “Las cláusulas de un contrato se interpretarán unas por otras, dándose a cada una el sentido que mejor convenga al contrato en su totalidad”, o que lo serán “(…) por la aplicación práctica que hayan hecho de ellas ambas partes, o una de las partes con aprobación de la otra”.

De la primera, que corresponde al denominado principio de interpretación contextual o sistemática, enseña la doctrina autorizada: “Una convención constituye un todo indivisible, y hay que tomarla en su totalidad para conocer también por entero la intención de las partes. No pueden tomarse aisladamente sus cláusulas porque se ligan unas a otras y se encadenan entre sí limitando o ampliando el sentido que aisladamente pudiera corresponderles, explicándose recíprocamente. […] En consecuencia para penetrar el sentido de cada una de las cláusulas, es indispensable examinarlas todas”26; en relación con la segunda, que postula la llamada interpretación auténtica, ha dicho la jurisprudencia arbitral: “El tercer inciso del artículo 1622 dispone que el juez podrá interpretar las cláusulas de un contrato ‘por la aplicación práctica que hayan hecho de ellas ambas partes, o una de las partes con aprobación de la otra parte’.

Este inciso establece la llamada ‘interpretación auténtica’, toda vez que refleja la genuina voluntad de las partes, basada en la propia intención y comportamiento de ellas en la ejecución del contrato. En otras palabras, el comportamiento de las partes exterioriza su entendimiento acerca de su acuerdo o contrato, es decir, que a través de su conducta dan a conocer su ‘auténtica’ interpretación del correspondiente acto jurídico.

La ‘interpretación auténtica’ es naturalmente preferida sobre otros principios de interpretación, pues para la mayoría de los comentaristas es el criterio más adecuado para descubrir la verdadera o real voluntad de los contratantes, toda vez que se trata del comportamiento que estos han observado en la ejecución del acto. 24 Tratado de las Obligaciones.

Ed Heliasta. 1978, página 61. Ver así mismo Claro Solar, Luis, Explicaciones de Derecho Civil Chileno y Comparado, Volumen VI, Tomo 12, ed. 1979, página 24. 25 Laudo Arbitral de 18 de junio de 2009, caso Ecopetrol S.A. vs. Hupecol Caracara LLC y Cepsa Colombia S.A. —Cepcolsa. 26 Claro Solar, Luis. “Explicaciones de Derecho Civil Chileno y Comparado –De la Obligaciones-“, Editorial Jurídica de Chile, Volumen VI, página

26. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 60 Debe tenerse presente que en determinadas ocasiones la ejecución práctica que las partes hayan hecho del contrato puede ser el resultado de una concepción equivocada del mismo.

Sin embargo, en la mayoría de los casos, la aplicación práctica del contrato por ambas partes en un mismo sentido, devela la común intención de estas, pero es del caso resaltar, que dicha aplicación debe haber sido realizada por ambos contratantes o por uno de ellos con la aprobación del otro”.27 Agotado, sin éxito, el laborío hermenéutico a partir de los referentes mencionados, desemboca la regulación en la previsión del artículo 1624 del Código Civil: “No pudiendo aplicarse ninguna de las reglas precedentes de interpretación”, dice la norma, “se interpretarán las cláusulas ambiguas a favor del deudor”, con la advertencia de que “las cláusulas ambiguas que hayan sido extendidas o dictadas por una de las partes, sea acreedora o deudora, se interpretarán contra ella, siempre que la ambigüedad provenga de la falta de una explicación que haya debido darse por ella”.

El incuestionable carácter residual de las reglas plasmadas en el artículo 1624 ha sido resaltado por la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia al afirmar que “Otra regla más, resaltada a menudo por su aplicación a veces exagerada en materia de contratos de adhesión, es la que contiene el artículo 1624 del Código Civil, regla meramente subsidiaria que sólo debe aplicarse en la medida en que hayan fracasado los esfuerzos de interpretación realizados con base en las demás reglas contenidas en los artículos 1619 a 1623 del Código Civil”.28 Por supuesto, carece de sentido adentrarse en los varios aspectos de importancia que la disposición en cuestión comporta cuando, tal como ocurre en la litis que aquí se desata, no tiene aplicación la regla residual reseñada, pues, como se verá, el Tribunal establecerá los contenidos negociales objeto de controversia con base en los parámetros de interpretación previstos en las disposiciones precedentes, principalmente en la órbita del propio artículo 1618 del C.C., sin necesidad de acudir a esta última opción. Un par de observaciones finales hace el Tribunal para señalar, de un lado, que por supuesto siempre está abierta la posibilidad de aplicación de parámetros de interpretación convencionalmente acordados por las partes en el clausulado mismo del contrato, consideración que hay que consignar, al menos en el plano de lo teórico, pues alguna previsión de ese talante se incluyó en el SPA29, y del otro, que en la labor de interpretación tiene cabida la aplicación de principios generales de derecho como la buena fe y la equidad, a sabiendas de que las más de las veces están inmersos en la justificación o el contenido de varios de los parámetros normativamente consagrados para la orientación de la actividad hermenéutica. 5.- La excepción de Falta de Competencia: Corresponde en este punto, analizar y decidir la excepción de “FALTA DE COMPETENCIA” que formuló Pegasus en relación con las pretensiones de la demanda de reconvención. 5.1.- Las posiciones de las partes.

En la demanda de reconvención, NGE pretende un ajuste del precio de la compraventa al considerar que de dicho precio debe deducirse el valor de las 27 Laudo Arbitral de 13 de mayo de 2005, caso Teleconsorcio S.A., Telepremier S.A., NEC Corporation, NisshoIwai Corporation, Mitsui & CO. Ltd., y Sumitomo Corporation vs. Empresa Nacional de Telecomunicaciones, Telecom, en liquidación. 28 Sala Civil, sentencia de 1 de agosto de 2002. 29 Ordinal 1.4. del capítulo 1 -“DEFINICIONES”-.

Al respecto, Pegasus y NGE establecieron expresamente que ‘ si el Comprador y el Vendedor acuerdan remitir la decisión bajo la Sección 2.5 (a) a los Auditores Independientes, las Partes acuerdan que tal decisión se llevará a cabo con prontitud por un experto nombrado por unanimidad por las partes en controversia (…) La decisión del experto [el Auditor Independiente] será definitivo y obligatorio para las Partes en la controversia y no podrá ser impugnada en arbitraje de conformidad con el artículo 17.2’”.

(Énfasis y subrayas fuera del texto original) Conforme a lo anterior, la intención de las Partes fue someter cualquier diferencia respecto al mecanismo de ajuste del Precio de Compra pactado en la Sección 2.5 (a) del SPA, a un instrumento de resolución expedito, ágil, en virtud del cual un experto en auditoría financiera verificara la existencia de pasivos (reflejados o no en los estados financieros de las Compañías), y con ello se determinaría el cumplimiento o no de las condiciones que daban lugar a la aplicación de un ajuste.

La anterior intención fue reconocida y reiterada por ambas Partes en múltiples oportunidades, sometiendo única y exclusivamente el pago del saldo del Precio de Compra por parte de NGE a Pegasus a la decisión del Auditor Independiente que podría o no resultar en un ajuste del precio, reconociendo que no existía, a pesar de las diferencias planteadas al respecto, una entidad o sujeto competente distinto para pronunciarse sobre estos aspectos.

En este sentido, el SPA fijó como mecanismo final y definitivo para resolver cualquier diferencia derivada del mecanismo de ajuste del Precio de Compra pactado en la Sección 2.5 (a) del SPA, el sometimiento de las diferencias a un Auditor Independiente cuyo resultado y decisión no podría (y no puede) ser impugnado ante un Tribunal Arbitral conformado en virtud de la Sección 17.2 del SPA.

En otras palabras, a juicio de Pegasus la decisión sobre el ajuste del precio no es de competencia del tribunal de arbitraje, sino de un Auditor Independiente. La falta de competencia también la alegó Pegasus para sustentar el recurso de reposición que interpuso contra el auto N° 5 del 13 de septiembre de 2013, mediante el cual este Tribunal se declaró competente para conocer y decidir las controversias planteadas en la demanda inicial -versión sustitutiva- formulada por Pegasus contra NGE, así como en la demanda de reconvención de esta última, y en sus respectivas contestaciones.

NGE no controvierte en este proceso la decisión de GRAND THORNTON ULLOA GARZÓN (GTUG), entidad que como Auditor Independiente designado por las partes para dirimir la discrepancia que se presentó entre ellas en torno al monto de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores, determinó mediante informe final del 26 de octubre de 2012, corregido el día 29 del mismo mes y año, que el monto de dichas obligaciones a la fecha de cierre de la negociación, esto es, al 7 de mayo de 2010, alcanzó la suma de Seis Mil Nueve Millone Novecientos Veintisiete Mil Doscientos Veintinueve Pesos ($ 6.009.927.229,oo).

Se plantea entonces la cuestión acerca de si la controversia sobre las obligaciones diferentes a las Obligaciones Financieras y a las Obligaciones con Proveedores debe ser resuelta por un Auditor Independiente o si, por el contrario, le corresponde a este Tribunal decidirla en virtud de la cláusula compromisoria acordada en la Sección 17.2 del SPA. 5.2.- Consideraciones del Tribunal.

El artículo 116 de la Constitución Política establece que “Los particulares pueden ser investidos transitoriamente de la función de administrar justicia en la condición de conciliadores o en la de árbitros habilitados por las partes para proferir fallos en derecho o equidad, en los términos que determine la ley”. En el mismo sentido, el numeral 3 del artículo 6 de la ley 1285 de 2009 dispone que “Ejercen función jurisdiccional, de acuerdo con lo establecido por la Constitución Política: “Los particulares actuando como conciliadores o árbitros habilitados por las partes, en los términos que señale la ley…”.

El inciso primero del artículo 1 de la Ley 1563 de 2012 determina que “El arbitraje es un mecanismo alternativo de solución de conflictos mediante el cual las partes defieren a árbitros la solución de una controversia relativa a asuntos de libre disposición o aquellos que la ley autorice”. Lo anterior significa que los particulares pueden actuar como árbitros si las partes los habilitan para dirimir las controversias que se presenten entre ellas sobre asuntos susceptibles de solución a través de este mecanismo alternativo de solución de conflictos.

El alcance y los límites de la función arbitral están determinados por la denominada regla de la habilitación, la cual surge como resultado del pacto arbitral, concebido como el “negocio jurídico por virtud del cual las partes someten o se obligan a someter a arbitraje controversias que hayan surgido o puedan surgir entre ellas” (Artículo 3 de la Ley 1563 del 2012).

El pacto arbitral “implica la renuncia de las partes a hacer valer sus pretensiones ante los jueces” y admite como modalidades la cláusula compromisoria y el compromiso. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 63 La cláusula compromisoria es autónoma con respecto al contrato del cual forma parte, por lo cual su alcance está determinado por los lineamientos establecidos en la misma cláusula, tal como lo señaló la Corte Constitucional en sentencia C-1038 del 28 de noviembre de 2002, expediente 4066: “En numerosas oportunidades, esta Corte ha analizado la naturaleza, posibilidades y límites del arbitramento dentro de nuestro ordenamiento constitucional.

La jurisprudencia ha determinado que, conforme a la Carta, el arbitramento "es un mecanismo jurídico en virtud del cual las partes en conflicto deciden someter sus diferencias a la decisión de un tercero, aceptando anticipadamente sujetarse a lo que allí se adopte". Mecanismo que tiene ciertas características básicas: (i) es uno de los instrumentos autorizados para que los particulares puedan administrar justicia;

(ii) está regido por el principio de habilitación o voluntariedad, pues el desplazamiento de la justicia estatal por el arbitramento tiene como fundamento "un acuerdo previo de carácter voluntario y libre efectuado por los contratantes".” Además (iii) el arbitramento es temporal, pues la competencia de los árbitros está restringida al asunto que las partes le plantean.” La cláusula compromisoria que sirve de fundamento a este trámite arbitral es aquella pactada por las partes en la Sección 17.2 del SPA, fue transcrita en precedencia y en ella se aprecia que le corresponde a este Tribunal resolver: “Cualquiera y todas las reclamaciones, demandas, causas de acción, conflictos, controversias y otros asuntos en cuestión problema que surjan de o estén relacionados con este Contrato, incluyendo cualquier cuestión relacionada con su incumplimiento, existencia, vigencia o finalización, que no pueda ser resuelta cordialmente entre las Partes …”.

No obstante lo anterior, en la Sección 17.3 del SPA, modificada mediante la Adenda N° 4 del 6 de marzo de 2012, las partes acordaron lo siguiente (folios 209 a 211 del Cuaderno de Pruebas 3): “Si el comprador y el vendedor acuerdan remitir una decisión bajo la Sección 2.5. (a) a los Auditores Independientes, las Partes aquí acuerdan que dicha decisión deberá ser tomada con diligencia por un experto seleccionado unánimente por las partes del conflicto.

El experto no es un árbitro y no se entenderá que actúa en calidad arbitral. La parte que desee la determinación de un experto deberá dar a la otra parte una notificación por escrito de la solicitid de dicha determinación. Si el Comprador y el Vendedor no logran llegar a un acuerdo sobre el experto dentro de los diez (10) días siguientes a la recepción de la notificación de la solicitud de la determinación de un experto, entonces, con base en la solicitud del Comprador o del Vendedor, el Centro Internacional de Peritaje de la Cámara de Comercio Internacional deberá designar dicho experto y deberá administrar la determinación de dicho experto a través de las reglas de peritaje del CCI.

El experto, una vez haya sido designado, no deberá tener comunicaciones ex parte con ninguna de las partes relacionadas con la determinación del experto o el conflicto subyacente. Todas las partes acuerdan cooperar completamente en las conductas diligentes de dicha determinación del experto y a proporcional al experto el acceso a todas las instalaciones, libros, resgistros, documentos, información y personal necesario para tomar una decisión completamente fundamentada de manera diligente.

Antes de emitir su decisión final, el experto deberá (i) emitir una confirmación de inicio de trabajo y enviarla a las Partes (ii) emitir un borrador del informe a TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 64 más tardar sesenta (60) días luego del incio del trabajo, y permitir que el Comprador y el Vendedor hagan comentarios sobre el mismo; el Comprador y el Vendedor deberán proporcionar sus comentarios sobre el contenido del borrador o informe preeliminar a más tardar quince (15) días después de la recepción del borrador del informe;

(iii) emitir su informe final a más tardar a los treinta días de la recepción de los comentarios del Comprador y el Vendedor (siempre y cuando dichos comentarios hayan sido entregados o presentados dentro del plazo incluido en esta Sección). La decisión del experto deberá ser final y vinculante para las partes en conflicto y no podrá ser impugnada en un arbitraje de conformidad con la Sección 17.2.”.

La Sección 17.3, antes transcrita, se refiere al hecho de remitir, por acuerdo de las partes, a los Auditores Independientes, una decisión conforme a la Sección 2.5 (a) del SPA, la cual es del siguiente tenor: “(a) Si en la Fecha de Cierre las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con los Proveedores de las compañías superan la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$500.000.000), el Precio de Compra se reducirá en una cantidad igual a la diferencia entre: (i) La suma de las Obligaciones Financieras más las Obligaciones con los Proveedores; y (ii) la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$500.000.000).

En la Sección 2.5 (c) del SPA se estableció el procedimiento en caso de discusión sobre la reducción del precio de compra derivada del monto de las Obligaciones Financieras y de las Obligaciones a favor de Proveedores, y en ella se estipuló el plazo dentro del cual el comprador debía hacer la reclamación, el término que tenían las partes para llegar a un acuerdo y el derecho de someter la diferencia a la consideración de Auditores Independientes para una determinación final.

Adicionalmente, en esta misma sección se estableció el trámite que debía observarse si no se lograba un acuerdo sobre el monto de las Obligaciones Financieras y a favor de Proveedores antes de la fecha de pago de la última cuota del precio de compra acordado en la Sección 2.2 del SPA. A continuación se trascribe, para mayor ilustración, la estipulación contenida en la Sección 2.5 (c) antes mencionada: “(c) Al momento del Cierre, el Comprador tendrá un periodo de ciento cinco (105) días para determinar si las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con los Proveedores de la Sociedad a la Fecha de Cierre exceden la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$ 500.000.000), y notificar al Vendedor por escrito para tales efectos.

Sin perjuicio de lo anterior, si los Estados Financieros de Cierre no son TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 65 proporcionados al Comprador treinta (30) días después del Cierre, entonces el Comprador deberá hacer que la Sociedad prepare los Estados Financieros de Cierre conforme a los PCGA colombianos (en el caso de TC Oil-Colombia) y los PCGA panameños (en el caso de TC Oil-Panamá).

En dicho caso, el periodo de ciento cinco (105) días en el que el Comprador deberá tomar las decisiones establecidas en la frase anterior deberá comenzar en la fecha en la que el Comprador recibe los Estados Financieros de Cierre. Si en el plazo de sesenta (60) días contados a partir de la fecha en la que el Comprador proporciona dicha notificación por escrito, el Comprador y el Vendedor, cada una de las Partes actuando de buena fe, no tiene la posibilidad de llegar a un acuerdo con respecto a las cantidades de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores que deberían haberse reflejado en los Estados Financieros de Cierre, tendrán derecho a presentar las cuestiones en conflicto para su resolución final por una firma internacional de auditoría independiente con prestigio y experiencia en auditoría de compañías de petróleo y gas (en adelante, los ‘Auditores Independientes’) conforme a las disposiciones de la Sección 17.3.

Dichas cantidades serán finalmente desembolsadas de los depósitos restringidos según la decisión final de los Auditores Independientes. El Comprador deberá notificar al Vendedor los detalles del depósito restringido y proporcionar una copia del acuerdo de depósito restringido, el cual deberá reflejar los términos aquí descritos.” Como puede apreciarse en lo hasta ahora expuesto en esta providencia, las estipulaciones contractuales relevantes para el punto asociado a la excepción que se estudia no brindan la claridad y precisión deseadas, y exigen, como en efecto lo hará el Tribunal, la interpretación jurídica de las mismas para establecer el contenido y alcance de la voluntad real de los contratantes, que sirve para dar solución a la cuestión planteada.

Así, es evidente que el alcance mismo del concepto de “deudas u obligaciones de las Compañías que no son Obligaciones Financieras u Obligaciones con los Proveedores”, que hace parte de la cláusula 2.5 (a) del SPA en la regulación de lo relativo a la reducción del Precio de Compra allí prevista, constituye uno de los ejes centrales del debate, y de la decisión contenida en esta providencia. Esta consideración es suficiente para concluir que la decisión de la controversia sobre lo relativo a las obligaciones que no forman parte de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores, para los efectos previstos en la Sección 2.5 (a) del SPA, en cuanto necesariamente comporta la interpretación y la consecuente determinación del alcance de la mencionada previsión contractual, asunto de carácter eminentemente jurídico, no es competencia del Auditor Independiente30 y necesariamente supone una definición que queda cobijada por la cláusula compromisoria estipulada en la Sección 17.2. del SPA y, por ende, enmarcada dentro de la competencia de este Tribunal, advirtiendo que en cuanto a la calificación y determinación del valor de las Obligaciones Financieras y con 30 Figura concebida para resolver sobre diferencias de índole técnica.

En consecuencia, la excepción de falta de competencia propuesta por Pegasus frente a las pretensiones contenidas en la demanda de reconvención, no está llamada a prosperar, y así lo declarará el Tribunal en la parte resolutiva del presente Laudo. 6.- Las pretensiones que dependen de la interpretación de la cláusula 2.5. (a) del SPA.

Como se desprende de la descripción, grosso modo, del litigio sometido a decisión arbitral, la procedencia de varias de las pretensiones de la demanda principal, y del conjunto principal de las de la demanda de reconvención, depende de la interpretación del contenido contractual pactado en materia de ajuste del precio de la compraventa formalizada entre Pegasus y NGE, lo que conduce directamente a la previsión consignada en la cláusula 2.5.

(a) de la Sección 2. del SPA, a cuyo tenor: “(a) Si en la Fecha de Cierre las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con los Proveedores de las Compañías superan la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$500.000.000), el Precio de Compra se reducirá en una cantidad igual a la diferencia entre: (i) la suma de las Obligaciones Financieras más las Obligaciones con los Proveedores; y (ii) la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$500.000.000).

(a), que regula lo relativo a “Ajuste del Precio de Compra”, forma parte de la Sección 2. -“COMPRAVENTA. AJUSTE DEL PRECIO DE COMPRA Y OTROS PAGOS”-, la misma que se ocupa, en el numeral 2.2., de señalar el precio de la operación -inicialmente fijado en Treinta y Cinco Millones de Dólares (USD $35.000.000,oo) y modificado luego a Treinta y Cuatro Millones Doscientos Mil Dólares (USD $34.200.000,oo) mediante la Adenda No. 2 del 6 de diciembre de 2010-, y de reglamentar, en el literal c) del mismo punto 2.5., lo relativo a la revisión de los pasivos para efectos del eventual ajuste del precio, incluida la manera de resolver las diferencias que surgieran al respecto, en los siguientes términos: “(c) Al momento del Cierre, el Comprador tendrá un periodo de ciento cinco (105) días para determinar si las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con los Proveedores de la Sociedad a la Fecha de Cierre exceden la suma de Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5.500.000) más Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP$500.000.000), y notificar al Vendedor por escrito para tales efectos.

En dicho caso, el periodo de ciento cinco (105) días en el que el Comprador deberá tomar las decisiones establecidas en la frase anterior deberá comenzar en la fecha en la que el Comprador recibe los Estados Financieros de Cierre”. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 67 Si en el plazo de sesenta (60) días contados a partir de la fecha en la que el Comprador proporciona dicha notificación por escrito, el Comprador y el Vendedor, cada una de las Partes actuando de buena fe, no tiene la posibilidad de llegar a un acuerdo con respecto a las cantidades de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores que deberían haberse reflejado en los Estados Financieros de Cierre, tendrán derecho a presentar las cuestiones en conflicto para su resolución final por una firma internacional de auditoría independiente con prestigio y experiencia en auditoría de compañías de petróleo y gas (en adelante, los ‘Auditores Independientes’) conforme a las disposiciones de la Sección 17.3.La decisión de los Auditores Independientes será utilizada con fines del ajuste al que se refiere esta Sección 2.5.

Si en la fecha de pago de la última cuota del Precio de Compra, tal como se describe en la Sección 2.2, no se llega a un acuerdo sobre las cantidades de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores, el Comprador puede colocar en depósitos restringidos (en efectivo o acciones) cualquier cantidad en conflicto a dicha fecha de pago.

Dentro de este contenido convencional, la diversa interpretación de las partes se concentra, específicamente, en el aparte de la cláusula 2.5. (a) según el cual “Adicionalmente, el Precio de Compra será reducido en la cantidad de cualquiera de las deudas u obligaciones de las Compañías que no son Obligaciones Financieras u Obligaciones con los Proveedores”, origen del entendimiento que NGE alega en el proceso en el sentido de que lo pactado incluye, claramente en el texto según su dicho, la posibilidad de ajuste del precio también por obligaciones diferentes a obligaciones financieras y obligaciones con proveedores -OFP-, genéricamente comprendidas en las que se han llamado “otras obligaciones”, entendimiento abiertamente opuesto al pregonado por Pegasus, que apunta a sostener que lo acordado en materia de ajuste del precio estaba circunscrito únicamente a las citadas OFP31, sin que pudiesen involucrarse, para esos efectos, otros pasivos de la sociedad, de naturaleza diferente, en ese sentido agrupados en la expresión residual de “otras obligaciones”.

En palabras de NGE: “La Sección 2.5(a) del SPA contiene dos ajustes a realizar al Precio de Compra, una en cada frase de dicha Sección. Primero, se debe deducir el exceso de las Obligaciones Financieras y las Obligaciones con Proveedores sobre la suma de US$5.500.000 y COP$500.000.000 con base en la primera frase de la Sección 2.5: ‘(…)’.

(…) Segundo, se deberá reducir la totalidad de los pasivos u obligaciones distintas a las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores 31 En cuanto su monto excediere el límite permitido o autorizado en la propia previsión, vale decir, Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (US$5’500.000) y Quinientos Millones de Pesos ($500.000.000).

La claridad del texto literal es incuestionable”32 (las subrayas son del texto original). Al paso que según Pegasus: “Previamente se precisó cuál era el alcance de la oración final de la Sección 2.5(a) relativa a ‘cualquier otra deuda u obligación’ en el sentido de que dicha previsión correspondía únicamente a deudas u obligaciones de la Compañía no reveladas por Grupo Pegasus de forma que, de ‘aparecer’ nuevas deudas con posterioridad al cierre del negocio, el Precio de Compra debía reducirse por un monto equivalente a tales deudas.

Y adicionalmente, también señalamos cómo las Partes mediante Adenda Número 3 al SPA sometieron el pago del saldo del Precio de Compra equivalente a US$6.200.000 únicamente al acuerdo entre las mismas sobre el monto de las Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores que podría (o no) dar lugar a un ajuste del Precio de Compra, o en su defecto, a la decisión final del Auditor Independiente al respecto; con lo cual las Partes reconocieron recíprocamente las diferencias existentes hasta esa fecha en relación con el mecanismo previsto en la Sección 2.5(a) del SPA y en consonancia dejaron sin efectos cualquier previsión relativa a un ajuste del Precio de Compra por cualquier otro concepto”33 (lo destacado es del texto original). 6.2.- Las consideraciones del Tribunal.

Debe acometer el Tribunal, entonces, la tarea de determinar el genuino alcance y significado del contenido volitivo que se ha reseñado, con base en los elementos fácticos cabalmente probados en el proceso que, aplicados en función de las pautas de interpretación rememoradas en acápite anterior de esta providencia, se convierten en derrotero seguro para el cabal logro del objetivo propuesto.

Ha de señalarse de entrada, conforme se corrobora con las referencias probatorias invocadas en esta motivación, que el aparte de la cláusula 2.5. (a) en virtud del cual, tras advertir sobre la habilitación de ajuste del precio en caso de presentarse OFP por encima de los límites allí pactados, “Adicionalmente” podría ser “reducido en la cantidad de cualquiera de las deudas u obligaciones de las Compañías que no son Obligaciones Financieras u Obligaciones con los Proveedores”, en su tenor literal no se caracteriza, a juicio del Tribunal, por su claridad, pues es evidente que alude a una hipótesis adicional de eventual ajuste del precio por fuera de las referidas OFP34, pero sin identificar ni precisar los elementos cualitativos y cuantitativos que la configurarían; para el Tribunal, el solo tenor literal de la estipulación, considerado bajo la visión integral de los antecedentes del negocio jurídico, y del clausulado igualmente integral del mismo, no refleja un entendimiento unívoco del consentimiento vertido en ella.

En ese orden de ideas, y en el contexto de la reconocida posibilidad y conveniencia de involucrar en la labor hermenéutica la revisión de los antecedentes del contrato sobre el que versa la disputa, es clara para el Tribunal la relevancia que en el asunto sub-examine tiene la denominada “CARTA DE INTENCIÓN VINCULANTE” firmada 32 Páginas 8 y 9 del alegato de conclusión (lo transcrito corresponde a los numerales 24, 29 y 30 de este escrito). 33 Páginas 86 y 87 del alegato de conclusión. 34 En ese aspecto es inequívoca.

En la Carta de Intención, respecto de la materia particular que en este momento ocupa la atención del Tribunal –el tema de los pasivos-, se señaló: “CLÁUSULA 3. DEUDAS Y DERECHOS: Con el fin de cumplir con las obligaciones de TC Oil bajo sus contratos EP actuales y de mantener los contratos a paz y salvo, TC Oil tiene deudas y obligaciones con entidades financieras y contratistas.

Todas ellas adquiridas dentro del estándar industrial para las operaciones y los precios. Por ende, NGE acuerda asumir como obligación financiera de TC Oil el valor total equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000), y como obligación del contratista de TC Oil el valor total equivalente a Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP $500.000.000) y sin afectar el precio total de la compra de TC Oil como lo describe la Cláusula 2 anteriormente.

El balance [el saldo] de las obligaciones de TC Oil será la única obligación de TC Oil. TC Oil le proporcionará a NGE una lista de las deudas de TC Oil hasta el 31 de diciembre de 2009, como Adjunto 1 de este documento. TC Oil también le proporcionará a NGE una lista de depósito en efectivo permanente en los fondos fiduciarios o bancos como garantía para las diferentes actividades EP continuas de la compañía hasta el 31 de diciembre de 2009 como Adjunto 2 de este documento.

TC Oil también le proporcionará a NGE una lista de los derechos de traslado de saldos de TC Oil para las actividades futuras de obligación EP hasta el 31 de diciembre de 2009 como Adjunto 2 de este documento. Párrafo: En relación con las obligaciones de TC Oil adquiridas antes del 30 de diciembre de 2009 con los contratistas y los proveedores, dichas obligaciones no afectarán el precio de compra como se describe en la anterior Cláusula 2, mientras no exceda los Quinientos Millones de Pesos Colombianos (COP $500.000.000), y las obligaciones financieras de TC Oil adquiridas antes del 30 de diciembre de 2009 no afectarán el precio de compra como se describe en la anterior Cláusula 2, mientras no exceda los Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000).

En caso de que dicho valor sea más alto, la diferencia principal puede deducirse del pago descrito en la Cláusula 2.B.” (las negrillas son del texto). Se aprecia, hasta ahí, que en punto a los pasivos de TC Oil S.A. (luego, P1 Energy Delta Corp) y TC Oil & Services S.A. (luego, P1 Energy Alpha S.A.S.), cuyas 35 En sus “consideraciones” se lee que “TC Oil y NGE han llegado a un acuerdo en cuanto al precio y las condiciones generales para la venta y compra”; y en la cláusula 13. menciona que “NGE y TC Oil procederán de buena fe a completar la transacción propuesta basada y sujeta a los entendimientos y condiciones generales establecidos bajo esta Carta de Intención Vinculante”. 36 Es el caso de los denominados cash calls, tan mencionados a lo largo del período probatorio.

Con posterioridad a la firma de la Carta de Intención, y en el mismo marco de los antecedentes del clausulado final del SPA, el acervo probatorio arrimado al expediente da cuenta de conversaciones y negociaciones entre las partes, que en el punto de los pasivos como factor de un eventual ajuste del precio deben considerarse en dos dimensiones distintas, aunque ciertamente relacionadas: el material documental consistente en los varios proyectos o versiones previas de SPA37 -que tuvieron lugar entre febrero y abril de 2010 según exponen las partes en las piezas procesales iniciales-, y la información recaudada por la vía testimonial, en algunos casos, como se verá, particularmente ilustrativa de lo sucedido -y lo convenido- en el tema en cuestión. En relación con las distintas versiones preliminares del SPA, centrando la atención en los antecedentes del texto final de la cláusula 2.5.

(a) de cuyo examen se ocupa ahora el Tribunal, se advierte que la previsión relativa a “ajuste del precio” siempre estuvo presente, y que fue permanente la referencia a la contemplación de las OFP como variable relevante para el efecto, en exceso de los topes que habían sido convenidos desde la Carta de Intención38; en cambio, en relación con la mención, de cualquier manera, de “otras obligaciones” como eventual referente para ajuste del precio, se aprecia que en la primera versión39, preparada por los abogados de NGE, en consideración extensiva a la segunda40, se consigna la idea de registrar las OFP como “Obligaciones Permitidas” -dentro de los límites cuantitativos señalados para ellas-, con la anotación adicional de que el precio de compra se reduciría en un monto igual a la diferencia entre el monto agregado de los pasivos y la suma de tales “Obligaciones Permitidas”, planteamiento que se abandona en las versiones siguientes –de la tercera a la sexta41-, en las que simplemente se advierte sobre los límites convenidos en punto a las OFP, sin calificación de las mismas como “Obligaciones Permitidas”, ni incorporando otros referentes posibles de ajuste del precio, lo que sugiere una línea de entendimiento ciertamente distinta y opuesta a la plasmada en los proyectos iniciales.

En la séptima versión, en la que se refleja la constante presencia de las OFP -con sus límites cuantitativos- como referente de un eventual ajuste del precio, se introduce una variante orientada a abrir paso a algún otro escenario que posibilitaría tal hipótesis, esta vez con un lenguaje del perfil del que finalmente se consignó en la cláusula formalizada del SPA bajo el tenor de “Adicionalmente, el Precio de Compra será reducido en la cantidad de cualquiera de las deudas u obligaciones de las Compañías que no son Obligaciones Financieras u Obligaciones con los Proveedores”, cuyo significado y alcance concentra el divergente entendimiento alegado por las partes en el debate judicial que se decide en esta sede arbitral. 37 Da cuenta el plenario, según la secuencia invocada por las partes, de la primera versión, preparada por la oficina de abogados contratada por NGE para el efecto, y de las varias que la sucedieron (folios 260 en adelante del cuaderno de pruebas 3), las cuales eran puestas en circulación al interior de los equipos de cada una de ellas, y entre las partes propiamente tal, sobre lo que ilustran las declaraciones de Leopoldo Olavarría (folios 137 y siguientes del cuaderno de pruebas 7) y Francisco Ortega (folios 15 y siguientes del mismo cuaderno). 38 Así se refleja en las ocho (8) versiones de las que da cuenta el plenario. 39 Folio 294 del Cuaderno de Pruebas 3. 40 Folios 338 a 339 del Cuaderno de Pruebas 3. 41 Folios 389 a 390 y 434 a 435 del Cuaderno de Pruebas 3, y 36 a 37 y 77 78 del Cuaderno de Pruebas

4. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 71 El contenido de las versiones correspondientes a los proyectos de SPA traídos al proceso, según están anunciadas y reconocidas en los respectivos escritos de demanda y contestación -con su correspondencia asociada-, si bien dan cuenta de que evidentemente el tema del eventual ajuste del precio por razones asociadas a los pasivos de TC Oil S.A. (luego, P1 Energy Delta Corp) y TC Oil & Services S.A. (hoy P1 Energy Alpha S.A.S.), cuyas acciones eran objeto de la compraventa, fue relevante en el contexto de las conversaciones y negociaciones que precedieron la definición de los términos finales del contrato formalizado entre Pegasus y NGE, no son, en opinión del Tribunal, particularmente reveladoras, por sí mismas, del significado otorgado al aparte de la previsión negocial que suscita la diferencia interpretativa sometida a examen arbitral.

Por otro lado, desde la óptica de la información testimonial, varias consideraciones merecen destacarse, a juicio del Tribunal:  Hay coincidencia en las versiones que reconocen que en el proceso de conversaciones anterior a la firma del SPA hubo entrega -y/o puesta a disposición del Comprador- de información contable y financiera de las sociedades cuyas acciones eran objeto del negocio jurídico, adicional, desde luego, a lo que conoció el extremo comprador previamente a la formalización de la Carta de Intención42; incluso, se da cuenta de la realización, cualquiera que haya sido su alcance específico, de un procedimiento de debida diligencia en aspectos relacionados con la referida información. En este sentido, Felipe Pimienta, quien trabajaba para Andrew de Francesco – uno de los interesados visibles del extremo comprador-, manifestó: “DR. HELO: Pero usted no tuvo una intervención directa? SR. PIMIENTA: En la negociación no, ya después en la etapa de due dilligence que hizo creo que la compañía Mcklaun Dickson si no estoy mal, en el tema de entrega de documentación, de aclarar de pronto dudas que se pudieran presentar entre ambas partes, pero para la negociación yo no estuve presente en la negociación, ni en acordé términos de negociación, sólo entré ya después en la etapa del due dilligence y del cierre del negocio como tal”.

(…) “DR. BONIVENTO: Y tuvo que ver con este asunto antes de la carta de intención, después de la carta de intención y la firma del contrato? SR. PIMIENTA: Después de la carta de intención que ya estaban los términos allí estipulados, después de eso es que se empezó el proceso de due dilligence y el tema de afinar el contrato definitivo, ahí sí estuve presente”.43 42 A este respecto, indagado acerca de si “durante la negociación recuerda usted que haya sido puesto en conocimiento de los potenciales compradores el nivel de pasivos existente, el nivel de endeudamiento existente y particularmente las proyecciones de requerimientos de cash cold que debería hacer a partir del 1º de enero TC Oil”, Carlos Eduardo Ospina contestó: “Sí claro, dentro del marco de negociación de la carta de intención se dejó saber cuál era la situación financiera de la compañía, con sus balances completos y esa fue una responsabilidad mía, una tarea mía la de hacer una proyección de cuáles iban a ser las inversiones del primer semestre de 2010 y así mismo mantener informado al comprador de las porciones que le correspondían de todas esas inversiones, las que le correspondían a TC Oil”.

Folios 113 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7. 43 Folios 128 y siguientes del Cuaderno de Pruebas

7. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 72 El propio Andrew de Francesco, en el contexto del desarrollo de la operación como una compraventa de acciones de “Las Sociedades”, no de solo activos petroleros –y pasivos asociados-, afirmó: “SR. DE FRANCESCO: (…) No obstante cuando comenzamos a hablar de una compra corporativa o de acciones, en ese momento yo sabía que necesitaba hacerle un due dilligence financiero a la empresa, adicionalmente a lo que ya habíamos hecho y en ese momento si yo no estoy mal fue a principios de 2010, contraté los servicios de John Martin para que viniera y me ayudara con el due dilligence”.44 Leopoldo Olavarría, con pleno conocimiento de causa dado su rol en la etapa posterior a la Carta de Intención y previa a la firma del SPA, dijo: “A groso modo le podría comentar que el grueso de la revisión del due dilligence de naturaleza legal que adelantaron los abogados, eso ocurrió fundamentalmente hacia el mes de marzo/10 y después fueron, digamos me refiero al grueso del trabajo de decir la actividad más intensa que se realizó y esa actividad digamos se mantuvo hacia finales de marzo inicios de abril/10.

Por otra parte el otro equipo digamos en paralelo que estaban encargados del análisis de la situación contable de las compañías que terminaron siendo adquiridas y entonces digamos cada uno de esos grupos que iban paralelos trabajando, iban alimentando e iban proporcionando información y esa información fue vertida en los distintos borradores del SPA”.45 Para el Tribunal es claro -se itera- que NGE adelantó un proceso de debida diligencia de carácter contable y financiero, paralelo y adicional al que realizó en lo jurídico, abstracción hecha del alcance del trabajo efectuado según los parámetros que al efecto empleó. Se advierte, igualmente, que en el SPA, desde el capítulo “1.

DEFINICIONES”, se hace alusión, entre las múltiples expresiones allí descritas, a “Cierre de Estados Financieros”, y en la relación de los documentos que a él se incorporan está incluido “‘E’ Estados Financieros de TC Oil – Colombia”.  Hay información, como hecho objetivo, acerca de que con ocasión de las labores de revisión contable y financiera previas a la firma del SPA, al interior de NGE surgieron algunas inquietudes en materia de pasivos de TC Oil S.A. (luego, P1 Energy Delta Corp) y TC Oil & Services S.A. (luego, P1 Energy Alpha S.A.S.), materia de adquisición, que fueron objeto de conversaciones, a diferentes niveles, vale decir, internas en cada equipo, y entre las partes como tal.

A este respecto, ilustra el dicho de Leopoldo Olavarría, socio de la firma de abogados contratada por NGE “para asistirlos con la preparación y negociación del contrato de compraventa de acciones que es objeto de esta controversia y para llevar a cabo las revisiones asociadas a la negociación de ese contrato”: “DR. OLAVARRIA: Digamos sin duda por ejemplo de parte de Francisco Ortega, hacia la primera quincena de abril creo que fue el 13 de abril, le hizo una revisión de un proveedor del SPA y en ese borrador él insertó algunas observaciones, algunas notas, llegó una comunicación, un correo electrónico que envió Francisco básicamente lo que estaba diciendo es 44 Folios 2 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7. 45 Folios 137 y siguientes del Cuaderno de Pruebas

Para completar, también creo recordar que Antonina Mieloski la abogada canadiense de Andrew de Francesco también manifestó esta preocupación”. (…) “DR. POSSE: Nos podría referir brevemente doctor Leopoldo qué comentarios hizo Francisco Ortega en esa versión interna del SPA? (…) DR. OLAVARRIA: El básicamente estaba muy preocupado con el tema, él quería que el borrador del SPA reflejara el lenguaje del LOI en cuanto a cualquier obligación que se diera de esos montos que eran permitidos, que fueran asumidos por el vendedor y que como consecuencia de eso tenía que haber un ajuste de precios”.

(…) “(…) pero lo cierto es que sí John Martin y Francisco Ortega expresaron preocupaciones sobre la versión del 15 de abril del SPA y la próxima versión que era la versión del 20 de abril del SPA incorporó un lenguaje que fue el que se añadió al final, la última versión de la cláusula 2.5 del SPA donde se agregaba este lenguaje de que cualquier otra obligación que no fuera obligación financiera término definido u obligaciones con proveedores término definido serían ajustados del precio, entre otros cambios que tenía el SPA porque realmente hubo una serie de cambios que se hicieron a cesiones y garantías, algunas definiciones”.

Por su lado, Francisco Ortega, quien, según su declaración, intervino en la negociación “a través de compañías relacionadas con New Global sin que yo haya tenido una relación laboral con ellos, de cierta forma representaba a New Global en la parte previa, durante la adquisición”, se pronunció sobre el punto en los siguientes términos: “DR. CHALELA: El SPA firmado el 20 de abril, de acuerdo con esa información que usted fue revisando de documentación, usted también señaló que entraban y salían en las versiones manifestaciones acerca de la asunción por parte de TC Oil de todas las deudas sin distingo de las obligaciones financieras y obligaciones con proveedores, tiene una referencia exacta que pudiera recordar de alguien o de una conversación o de un texto en el que usted fundamente la razón de su dicho en ese sentido de que entraban y salían versiones? SR. ORTEGA: Sí, yo revisé todas las versiones del SPA que puntualmente me involucraran a mi en mayor medida si había algo más financiero de la compañía, yo no revisé todas las versiones, ni todo el texto, obviamente TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 74 conocí el contrato ya para su firma en su totalidad, pero el intercambio de versiones de cada una de las muchas que hubo puntualmente lo que usted me pregunta, sí recuerdo la circunstancia en la que se estaba discutiendo muy fuertemente, inclusive en una video conferencia o una llama posiblemente en la que se discutía justamente a dejar o no dejar el tema de todas las demás deudas, no con una redacción exacta, yo inclusive no estaba en esa video conferencia, fui llamado de forma posterior, fui involucrado, inclusive estaba de viaje, me prestaron un celular y estaba todo el grupo reunido unos conectados y otros presentes y básicamente el mandato que me dieron a mi en ese momento fue lo que usted tiene que hacer es asegurar que esto quede ahí, sin esto no hay negocio”.

(…) “DR. POSSE: El Tribunal le preguntó en algún momento que si usted recordaba los impases a los que había hecho referencia, yo quisiera preguntarle que nos precise si uno de los impases a los que se refirió tiene que ver con alguna discusión acerca de la obligación de asunción de deudas que habría de ser incluida o no en el SPA, de ser así que nos precise el tiempo, modo y lugar de ello.

SR. ORTEGA: Sí a ese punto específicamente me refería de esta video conferencia, yo no estaba invitado al principio, estaba en ese momento en proceso, estaba en un viaje de negocios con mi jefe, a mi jefe lo llamaron para que interviniera y él me pasó la llamada a mi básicamente con esa instrucción, diciendo todo el nivel de deudas en la redacción del documento yo particularmente participé esporádicamente en la parte que era más de interés mío, pero al final que la redacción final que era el documento, debe incluir que en todo nivel de deuda superior a esos límites debe reducirse a precio de venta, es el principal impase que yo recuerdo, creo que también hubo mucha discusión por el tema de un pozo exploratorio, pero ese creo que es de mayor impacto para este proceso tengo entendido”.46 En ese orden de ideas, se explica la aparición de textos incorporados en las versiones finales del proyecto de SPA, conforme lo recapitula el Tribunal en líneas anteriores de esta providencia.  No hay duda del divergente entendimiento de las partes alrededor del significado y alcance de la previsión negocial en cuestión, por supuesto plasmado en las piezas introductorias de este proceso -las demandas principal y de reconvención, y sus respectivas contestaciones-, y puesto de presente en las declaraciones testimoniales de personas que fueron protagonistas de los hechos desde la óptica del seguimiento que hacían a las conversaciones y negociaciones que se llevaban a cabo, con visiones unilaterales efectivamente distintas y opuestas en el punto específico que en este momento ocupa la atención del Tribunal.

Gladys Bolívar, quien se presentó como socia y Vicepresidente de Desarrollo de Negocios y Estrategias de Pegasus en la época de la negociación inicial47, bajo el 46 Folios 15 y siguientes del cuaderno de pruebas 7. 47 Advierte que las negociaciones, ante el extremo comprador, en general las condujo y adelantó su hermano Mario Bolívar; ella, sin perjuicio de alguna intervención directa mayor en la etapa inicial, hacia seguimiento e intervenía en la revisión de documentos (con Leopoldo Olavarría) para que reflejaran lo acordado; llegó a conocer y participar en las primeras versiones del SPA.

SRA. BOLÍVAR: (…) También se negoció muy fácil la parte de las obligaciones con respecto a las deudas que se tenían, porque de nuevo es algo estándar que se hace en las empresas petroleras, cuando usted vende lo que se negocia es qué tanto asume de las obligaciones que usted tiene con proveedores y con bancos, porque todo lo otro que está en libros, que aparece en los balances lo consideramos capex, son inversiones, entonces usted no puede negociar la plata que ya se invirtió, porque esa plata es la que asegura su participación en un bloque”.

(…) “Entonces lo que se negoció y se acordó después del due dilligence fue, los números no los recuerdo exactos, pero eran más o menos 5.5 millones entre bancos y proveedores, en libros aparecía más o menos 18, pero entendíamos perfectamente que la diferencia era lo que normalmente hace parte de la operación de las petroleras. Que realmente que el que estaba casi negociando, llevando muy de la mano la negociación con los que nos está comprando, era Omar Leal y Omar Leal sabía perfectamente lo que teníamos y cómo lo teníamos y él conoce este tipo de negociaciones muy bien, entonces no hubo discusiones alrededor de eso, para mi fue totalmente claro y transparente”.

(…) “(…) entiendo que están discutiendo una frase que apareció a último momento, pero yo incluso cuando vi esa frase para mi esa frase está hablando del 5.5, pero es que lo otro no es común, no es estándar, no se maneja así en las negociaciones de petróleo y yo estaba negociando con 48 Dentro del proceso lo expuso Mario Bolívar cuando se le indagó, con ocasión de la diligencia de interrogatorio de parte, si era cierto o no, en referencia a la previsión de la cláusula 2.5.

(a) del SPA, que “de acuerdo con lo que se convino entre NGE y Pegasus en dicha cláusula, las partes acordaron que habría de reducirse el precio de compra, el valor de todas las deudas u obligaciones de las compañías que no fueran obligaciones financieras u obligaciones con proveedores”, contestó: “No es el acuerdo que hicimos, quedó escrito de esta forma si la quiere leer en ese contexto, pero realmente el contexto que se le dio y como se escribió esta cláusula era que cualquier deuda u obligación distinta a las que me podían reducir el precio de compra que apareciera nueva, que no hubiera sido revelada por parte mía, yo tendría que salir al saneamiento, eso fue lo que pasó, nosotros ya íbamos a firmar, ya estábamos muy listos y no se por qué faltando un par de días para firmar apareció Omar Leal que era la contraparte con la que negociaba a decirme que la única preocupación que les quedaba de todo era que cualquier día apareciera un señor diciendo que yo le había firmado como gerente de TC Oil una deuda por US$500.000 o por US$1 millón, él me decía pero Mario qué pasa si aparece después un señor diciendo mire yo tengo un pagaré firmado por Mario Bolívar cuando era gerente de TC Oil por US$500.000 págueme US$500.000.

(…) Yo le dije eso no va a pasar Omar, porque no le he firmado a nadie nada, o sea todas las deudas que tenemos ya se las entregamos, ustedes las conoce y él insistía, pero qué pasa si aparece alguien con un pagaré que usted no nos haya contado y que no conociéramos, le dije no va a pasar, si no va a pasar me permite meterle un renglón que diga eso? Yo le dije métalo porque no va a pasar, no me da miedo que escriba ahí que cualquier otra deuda que aparezca yo le respondo y esa fue la instrucción que se dio y esa era la intención con la que escribimos.

(…) nosotros firmamos para en buena fe de que lo que quería decir esos dos reglones era que cualquier deuda u obligación que saliera adicional a lo que habíamos revelado y se había entregado durante todo el proceso, que yo iba a salir al saneamiento, porque es ilógico que uno vaya a negarse a eso.” TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 76 una persona que conocía perfectamente ese tipo de negociaciones, Leopoldo entendía eso perfectamente también, eso nunca estuvo en discusión, entonces hasta ahí participe y entré en el entendimiento mío de lo que pasó”.

(…) “Cuando se hizo la de TC Oil no hubo dudas, ni discusiones, o sea lo que a mi me sorprende es que yo se que todo el tiempo estuvimos negociando con gente que entendía eso perfectamente, porque para mi nunca estuvimos discutiendo lo que estamos discutiendo hoy día, estamos discutiendo proveedores y bancos, porque en el negocio ya de exploración, vuelvo y repito doctor Samuel, lo que lo hace diferente es que lo que uno tiene que registrar ahí como un gasto o como una deuda no es eso, es una inversión en un bloque, entonces si yo estoy vendiendo la empresa la tengo que vender con eso, no lo puedo asumir yo”.

(…) “DR. CHALELA: Es decir que las obligaciones según lo que usted recuerda y de los estados financieros que tuvo la oportunidad de poner en conocimiento de los compradores y de discutir con ellos, las obligaciones que excedían obligaciones con proveedores y obligaciones financieras correspondían a obligaciones de compromisos de inversión en capex para los bloques exploratorios? SRA. BOLIVAR: Sí señor”.49 Andrew De Francesco, una de las caras visibles del extremo comprador -e inversionista, según relató-, con la visión de NGE expuso sobre el particular: “SR. DE FRANCESCO: Sí le puedo decir como representante de Canadá y como uno de los inversionistas, le puedo decir que la negociación siempre fue muy clara que teníamos un precio de compra, y de que teníamos un máximo de responsabilidad de esos US$5.5 millones para la transacción. Cualquier cosa y me refiero a cualquier cosa que excediera los US$5.5 millones sería responsabilidad única, me quiero referir a esto como Grupo Pegasus o la familia Bolívar, TC Oil o el que fuera, pero nosotros teníamos un precio establecido con el cual estábamos tranquilos, con el cual nos sentíamos a gusto y le puedo decir porque es que no soy abogado, pero sí le puedo decir, como ya les mencioné yo fui una de las partes principales en la negociación, no íbamos a exceder los US$5.5 millones y en mi opinión para el Tribunal yo quisiera decirles que cualquier cosa por encima de esos US$5.5 millones, tendría que ser cubierto de otra parte y no sería, nosotros no tendríamos que pagarlo”.

(…) “DR. POSSE: A pesar de no haber conocido directamente los drafts de los SPA y el texto final del SPA, usted tiene conocimiento de que en las negociaciones de dicho SPA, se hubiera discutido explícitamente la limitación del monto de las obligaciones asumidas por el comprador. 49 Folios 172 y siguientes del Cuaderno de Pruebas

También en ese momento Francisco Ortega, en ese momento era parte de esto y no les puedo decir si era empleado directo o formal de Omar Leal o era consultor de Omar Leal, pero sí se que él estaba trabajando con nosotros en nuestro grupo y había un señor que también se llamaba Leopoldo y lo que sí les puedo decir es que múltiples veces se mencionó, excepto pedir US$5.5 millones, varias veces dije no pasamos, no excedemos este US$5.5 millones punto, este es el máximo absoluto, el tope absoluto hasta el cual podemos subir en términos de nuestra responsabilidad”.

(…) “DR. CHALELA: Disculpe, no era ese el sentido de mi pregunta, el sentido de mi pregunta es si durante las negociaciones y los cambios de versión, de una versión a otra, usted recuerda que el tope de US$5.5 millones a que usted se ha venido refiriendo aplicaba a obligaciones financieras, obligaciones con proveedores solamente o según lo que usted recuerda a todas las obligaciones? SR. DE FRANCESCO: Ya lo he dicho varias veces yo soy una persona de un alto nivel US$5.5 millones para mi era el tope y esto significa en todas las áreas del acuerdo, hubo un precio de compra que era de US$5.5 millones y nada más allá de US$5.5 millones sería absorbido por nuestro grupo”.50 Las visiones unilaterales opuestas se presentan, igualmente, en otras personas que, de diferentes maneras, participaron en el asunto o conocieron del mismo -sin protagonismo esencial en términos de vocería e interlocución externa para efectos de la construcción de los acuerdos-, lo que se aprecia, por ejemplo, cuando se repasan las declaraciones de Jorge Eliécer Contreras, miembro de la Junta Directiva de Pegasus para la época de la negociación51, y del mencionado Francisco Ortega, integrante del equipo que representaba los intereses de la parte compradora52. 50 Folios 2 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7. 51 Según su dicho, “El ajuste de precios solamente estaba tal vez según mi memoria, relacionado con cómo yo entrego mi pasivo financiero de US$5.5 millones operacional y mi pasivo de los $500 millones, operacional de la compañía,(…)” (Folios 15 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7).

En la misma dirección, Carlos Eduardo Ospina, funcionario, en época pasada, de TC Oil y de PEGASUS, quien dijo haber participado en la valoración de la(s) Compañía(s) que se vendería(n), afirmó: “Todo el negocio partió con esa valoración y de esa valoración de reservas lo que se pactó fue descontar las deudas en obligaciones financieras y obligaciones de proveedores que superaran unos topes, dado que se habían calculado unos montos que eran necesarios para que funcionario la compañía y correspondían al corto plazo, esos montos se determinaron en US$5.5 millones para las obligaciones financieras y $500 millones para las obligaciones con proveedores” (…) “Así como dentro de la empresa se estaban entregando los activos, también se estaban entregando los pasivos y para esto desde el momento de la negociación se presentaron los balances a corte que indicaban cuál era el endeudamiento de la compañía, pero todas esas otras obligaciones era lo que estaba comprando el comprador, junto con sus activos y sus bloques petroleros”(Folios 107 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7). 52 En su parecer, “(…) es la cláusula 2.5 del contrato, básicamente lo que busca la cláusula 2.5 es que la compañía al vendedor se le permite un cierto nivel de deuda que está tasado muy claramente en el contrato con US$5.5 millones de deuda financiera, obligaciones financieras y $500 millones de obligaciones con proveedores (…) Lo que pretende la cláusula 2.5 es que cualquier monto de deuda mayor a eso, esa diferencia entre la deuda que se determine y esos límites se descuentan del precio de venta creo que es del último pago que era en diciembre/10 o algo así, estaba en el listado, se descontaba de un pago muy puntual”.

(…) “DR. CHALELA: Con respecto a los otros pasivos a los que no hacían parte de esa clasificación de pasivos financieros y pasivos con proveedores recuerda usted si había algún entendimiento o cuál era el suyo particular o el de su equipo, respecto a si era objeto de ajuste o no, los demás pasivos? SR. PIMIENTA: No, hasta donde el contrato yo me acuerdo que decía simplemente eran proveedores y financieras y hasta ahí yo recuerdo el contrato”.  En medio de este panorama probatorio, resulta especialmente ilustrativa, en sentir del Tribunal, la versión entregada en la declaración testimonial de Omar Leal, de marcada importancia por concurrir en ella diferentes circunstancias relevantes en cuanto al perfil mismo del testigo por su participación y protagonismo en el negocio, considerados desde la arista específica de la formación de los acuerdos, y el contenido reiterado de su dicho en relación con el punto concreto a dilucidar.

En efecto, el señor Omar Leal, cercano en lo personal al socio y representante legal de Pegasus Mario Bolívar53, conocedor de la industria petrolera54, participó directa y activamente en la negociación que desembocó en el acuerdo plasmado en la Carta de Intención, y lo hizo llevando la vocería de la parte compradora55, condición que mantuvo, aunque con un perfil de actuación algo diferente56, ciertamente no menos importante57, en la etapa subsiguiente de formalización del convenio de que da cuenta el propio SPA.

Al respecto, en cuanto al perfil de su intervención, obran distintas declaraciones, incluida la del propio dicho del testigo Leal, como pasa a reseñarse: 53 Además de pariente lejano, según lo mencionó en su declaración. 54 Así se le reconoce, por ejemplo, en la declaración de Jorge Eliécer Contreras. 55 Según su dicho, ostentó la calidad de socio de NGE (y de P1 Energy), y en sus comienzos, fue su Director; inclusa, firmó, en nombre y representación de NGE, la Adenda No. 1 del SPA. 56 Explicó que para ese momento NGE contrató una firma de abogados encargada –en cabeza de Leopoldo Olavarría- de conducir la interlocución para definir la implementación en el SPA del acuerdo plasmado en la Carta de Intención. 57 “Yo recibía información de ambas partes y estaba en la mitad del negocio, tanto de Mario y de interlocutor entre las dos partes”.

Sí claro, desde el inicio de la negociación Omar Leal fue la cara más visible junto con Andrew de Francesco por parte de los compradores, o sea como ellos estructurando el negocio y adquiriendo la empresa, entonces las negociaciones se daban con ellos”.59 (…) “DR. HELO: Explique al Tribunal qué papel jugaba el señor Omar Leal, era comprador, era intermediario, qué era? SR. CONTRERAS: El… bueno primero es un personaje reconocido en el medio petrolero, tenía activos petroleros, activos quiero decir otra vez bloques, participaciones, él estaba a mi modo de ver representando los compradores, no puedo decir qué porcentaje tenía dentro de la sociedad que compró, si era mayoritario, controlante o minoritario, la verdad no tengo la menor idea, pero él participaba como comprador”.60 (…) “DR. HELO: En ese orden de ideas usted tuvo oportunidad de conversar y negociar con el señor Mario Bolívar representante del Grupo Pegasus sobre el posible acuerdo que podría llegar a celebrarse con New Global? SR. DE FRANCESCO: Sí, tuvimos una serie de conversaciones yo no estuve presente en todas las reuniones porque la manera en que lo hacíamos era así, habíamos tenido una buena relación de trabajo anterior con Omar Leal con Delavaco Energy para los inversionistas eso había funcionado bastante bien, entonces lo que hicimos fue confiarle y confiar en Omar para que él hiciera las negociaciones con Mario Bolívar porque lo que nos dijeron y lo que entendimos en su momento era que Mario quería hacer una transición y quería comenzar a invertir en otras áreas, en otros campos por fuera del sector de petróleo gas, por fuera del sector energía. Omar nos dijo que Mario era su primo, yo realmente no se si son primos reales o no, pero nosotros confiamos en Omar porque Omar iba a ser un socio e iba a tener las mismas obligaciones que nosotros en Canadá con porcentajes diferentes y confiamos en que Omar iba a hacer las mejores negociaciones posibles. 58 Declaración de Felipe Pimienta. 59 Declaración de Carlos Eduardo Ospina. 60 Declaración de Jorge Eliécer Contreras.

Pero por el lado del comprador también estaba interactuando un grupo de personas que no solamente incluía los abogados que nosotros habíamos subcontratado, sino incluía personas que tenían alguna relación con NGE o trabajaban para personas que habían sido contratadas por personas que estaban velando por los intereses de NGE y ese grupo de personas incluía al señor Andrew de Francesco canadiense y que se apoyó mucho en estos procesos en abogados canadienses en una abogada de nombre Antonina Mieloski y que se apoyó también mucho en un señor de nombre John Martin.

Por otra parte estaba el señor Omar Leal que también estuvo involucrado en algunos aspectos de las negociaciones y también estuvo apoyado por Francisco Ortega y Claudia Mora, que son digamos las personas que participaron de todo el proceso de revisión de los distintos borradores del SPA y que manifestaron preocupaciones a lo largo de todo este proceso”.63 (…) “DR. BONIVENTO: Y cuando usted dice que esos textos eran revisados por las partes, incluido usted en ese proceso de revisión, quiénes intervenían tanto por New Global Energy como por Pegasus, quiénes intervenían en el proceso de revisión de los textos? SR. ORTEGA: Eso se circulaba posiblemente a una larga lista de distribución, incluiría a Andrew de Francesco y la gente que tuviera Andrew de Francesco representando, no se si en ese punto estaba ya involucrado John Martin que era como la persona financiera de Delavaco Capital, de Andy, por parte otro inversionista de NGE que era Omar Leal y 61 Declaración de Andrew De Francesco. 62 Declaración de Andrew De Francesco. 63 Declaración de Leopoldo Olavarría. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 81 las compañías de Omar Leal, también circulaban a ellos, al abogado de Omar Leal y las compañías de Omar legal, obviamente estaban las partes o personas que representaban al vendedor, obviamente estaba Mario Bolívar como principal accionista del vendedor, el equipo entero de Macleod Dickson, yo creo que las partes que recibían y daban imput respecto a la redacción del contrato en cualquier momento dado, puede haber más”.64 (…) “(…) empezamos a negociar, básicamente yo lideré la negociación de qué comprábamos, cuáles eran los ‘assets’, cuál era el precio y cerramos un negocio a través de New Global Energy, en el cual se adquirieron el 100% de las acciones de TC Oil, con las participaciones en los bloques La Punta, Buenavista, La Sierra, Llanos 32, Llanos 34 y Llanos 17”.

(…) “DR. BONIVENTO: Para precisar, en el contexto de su relato de su intervención en la negociación que ocupa a este Tribunal en que usted ve una oportunidad, estructura un negocio, la presente, en la interlocución con el señor Mario Bolívar que desemboca en la firma de la carta de intención, usted interviene como vocero de la parte compradora? SR. LEAL: Sí. DR. BONIVENTO: Su interlocutor para efectos de esa negociación fue únicamente el señor Mario Bolívar o hubo otros protagonistas digamos directos en la definición de los términos de esa negociación? SR. LEAL: De mi lado Andrew de Francesco y de parte de Mario él siempre se sentaba con Jorge Contreras que era como la persona que le ayudaba a él. DR. BONIVENTO: En esa etapa posterior entre la firma de la carta de intención y la firma del acuerdo de compra, en el lapso del primer trimestre, su intervención en qué consistió, o sea usted intervenía en conversaciones o no, recibía información sólo de una de las partes? SR. LEAL: Yo recibía información de ambas partes y estaba en la mitad del negocio, tanto de Mario y del interlocutor entre las dos partes”.65 Y en esas circunstancias, mediando la intervención directa del citado Omar Leal - con la caracterización ya descrita- en las conversaciones sostenidas con el extremo vendedor en relación con el tema de los pasivos de las Compañías cuyas acciones eran objeto de adquisición, y de los términos en que fueron recogidas en el clausulado final, es explícito, nítido y reiterado el dicho del testigo acerca del sentido y alcance de lo conversado con el vocero de Pegasus, que traduce, para el Tribunal, lo en últimas convenido sobre el particular, plasmado en el famoso aparte “Adicionalmente, (…)” de la cláusula 2.5.

(a) del SPA: “SR. LEAL: (…) ahora en el negocio también incluimos que Mario tenía unas deudas, esas deudas las miramos por encima y al final para no demorarnos en la transacción decidimos poner un monto que si las 64 Declaración de Francisco Ortega. 65 Declaración de Omar Leal (Folios 217 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7) TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 82 deudas se pasaban de eso Mario las tenía que asumir, pusimos US$5.5 millones en deudas a entidades bancarias, financieras y como $500 millones o $500.000 en deudas a proveedores y cualquier deuda por encima de eso la tenía que asumir.

DR. HELO: En relación con la partida otras obligaciones qué nos puede informar, porque se ha referido a obligaciones a proveedores, a obligaciones financieras. SR. LEAL: La verdad nosotros establecimos esos montos como las máxima deudas que él tenía que asumir US$5.5 millones a entidades financieras y $500 millones que no se si es $500.000 ó $500 millones a proveedores.

Sí hubo un momento en el cual dijimos bueno si aparece una deuda más, yo le dije bueno Mario si aparece una persona que tiene un pagaré por equis plata y usted lo firmó pero no está incluido, dijo yo también asumo esa deuda, entonces yo creo que ahí de alguna forma en el documento se incluyó que las deudas que aparecieran adicionales las debía cubrir también Mario”.

(…) “DR. BONIVENTO: Hizo usted referencia cuando el presidente le preguntó por el tema de otras obligaciones, para referirse a distintas a las financieras y las con proveedores, hizo usted alguna mención del ejemplo con el que habló con el señor Mario Bolívar de que si aparece un pagaré que dijo “no está incluido” qué pasaba, cuál era el entendimiento suyo sobre esa hipótesis de no estar incluido a qué se refería en el contexto de esta conversación que usted tuvo al respecto? SR. LEAL: La verdad nosotros vimos cuál era la situación de la empresa y cuando miramos los números y miramos las deudas que él nos mostró entre ambos estimamos cuál era el monto o cuáles eran los montos en los cuales la empresa esta endeuda, cuando ya miramos eso yo fui el que le pregunté le dije Mario si aparece una cosa como un pagaré que usted le firmó a Pepito Pérez que no está incluido en lo que usted me está mostrando acá, cómo lo vamos a tratar, tenemos que poner cualquier otra deuda adicional que aparezca la debe cubrir usted y eso fue lo que pusimos”.

(…) DR. BONIVENTO: Y en el tema macro digamos con relación a que en el proceso de definición del documento final del acuerdo de compra posterior por supuesto a la carta de intención, hubiera tenido alguna importancia central el tema de los pasivos en ese contexto al que usted se ha referido, tuvo algún conocimiento de que alrededor de ese tema de los pasivos, desde el punto de vista de la definición de los términos finales del negocio, hubiera sido un tema que hubiera tenido alguna importancia particular, tuvo algún conocimiento.

SR. LEAL: Para mi no tenía ninguna importancia, simplemente era por si aparecía alguna deuda adicional que teníamos que estar cubriendo al comprador de que no tuviera que asumir nada que no conociéramos”. (…) TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 83 “DR. CHALELA: Cuando usted se refiere a que había esa clasificación proveedores, financieros y que ustedes fijaron un tope, ese tope entonces se refería a pasivos financieros y con proveedores? SR. LEAL: Sí. (…) Cuando nosotros hicimos la evaluación de qué eran las deudas no incluíamos inversiones que ya se habían hecho o que se habían perdido, incluíamos deudas, cosas que se estuvieran debiendo que nosotros tuviéramos que llegar a poner y a pagar.

DR. CHALELA: Usted mencionó que el episodio de la conversación con Mario Bolívar respecto de la cual surgió la idea de que si aparecía un pagaré que reflejaba un pasivo no revelado ese lo asumirían los vendedores, usted recuerda si esa conversación se dio con ocasión de la inclusión de un texto en particular dentro de la negociación del SPA? SR. LEAL: La verdad es que yo mismo fue el que le dije a Mario si aparecen deudas adicionales como un pagaré o como cosas que nosotros no podamos ver en la contabilidad hoy, no podemos asumirlas, las tiene que asumir usted, el ‘wording’ le digo nuevamente yo ni soy el abogado de ellos, pero sí estuve en las negociaciones, entonces yo traté de ayudar en que se incluyeran todos los temas que pudieran afectar el precio”.

(…) “DR. CHALELA: Aquí se ha mencionado en distintas declaraciones una llamemos unas conversaciones entorno a la inclusión de un párrafo que comienza ‘in adittion other obligations’… que es un párrafo del SPA, esa expresión que acabo de mencionar le recuerda a usted alguna discusión, alguna conversación, le trae a la memoria algún evento en que se haya discutido ese tema? SR. LEAL: Creo que ya lo mencioné, es exactamente cuando yo le digo a Mario si aparecen deudas adicionales como ese pagaré o como cualquier deuda que fuera exigible, él la tenía que asumir.

DR. CHALELA: Exigible y revelada o no revelada? SR. LEAL: Exigible y que no está dentro de lo que ya está incluido, no está dentro de lo que ya mencionamos”. (…) “DR. POSSE: Usted recuerda si en relación con este tema del monto de los pasivos que se aceptaban ya el monto de los pasivos en exceso de los cuales asumía Mario Bolívar, Andrew de Francesco tuvo alguna intervención? SR. LEAL: La negociación siempre se le comentó a Andrew, entonces así yo la liderara o estuviera al frente, siempre lo discutíamos con él también”.66 66 Declaración de Omar Leal.

(a)-, que no es otro que la habilitación de un eventual ajuste del precio de la compraventa por Obligaciones Financieras y Obligaciones con Proveedores -OFP- que superaran los topes convencionalmente señalados para el efecto, y, “Adicionalmente”, por pasivos ocultos o no revelados, sin involucrar como parte del acuerdo la posibilidad de ajuste de la principal prestación a cargo del Comprador en función del estado o monto de “otras obligaciones” en general.

Haciendo abstracción de posiciones o entendimientos personales - unilaterales- sobre las variables que en esta materia se consideraron durante las conversaciones y negociaciones adelantadas, y de lo que hubiese sido deseable estipular, especialmente desde la óptica de inquietudes existentes al interior del equipo de trabajo integrado por la parte compradora, lo cierto, en el parecer del Tribunal, es que el consentimiento formado en este punto, plasmado en el aparte contractual en cuestión, tiene el alcance que recíprocamente le otorgaron los interlocutores representativos, en lo material, de las dos partes -Mario Bolívar y Omar Leal-, en los términos que se acaban de reseñar68.

Conviene anotar, en contra de la argumentación propuesta por Pegasus, que las modificaciones introducidas al SPA en virtud de la Adenda 3, firmada el 13 de enero de 2011, no tienen el alcance de dejar sin efectos la previsión negocial de la última parte de la mentada cláusula 2.5. (a), no desaparecida por cuenta de lo convenido en materia de saldo del precio y forma de pago a partir de la realidad de ese momento; el tenor de lo pactado en la Adenda no comporta esa significación, y no hay prueba de común intención respecto del sentido propuesto por la convocante.

La estipulación relativa al “Adicionalmente (…)” no desapareció, pero su alcance corresponde al definido por el Tribunal. En este estado del análisis, el Tribunal entiende que la tarea interpretativa, en el punto específico tratado en este acápite de la providencia, se agota, por lograrse el cometido que le es inherente, en la órbita del propio artículo 1618 del Código Civil, punto de referencia cardinal e insustituible en la materia, lo que no impide anotar que ese mismo entendimiento se impondría si el asunto se ventilara a la luz de otros parámetros de interpretación, esbozados en renglones anteriores.

Por ejemplo, y a manera de simple ilustración, advierte el Tribunal que esa voluntad recíproca manifestada por Pegasus y por NGE en los términos precisados, resulta coherente con lo que muestran los antecedentes del SPA, en particular lo plasmado en la Carta de Intención, en la cual, como ya se vio, en punto a los pasivos de la(s) sociedad(es) cuyas acciones eran objeto de la compraventa proyectada, se previó la hipótesis de afectación del precio centrando la atención, para esos efectos, únicamente a las OFP, con fijación de los montos permitidos respecto de cada una 67 Desde la óptica de las cargas de la autonomía de la voluntad, la de claridad, asociada al interés que tenía NGE en una adecuada protección de sus intereses en cuanto a ajuste del precio por “otras obligaciones”, sugería una redacción nítida, explícita e inequívoca. 68 Esta realidad no cambia por el hecho de que la intención unilateral proveniente de NGE, con la utilización del “lenguaje” que empleó en el clausulado, hubiese sido diferente, como se advierte en el dicho del abogado Leopoldo Olavarría, quien al referirse a las observaciones que en el tema de pasivos hacían Francisco Ortega y John Martin, manifestó: “(…) pero lo cierto es que sí John Martin y Francisco Ortega expresaron preocupaciones sobre las versión del 15 de abril del SPA y la próxima versión que era la versión del 20 de abril del SPA incorporó un lenguaje que fue el que se añadió al final, la última versión de la cláusula 2.5 del SPA donde se agregaba este lenguaje de que cualquier otra obligación que no fuera obligación financiera término definido u obligaciones con proveedores término definido serían ajustados del precio, entre otros cambios que tenía el SPA porque realmente hubo una serie de cambios que se hicieron a cesiones y garantías, algunas definiciones”.

La significación de esta consideración se aprecia en su verdadera dimensión cuando se repara en que durante el trámite se recibieron versiones coincidentes en el sentido de anotar que siempre estuvo presente -como era lo natural, aunque no imprescindible- la idea de mantener en el SPA los lineamientos centrales del negocio concebido y perfilado en la Carta de Intención. De este corte, son las siguientes declaraciones: “DR. BONIVENTO: Y En las negociaciones posteriores a la firma de la carta de intención y que desembocaron en la firma del acuerdo de compra en abril/10, en esas negociaciones intervino personalmente o no de una manera similar? SR. OSPINA.

(…) pero digamos que los términos de negociación no habían variado desde el momento de la carta de intención, entonces nos concentramos o el personal a cargo del cual yo hacía parte, nos concentramos en toda la producción de la información que se requería para poder cerrar el contrato”.70 (…) “DR. POSSE: Nos podría precisar si con ocasión de esa precisión a la que se ha hecho referencia de cómo partiendo del LOI se propone una estructura por las razones que usted acaba de decir, quisiera que nos precisara si en ese proceso hubo la intención o no de modificar las condiciones de precio y de pasivos que se habían incorporado en el LOI DR. NEHER: Yo entiendo que no, es decir lo que establecía el LOI era una compra de la compañía con los activos que tenía y asumiendo una serie de deudas conocidas, deudas a las cuales se les puso un tope, yo entiendo que luego en el LOI, perdón! en el contrato definitivo eso se reguló en más detalles para asegurar que el comprador no fuese responsable por deudas de la compañía por sobre un tope determinado, es decir, cuando me plantearon el negocio me dijeron mire lo que queremos es comprar estos activos a través de la estructura que se establezca y estamos dispuestos a asumir una y otra deuda que esté asociada a esos activos, pero no queremos asumir más y entiendo sí se reflejó en el LOI y luego se reflejó de esa manera en el contrato de venta de activos con un poco más de detalle porque entiendo que la información que existía para el momento de la negociación no era totalmente completa en términos de las obligaciones de la compañía”.71 A igual conclusión se llegaría, considera el Tribunal, por la vía de la revisión del clausulado considerado en forma sistemática, en los términos contemplados en el artículo 1622 del Código Civil, pues es de resaltar que cuando la misma Sección 2.5. del SPA se ocupa, en su literal (c), de lo que funge como la “reglamentación” del eventual escenario de ajuste del precio por cuestiones asociadas a los pasivos, circunscribe la correspondiente mención solo a las denominadas OFP, sin incluir referencia alguna -así fuera mediante simple remisión para aplicación de lo pactado o a mención alguna para someterla a algún procedimiento diferente-, a la hipótesis de reclamación por “otras obligaciones”.

Desde luego que la aplicación del criterio de razonabilidad en la actividad hermenéutica, puesto de presente en la reseña 69 El Tribunal no comparte apreciaciones personales expresadas en sentido contrario, recogidas en la posición defendida por NGE, como la que proviene del testigo Francisco Ortega –quien no participó en esa etapa de la negociación-. 70 Declaración de Carlos Eduardo Ospina (Folios 107 del Cuaderno de Pruebas 7). 71 Declaración de Jorge Neher (Folios 84 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 7) TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 86 conceptual pertinente, conduce a asumir que el alcance pregonado por NGE respecto de la previsión incorporada en la cláusula 2.5.

(a), no corresponde a lo genuinamente pactado en ella. En la misma línea de argumentación, observa el Tribunal que al amparo de lo estipulado en el ordinal 17.3. de la Sección 17. del SPA -en la versión reformada en el Adendo No. 4-, se defería a la decisión de “Auditores Independientes” cualquier disputa asociada al pacto de ajuste del precio contemplado en la cláusula 2.5.

(a) que las partes no pudieran superar por la vía de las conversaciones directas, lo que hubiera comprendido, por estar dentro de dicha previsión, lo relativo a “otras obligaciones” según el entendimiento pregonado por NGE en la contestación de la demanda principal y en su propia demanda de reconvención72. Y lo cierto es que ello no ocurrió 73, por manera que la ejecución práctica del contrato, parámetro de referencia al que se refiere el mismo artículo 1622, sugiere que para la época relevante de cara a la aplicación del aludido mecanismo, el proceder de la propia NGE no incorporaba una consideración de ese talante, de modo que el designio negocial se desarrollaba conforme a un entendimiento sin duda más aproximado al que, en la conclusión del Tribunal, corresponde al consentimiento ciertamente exteriorizado en la materia que ocupa la atención. Estima el Tribunal que en sentido similar apuntaría el resultado interpretativo si la situación se evaluara a la luz de la naturaleza de la relación negocial considerada dentro de la industria petrolera a la que pertenece (artículo 1621 del Código Civil), en cuanto la información testimonial reporta, desde luego a sabiendas de que no era el motivo central de las declaraciones, que de alguna manera se advierte como normal que en escenarios de valoración del precio de operaciones de adquisición de activos de ese ramo74, la atención se centre en las denominadas OFP, en razón de las particulares connotaciones que se predican de las partidas representativas de “otras obligaciones”.

A este respecto, desde luego a sabiendas de que no se trata de una regla absoluta -ni siquiera necesariamente general-, en la que la autonomía de la voluntad privada tiene evidente campo de acción, se encuentran referencias en las versiones rendidas, por ejemplo, por Gladys Bolívar y Omar Leal, reseñadas en líneas anteriores de esta providencia. Conforme a lo expuesto, se evidencia que, entonces, el Tribunal no comparte el planteamiento interpretativo de NGE, pues apreciaciones como la asociada a sostener que la estipulación en cuestión goza de claridad literal75, no resulta de recibo, abstracción hecha de la prueba de la común intención que a juicio del panel arbitral ciertamente se estructura, en la forma y con el alcance que recién puntualizó. En esa misma dirección, también se aparta el Tribunal de la apreciación de NGE sobre lo que indicarían algunos de los parámetros legales inherentes a la actividad hermenéutica, acerca de lo cual basta anotar, por ejemplo, que la interpretación en la que concluye esta providencia no contraviene el referente del artículo 1620 del Código Civil, invocado por la convocada76 en su análisis de la cuestión77, y que no 72 Prevé el referido ordinal 17.3. que “Si el Comprador y el Vendedor acuerdan remitir una decisión conforme a la Sección 2.5 (a) a los Auditores Independientes, las Partes acuerdan que tal decisión se llevará a cabo con prontitud por un experto nombrado por unanimidad por las partes en la controversia”. 73 Las partes agotaron la instancia del Auditor Independiente para resolver sus diferencias en torno al monto de las OFP, únicamente. 74 Abstracción hecha de la modalidad particular utilizada de compra de los activos (y pasivos asociados) o de compra de las acciones de la sociedad que los posee, por supuesto sin perjuicio de las diferencias que en otros frentes tal distinción comporta. 75 NGE se refiere al tema en el acápite 1.3.2. de su alegato de conclusión (páginas 11 a 15). 76 Ver página 92 y siguientes de su alegato de conclusión. 77 En efecto, el entendimiento por el que propugna la decisión se acompasa con el principio de interpretación útil consagrado en el precepto mencionado, solo que el significado que el Tribunal otorga a la estipulación no coincide con el pretendido por NGE.

Así las cosas, en la medida en que no es de recibo la interpretación invocada por NGE para habilitar su tesis de ajuste del precio de la compraventa por “otras obligaciones” -entiéndase, por obligaciones diferentes a las Financieras y a las existentes con Proveedores, OFP-, ni, por ende, su planteamiento de precio ajustado al nivel de Veintidós Millones Doscientos Mil Dólares (USD $ 22.200.000) y de pago en exceso sobre el mismo, todas las pretensiones de su demanda de reconvención, están llamadas a fracasar.

Al respecto, advierte el Tribunal que todas las pretensiones de la demanda de reconvención están estructuradas al amparo de la interpretación propuesta por NGE, la cual, según se ha concluido, se ha de desestimar; la no prosperidad cobija, entonces, la pretensión primera, que aunque en lo formal presenta un mera transcripción de un aparte de la cláusula 2.5.

(a), necesariamente se entiende referida al significado y alcance pregonados por la demandante en reconvención, que no tiene vocación de éxito, y se extiende a la pretensión segunda, en la que se aspira a un pronunciamiento sobre “los montos de las deudas u obligaciones de las Compañías que no sean Obligaciones Financieras u Obligaciones con Proveedores”, de nuevo bajo la premisa de una específica intepretación -la propuesta por NGE- que el Tribunal no acoge.

Desde luego, la negación abarca las pretensiones tercera, cuarta y quinta de la referida demanda de reconvención. Al tiempo, desde luego, la misma suerte desestimatoria se impone respecto de la oposición y de las excepciones de mérito estructuradas por NGE al amparo de su planteamiento interpretativo, lo que comprende las rotuladas como “AUSENCIA DE INCUMPLIMIENTO DE POR PARTE DE NGE DE LA OBLIGACIÓN DE PAGAR EL PRECIO DE COMPRA AJUSTADO”, “INEXISTENCIA DE MORA” –con las consideraciones adicionales que al respecto se harán, en lugar diferente de esta providencia-, “EXCEPCIÓN DE CONTRATO NO CUMPLIDO” -también sin perjuicio de lo que se agregue luego sobre el particular-, y “COMPENSACIÓN”.

Correlativamente, se abrirán paso las pretensiones declarativas y de condena instauradas por Pegasus en función del escenario interpretativo acogido por el Tribunal, vale decir, las relacionadas con el incumplimiento inexcusable de NGE de la obligación de pago del saldo del precio de la compraventa en su componente fijo –en cuantía de Seis Millones Doscientos Mil Dólares (USD $6.200.000)-, y sus consecuenciales en punto a declaración y condena a intereses moratorios, tópicos éstos sobre los cuales también se harán por separado las precisiones correspondientes.

De igual manera, serán de recibo las pretensiones relativas al incumplimiento, por ende también inexcusable, de la obligación del pago adicional – bono- causado en relación con la explotación del Bloque Llanos 34, respecto de la cual las partes no discuten el cumplimiento de los condicionamientos técnicos requeridos para la causación de la obligación, sino la alegación de NGE de su supuesto derecho a deducir de ella las sumas originadas en el ajuste del precio por “otras obligaciones”, lo cual, como ha quedado visto, no tiene lugar. 78 Ver página 94 y siguientes de su alegato de conclusión. Por lo demás, la aproximación que intenta NEG por la vía de la ejecución contractual (artículo 1622 del C.C.), en función de conversaciones entre integrantes de los equipos vendedor y comprador, posteriores a la celebración del SPA, en torno al tema del ajuste del precio, no tiene, en opinión del Tribunal, entidad para mostrar la existencia de un designio negocial unívoco, ni contrario a lo que las cabezas visibles de tales equipos acordaron sobre el particular, sin perder de vista que consideraciones relacionadas con las circunstancias asociadas a la fecha de firma del SPA, los anexos que para ese momento no estaban completados, algunos cambios de páginas, etc, se enmarcan en una conducta al menos tolerada por ambas partes, quizá consecuente con la situación fáctica del momento, caracterizada por involucrar un “negocio” que, de hecho, venía en algún grado desarrollándose con base en el acuerdo inicial plasmado en la Carta de Intención. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 88 Desde la óptica de las excepciones de mérito propuestas por Pegasus, aunque es cierto, literalmente hablando, que hay “INEXISTENCIA DE LA OBLIGACIÓN DE AJUSTAR EL PRECIO POR ‘OTRAS OBLIGACIONES’”, el tratamiento jurídico correspondiente se ubica, en rigor, en la desestimación de las pretensiones de la demanda de reconvención por no concurrir los supuestos sustanciales requeridos para su prosperidad, de modo que es tal desestimación de las pretensiones lo que se impone declarar, sin que, en estricto rigor, haya lugar a la consideración individual del correlativo medio exceptivo propuesto, respecto del cual basta, simplemente, un pronunciamiento de ese talante, tal como lo ha sostenido en varias ocasiones la jurisprudencia arbitral79, con apoyo en antiguo planteamiento doctrinal según el cual “Salvo las del proceso ejecutivo, las excepciones se deciden en la sentencia final.

Si el demandado las ha propuesto, el juez debe examinarlas en la parte motiva y decidir sobre ellas en la parte resolutiva, siempre que encuentre acreditados los requisitos de la pretensión, pues en caso contrario absuelve al demandado por la ausencia de cualquiera de ellos ( ). Sobre este punto dice la Corte: ‘El estudio y decisión de las excepciones no son pertinentes, por regla general, cuando se niegan las peticiones de la demanda, negativa que muchas veces proviene de la ineficacia de la acción (pretensión)’ (XLVII, 616)”; puede afirmarse, entonces, que cuando en la estructuración de la defensa se formula a manera de excepción lo que en verdad corresponde a la oposición o negación misma de la pretensión, y ésta no está llamada a tener éxito, es la desestimación del petitorio lo que realmente prevalece, no la prosperidad del medio exceptivo propuesto, la que, por lo tanto, bajo esa consideración de forma procesal, no se declara.

En relación con la excepción propuesta por Pegasus con el rótulo de “LA INTERPRETACIÓN NOVÍSIMA DE INCLUIR ‘TODOS’ LOS PASIVOS COMO ACTIVANTES DE LA DEDUCCIÓN, NO SE AVIENE A LA OBLIGACIÓN DE EJECUTAR LOS CONTRATOS DE BUENA FE”, que la convocante ubica en el terreno de constituir -la interpretación propuesta por NGE- “una maniobra para evadir el pago” de las obligaciones pendientes, ha de desestimarse pues además de involucrar una imputación de una conducta intencional no probada, del examen efectuado por el Tribunal se desprende la existencia de una sustentación que, aun ante la realidad decisoria de no haber sido acogida, no habilita el reproche propuesto en la formulación del medio defensivo formulado.

Por supuesto, en el contexto de algunos comentarios que incorpora Pegasus en la parte final de su alegato de conclusión80, advierte el Tribunal que, por escapar al ámbito de su competencia y de sus atribuciones jurisdiccionales ciertamente transitorias y delimitadas, nada puede ni debe decir en torno al comportamiento futuro de NGE frente al fallo que aquí se profiere, ni respecto del estado de la garantía constituida mediante el contrato de prenda de acciones mencionado en la demanda.

En la misma línea argumentativa, para el Tribunal no es de recibo el medio de defensa formulado por Pegasus bajo el rótulo de “ACTOS PROPIOS DE NGE”, pues ciertamente el mero paso del tiempo tomado por la Convocada para asumir y plantear su posición alrededor de la interpretación de la cláusula 2.5. (a) del SPA, aún haciendo asbtracción de los motivos que lo originaron, no representaría una conducta con virtualidad para enervar el derecho reclamado, el mismo que no se reconocerá pero por razones sustanciales diferentes ya expuestas por el Tribunal.

Esta excepción, entonces, no prosperará. Finalmente, no advierte el Tribunal que se estructure caducidad ni prescripción de la acción incoada por NGE, medio exceptivo propuesto por Pegasus en la contestación 79 Entre los muchos pronunciamientos proferidos pueden citarse los Laudos de junio 8 de 1999 (caso INURBE vs FIDUAGRARIA), marzo 30 de 2006 (caso BANCOLOMBIA vs JAIME GILINSKI), mayo 10 de 2011 (caso INTERASEO y OTROS vs DISPAC), y abril 5 de 2013 (caso AKARGO vs CENTRO CAMIONERO TRAILERS Y TRAILERS). 80 Páginas 179 a 184.

Pegasus señala en la demanda que las partes estipularon pagos adicionales por parte del Comprador y a favor del Vendedor, en caso que se cumplieran cada una de las condiciones pactadas para esos efectos. Dichos pagos condicionales y adicionales son los siguientes:  El equivalente a Un Millón Quinientos Mil Dólares (USD $1.500.000) en caso de cumplimiento de las condiciones pactadas en relación con el Bloque La Sierra.  El equivalente a Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $ 5.500.000) en caso de cumplimiento de las condiciones pactadas en relación con el Bloque Llanos 32.  El equivalente a Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000) en caso de cumplimiento de las condiciones pactadas en relación con el Bloque Llanos 17.  El equivalente a Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000) en caso de cumplimiento de las condiciones pactadas en relación con el Bloque Llanos 34.

En lo que concierne al primer pago adicional, esto es el relacionado con el Bloque La Sierra, la demanda señala que no se dieron las condiciones para que se causara el pago, de suerte que no existe reclamación por ese concepto, que, por consiguiente “no es objeto de la presente controversia” (Pág. 10 de la demanda y hecho 55 de la misma).

Al respecto, al contestar el hecho 55, NGE lo acepta. En este punto, no hay entonces discrepancia entre las partes y, por lo tanto, es una materia de la que no se ocupará esta providencia al no existir divergencia que deba ser resuelta por el Tribunal. En cuanto al pago relacionado con el Bloque Llanos 32, la demanda señala que se realizó en forma tardía, razón por la cual se reclama el valor correspondiente a la mora en la que incurrió el comprador respecto de dicho pago.

En relación con los pagos adicionales vinculados al Bloque Llanos 17 y al Bloque Llanos 34, la demanda señala que ninguno ha sido pagado y, en consecuencia, ambos son materia de reclamación en el presente arbitraje. 7.1. Los pagos relacionados con el Bloque Llanos 17, Cláusula 3.1. (iii) del SPA. 7.1.1. Posición de la convocante. En cuanto al pago relacionado con el Bloque Llanos 17, la demanda señala lo siguiente: NGE, mediante comunicación de 3 de agosto de 2012, informó a Pegasus que las pruebas cortas a las que se refiere la Sección 3 del SPA iniciarían el 4 de agosto de 2012.

El 6 de septiembre de 2012, P1 envió a Pegasus el reporte de producción del pozo Celeus-1 (Bloque Llanos 17) que obtuvo en desarrollo de las pruebas, las TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 90 cuales se practicaron durante 21 días81 y arrojaron una producción total de 5.084 barriles de petróleo.

Posteriormente, se procedió a cerrar el pozo mientras se estudiaba la viabilidad económica del mismo. Pegasus afirma que con posterioridad a estos hechos, requirió a P1 para que le remitiera la información técnica de las pruebas practicadas en el Pozo Celeus 1, con el objeto de verificar el cumplimiento de las condiciones pactadas en relación con el pago adicional correspondiente al Bloque Llanos 17, junto con la forma cómo las mismas se llevaron a cabo.

Mediante comunicación de 22 de marzo de 2013, Pegasus requirió a NGE y a P1 para que efectuaran el pago adicional correspondiente al Bloque Llanos 17 porque a su juicio “existía evidencia suficiente que permitía concluir que la producción potencial del pozo Celeus-1 del Bloque Llanos 17 supera claramente los 250 BOPD” (Hecho 57.5 de la demanda).

Sobre los hechos sintetizados en precedencia, Pegasus construye las siguientes pretensiones específicas de incumplimiento:  Pretensión específica décima tercera principal: que se declare el acaecimiento de las condiciones previstas en la Sección 3.1. (iii) del SPA (Bloque Llanos 17) para activar la obligación de pago en cabeza de NGE y a favor de Pegasus a la que se refiere dicha estipulación.  Pretensión específica décima cuarta principal: que se declare el incumplimiento inexcusable por parte de NGE de la obligación de pagar el monto estipulado en la Sección 3.1.

(iii) por valor de Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo).  Pretensión específica décima quinta principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión anterior, se condene a NGE a pagar la obligación estipulada en la Sección 3.1. (iii) por valor de Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo).  Pretensión específica décima sexta principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión décima cuarta principal, se declare que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley, causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación.  Pretensión específica décima séptima principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión anterior, se condene a NGE al pago de la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley causados desde la fecha en la que debió pagarse la respectiva obligación.  Pretensión específica décima octava principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión específica décima cuarta principal, se declare que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las acciones objeto de venta en el SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pago prevista en la Sección 3.1.

(iii) del SPA, equivalente a Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo). 81 El correo se refiere a 41 días. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 91  Pretensión específica décima novena principal: que como consecuencia de la pretensión anterior se condene a NGE al pago del monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las acciones objeto de venta en el SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE. 7.1.2.

Posición de la convocada. En cuanto al pago adicional por el Bloque Llanos 17, NGE manifestó que dicha suma no se debe por cuanto no se cumplieron las condiciones para la causación del mismo. NGE argumenta que no es cierto que haya informado a Pegasus que la producción total fue de 5.084 barriles y manifestó atenerse a lo que resulte probado respecto de la reunión de 14 de septiembre de 2012, así como a los resultados oficiales de las pruebas practicadas por el operador del Bloque Llanos 17, esto es Parex Resources Colombia.

Al desarrollar las excepciones en la contestación de la demanda, NGE formuló, entre otras, la que denominó “Inexistencia de la obligación del pago adicional y condicional por la producción del Bloque Llanos 17”; bajo este medio exceptivo NGE sostuvo que la prueba corta a la que se refiere la Sección 3.1. (iii) del SPA, efectuada en el Bloque Llanos 17 arrojó “que el promedio de producción, al que se sujetó éste pago, no se dio, pues no era posible a alcanzar (sic) el promedio mínimo de producción establecido en el SPA para que surgiera la obligación del pago del bono de producción en relación con Llanos 17”.

Agregó que en el curso del trámite probaría que la condición pactada en la Sección 3.1. falló y, por consiguiente, la obligación de pago a su cargo, no surgió. En otro capítulo de la contestación, NGE señaló que al no haber nacido esta obligación, tampoco hay lugar a mora por su inejecución (pág. 101). Por último, la convocada propuso la excepción de compensación, en el evento en que el Tribunal dictamine que NGE debe a la convocante alguna suma de dinero. 7.1.3.

Consideraciones del Tribunal. i) El problema jurídico planteado. Expuestas como han quedado las posiciones de cada una de las partes en relación con la suma de dinero que se reclama en la demanda por concepto del Bloque Llanos 17, resulta pertinente identificar la cuestión jurídica que en este punto se plantea y que será objeto de análisis y decisión en el presente capítulo.

El encabezado de la Sección 3 del SPA se refiere al cumplimiento de las condiciones que las partes estipularon para que surgiera la obligación de efectuar pagos adicionales a cargo del comprador, por cuenta de cuatro bloques en particular. En lo que concierne al Bloque Llanos 17, las partes convinieron que si como resultado de una “prueba corta” -practicada en cualquiera de los dos primeros pozos perforados- uno de ellos alcanzaba una producción promedio de 250 BOPD82 por un período continuo de 30 días, NGE tendría la obligación de hacer un pago adicional de Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo) a favor de Pegasus. 82 BOPD es acrónimo de la expresión en inglés Barrels of oil per day, que significa Barriles de petróleo por día. La misma acepción fue estipulada por las partes en el capítulo 1 Definiciones, del SPA.

A la luz de los elementos de prueba relacionados con el eventual cumplimiento de la condición estipulada por las partes, y en armonía con los criterios hermenéuticos definidos en capítulo anterior, habrá de estudiarse si existe la obligación de efectuar pago adicional a cargo de la convocada, conforme a las estipulaciones acordadas en esa materia. ii) Lo estipulado por las partes en la Sección 3.1. del SPA.

En lo que concierne al pago adicional por el Bloque Llanos 17, en la Sección 3.1. del SPA las partes estipularon que si alguna de las condiciones para dicho pago se cumplía, NGE entregaría a la persona designada por Pegasus una cantidad de acciones ordinarias de las Compañías que cotizan en Bolsa83, de valor equivalente al monto acordado en las subsecciones siguientes.

Para el Bloque Llanos 17 dicho monto se pactó en Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000).  Forma de pago. En cuanto a la forma de pago del bono pactado, se encuentra que la estipulación bajo examen dispone que NGE entregaría una cantidad equivalente al monto acordado, de acciones ordinarias de las Compañías que cotizan en Bolsa, conforme a la acepción incorporada en el Capítulo 1 de Definiciones del contrato.

Así mismo, en la Sección 2 del SPA, que regula el precio de compra y los ajustes de precio y otros pagos derivados del contrato, bajo la letra c) se regularon las condiciones especiales para el caso que el Comprador cancelara con acciones de pago o acciones liberadas. En este punto, las partes convinieron que “(i) Si en las fechas en las que alguno de los pagos previstos en las Secciones 2.2.

(b) (ii) y 3.1. deba efectuarse las acciones ordinarias de la Compañía que cotiza en Bolsa no están enlistadas para comercialización en la TSX-V, el Comprador efectuará el pago en efectivo”. A continuación, en el punto (ii) siguiente, se estipuló que en caso de que las referidas acciones sí estuvieran enlistadas para comercialización en la TSX-V, si el Comprador elige efectuar los pagos en “Acciones de Pago” o en “Acciones Liberadas”, deberá notificar al Vendedor para tal efecto, al menos con 15 días de anticipación. En el presente caso, el Tribunal encuentra que, en primer lugar, las pretensiones de la convocante referidas al pago de bonos, se enderezan a que se pague en dinero y no en acciones.

En segundo lugar, no existe información en el proceso relativa a las acciones de la Compañía que cotiza en bolsa, ni tampoco sobre su comercialización en la TSX-V. La convocada no hizo manifestación alguna en relación con el hecho de que el pago de los bonos debía hacerse de manera preferente en acciones de la Compañía que cotiza en bolsa.

En el mismo sentido, el bono correspondiente al Bloque Llanos 32, se pagó por parte de NGE en efectivo, mediante transferencia electrónica, circunstancia que denota que la convocada no se opone a dicha forma de pago y, por el contrario, la aceptó84. Expresado en otras palabras, la intención clara y coincidente de ambas partes en este punto es que es procedente hacer el 83 Vd.

Capítulo 1 de “Definiciones” del SPA. 84 Sobre el particular, la convocante, que recibió el respectivo pago, señala en su alegación final que respecto del Bloque Llanos 32, “Teniendo en cuenta la inexistencia de la Listed Company, NGE procedió a pagar (tardíamente) USD$5.500.000 en efectivo mediante transferencia electrónica a la cuenta indicada por Grupo Pegasus, de acuerdo con lo previsto en la Sección 2.2(c).” (pág. 157) TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 93 pago correspondiente a los bonos pactados, en efectivo y, por consiguiente, en este punto habría que estarse a dicha intención clara de los contratantes, por supuesto en el evento en que se concluya afirmativamente sobre la causación del bono. Por lo anterior, el Tribunal considera que, con independencia de si hay lugar a la causación de los bonos, en lo que concierne únicamente a la forma cómo se harían los pagos adicionales que se reclaman en la demanda, es aceptable el pago en efectivo de los mismos, en tanto no existe información relacionada con la Compañía que cotiza en Bolsa a la que se refiere el SPA, amén de que la convocada no se ha opuesto a dicha forma de pago, ni ha invocado ni ejercido la opción que consagra la Sección 2, letra c) (ii) del SPA, que le imponen observar un mecanismo de notificación al vendedor, cuando elija efectuar pagos en acciones.  El procedimiento pactado.

En la Subsección 3.2. las partes estipularon los procedimientos que ellas “deberán usar” con el fin de determinar el cumplimiento de las condiciones a las que se sujetaron los pagos adicionales a cargo de la convocada y que se precisan a continuación. La “prueba corta” debería practicarse durante un período de producción continua cuya duración no podría ser inferior a 30 días.

Dicho plazo no podría incluir los días en los que el pozo no estuviera en producción por razones de carácter mecánico. Así mismo, la prueba corta debería incluir las actividades requeridas para alcanzar la producción continua mínima. (Cláusula 3.2. (i) del SPA) Dicha “prueba corta” debería ser realizada por el operador del contrato de exploración y producción. Para efectos de la “prueba corta”, tanto NGE como Pegasus designarían un representante para que participara “como espectador”, en su realización, durante el periodo de producción acordado, vale decir 30 días.

Así pues, más que una participación de los representantes de las partes, lo que se convino es que ellos presenciarían las pruebas, en condición de observadores, pero sin tener posibilidad de interactuar o de intervenir en ellas. (Cláusula 3.2. (ii) del SPA) Las partes estipularon que el Comprador (NGE) entregaría a Pegasus una comunicación escrita en la que informaría la fecha propuesta para la iniciación de las pruebas cortas, así como el plazo de duración esperada.

(Cláusula 3.2. (iii) del SPA) Terminadas las pruebas cortas y expirado el período de producción acordado en la Sección 3.1., NGE y Pegasus, con base en la información proporcionada por el Operador, determinarían si las condiciones estipuladas en la citada Sección 3.1. fueron satisfechas. En caso afirmativo, NGE tendría un plazo de 30 días para hacer entrega de las “acciones liberadas” a la persona delegada por el vendedor (Cláusula 3.2.

(iv) del SPA), o en dinero, según se puntualizó. En otras palabras, en lo que atañe al pago adicional por el Bloque Llanos 17, las partes estipularon que el nacimiento de dicha obligación se condicionaba a que como resultado de una prueba corta practicada en cualquiera de los dos primeros pozos perforados, uno de ellos alcanzara una producción mínima promedio de 250 BOPD, por un período continuo de 30 días.

En cuanto a la referida prueba corta, se convino que:  Su duración debería referirse a un período de producción mínimo de 30 días. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 94  Estaría a cargo del operador de contratos de exploración y producción.  Pegasus y NGE designarían, cada uno, un representante para que presenciara la práctica de las pruebas cortas.  NGE entregaría a Pegasus información escrita acerca de la fecha propuesta para iniciar las pruebas así como de su duración.  Culminadas las pruebas cortas, a partir de la información proporcionada por el Operador, las partes determinarían en forma conjunta si las condiciones estipuladas en la subsección 3.1. del SPA se habían cumplido.

En caso afirmativo, NGE tendría un plazo de 30 días para hacer el pago correspondiente. Así las cosas, en lo que concierne al Bloque Llanos 17, el Tribunal encuentra que fue voluntad de las partes pactar el pago de un monto adicional a cargo de NGE en el evento en que el referido Bloque cumpliera con una determinada producción de crudo verificable, esto es, que se tratara de un activo petrolero de carácter productivo, conforme a los parámetros establecidos por ellas, circunstancia esta que justificaría el pago adicional.

También está a tono con este entendimiento, la estipulación ss. del numeral 4.1 incorporada en el Capítulo de Declaraciones y Garantías del SPA, según la cual, el Vendedor no hizo declaración, ni ofreció “ninguna garantía de ningún tipo” respecto de la condición o de la operación de los pozos. Así mismo, en esa estipulación, el Vendedor “niega específicamente cualquier garantía de comerciabilidad o de idoneidad con un propósito específico con respecto a tales pozos”.

De esta suerte, el pago del “bono” por cuenta de las condiciones productivas de los pozos, se enmarca dentro de un contexto de pago o remuneración adicional a favor del Vendedor, por el hecho de que algunos de los activos petroleros vinculados al negocio jurídico resultaran productivos conforme a los datos que se recabaran en forma ulterior, por cuanto para la fecha de celebración del SPA el Vendedor no ofreció garantía alguna al respecto.

De acuerdo con declaraciones rendidas ante el Tribunal, estos pagos se denominaron por las partes y por quienes intervinieron en la negociación del contrato como “bonos”85, que se pagarían en forma adicional al precio, por tratarse de activos productivos, circunstancia que implicaría un reconocimiento adicional para el Vendedor. Ese entendimiento fue ratificado por Omar Leal, quien declaró: “El precio al que llegamos fue de US$35 millones que se le pagaban en un programa de pago, también tenía derecho a unos bonos y esos bonos iban a depender de los resultados que se tuvieran en la exploración de los pozos que se iban a hacer en los bloques que estaban en exploración, no había bono por La Punta, ni por Buenavista, había bono por La Sierra, por Llanos 17, Llanos 32 y Llanos 34.

Los bonos podían llegar a sumar hasta creo que eran como US$13 millones y se repartió de acuerdo a la importancia que le dimos a cada bloque el valor de ese bono, entonces al principio empezamos a negociar que se debía pagar el bono si había un pozo productor y al final llegamos a un negocio en el cual los bonos solamente se daban si el pozo era productor y si durante un mes se mantenía una producción mínima”. 85 Desde la Carta de Intención de 29 de diciembre de 2009 las partes estipularon el pago de los referidos “bonos”, en razón de los pozos productivos de Pegasus.

Cfr. Letra C de la Carta de Intención. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 95 Por último, en la Subsección 3.3. del SPA, las partes estipularon la forma cómo debía determinarse la cantidad de acciones liberadas, conforme a lo acordado en la subsección 3.1.

Sin embargo, como quedó expuesto en líneas anteriores, para el asunto bajo examen, las pretensiones de Pegasus relativas a los bonos, se refieren a que los mismos se paguen en efectivo y no en acciones liberadas, razón por la cual en este caso no hay lugar a determinar la cantidad de tales acciones, en los términos de la cláusula 3.3.  Las pruebas realizadas en el Bloque Llanos 17.

Lo que está probado. Con el propósito de determinar si el Bloque resultaba productivo, las partes estipularon el mecanismo que denominaron “pruebas cortas” a las que se refiere la cláusula 3 del SPA, procedimiento que tenía por objeto definir si el Bloque correspondiente cumplía con un nivel específico de producción de petróleo, durante un plazo determinado.

Este mecanismo permitiría conocer, conforme a los parámetros convencionalmente señalados, si el activo petrolero era lucrativo y si como consecuencia de esa condición, surgiría la obligación de pago adicional a cargo de NGE. Para efectos de analizar lo que fue estipulado y ejecutado por las partes en cuanto a las pruebas técnicas para determinar si surgió la obligación condicional a cargo de la convocada de pagar una suma adicional por concepto del Bloque Llanos 17, la manera cómo se practicaron las referidas pruebas y los resultados que ellas arrojaron, el Tribunal se apoyará, de modo principal, en el peritaje rendido por el experto Enrique Amorocho Cortés, por tratarse de una materia de alto contenido técnico, amén de que se relaciona de forma intrínseca con las condiciones materiales y productivas del referido Bloque, sin perjuicio de analizar otros elementos de prueba que obran en el expediente.

De igual manera, resulta nítido que el objeto de la prueba pericial técnica decretada a instancias de la convocante tenía por objeto, de modo general, examinar y determinar las condiciones de producción del pozo Celeus-1 del Bloque Llanos 17, así como analizar las pruebas practicadas en dicho Bloque para determinar sus niveles de productividad.

De conformidad con el peritaje técnico, la controversia se refiere al pago condicional correspondiente al bono por el Pozo Celeus-1 del Bloque Llanos 17, en tanto este es el “-primer pozo exploratorio A-3 perforado en el Bloque Llanos 17 bajo el Contrato de E&P Nº 25 de 2009, del 12 de marzo de 2012 al 20 de abril de 2012- por cuanto el segundo pozo exploratorio A-3 perforado en este bloque, denominado Mapora-1 (perforado en el período mayo 12 de 2012-junio 2 de 2012) fue taponado y abandonado el 23 de junio de 2012”86.

De acuerdo con el peritaje técnico, el pozo Celeus-1 tuvo tres períodos de producción que se identifican así87:  El primer período: 25 y 26 de julio de 2012 en la formación Gachetá, y 29 y 30 de julio de 2012 en la formación Carbonera. Para esta etapa, las pruebas estuvieron a cargo de quien era para entonces operador del Bloque, esto es Ramshorn International Limited.  El segundo período: de 4 de agosto de 2012 a 12 de agosto de 2012 en la formación Gachetá, y de 15 de agosto de 2012 a 23 de agosto de 2012 de la formación Carbonera.

Durante esta etapa, las pruebas también estuvieron a cargo del operador Ramshorn International Limited. 86 Págs. 4 y 5 del peritaje técnico. 87 Págs. 9 y 10 del peritaje técnico. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 96  Tercer período: del 23 de septiembre de 2013 y seguía en curso a la fecha de presentación del dictamen (9 de diciembre de 2013) en la formación Gachetá. Para este lapso, el operador del Bloque fue Parex Resources Colombia Ltd.

Según el perito, conforme a comunicación remitida por NGE, las pruebas cortas del pozo Celeus-1 se llevaron a cabo en el segundo período toda vez que las mismas iniciaron el 4 de agosto de 201288. En efecto, según dicho documento89, en lo que atañe al Bloque Llanos 17 el Director de NGE manifestó a Pegasus que “el 4 de agosto de 2012, las pruebas cortas se iniciaron de acuerdo a (sic) la sección 3.2 (ii) y (iii) del SPA…”.

La Resolución 18 1495 de 2009 del Ministerio de Minas y Energía contempla solo dos clases de pruebas para ser efectuadas durante la etapa de exploración: la prueba inicial y las pruebas extensas. Según el artículo 6 de la Resolución 18 1495 de 2009, las pruebas iniciales son “pruebas cortas de producción que se realizan posteriormente a la terminación oficial de un pozo nuevo e incluyen pruebas de presión y de evaluación de rocas y fluidos del yacimiento”.

Las pruebas extensas, según la referida resolución, es el “período de producción posterior a la prueba inicial que tiene por finalidad obtener información adicional del yacimiento, para definir la comercialidad o no del campo”. Por su parte, el artículo 27 ibídem dispone que concluida la perforación y terminado el pozo, se realizará prueba inicial de producción, que tendrá una duración máxima de siete días de producción de fluidos por intervalo probado y sin perjuicio de los tiempos requeridos para toma de muestras, registros de presión y acondicionamiento del pozo.

Los resultados de la prueba se reportarán en el Formulario 6 “Informe de terminación oficial”. Así mismo, el artículo 36 ibídem señala que para realizar pruebas extensas de producción se debe obtener autorización previa del Ministerio de Minas y Energía, para lo cual ha de estar aprobado el Formulario 6 “Informe de terminación oficial” y las facilidades de producción que se utilizarán; además se debe presentar un programa de pruebas y un mapa del área del yacimiento.

Dichas pruebas tendrán una duración máxima de seis meses, prorrogables en función de su alcance. Con base en las disposiciones reglamentarias invocadas, así como en las verificaciones hechas en el peritaje técnico, se encuentra que en la práctica de la industria petrolera hay lugar a dos clases de pruebas en los yacimientos y pozos: las pruebas iniciales y las pruebas extensas.

Las primeras son “pruebas cortas” de producción que se practican después de la terminación oficial de un pozo nuevo e incluyen exámenes de presión y de evaluación de rocas y fluidos. Por su parte, las pruebas extensas tienen lugar después de las pruebas iniciales y su finalidad es obtener información adicional del yacimiento, con miras a definir la comercialidad o no del campo.

Expresado en otras palabras, si bien las dos clases de pruebas tienen un objetivo común que es evaluar y obtener información acerca del pozo o yacimiento, cada una de ellas tiene características singulares que las diferencian entre sí. En cuanto a la oportunidad en la que se realizan: las pruebas iniciales, como su nombre lo indica, tienen lugar justo después de la terminación oficial del pozo, esto es después de la perforación y culminados los trabajos u operaciones que tienen por 88 En el anexo que se acompaña al correo electrónico de 6 de septiembre de 2012 que obra a folio 430 del Cuaderno de Pruebas Nº 2 remitido por P1 a Pegasus constan datos de producción del Pozo Celeus 1 del día 3 de agosto de 2012. 89 Folios 163 a 168 del Cuaderno de Pruebas Nº

Las pruebas extensas se llevan a cabo con posterioridad a las pruebas iniciales, es decir después de haberse practicado las primeras pruebas del pozo. En cuanto a lo que es objeto de evaluación: las pruebas iniciales se practican durante siete días continuos de producción e incluyen exámenes de presión y de evaluación de rocas y fluidos del yacimiento.

Las pruebas extensas tienen por finalidad obtener información adicional o complementaria a la que arrojan las pruebas iniciales, con el propósito de definir la comercialidad o no del campo. Así las cosas, las pruebas extensas tienen un propósito más global que se relaciona con la comercialidad del campo, mientras que las pruebas cortas se refieren a las particularidades físicas del yacimiento, en todo caso en función de la producción del mismo.

La extensión de las pruebas: las pruebas iniciales, por definición son “pruebas cortas de producción” que tienen una duración máxima de siete días de producción de fluidos, susceptible de ampliarse con autorización del Ministerio de Minas y Energía. Las pruebas extensas se practican después de las pruebas iniciales cortas y con el fin de obtener información adicional, de suerte que -como su propia denominación lo indica- no tienen la brevedad que se predica de las primeras, pues pueden tener una duración máxima de seis meses.

Para la realización de las pruebas extensas de producción se debe obtener autorización previa del Ministerio de Minas y Energía. Sentadas las premisas anteriores, el Tribunal encuentra que el mecanismo de “pruebas cortas” acordado por las partes en el SPA -en particular en la Sección 3- debe ser objeto de ciertas precisiones y delimitaciones para su recta aplicación en la decisión de la controversia que en este punto se desata.

En el contexto reglamentario descrito, la “prueba corta” tiene un sentido y un alcance precisados en las regulaciones pertinentes, situación que se refuerza con la expresión utilizada a continuación en la cláusula, según la cual dicha prueba corta será “cumplida de acuerdo con las normas de la industria”. Con esa precisión aclaratoria incorporada por las partes, puede sostenerse que las pruebas cortas convenidas en la Sección 3 del SPA se acompasan, en lo conceptual, con aquellas “pruebas iniciales” a las que se refieren las normas de la industria, y no con unas pruebas cortas distintas o particulares que las partes hayan querido estipular para la evaluación del Bloque objeto de negociación, sin perjuicio de la eventual consideración, según las circunstancias lo permitieran, del término extendido de 30 días, no incompatible por la vía de la posibilidad de la ampliación del término inicial de siete días previsto normativamente.

Dicho entendimiento encuentra también respaldo en la Carta de Intención suscrita por las partes el 29 de diciembre de 2009, documento en el que, como quedó precisado, se consignaron elementos fundamentales del negocio jurídico que a la postre celebrarían las partes y que se cristalizó en el SPA. En dicha Carta de Intención se incluyó la obligación condicional de pagar “bonos” por los pozos productivos de Pegasus y se estipularon las condiciones a las cuales se sujetarían dichos pagos.

En dicho documento se convino que NGE pagaría los bonos por los pozos productivos a Pegasus si se cumplía la respectiva condición estipulada, que para el Bloque Llanos 17, consistía en “como resultado de ‘pruebas cortas’ hechas en cualquiera de los primeros dos pozos del Bloque Llanos 17 un pozo se declara comercial”. Nada estipularon las partes en este documento acerca de la duración de las pruebas cortas a las que se sometería cualquiera de los pozos, sino que simplemente convinieron la práctica de “pruebas cortas”, sin especificar duración alguna de las mismas.

Por su parte, el testigo Dave Kimery, vinculado con P1 Energy, manifestó al respecto: “El contrato se refiere a los dos primeros pozos del bloque Llanos 17 y los resultados de las pruebas cortas para esos dos pozos, de acuerdo con los reglamentos ANH, para el tipo de pozo que sería perforado en Llanos 17 estos serían pozos de exploración donde la prueba corta correspondía a una definición regulatoria definitiva”.

(Negrilla agregada) En seguida, reiteró su entendimiento respecto de la referencia a los reglamentos administrativos de las pruebas: “Lo he dicho varias veces, el pozo pasó por las pruebas cortas de acuerdo con las definiciones de ANH y hemos pasado al programa de evaluación que incluye de acuerdo con las definiciones ANH las pruebas extensas y actualmente están haciendo las pruebas extensas que serían producción y yo creo que todos esos datos están consignados en las pruebas aportadas”.90 (Negrilla agregada) La interpretación que antecede también se acompasa con lo consignado por el Tribunal en capítulo anterior de esta providencia, en particular en lo que concierne al respeto de la común intención de los contratantes, y se ajusta a los cánones que gobiernan la interpretación de los contratos, en particular a lo dispuesto por los artículos 1618 a 1623 del Código Civil.

En efecto, para el Tribunal resulta claro que más que la estipulación de un plazo específico de duración de las pruebas cortas que, como quedó precisado, solo vino a incluirse en el SPA, al tenerse conocimiento claro de la intención de las partes, debe ella consultarse (artículo 1618 del Código Civil), y para este punto, la voluntad de los contratantes fue valorar la productividad de los pozos mediante el sistema de “pruebas cortas”, para determinar si aquellos cumplían con la tasa de productividad convenida, en este caso 250 barriles por día. De acuerdo con el material probatorio examinado, el período de 30 días al que se refiere la cláusula 3 del SPA no fue un elemento esencial ni determinante en la celebración del SPA, ni tampoco en la ejecución del mismo, en particular al momento de evaluar las condiciones de productividad de los pozos; el Tribunal, entonces, lo considera o tiene en cuenta en el contexto y con el alcance que a su juicio corresponde, reseñado con anterioridad.

Así mismo, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 1619 del Código Civil, la expresión “pruebas cortas” debe entenderse en el marco de la terminología que tiene un alcance reglamentario y preciso en la industria del petróleo, y por tanto es en ese sentido que debe aplicarse al presente asunto. Lo anterior, aunado a lo que indica el principio de interpretación lógica del contrato según el cual “El sentido en que una cláusula pueda producir algún efecto, deberá preferirse a aquel en que no sea capaz de producir efecto alguno” (artículo 1620 del Código Civil), lleva al Tribunal a concluir que las pruebas cortas a las que se refiere la Cláusula 3 del SPA debían practicarse “de acuerdo con las normas de la industria”, vale decir, conforme a las normas legales y reglamentarias que regulan este tipo de análisis, lo cual se refiere también a la duración de los mismos.

Por el contrario, la interpretación según la cual las pruebas cortas debían inexorablemente practicarse en un término de 30 días, esto es distinto al dispuesto por las resoluciones del Ministerio de Minas y Energía, no solo 90 Página 49 de la transcripción del testimonio de Dave Kimery. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 99 desviarían la intención real y esencial de los contratantes que era verificar las condiciones de productividad del pozo, sino que además haría prácticamente inane la cláusula en la eventualidad de no realización de pruebas con esa extensión temporal, situación que fue la que en la realidad se presentó en el mes de agosto de 2012 según se acredita en el expediente y lo reconocen las mismas partes, pues para esa época no se realizaron pruebas cortas con una duración de 30 días.

Bajo el mismo criterio hermenéutico, el Tribunal no encuentra que durante la ejecución del contrato -en particular, con ocasión de las pruebas cortas practicadas en el Bloque Llanos 17- exista manifestación de las partes enderezada a reivindicar o a exigir el cumplimiento del plazo de 30 días consignado en la cláusula 3, sino que ellas se avinieron a la práctica de las pruebas cortas en los términos en que fueron realizadas por el operador del pozo.

En otras palabras, no se encuentra acreditado que alguna de las partes, en particular NGE, haya desconocido en su oportunidad, el mérito de las pruebas cortas porque no se hubiera observado el plazo de 30 días al que se refiere la Sección 3 del SPA. Por el contrario, con arreglo al artículo 1622 del Código Civil, según el cual las cláusulas de un contrato se pueden interpretar “por la aplicación práctica que hayan hecho de ellas ambas partes, o una de las partes con aprobación de la otra parte”, se tiene que respecto de los bonos correspondientes al Bloque Llanos 32 (Cláusula 3.1.

(ii)) y al Bloque Llanos 34 (Cláusula 3.1. (iv)) las partes dieron por cumplidas las condiciones de causación de tales pagos adicionales, “sin aun haberse llevado a cabo la prueba inicial por los 30 días continuos de producción”91. Quiere decir lo anterior que para estos bloques las partes determinaron que eran productivos y que, por consiguiente, se causó el pago adicional, sin referencia al transcurso del lapso de 30 días estipulado también en las referidas cláusulas y con la misma denominación de “pruebas cortas”.

De lo anterior es forzoso concluir que si bien las partes incluyeron la referencia al plazo de 30 días para la realización de las pruebas cortas, en la aplicación práctica del contrato no se apegaron a él como condición esencial o imprescindible, hasta el punto que privilegiaron el resultado de la productividad de los respectivos bloques haciendo abstracción, desde esa perspectiva, del espectro temporal mencionado.

Se armoniza con dicho entendimiento, la declaración de Dave Kimery relacionada con la producción de los Bloques Llanos 32 y Llanos 34 según la cual “si es un hallazgo comercial bueno, se puede saber relativamente rápido en horas o días”; respecto de la prueba del Bloque Llanos 32 precisó “la prueba inicial en ese caso fue de 1 o 2 días y con base en esos datos se consideró que era comercialmente explotable el depósito y que se pagaba la bonificación sobre la base de esos datos de muy pocos días y no sobre pruebas de 3 días que no eran necesarias”92 Al no haber una voluntad contraria expresada por alguna de las partes, “deberá estarse a la interpretación que mejor cuadre con la naturaleza del contrato” (artículo 1621 del Código Civil), y por consiguiente, el Tribunal encuentra que la interpretación de las pruebas cortas que se estipularon en el SPA y que se ha consignado en este acápite, se aviene al postulado en mención, amén de que salvaguarda la intención real de las partes y se armoniza con las normas legales y reglamentarias de la industria petrolera, en lo pertinente.

En otras palabras, al haber estipulado las partes la realización de pruebas cortas “de acuerdo con las normas de la industria” y por tratarse de una actividad que en este punto cuenta con reglamentación administrativa propia, el Tribunal considera que el examen y la aplicación de las “pruebas cortas” estipuladas en el SPA debe hacerse con referencia principal a los lineamientos 91 Numeral 496 de las alegaciones de la convocada. 92 Folio 197 del Cuaderno de Pruebas Nº

1. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 100 trazados en estas consideraciones, en tanto dicha interpretación se armoniza con el régimen normativo ya referido y, a la vez, respeta la común intención de las partes93, evidenciada, como se ha puesto de presente, en circunstancias antecedentes al SPA, como es lo previsto en la Carta de Intención, y en comportamientos posteriores al mismo, ya en el campo de los actos de ejecución del negocio jurídico bajo examen.

En el mismo sentido, de acuerdo con el principio de hermenéutica sistemática del negocio jurídico, la interpretación que se adopta encuentra también respaldo en la “aplicación práctica” que hicieron las partes respecto de las pruebas cortas estipuladas en la Sección 3, toda vez que más que sujetarse a un plazo específico - que en todo caso está definido por las normas administrativas-, la intención de los contratantes al estipular las pruebas cortas fue obtener información acerca de las condiciones de productividad del pozo, lo que a la postre consiguieron con las pruebas practicadas por el operador.

A partir de las consideraciones que anteceden el Tribunal encuentra lo siguiente: En el expediente obra copia de la comunicación de 3 de agosto de 201294, mediante la cual NGE informó a Pegasus que las pruebas cortas a las que se refiere la Sección 3 del SPA iniciarían el 4 de agosto de 2012. Esa comunicación es clara respecto de la fecha de inicio de las pruebas cortas estipuladas por las partes, que según el dictamen pericial corresponde al segundo período de producción del pozo Celeus-195, y con ella se dio cumplimiento a lo acordado en la cláusula 3.2.

(iii) del SPA, relacionado con la información a Pegasus del inicio de las pruebas cortas. Bajo ese entendimiento, NGE en el numeral 560 de sus alegaciones finales manifiesta que “Queda entonces claro que para examinar si se cumplió o no la condición que da lugar al pago del Bono en Llanos 17, se deberán examinar las pruebas iniciales en el Pozo Celeus, que se llevaron a cabo en agosto de 2012”.

También obra en el expediente la comunicación de 6 de septiembre de 201296, mediante la cual P1 envió a Pegasus el reporte de producción del pozo Celeus-1, luego de “41 días de pruebas”. En el mismo documento, se señala que la producción se encuentra suspendida y que el último día de producción fue el 23 de agosto de 2012. Esta comunicación indica la fecha de terminación de las pruebas cortas, que se practicaron en un plazo incluso superior al previsto en los requerimientos administrativos ya precisados.

Al margen de la referencia que se hace en el reporte, las pruebas tuvieron al menos una duración de 21 días97.  El operador. De acuerdo con el dictamen, el “Operador es el único autorizado y obligado a llevar a cabo todas las operaciones requeridas y a presentar los informes correspondientes al Ministerio de Minas y Energía y la ANH y al Ministerio del Ambiente”98; según el Contrato de Exploración y Producción del Bloque Llanos 17, el operador “será quien haya demostrado ante LA ANH la capacidad jurídica, técnica, operacional y financiera, de conformidad con los reglamentos de contratación de LA ANH y haya 93 En abono de dicha conclusión, NGE en el numeral 417 de sus alegaciones finales anota que “no es casual o por error que las Partes acordaron sujetar la condición a las pruebas cortas” y en numeral 442 siguiente agrega que nunca acordó el monto de producción promedio para el pago del bono “en el contexto de unas pruebas extensas, que son completamente diferentes a las pruebas cortas iniciales!” 94 Folios 163 a 168 Cuaderno de Pruebas Nº 2. 95 Págs. 9 y 10 del peritaje técnico. 96 Folio 430 del Cuaderno de Pruebas Nº 2. 97 Sobre este punto el testigo Kimery señaló: “En esta caso había incertidumbre si la acumulación de petróleo que se encontró iba a ser comercialmente factible, producible y entonces… le pidió una extensión a Minminas para una extensión de las pruebas y como resultado el período total para la prueba fue de 23 días aproximadamente.” 98 Pág. 20 del peritaje técnico.

En cuanto a la designación de un representante de cada una de las partes para que presenciara la realización de las pruebas cortas, no existe mayor información en el expediente que dé cuenta de las actuaciones de los contratantes. Cabe reiterar en este punto la comunicación de 3 de agosto de 2012, en la que NGE informó acerca de la iniciación de las pruebas y le solicitó a Pegasus la designación de un representante suyo para que presenciara las mismas.

En relación con este punto, no existen discrepancias relevantes, ni materia litigiosa entre las partes, como tampoco información concreta en el expediente acerca de la conducta de cada una de ellas. La convocante expresa que la comunicación de 3 de agosto de 2012 a la que se hizo referencia, fue recibida el 14 de agosto siguiente, esto es después de haberse iniciado las pruebas, lo que le vulneró los derechos derivados del SPA y es muestra de la falta de colaboración de NGE en el suministro de información relacionada con las pruebas cortas101.

Más allá de dicha queja, no hubo en el desarrollo probatorio elementos significativos a considerar en relación con este punto del SPA. En suma, el Tribunal no encuentra que este haya sido un punto determinante que haya influido en las disputas que existen entre las partes, toda vez que fuera del reproche de la convocante al que se ha hecho referencia, no existe diferencia sustancial entre ellas, ni reclamación en relación con quienes asistirían en nombre de cada una a las pruebas cortas, ni tampoco sobre que tal circunstancia hubiera sido causante o generadora de algún incumplimiento o perjuicio concreto.  La producción del Bloque Llanos 17.

Para el análisis de este punto, el Tribunal se referirá, de modo principal, a los resultados de producción del Bloque Llanos 17 correspondientes al período en el que se hicieron las pruebas cortas, entendidas estas con el alcance y precisiones consignadas en esta providencia. En consecuencia, tomará como referencia principal, las pruebas realizadas en agosto de 2012, toda vez que ese fue el lapso durante el cual las partes concretaron su común intención de verificar las condiciones de productividad del referido Bloque, conforme se ha precisado en acápite anterior.

Así mismo, de conformidad con lo estipulado en el SPA, el examen y la determinación del cumplimiento de las condiciones pactadas se harán en la forma estipulada por las partes en la Sección 3.2. (iv) del mismo, vale decir “con base en la 99 Cláusula 3.3.1.5. del Contrato de Exploración y Producción Bloque Llanos 17, citada en la página 12 del peritaje técnico. 100 Págs. 9 y 10 del peritaje técnico.

En el mismo sentido, en la página 5 del escrito de aclaraciones al peritaje, se precisa que “Ramshorn International Limited lo fue desde el 24 de agosto de 2010 (cuando reemplaza a Kinetex Sucursal Colombia Inc.) hasta el 15 de julio de 2013 cuando lo cedió a Parex Resources Colombia Ltd Sucursal.” 101 Pág. 159 de las alegaciones de la convocante.

En consecuencia, al haberse pactado que el responsable de las pruebas cortas sería el operador y que la definición del cumplimiento de las condiciones estipuladas en la Sección 3.1. se haría a partir de la información suministrada por el propio operador, el Tribunal habrá de atenerse a la intención y a la voluntad de las partes, en particular en lo relacionado con la fuente de la información acordada por ellas para la comprobación de la productividad de los bloques.

Por consiguiente, el análisis relacionado con la capacidad productiva del Bloque Llanos 17 y las consecuencias del cumplimiento de la condición estipulada por las partes se hará, en los términos del contrato, “con base en la información proporcionada por el Operador”, sin perjuicio, claro está, de apoyarse en otras fuentes que pudieran robustecer los análisis y las conclusiones de esta providencia. Según se sigue de la anterior precisión, las decisiones que correspondan no se adoptarán, como criterio principal de referencia, con base en las pruebas extensas, ni tampoco con apoyo en las proyecciones de la productividad del Bloque102, en la medida en que ninguna de ellas constituye la fuente acordada por las partes para efectos de determinar las condiciones del Bloque Llanos 17.

En efecto, la metodología de curvas de declinación -introducida con ocasión de la contradicción del peritaje técnico-, si bien es ampliamente utilizada en la industria petrolera, en el caso presente ofrece resultados proyectados a partir de datos relacionados con el comportamiento del pozo, lo cual, a juicio del Tribunal, no guarda particular conexión con la voluntad de las partes recogida en el SPA.

Así mismo, es claro que ambas partes tienen conocimientos y trayectoria en la industria petrolera y, por consiguiente, conocen de la existencia y utilidad de esta herramienta, pese a lo cual no acordaron su utilización para la verificación de las condiciones de producción de los pozos. En cuanto a las pruebas extensas, de conformidad con el peritaje técnico, ellas tuvieron lugar en el tercer período de producción del Bloque (del 23 de septiembre de 2013 y seguían en curso al 9 de diciembre de 2013) en la formación Gachetá. Como quedó expuesto en líneas anteriores, si bien las pruebas extensas tienen regulación positiva, en estricto rigor no corresponden a lo estipulado por las partes para la verificación de la productividad del Bloque Llanos 17 y se llevaron a cabo algo más de un año después de las pruebas cortas cuya realización fue anunciada a Pegasus y que fueron practicadas por el operador.  Los datos de producción. La prueba documental demuestra que, según el cuadro del reporte de producción remitido por P1 a Pegasus, el pozo Celeus-1 tuvo una producción de 5.084 barriles entre 3 y 23 de agosto de 2012 (2.345 en la Formación Gachetá y 2.738 en la Formación Carbonera)103.

En el mismo sentido, el perito técnico, al dar respuesta a la primera pregunta formulada por la convocante enderezada a establecer “el promedio de producción del Pozo Celeus-1 del Bloque Llanos 17 durante la ejecución de las pruebas cortas llevadas a cabo en dicho pozo”, señaló que con posterioridad a las pruebas de completamiento, la producción verificada con las pruebas iniciales es de 346 BOPD 102 En la página 29 del escrito de aclaraciones y complementaciones al peritaje, se advierte que “Los resultados extrapolados de las curvas de declinación no son ‘datos de precisión’ y deben considerarse como unos ‘buenos estimados’ si su extrapolación corresponde a las mismas condiciones de la parte histórica de que se habla atrás” 103 Folio 431 del Cuaderno de Pruebas Nº 2.

Sobre la suma global, el perito precisó que es posible que existe una diferencia en la última cifra por cuenta de la aproximación de decimales. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 103 para la formación Gachetá entre el 4 y el 12 de agosto de 2012 y de 280 BOPD de la formación Carbonera C7 entre el 15 al 23 de agosto de 2012.

Así mismo, a partir de la información consignada en el reporte del operador Ramshorn -quien tuvo a cargo las pruebas cortas en dicha etapa- al Ministerio de Minas y Energía de septiembre de 2012 (Forma 9 SH) se tiene que para el yacimiento Gachetá la producción fue de 262 BOPD, al paso que la del yacimiento Carbonera fue de 245 BOPD104.

Por otra parte, mediante oficio con referencia 2013047715 02-08-2013 del Ministerio de Minas y Energía citado en el peritaje, dicha entidad informó que “durante la última semana del mes de julio y primera del mes de agosto del mismo año [2012], se probó el potencial de producción del pozo en las formaciones Gachetá y Carbonera. Durante esta fase se recuperaron 5.083 barriles de petróleo y 1.748 barriles de agua, que corresponden a una producción diaria promedio de 254 barriles y un BSW cercano al 26%.”105 En concordancia con estos datos, también mediante oficio con referencia 2013065475 del 17-10-2013, el Ministerio de Minas y Energía informó al Tribunal acerca de la prueba y la producción de agosto de 2012 así: “Durante el mes de agosto del mismo año [2012], se probó el potencial de producción del pozo en las formaciones Gachetá y Carbonera.

Durante esta fase se recuperaron 5083 barriles de petróleo y 1.748 barriles de agua, que corresponden a una producción diaria promedio de 254 barriles y un BSW cercano al 26%”106. En relación con los datos que anteceden, el peritaje señala que la información suministrada por P1 a Pegasus respecto del nivel de producción del Bloque Llanos 17 coincide con la información oficial del Ministerio de Minas y Energía, constatación que resulta relevante para el Tribunal en tanto corrobora los datos que ofrece la prueba documental que obra en el expediente.

Señala el experto: “Nótese que este total de producción total fiscalizada en el mes de agosto de 2.012 de 5084 barriles coincide básicamente (posible diferencia en la última cifra por aproximación de decimales) con el total de producción reportada en las dos formas 9SH de 2881 de Gachetá y 2202 de Carbonera o 5083 barriles” 107 (Las negrillas son del texto original).

En cuanto a la información oficial consignada en los formularios del Ministerio de Minas y Energía (Formas 9SH, 16 y 30 SH)108, se encuentra lo siguiente: respecto del Yacimiento Gachetá, las pruebas practicadas en agosto de 2012109 arrojan una producción acumulada de 2881 barriles y una producción diaria de 262 barriles; En el Yacimiento Carbonera, las pruebas practicadas en agosto de 2012110 indican que la producción acumulada fue de 2202 barriles y la producción diaria fue de 245 barriles111. 104 Pág. 24 ibídem. 105 Pág. 28 del peritaje técnico. 106 Pág. 10 ibídem.

(folio 227 Cuaderno de Pruebas 6) 107 Pág. 27 ibídem. El artículo 60 de la Resolución 18 1495 de 2009 consagra los informes sobre actividades de producción, entre los cuales se encuentran los que se invocan en este punto. 108 Documentos aportados como Anexo 2 al peritaje técnico. 109 Esta información reposa en el Informe Mensual de producción de pozos de petróleo, condensado y gas en formato oficial del Ministerio de Minas y Energía (Forma 9SH) y tiene las firmas del representante del Operador (Ramshorn) y del Representante del Ministerio.

Si bien en ellas se refiere a la modalidad de explotación como “Pruebas extensas”, se trata de una imprecisión en la medida en que para agosto de 2012 y según consta en el mismo formato las pruebas tuvieron una duración de 11 días. 110 De igual manera, estas pruebas constan en el Informe Mensual oficial para agosto de 2012 (Forma 9SH) y tiene las firmas del representante del Operador y del representante del Ministerio de Minas y Energía. 111 Con todo, este dato no altera las conclusiones que se consignan, en la medida en que la cláusula 3.1.

(iii) del SPA se refiere a que “cualquiera de esos dos pozos logra una producción promedio de mínimo doscientos cincuenta (250) BOPD” TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 104 Los datos de producción que se acaban de relacionar fueron igualmente recogidos en el formato de Resumen Mensual sobre producción y movimiento de petróleo correspondiente al Campo Celeus para agosto de 2012, en el que se consigna que la producción verificada fue de 5084 barriles.

Así mismo, esos datos coinciden con aquellos del cuadro correspondiente a la Producción por zonas y estados de los pozos terminados oficialmente el último día de agosto de 2012112. Por último, respecto de esta información, NGE advierte que los cuadros e informes presentados al Ministerio “contienen errores”113 y “evidentes contradicciones”114, con el propósito de restarle confiabilidad a la información contenida en tales documentos.

Sin embargo, en relación con dicho cuestionamiento el Tribunal encuentra que de haber existido errores y contradicciones en la información reportada y consignada en los formatos oficiales, se hubieran podido advertir y, por consiguiente, se hubieran podido corregir en forma oportuna. No fue así. Ocurre, por el contrario, que la información relacionada con el Pozo Celeus-1 recabada en agosto de 2012 y consignada en los formularios, es la misma que se reproduce en los formatos elaborados en 2013.

En otras palabras, el operador y el Ministerio manejaron siempre la misma información relativa a las condiciones de producción del pozo en agosto de 2012 y no advirtieron -al cabo de un año- que la misma tuviera errores o inconsistencias. Es así como, en los informes mensuales de producción de pozos de petróleo, condensado y gas de 2013115 para las formaciones Gachetá y Carbonera - se reitera, un año después- consta como producción acumulada 2881 barriles para la primera y 2202 barriles para la segunda, cifras que corresponden a las mismas que se consignaron en las formas oficiales de agosto de 2012, sin que en el lapso descrito se hubiera advertido error o inconsistencia alguna. iv) Conclusiones.

A partir del acervo probatorio referido, en particular con apoyo en los documentos y en el peritaje y “con base en la información proporcionada por el Operador” (Cláusula 3.2 iv del SPA), así como la información oficial consignada en las formas del Ministerio de Minas y Energía, el Tribunal encuentra que las pruebas practicadas en el mes de agosto de 2012 en el Bloque Llanos 17 “de acuerdo con las normas de la industria”, indican que la producción del referido Bloque cumplió con el nivel acordado por las partes en el SPA -esto es al menos 250 BOPD en cualquiera de los dos pozos- para que se causara el bono correspondiente.

Así mismo, solo para abundar en el grado de convicción de esta conclusión relativa a la capacidad de producción del Bloque y sin que lo que a continuación se consigna constituya el fundamento determinante de la conclusión a la que se arribó, no pasa desapercibido que las pruebas extensas practicadas a partir de septiembre de 2013 en el Bloque Llanos 17 refrendan el sentido de la información relativa a la capacidad productiva del mismo.

En efecto, para octubre de 2013, la formación Gachetá tuvo una producción promedio continua de 564 BOPD116, consideración que lleva al perito a dictaminar que respecto del Pozo Celeus-1 existen dos yacimientos de hidrocarburos, a saber la formación Gachetá y la formación Carbonera C7, circunstancia que fue informada, en su oportunidad, por el Operador a la Agencia Nacional de Hidrocarburos 117.

En el mismo sentido, resulta ilustrativo el criterio expuesto por el experto al absolver el interrogatorio que se le formuló en la audiencia de 6 de mayo de 2014, cuando al responder a una pregunta hipotética formulada por el Tribunal, confirmó que de haberse aplicado en agosto de 2012, el método de 112 Ambos documentos tienen las firmas de los representantes del Operador y del Ministerio de Minas y Energía. 113 Numeral 548 de las alegaciones finales de NGE. 114 Numeral 552 de las alegaciones finales de NGE. 115 Formas 9SH aportadas como Anexo 3 al peritaje técnico. 116 Pág. 37 del Peritaje Técnico. 117 Pág. 38 del peritaje técnico.

Así mismo, desde la óptica procesal, se trata de hechos y argumentos sobrevinientes que se incorporaron al expediente con ocasión de la contradicción al peritaje técnico y que pueden ser apreciados -en su justa medida- en tanto fueron conocidos por ambas partes y fueron objeto de pronunciamiento y contradicción por ellas, dentro del marco temático y el perfil fáctico invocado desde el libelo inicial, de lo cual no puede derivarse, ni inferirse, la existencia de un fallo extra petita, como lo sugiere la convocada en sus alegaciones finales.119 v) Pronunciamiento sobre la excepción denominada “Inexistencia de la obligación del pago adicional y condicional por la producción del Bloque Llanos 17”, propuesta por NGE.

Como quedó reseñado en capítulo anterior, NGE formuló, entre otras, la excepción que denominó “Inexistencia de la obligación del pago adicional y condicional por la producción del Bloque Llanos 17”; bajo este medio defensivo NGE sostuvo que la prueba corta a la que se refiere la Sección 3.1. (iii) del SPA, efectuada en el Bloque Llanos 17 arrojó “que el promedio de producción, al que se sujetó éste pago, no se dio, pues no era posible a alcanzar (sic) el promedio mínimo de producción establecido en el SPA para que surgiera la obligación del pago del bono de producción en relación con Llanos 17”.

Agregó que en el curso del trámite probaría que la condición pactada en la Sección 3.1. falló y, por consiguiente, la obligación de pago a su cargo, no surgió. En otro capítulo de la contestación, NGE señaló que al no haber nacido esta obligación, tampoco hay lugar a mora por su inejecución (pág. 101). De conformidad con las consideraciones expuestas en este acápite, el Tribunal ha concluido que el promedio mínimo de producción del Bloque Llanos 17 que fue convenido por las partes en la Sección 3.1.

(iii) del SPA para que surgiera la obligación de pago, se cumplió. A dicha conclusión se arribó a partir de la información suministrada por el operador del Bloque amén de los demás datos que ofrecen otros medios de prueba que obran en el expediente, en particular el peritaje técnico así como la información documental aportada tanto con dicha experticia como en la exhibición de documentos, material probatorio que también fue examinado por el propio perito.

Por otra parte, el Tribunal no encuentra la demostración de que la condición estipulada por las partes para que surgiera la obligación de pago a cargo de NGE respecto del Bloque Llanos 17 hubiera fallado; por el contrario, con apego a las pruebas recaudadas y conforme a las consideraciones expuestas, que se acompasan con la común intención de las partes, el Tribunal concluyó que la referida condición se cumplió. En consecuencia, el Tribunal declarará que carece de fundamento la excepción que en este punto se analiza. 118 “Sí, el resultado hubiera sido similar al de 2013, porque el yacimiento ya está ahí, en la medida en que voy sacando, mal sacando, lo estoy debilitando, por eso no es bueno dejarlo debilitar tanto, entonces si y o lo traslado o esa bomba teóricamente yo la hubiera trasladado mentalmente desde septiembre, octubre/13, la hubiera puesto en julio agosto/12, definitivamente la producción hubiera sido superior.” Página 46 de la declaración. 119 Recuérdese que el propio artículo 305 del C.P.C. habilita al juzgador a tener en cuenta “cualquier hecho modificativo o extintivo del derecho sustancial sobre el que verse el litigio (…)”.

En cuanto a las pretensiones específicas décima sexta y décima séptima principales, ellas se encaminan a que se declare que Pegasus tiene derecho a que se le paguen los intereses de mora causados sobre el valor del bono y que, por consiguiente, se condene a NGE al pago de tales intereses moratorios. Respecto de las obligaciones relativas a los pagos adicionales y condicionales de los bonos, la cláusula 3.2.

(iv) dispone que en el caso de cumplirse las condiciones para el pago “el Comprador tendrá un plazo de treinta (30) días”120, aplicable, a juicio del Tribunal, con independencia de la forma de pago -con acciones o en dinero-, sobre lo que ya se hicieron las precisiones correspondientes. Conforme a lo expuesto, esta estipulación contiene prestaciones que, una vez cumplida la condición suspensiva a la que estaban sujetas, se hicieron exigibles en función del vencimiento del plazo pactado para su pago que, como se analizará en capítulo posterior, produce el efecto adicional de constituir en mora al deudor que no ejecuta la prestación debida, sin necesidad de reconvención judicial.

En otras palabras, culminadas las pruebas cortas y expirado el período de producción acordado en la Sección 3.1. del SPA, NGE y Pegasus, con base en la información proporcionada por el Operador, determinarían si las condiciones estipuladas en la citada Sección 3.1. fueron satisfechas. En caso afirmativo, NGE tendría un plazo de 30 días para hacer entrega de las “acciones liberadas” a la persona delegada por el vendedor (Cláusula 3.2.

(iv) del SPA), o en dinero, según se puntualizó. En lo que concierne al Bloque Llanos 17, mediante correo electrónico de 6 de septiembre de 2012121, P1 remitió a Pegasus el reporte de producción del Pozo Celeus-1. Por consiguiente, NGE tenía un plazo de 30 días para efectuar el pago del bono correspondiente, término que venció el 6 de octubre de 2012.

Como quiera que dicho pago no se hizo en el plazo estipulado, el Tribunal estima que Pegasus tiene derecho al reconocimiento de los intereses de mora causados desde esta última fecha y hasta la fecha en que se realice el pago, liquidados sobre la suma de Cuatro Millones de Dólares (USD $4.000.000,oo) y, por consiguiente se condenará a NGE al pago de tales intereses conforme a la liquidación incorporada en esta providencia. En lo que concierne a las pretensiones décima octava y décima novena relativas a la retribución que reclama Pegasus por el uso y los frutos de las acciones objeto del SPA, el Tribunal se pronunciará en el punto 9 de este capítulo. 7.2.

Los pagos relacionados con el Bloque Llanos 32, Cláusula 3.1. (ii) del SPA. 7.2.1. Posición de la convocante. En lo que concierne al pago relacionado con el Bloque Llanos 32, la demanda señala que se realizó en forma tardía, razón por la cual se reclama el valor correspondiente a la mora en la que incurrió el comprador respecto de dicho pago.

En efecto, la demanda señala que mediante comunicación de 3 de agosto de 2012122, NGE confirmó a Pegasus que las condiciones estipuladas en la Sección 3.1. (ii) del SPA se habían cumplido y, por consiguiente, procedería al pago de acuerdo con los términos de dicha cláusula. La demanda apunta que al haberle notificado NGE a Pegasus acerca del cumplimiento de tales condiciones el 3 de agosto de 2012, las pruebas cortas debieron practicarse antes de dicha fecha, razón por la cual 120 Punto (iv) del ordinal 3.2. de la cláusula 3.

Serían treinta (30) días calendario, por tratarse de un plazo convencional, conforme a la regla prevista en el parágrafo primero del artículo 829 del Código de Comercio. 121 Anexo 60 de la demanda. 122 Anexo 33 de la demanda, folio 504 del Cuaderno de Pruebas Nº

NGE efectuó abonos por este concepto en las siguientes fechas: Tres Millones Doscientos Mil Dólares (USD $3.200.000,oo) el 5 de septiembre de 2012 y Dos Millones Trescientos Mil Dólares (USD $2.300.000,oo) el 21 de septiembre de 2012. Por consiguiente, Pegasus considera que NGE incurrió en mora respecto del pago adicional correspondiente al Bloque Llanos 32.

Señala la demanda que mediante comunicación de 11 de diciembre de 2012, NGE manifestó que Pegasus carecía de derecho para cobrar intereses de mora respecto de este pago. En relación con el Bloque Llanos 32, convocante deduce las siguientes pretensiones:  Pretensión específica novena principal: que se declare que NGE tenía la obligación de pagar el Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.

(ii) del SPA, correspondiente al Bloque Llanos 32, en una fecha anterior al 3 de septiembre de 2012.  Pretensión específica décima principal: que se declare que NGE pagó tardíamente el Pago al que se refiere la pretensión anterior.  Pretensión específica décima primera principal: que como consecuencia de la pretensión específica décima principal, se declare que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley causados desde la fecha en que fue exigible la obligación prevista en la Sección 3.1.

(ii) del SPA hasta la fecha en la que se efectuó el pago. (Bloque Llanos 32).  Pretensión específica décima segunda principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión anterior, se condene a NGE al pago de la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses de mora causados desde la fecha en la que fue exigible la obligación prevista en la Sección 3.1.

(ii) hasta la fecha en la que se efectuó el pago. 7.2.2. Posición de la convocada. En primer lugar, al contestar el hecho 10 de la demanda, NGE se opuso al reconocimiento de la mora por el pago adicional del Bloque Llanos 32, pues considera que de llegar a deberse dicha suma, “debe compensarse con las sumas del precio que NGE ha pagado en exceso a Pegasus”.

Por otra parte, NGE reconoce haber hecho los pagos a los que se refiere la demanda, el 5 de septiembre de 2012 y el 21 de septiembre de 2012 y añade que NGE debía pagar dicho bono el 3 de septiembre de 2012. Así mismo, NGE niega la existencia de una comunicación de 19 de septiembre de 2012 en la que Pegasus la requiera para efectuar el pago, y manifiesta atenerse a lo que se pruebe en este punto.

NGE niega que deba la mora pues señala que Pegasus la condonó al aceptar los pagos hechos el 5 y el 21 de septiembre de 2012. Por último, NGE señala que los intereses que Pegasus reclama deben ser compensados con las sumas a las que NGE tiene derecho por el ajuste de precio. Así mismo, NGE sostuvo que la convocante consintió que los pagos del bono se hicieran el 5 y el 21 de septiembre de 2012 y, en esa medida, toleró el pago de esas sumas en esas fechas, “es decir concedió un plazo de gracia o lo que el medio TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 108 comercial conoce como ‘plazos comerciales’, es decir que en una relación compleja como esta, unos días de retardo en el pago, tolerados por el acreedor, exoneran al deudor de pagar intereses de mora”.

Así mismo, NGE sostuvo que Pegasus “no cumplió su obligación de reducir el precio en el valor del ajuste convenido”, incumplimiento que, a su juicio, es anterior al vencimiento de las obligaciones a cargo de la convocada respecto de los pagos adicionales por el Bloque Llanos 34, los intereses del bono del Bloque Llanos 32 y el pago de utilidades netas.

Bajo esa línea de argumentación, NGE sostiene que al haber incurrido Pegasus en “incumplimiento anterior, no puede exigir el cumplimiento a NGE, ni mucho menos el pago de los intereses de mora y de los perjuicios” (pág. 104). Por último, la convocada entre los numerales 455 y 460 de sus alegaciones finales, expresa que reconoció de buena fe que se cumplieron las condiciones para los pagos correspondientes a los Bloques Llanos 32 y Llanos 34, con la información de las “pruebas iniciales”.

Así, por ejemplo, en el Bloque Llanos 32 (Pozo Maniceño) las pruebas iniciales se practicaron entre abril y junio de 2012. “El 3 de agosto de 2012, NGE le comunicó a Pegasus que las pruebas cortas en Llanos 34 (sic), con el pozo Maniceño, habían tenido BOPD por encima de lo requerido en la Sección 3.1. (ii) del SPA. A ese momento, solamente se habían llevado a cabo pruebas iniciales en el pozo Maniceño.”123 Entre los numerales 462 a 466 de sus alegaciones finales, NGE describe cómo, en su entendimiento, se cumplió la condición vinculada al Bono Llanos 32, en el que hubo una producción de al menos 2141 BOPD, lo que “de lejos excedió aquel requerido para el pago”.

Por último, entre los numerales 957 a 963 de sus alegaciones finales, NGE sostiene que “Pegasus consintió que los pagos del bono Llanos 32 se hicieran el 5 y el 21 de septiembre de 2012” y que esos “meros días de retardo en el pago, tolerados por el acreedor, exoneran al deudor de pagar intereses de mora”. 7.2.3. Consideraciones del Tribunal.

En lo que concierne al pago adicional por el Bloque Llanos 32, en la Sección 3.1. del SPA las partes estipularon que si alguna de las condiciones para dicho pago se cumplía, NGE entregaría a la persona designada por Pegasus una cantidad de acciones ordinarias de las Compañías que cotizan en Bolsa124, de valor equivalente al monto acordado en las subsecciones siguientes.

Para el referido Bloque, en el numeral (ii) de la Cláusula 3.1. dicho monto se pactó en Cinco Millones Quinientos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo). Bajo el mismo criterio que ya fue analizado en esta providencia, las partes convinieron que el bono se causaría si como resultado de una prueba corta llevada a cabo en cualquiera de los dos primeros pozos perforados, conforme a las normas de la industria, uno de ellos alcanzaba una producción promedio mínima de 250 BOPD, por un período continuo de 30 días.

Como quedó precisado en líneas anteriores, en relación con este bono la diferencia que existe entre las partes estriba en la oportunidad -y sus eventuales efectos- en la que se hicieron los pagos por parte de NGE: la convocante estima que tales pagos se hicieron fuera de la oportunidad prevista en el contrato y, por consiguiente, NGE 123 Numeral 457 de las alegaciones finales de NGE.

En ella se refiere al Bloque Llanos 34, pero se trata de una errata, en tanto del contexto general del párrafo se deduce que el argumento se refiere al Bloque Llanos 32. 124 Vd. Capítulo 1 de “Definiciones” del SPA. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 109 incurrió en mora por esa circunstancia. En efecto, la convocante invoca como sustento de dicha súplica la cláusula 3.2.

(iv) del SPA, según la cual en caso de que surja la obligación de pagar el bono, “El Comprador tendrá un plazo de treinta (30) días para entregar las Acciones Liberadas a la Persona designada por el Vendedor”. Con fundamento en dicha estipulación, solicita que se condene a la convocada al pago de los correspondientes intereses. En primer lugar, de acuerdo con las consideraciones que ya fueron expuestas en esta providencia, el Tribunal considera que no procede la defensa de NGE fundada en la argumentación de que los intereses de mora que reclama en este punto la convocante, debían compensarse con la suma que resultara a favor de la convocada por cuenta de un pretendido ajuste de precio, que el Tribunal ha desestimado.

Por otra parte, tampoco encuentra respaldo fáctico ni jurídico la argumentación de la convocada tendiente a sostener que la pretensión de intereses de mora no procede por cuanto, a su juicio, Pegasus incurrió en incumplimiento anterior al no haber ajustado el precio. Como quedó precisado en esta providencia, dicho incumplimiento que NGE le enrostra a Pegasus no tiene fundamento jurídico, motivo por el cual se ha concluido que esta última no tenía obligación de ajustar el precio y por lo tanto, el pretendido incumplimiento de NGE consistente en que la convocante no redujo el precio, no se ajusta a derecho y por tanto será desestimado.

En armonía con dicha determinación, tampoco resulta procedente la defensa de NGE según la cual no debía pagar tales intereses de mora por haber incurrido Pegasus en incumplimiento anterior de sus prestaciones. Por otra parte, ha quedado establecido que la obligación de pago de los bonos estipulados en la Cláusula 3.2 del SPA quedó sometida a un plazo, vale decir “el Comprador tendrá un plazo de treinta (30) días para entregar las Acciones Liberadas a la Persona designada por el Vendedor”.

Por consiguiente, se está en presencia de la situación prevista en el numeral 1º del artículo 1608 del Código Civil, que dispone que el deudor incurre en mora cuando no ha cumplido la obligación dentro del término estipulado, salvo que la ley, en casos especiales, exija que se requiera al deudor para constituirlo en mora. Si bien la regla general del ordenamiento civil para la constitución en mora del deudor descansa sobre el principio de reconvención o interpelación, tratándose de una prestación sujeta a plazo, no se hace necesaria la referida reconvención o exigencia del pago.

En el asunto bajo se examen se trata, pues, de un caso en los que para el cumplimiento de la obligación se pactó un plazo expreso y determinado lo que, por consiguiente, releva al acreedor de requerir o interpelar al deudor, en tanto la mora se produce con el solo vencimiento del término. En este caso, dicho plazo es cierto y determinado, toda vez que las partes estipularon 30 días para la satisfacción de la obligación y, como consecuencia, en los términos del artículo 1608, numeral 1º del Código Civil, la mora se produce por el vencimiento del término sin que se haya satisfecho la obligación, toda vez que en este caso la ley no exige un requerimiento particular al deudor para constituirlo en mora.

Conviene precisar, por otra parte, que en el caso presente las partes no estipularon tampoco un requerimiento adicional al deudor, al que sujetaran el cumplimiento de la prestación y, por esa vía, la constitución en mora. Bajo esas circunstancias, los artículos 1610 y 1615 del Código Civil disponen que el acreedor tiene derecho a que se le indemnicen los perjuicios por la mora, indemnización que se debe desde que el deudor se ha constituido en mora, salvo que esta se haya producido por fuerza mayor o caso fortuito, evento en el cual no hay lugar a indemnización de perjuicios (artículo 1616 del Código Civil).

Así las cosas, bajo el régimen legal vigente, el deudor puede sustraerse a los efectos de la mora debitoris en aquellos casos en los que no se haya dado la ejecución oportuna TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 110 de la prestación debida por una razón extraña a él, vale decir, la fuerza mayor o el caso fortuito, que en todo caso debe probar el deudor.

En cuanto al argumento de NGE relativo a que Pegasus concedió un plazo de gracia o plazo comercial para el pago extemporáneo de las sumas de dinero que se adeudaban por este concepto, el Tribunal encuentra que no está acreditada una manifestación expresa de Pegasus que pueda interpretarse como una renuncia al cobro de la mora o a partir de la cual se pueda concluir en forma nítida que el acreedor renunció al cobro de intereses o concedió un plazo adicional a NGE.

De conformidad con lo expuesto líneas atrás, al no haber estipulación contractual en contrario, ni una renuncia expresa del acreedor (Pegasus) al cobro de la mora, el deudor (NGE) solo podría sustraerse a los efectos de la mora mediante la demostración de la ocurrencia de una causa extraña -caso fortuito o fuerza mayor- que le hubiera impedido el cumplimiento puntual de su prestación125, circunstancia que en este caso no resultó demostrada.

En el mismo sentido, no obra en el expediente prueba que acredite la existencia de alguna manifestación expresa e inequívoca que al menos sugiera la voluntad de Pegasus de renunciar a la mora y, antes bien, lo que se ha sometido a consideración de este Tribunal es la pretensión de condena por dicho retardo, lo que a todas luces denota una voluntad explícita del acreedor de cobrar una suma a la que no renunció de manera rotunda.

En el caso bajo examen, se tiene que NGE tenía la obligación de pagar el bono correspondiente al Bloque Llanos 32 dentro de los 30 días siguientes a los resultados de las pruebas cortas relativas al referido Bloque que condicionaban la causación del derecho y la correlativa obligación. Habida consideración de que NGE informó a Pegasus acerca de los resultados positivos de las pruebas cortas el 3 de agosto de 2012, los 30 días estipulados en la Cláusula 3.2.

(iv) del SPA se cumplieron no más allá del 2 de septiembre siguiente, de suerte que a partir de dicha fecha, NGE incurrió en mora de cumplir el pago correspondiente al bono. Como quiera que el 5 de septiembre de 2012 la convocada abonó la suma de Tres Millones Doscientos Mil Dólares (USD $3.200.000,oo) incurrió en mora de dos días respecto de la totalidad del monto adeudado, esto es, Cinco Millones Quinentos Mil Dólares (USD $5.500.000,oo).

Al haber pagado la suma de Tres Millones Doscientos Mil Dólares (USD $3.200.000,oo) el 5 de septiembre de 2012, el saldo correspondiente al bono a partir de tal fecha era de Dos Millones Trescientos Mil Dólares (USD $2.300.000,oo), respecto del cual NGE incurrió en mora entre el 5 de septiembre de 2012 y el 21 de septiembre siguiente, esto es por un lapso de 16 días.

De acuerdo con lo anterior, la liquidación correspondiente a estos intereses de mora es la que se consigna más adelante en esta providencia. Así las cosas, se declarará que prosperan las pretensiones específicas novena, décima, décima primera y décima segunda principales y que carece de fundamento la excepción “NO CAUSACIÓN DE MORA. PEGASUS ACEPTÓ RECIBIR EL CAPITAL SIN INTERESES”, propuesta por NGE. 7.3.

Los pagos relacionados con el Bloque Llanos 34, Cláusula 3.1. (iv) del SPA. 7.3.1. Posición de la convocante. 125 Suponiendo que tal consideración teórica sea aplicara a obligaciones de la naturaleza de la aquí examinada, sobre lo cual podrían hacerse aproximaciones conceptuales diferentes. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 111 En cuanto al pago relacionado con el Bloque Llanos 34, la demanda señala que mediante comunicación de 20 de septiembre de 2012 126, NGE confirmó el cumplimiento de las condiciones previstas en la Sección 3.1.

(iv) del SPA y que, en consecuencia, se procedería al pago del bono correspondiente. Posteriormente, mediante comunicación de 4 de octubre de 2012127, NGE informó a Pegasus que haría una retención del pago adicional relativo al Bloque Llanos 34, en razón del crédito que existiría a su favor como resultado del ajuste de precio de compra.

Como respuesta a dicha posición, Pegasus remitió comunicación de 18 de octubre de 2012128 en la que manifestó que no existe fundamento legal ni contractual para la retención invocada por NGE y que la misma constituía un incumplimiento por parte de NGE de las obligaciones derivadas del SPA, razones por las cuales requirió de nuevo a NGE para que efectuara el pago adicional correspondiente, circunstancia que para la fecha de presentación de la demanda no había ocurrido.

En relación con el Bloque Llanos 34, la convocante deduce las siguientes pretensiones:  Pretensión específica vigésima principal: que se declare que NGE tenía la obligación de pagar una suma equivalente a Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo) de acuerdo con lo previsto en la Sección 3.1. (iv) del SPA (Bloque Llanos 34)  Pretensión específica vigésima primera principal: que se declare el incumplimiento inexcusable por parte de NGE de la obligación de pagar la suma de Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo) estipulada en la Sección 3.1.

(iv) del SPA.  Pretensión específica vigésima segunda principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión anterior, se condene a NGE a dar cumplimiento a la obligación de pagar la suma de Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo) prevista en la Sección 3.1. (iv) del SPA.  Pretensión específica vigésima tercera principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión vigésima primera principal se declare que Pegasus tiene derecho a la indemnización de perjuicios, consistente en el pago de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley, causados desde la fecha en la que debió pagarse la respectiva obligación, derivados del incumplimiento por parte de NGE de pagar la suma prevista en la Sección 3.1.

(iv) del SPA por valor de Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo).  Pretensión específica vigésima cuarta principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión anterior, se condene a NGE al pago de la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios a la máxima tasa permitida por la ley, causados desde la fecha en la que debió pagarse la respectiva obligación.  Pretensión específica vigésima quinta principal: que como consecuencia de la declaración a la que se refiere la pretensión específica vigésima primera principal, se declare que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las acciones objeto de venta en el SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta y en la proporción que 126 Anexo 35 de la demanda, folio 518 del Cuaderno de Pruebas Nº 2. 127 Anexo 29 de la demanda. 128 Anexo 30 de la demanda.

(iv) del SPA, equivalente a Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo).  Pretensión específica vigésima sexta principal: que como consecuencia de la pretensión anterior se condene a NGE al pago del monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las acciones objeto de venta en el SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE de la obligación de pago prevista en la Sección 3.1.

(iv) del SPA, equivalente a Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo). 7.3.2. Posición de la convocada. En relación con el pago adicional por el Bloque Llanos 34, NGE al contestar la demanda expresó que tiene derecho a deducir de dicho pago las sumas por ajustes del precio por Otras Obligaciones y a retener el pago por las sumas que, a su juicio, ha pagado en exceso a Pegasus.

Así mismo, NGE señaló que tiene derecho a deducir de este pago un monto por el ajuste, así como a la compensación con el exceso del precio que pagó, una vez se realice el referido ajuste. Para este caso, no hay mora toda vez que según la contestación de la demanda, hay incumplimiento previo de Pegasus y la convocada no ha sido constituida en mora.

Por otra parte, NGE sostuvo que Pegasus “no cumplió su obligación de reducir el precio en el valor del ajuste convenido”, incumplimiento que, a su juicio, es anterior al vencimiento de las obligaciones a cargo de la convocada respecto de los pagos adicionales por el Bloque Llanos 34, los intereses del bono del Bloque Llanos 32 y el pago de utilidades netas.

Bajo esa línea de argumentación, al haber incurrido Pegasus en “incumplimiento anterior, no puede exigir el cumplimiento a NGE, ni mucho menos el pago de los intereses de mora y de los perjuicios”. (pág. 104 de la contestación de la demanda). Por último, la convocada, entre los numerales 455 y 460 de sus alegaciones finales, expresa que reconoció de buena fe que se cumplieron las condiciones para los pagos correspondientes a los Bloques Llanos 32 y Llanos 34, con la información de las “pruebas iniciales”.

En relación con este último, NGE reconoció que mientras el SPA exigía una producción mínima de 200 BOPD, las pruebas iniciales arrojaron una producción entre 450 y 458 BOPD. Así mismo, en el numeral 459 de sus alegaciones, NGE reconoció que el 20 de septiembre de 2012 informó a Pegasus que en el pozo Max ST-1 del Bloque Llanos 34 hubo producción superior a la que fue estipulada en el SPA.

En el mismo sentido, en los numerales 467 a 472 ibídem la convocada desarrolló el título “La condición del bono Llanos 34 claramente se cumplió: hubo un BOPD real de 450 como mínimo, mientras el SPA exigía un BOPD de 200”, que concluyó en los siguientes términos: “Resulta claro entonces que el BOPD promedio requerido para cumplir con la condición de pago del bono en Llanos 34 fue excedido, puesto que el BOPD fue de entre 450 a 459, mientras que el SPA requería un BOPD mínimo de 250129 (sic) para el pago del bono de US$2 millones” (negrilla original del numeral 472 ibídem). 129 En el alegato se señala que la producción mínima pactada era de 250 BOPD, cuando en realidad para este Bloque fue de 200.

En lo que concierne al pago adicional por el Bloque Llanos 34, en la Sección 3.1. del SPA las partes estipularon que si alguna de las condiciones para dicho pago se cumplía, NGE entregaría a la persona designada por Pegasus una cantidad de acciones ordinarias de las Compañías que cotizan en Bolsa130, de valor equivalente al monto acordado en las subsecciones siguientes.

Para el referido Bloque, en el numeral (iv) de la Cláusula 3.1. dicho monto se pactó en Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo). Bajo el mismo criterio que ya fue analizado en esta providencia, las partes convinieron que el referido bono se causaría si como resultado de una prueba corta llevada a cabo en cualquiera de los dos primeros pozos perforados, conforme a las normas de la industria, uno de ellos alcanzaba una producción promedio mínima de 200 BOPD, por un período continuo de 30 días.

Tal como quedó precisado líneas atrás, en relación con el Bloque Llanos 34 las partes no tienen diferencias respecto de las pruebas que en él se practicaron, ni tampoco en cuanto a los niveles de producción del Bloque. Por una parte, existe prueba documental que acredita que NGE aceptó y confirmó el cumplimiento de las condiciones previstas en la Sección 3.1.

(iv) del SPA y que, en consecuencia, manifestó que procedería al pago correspondiente131. En esa línea, NGE mantuvo en el proceso la misma posición: las condiciones pactadas en el SPA para el pago del bono correspondiente al Bloque Llanos 34 se cumplieron, hasta el punto que no adujo nada diferente en el trámite y, como quedó reseñado, en las alegaciones finales reconoció dicha circunstancia. De esta suerte y por lógica, no se encuentra material probatorio alguno que pretenda desvirtuar o desconocer un hecho que fue aceptado por ambas partes y que no es materia litigiosa entre ellas.

Por lo anterior, lo que corresponde en este punto es resolver acerca de la defensa de la convocada consistente en que tiene derecho a deducir del pago correspondiente al bono causado por el Bloque Llanos 34, las sumas por ajustes del precio por Otras Obligaciones y a retener el pago por los montos que por la misma circunstancia, a su juicio, ha pagado en exceso a Pegasus.

De acuerdo con lo que se ha concluido en esta providencia, el Tribunal desestimará, en lo sustancial, las pretensiones de la demanda de reconvención de NGE toda vez que no encontró fundamento jurídico ni fáctico en la interpretación enderezada a sostener la procedencia de un ajuste del precio del contrato por “otras obligaciones” tal como lo plantea NGE, ni tampoco en la argumentación relativa al pretendido pago en exceso del precio, determinaciones que, como se ha precisado en capítulo anterior, tienen repercusión específica tanto en las pretensiones de la reconvención, como en algunos medios exceptivos propuestos por la propia NGE.

En armonía con dichas consideraciones, el Tribunal estima que la defensa propuesta por NGE para no pagar el bono correspondiente al Bloque Llanos 34 carece de fundamento jurídico en tanto no resulta justificado condicionar -como procura NGE- el pago de dicho bono a la determinación de un pretendido ajuste del precio que, como quedó definido, no es procedente y que ha sido desestimado.

Tampoco resulta admisible sujetar el pago de dicho bono a la determinación del invocado pago en exceso por parte de NGE, que también resultó carente de fundamento. 130 Vd. Capítulo 1 de “Definiciones” del SPA. 131 Anexo 35 de la demanda, folio 518 del Cuaderno de Pruebas Nº

2. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 114 Puestas así las cosas, el Tribunal estima que NGE no tiene derecho a deducir del pago del bono correspondiente al Bloque Llanos 34 -cuya causación no se discute- las sumas de dinero por ajuste del precio por Otras Obligaciones, ni a retener el pago por los montos que, a juicio de la convocada, ha pagado en exceso a Pegasus.

Por las mismas consideraciones, NGE tampoco tiene derecho a la pretendida compensación del valor del bono que adeuda con el exceso del precio que la convocada considera que pagó. Por las razones expuestas, el Tribunal considera que en este punto, no existe obligación a cargo de Pegasus de reducir el precio por fuerza del ajuste del mismo y, por consiguiente, no hubo incumplimiento de la convocante al no haber hecho la reducción que alega NGE.

En consecuencia, al no haber incumplimiento de la convocante en este aspecto, la “EXCEPCIÓN DE CONTRATO NO CUMPLIDO. INEXISTENCIA DE MORA” deducida por NGE carece de mérito para enervar las pretensiones que en este punto se estudian. Tomando pie en las consideraciones que anteceden, se declarará que prosperan las pretensiones específicas vigésima principal, vigésima primera principal y vigésima segunda principal.

En armonía con los criterios expuestos en esta providencia respecto de los intereses de mora que reclama la convocante en sus pretensiones, procede el Tribunal a hacer el pronunciamiento que dispone la ley relativo a las súplicas vigésima tercera y vigésima cuarta relativas a los intereses moratorios por el pago del Bono correspondiente a Llanos 34, cuyo objeto es que se declare el derecho que tiene la convocante a los intereses de mora por dicho pago y que se condene a la convocada por ese concepto.

Respecto de las obligaciones relativas a los pagos adicionales y condicionales de los bonos, la cláusula 3.2. (iv) dispone que en el caso de cumplirse las condiciones para el pago “el Comprador tendrá un plazo de treinta (30) días”132, aplicable, a juicio del Tribunal, con independencia de la forma de pago -con acciones o en dinero-, sobre lo que ya se hicieron las precisiones correspondientes.

Como quedó precisado, esta estipulación incorpora obligaciones que, nacidas por el acaecimiento de la condición, se hicieron exigibles en función del vencimiento del plazo pactado para su pago que, como se ha señalado, produce el efecto adicional de constituir en mora al deudor que no ejecuta la prestación debida, sin necesidad de reconvención judicial.

En este caso, de conformidad con la comunicación de 20 de septiembre de 2012 remitida por NGE, las pruebas cortas correspondientes al Bloque Llanos 34 culminaron el 30 de agosto de 2012; por consiguiente, NGE tenía un plazo de 30 días para efectuar el pago del bono, término que venció el 29 de septiembre de 2012. Como quiera que dicho pago no se hizo en el plazo estipulado, el Tribunal considera que Pegasus tiene derecho al reconocimiento de los intereses de mora causados desde esta última fecha y hasta la fecha en que se realice el pago, liquidados sobre la suma de Dos Millones de Dólares (USD $2.000.000,oo), y, por consiguiente se condenará a NGE al pago de tales intereses conforme a la liquidación que obra en acápite ulterior de este Laudo.

En consecuencia, prosperan las pretensiones específicas vigésima tercera principal y vigésima cuarta principal relativas a los intereses respecto de este bono. 132 Punto (iv) del ordinal 3.2. de la cláusula 3. Serían treinta (30) días calendario, por tratarse de un plazo convencional, conforme a la regla prevista en el parágrafo primero del artículo 829 del Código de Comercio.

Las posiciones de las partes. Pegasus solicita que se declare el incumplimiento inexcusable de NGE de transferir las utilidades de este período, conforme a lo previsto en la Sección 14.6 (sic) del SPA (la Sección 14.6 no existe; corresponde a la Sección 16.4 del SPA), y se condene a NGE a transferírselas a Pegasus, en la cuantía que resulte probada, además de los intereses moratorios a título de indemnización de perjuicios.

Estas peticiones están contenidas en las pretensiones generales primera y segunda principales, y en las pretensiones específicas vigésima séptima y vigésima octava principales. Sostiene que cumplidos los elementos previstos en la Sección 16.4 del SPA (Estados Financieros de Cierre y acuerdo sobre las OFP), las partes “determinarían las utilidades netas de las Compañías para el período 1.ene-2010 a la Fecha de Cierre (7- may-2010) y harían los arreglos para transferir al Vendedor la diferencia entre dichas utilidades netas y el monto total de los impuestos sobre ingresos generados a partir de la ganancia o ingresos de las Compañías” (Hecho 12 y 59), por lo cual, después del informe del Auditor Independiente, requirió a NGE, mediante comunicación del 13 de noviembre de 2012, para que procediera con el pago de las referidas utilidades, como respuesta de lo cual afirma que recibió de NGE, a través de su apoderado, la comunicación de 11 de diciembre de 2012, “rechazando el cobro por concepto de las aludidas utilidades netas, y que en todo caso, cualquier obligación de acuerdo con lo previsto en la Sección 16.4 del SPA debería ser descontada del saldo a favor de NGE como consecuencia del eventual ajuste del Precio de Compra” (Hechos 60 y 61).

NGE manifiesta que se atiene al texto de la Sección 16.4 del SPA y advierte que los Estados Financieros de Cierre no tienen carácter vinculante, que no son el único elemento para calcular las utilidades, que tienen errores en cuanto a pasivos y utilidades, y que si “no corresponden a la realidad financiera y contable de las Compañías (como ocurre en este caso) el cálculo de las utilidades netas no debe hacerse con base en dichos Estados Financieros de Cierre”.

Adicionalmente manifiesta que “no se generaron las utilidades a las que se refiere la citada sección 16.4, por lo que no hay lugar a su pago por parte de NGE”, que la cifra que reclama Pegasus “carece de todo sustento” y que, “en todo caso, de llegar a deberse, puede deducirse de ella el valor de los ajustes y a compensarse con las sumas pagadas en exceso”.

La convocada insiste en que durante el período comprendido entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010 las Compañías no tuvieron utilidades netas sino que, por el contrario, arrojaron pérdidas, por lo cual no se cumplió la condición suspensiva de la que dependía el nacimiento de la obligación y, en consecuencia, no pudo haber incumplido una obligación que nunca surgió. En este orden de ideas, propone la excepción de “INEXISTENCIA DE LA OBLIGACIÓN DE PAGO DE LAS UTILIDADES NETAS A LAS QUE SE REFIERE LA SECCIÓN 16.4 DEL SPA”.

Las consideraciones del Tribunal. En el capítulo 16, denominado “CONDICIONES ANTERIORES Y POSTERIORES AL CIERRE”, las partes acordaron en la cláusula 16.4 lo siguiente: “En la base de los Estados Financieros de Cierre, y luego que las Partes hayan llegado a un acuerdo sobre los montos de las Obligaciones Financieras o las Obligaciones con los Proveedores, según se establece en la Sección 2.5 ( c ), el Comprador y el Vendedor deberán determinar las ganancias netas de las Empresas para el período que inicia el 1 de enero de 2010 y que finaliza en la Fecha de Cierre, y hacer arreglos para transferirle al Vendedor la diferencia entre: ( a) dichas ganancias netas; y ( b) el monto agregado de cualquier impuesto sobre los ingresos (bien sea nacional o municipal o calculado sobre la bases del ingreso netos o brutos) generados a partir de las ganancias o ingresos de las Empresas” (Sic).(subrayas fuera del texto) Como puede apreciarse, las utilidades objeto de la transferencia reclamada son las utilidades netas de las Compañías, después de impuestos, correspondientes al período comprendido entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010, fecha ésta última que corresponde a la Fecha de Cierre.

El Comprador se obligó a transferir dichas utilidades al Vendedor, una vez determinadas y después de que se fijara el valor de las Obligaciones Financieras y con Proveedores, conforme al procedimiento previsto en la Sección 2.5 c) del SPA. Según se ha establecido, el informe del Auditor Independiente que determinó el valor de las citadas obligaciones es de fecha 26 de octubre de 2012, corregido el día 29 del mismo mes y año. En los Estados Financieros de Cierre al 7 de mayo de 2010 que el Vendedor entregó al Comprador, la utilidad neta ascendía a la suma de Mil Doscientos Noventa y Cuatro Millones Setecientos Noventa y Ocho Mil Ciento Treinta y Cinco Pesos ($1.294.798.135,oo).

En relación con dichos Estados Financieros, la convocada preguntó al perito si “contenían errores contables en el registro de activos, pasivos, ingresos y egresos” (pregunta 2) y le solicitó, en caso afirmativo, “hacer los correspondientes ajustes a los Estados Financieros de Cierre” (pregunta 3) En respuesta a los interrogantes planteados el perito consideró en su dictamen que los Estados Financieros de Cierre presentaban algunas inconsistencias, por lo cual hace los ajustes que a su juicio se encuentran debidamente soportados, como resultado de lo cual estima inicialmente que el monto de las utilidades netas, después de impuestos, a esa misma fecha, asciende a la suma de Mil Novecientos Setenta y Tres Millones Seiscientos Treinta y Tres Mil Setecientos Setenta y Nueve Pesos ($1.973.633.779.,oo).

Las siguientes son las razones expuestas por el perito financiero para arribar a la conclusión que antecede: “Antes de entrar a responder este interrogante, es necesario poner en contexto que la revisión practicada sobre los saldos que conforman los estados financieros, consistió en revisar el método empleado para establecer los diversos valores acumulados a mayo 7 de 2010, y que las TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 117 estimaciones inherentes y necesarias para determinar obligaciones y derechos a esa fecha fuesen razonables para el periodo de cierre acordado.

Por lo tanto, debe entenderse que la revisión practicada no constituye una Auditoría bajo los términos definidos en las Normas internacionales de Auditoría y que del resultado de nuestra revisión no se desprende ninguna opinión de estados financieros tal como se define en las normas antes citadas y/o en las normas colombianas (Art.10 ley 43 de 1990, Articulo 208 del Código de Comercio y demás normas concordantes y complementarias).

El primer paso para establecer si existían errores en la contabilidad a mayo 7 de 2010, consistió en verificar que los saldos reflejados en los estados financieros cortados a esa fecha coincidieran con los libros de contabilidad. En el transcurso de esa verificación observamos que los saldos que refleja la contabilidad a mayo 7 no son coincidentes con los reflejados en los estados financieros de cierre cortados a esa misma fecha.

Al entrar a examinar con mayor detalle los registros contables encontramos que con posterioridad a mayo 7 de 2010 se efectuaron modificaciones sobre periodos ya cerrados, dichas modificaciones se realizaron entre los meses de marzo y junio del 2011 y afectaron los saldos de la contabilidad a mayo 7 de 2010. Ante tal circunstancia procedimos a revisar la naturaleza de los mencionados ajustes, encontrando que los mismos se derivaron de una auditoría realizada en el año 2011 por la firma MSCM LLP, por lo tanto, solicitamos todos los soportes que respaldaban los ajustes hechos a posteriori en la contabilidad con el fin de establecer la razonabilidad y veracidad de los mismos.

La revisión de los mencionados soportes dio como resultado que los ajustes efectuados en la contabilidad a mayo 7, obedecían a una serie de estimaciones contables que no habían sido registradas en la contabilidad, las mismas tenían que ver con el registro de pasivos provenientes de la prestación de servicios que a la fecha de corte aún no habían sido facturados, al cálculo de intereses por obligaciones, a ajustes a las cuentas de proveedores derivados de procesos de confirmación de saldos realizados por el auditor MSCM LLP sobre las cuentas de la Unión Temporal Omega.

Una vez identificados y analizados cada uno de los ajustes que se realizaron sobre los saldos de la contabilidad a mayo 7 de 2010, procedimos a establecer su razonabilidad y verificar los soportes que respaldaban los respectivos asientos a la luz de la normatividad contable vigente. Como resultado de lo anterior encontramos que aquellos ajustes que obedecían a la estimación de pasivos por servicios prestados no facturados, se encontraban adecuadamente soportados y en efecto correspondían a errores en estimaciones contables.

Por lo que respecta a los ajustes derivados de las confirmaciones de saldos a proveedores de la unión Temporal Omega y del recalculo de intereses, no encontramos un soporte adecuado que nos permitiera verificar su razonabilidad, el siguiente cuadro presenta los ajustes que se derivan del ajuste a pasivos estimados derivados de la auditoria de MSCM LLP, que se encontraron debidamente soportados en nuestra revisión. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 118 SERVICIO FECHA FECHA % CLASIFICACION CIA VR FACT IVA RTE FTE OPEX CAPEX FACTURADO DE RECIBIDA INCORPORACION ALQULIER CASETAS MARZO FACT 344 07/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 53.160.000 8.505.600 2.126.400 - 29.238.000 SERVICIO ALIMENTACION ABR/MAY FACT 349 11/05/2010 10/06/2010 55% CAPEX UTO 58.942.090 9.430.734 2.357.684 - 32.418.150 SERVICIO ALIMENTACION ABRIL FACT 343 03/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 54.393.030 8.702.885 2.175.721 - 29.916.167 CLORFORMO XILENO FACT 29366 05/05/2010 31/05/2010 55% OPEX UTO 1.159.000 185.440 - 637.450 INTERVENTORIA MARZO Y ABRIL FACT 434 07/05/2010 31/05/2010 100% CAPEX LL32 62.314.030 9.970.245 6.854.543 - 62.314.030 INTERVENTORIA MARZO Y ABRIL FACT 435 07/05/2010 31/05/2010 100% CAPEX LL32 56.685.666 9.069.707 6.235.423 - 56.685.666 SUPERVISION CONTROL Y CONTINGENCIAS LA PUNTA FACT 136 01/05/2010 07/05/2010 55% OPEX UTO 828.755 132.601 91.163 - 455.815 SUPERVISION CONTROL Y CONTINGENCIAS LA PUNTA FACT142 MZO ABR 18/05/2010 20/05/2010 55% OPEX UTO 828.755 132.601 91.163 - 455.815 SUMINISTRO DE AGUA LA PUNTA 20/05/2010 N/A 55% CAPEX UTO 3.864.450 0 0 2.125.448 ALQUILER DE VOLQUETA LA PUNTA 3 2 DE ABR A 17 DE MAY 19/05/2010 08/06/2010 55% CAPEX UTO 21.620.000 864.800 - 11.891.000 ASISTENCIA JURIDICA PROCESO NEGOCIACION TIERRAS FACT 366 03/05/2010 03/05/2010 55% OPEX UTO 4.500.000 720.000 495.000 - 2.475.000 ASESORIA TRAMITES ANTE EL MIN.

MARZO FACT 69 03/05/2010 31/05/2010 55% OPEX UTO 4.310.000 689.600 474.100 - 2.370.500 SERVICIO DE TRANSPORTE LA PUNTA 3 FACT 1096 03/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 1.500.000 15.000 - 825.000 MANTENIMIENTO REDES ELECTRICAS ABR FACT 907 01/06/2010 01/06/2010 55% CAPEX UTO 68.423.907 850.751 2.736.956 - 37.633.149 HONORARIOS ASESORIA TECNICA USD 1 DE ABR 13/06/2010 10/06/2010 55% OPEX UTO 29.804.418 4.769.092 3.278.486 - 9.533.328 OBRAS CIVILES FACT 17 24/05/2010 N/A 55% CAPEX UTO 29.611.200 197.408 246.760 - 16.286.160 OBRAS CIVILES FACT 21 24/05/2010 N/A 55% CAPEX UTO 6.996.000 46.640 58.300 - 3.847.800 CARROTANQUE PARA COMBUSTIBLES FACT 18 21/05/2010 N/A 55% CAPEX UTO 75.450.000 12.072.000 3.018.000 - 41.497.500 SUMINISTRO PERSONAL TEMPORAL ABRIL FACT 32938 11/05/2010 13/05/2010 55% CAPEX UTO 102.883.032 1.646.129 1.028.830 - 56.585.668 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 33122 11/06/2010 18/06/2010 55% OPEX UTO 350.692 5.611 - 192.881 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 32939 11/05/2010 02/06/2010 55% OPEX UTO 7.062.386 112.998 70.623 - 3.884.312 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 33935 11/05/2010 13/05/2010 55% OPEX UTO 5.787.460 92.599 57.875 - 3.183.103 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 32936 11/05/2010 13/05/2010 55% OPEX UTO 1.094.746 17.516 10.947 - 602.110 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 32941 12/05/2010 13/05/2010 55% OPEX UTO 5.576.062 89.217 55.761 - 3.066.834 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 32934 11/05/2010 13/05/2010 55% OPEX UTO 2.892.539 46.281 28.925 - 1.590.896 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 33117 11/06/2010 18/06/2010 55% OPEX UTO 247.802 3.963 - 136.291 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 33116 11/06/2010 18/06/2010 55% OPEX UTO 5.355.031 85.681 53.550 - 2.945.267 FACTURAS PERSONAL TEMPORAL 32940 11/05/2010 13/05/2010 55% OPEX UTO 1.682.884 26.926 16.829 - 925.586 REVISION DE EQUIPOS ELECTRONEUMATICOS FACT 6 01/05/2010 31/05/2010 55% OPEX UTO 2.754.510 440.721 110.180 - 1.514.981 PAVIMENTACION MUN.

MANI ABR A MAY FACT 692 07/07/2010 21/07/2010 55% OPEX UTO 337.590.418 1.800.482 2.813.253 - 126.568.850 PLANILLA PARAFISCALES MES DE MAYO 01/04/2010 01/04/2010 55% OPEX UTO 3.665.700 - - 2.016.135 CASH CALL LLANOS 17 04/06/2010 04/06/2010 100% CAPEX TCCO TRANSPORTE DE PERSONAL MES DE ABRIL FACT 7576 13/05/2010 18/05/2010 55% OPEX UTO 28.297.500 990.413 - 15.563.625 CONSTRUCCION DE CIMENTACION FACT 287 25/05/2010 26/05/2010 55% CAPEX UTO 457.028.875 3.021.679 3.777.098 - 251.365.881 DESMOVILIZACION EQUIPO DE PERFORACION FACT 2627 20/05/2010 20/05/2010 55% CAPEX UTO 389.432.550 3.894.325 - 214.187.903 SERVICIO DE PERFORACION POZO LA PUNTA FACT 2608 11/05/2010 12/05/2010 55% CAPEX UTO 1.010.719.321 12.937.207 - 555.895.627 SERVICIO EN POZO LA PUNTA FACT 2622 18/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 421.419.413 5.394.168 4.214.194 - 231.780.677 SERVICIOS FACT 2545 15/04/2010 15/04/2010 55% CAPEX UTO 16.480.800 2.636.928 - 9.064.440 SERVICIOS FACT 2578 22/04/2010 22/04/2010 55% CAPEX UTO 19.874.394 3.179.903 - 10.930.917 SERVICIOS FACT 2605 11/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 8.175.750 1.308.120 8.176 - 4.496.663 SERVICIOS FACT 2610 11/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 6.014.668 962.347 60.146 - 3.308.067 SERVICIOS FACT 2618 11/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 16.176.972 2.588.315 161.719 - 8.897.335 SERVICIOS FACT 2619 11/05/2010 31/05/2010 55% CAPEX UTO 3.964.710 634.354 39.647 - 2.180.591 SERVICIOS FACT 2675 08/06/2010 N/A 55% CAPEX UTO 4.187.218 669.955 - 2.302.970 TRASPORTE DE CRUDO FACT 3577 04/06/2010 10/06/2010 55% OPEX UTO 104.930.784 1.049.308 - 57.711.931 TRANSPORTE DE CRUDO FACT 3598 01/07/2010 N/A 55% OPEX UTO 116.584.242 1.165.842 - 14.812.028 TRANSPORTES DE CRUDO FACT 1028 18/05/2010 31/05/2010 55% OPEX UTO 179.597.880 1.795.979 - 98.778.834 TRANSPORTE DE CRUDO FACT 1115 19/07/2010 N/A 55% OPEX UTO 161.895.888 1.618.959 - 21.527.398 SERVICIO DE RETROCARGADOR LA PUNTA 3 31 DE MZO AL 18 DE MAYO 17/05/2010 08/06/2010 55% CAPEX UTO 26.950.000 1.509.200 - 14.822.500 CTA COBRO INTERVENTORIA OBRAS CIVILES 01/06/2010 N/A 55% CAPEX UTO 3.300.000 382.800 - 1.815.000 SERVICIO CONTRATACION POZO LA PUNTA FACT 10562 USD 29/06/2010 N/A 55% CAPEX UTO 2.698.102.856 34.533.964 1.483.956.571 55% TOTAL 6.684.468.384,30 137.710.367,95 56.034.078,79 - 370.948.971,30 3.176.268.876 Así mismo, se tuvo en cuenta los hallazgos de la auditoría realizada por la firma GRANT THORNTON ULLOA GARZON, en lo referente a partidas que afectaban los resultados determinados a mayo 7 de 2010, se verificó que las mismas estuviesen adecuadamente soportadas.

En tal sentido se observó TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 119 que a la fecha de cierre de estados financieros, las causaciones de intereses estaban subestimadas en $59.802.067, y que los pasivos incorporados de la unión temporal Omega se encontraban sobrevalorados en $587.848.793, como resultado de haber registrado el 100% de la obligación en cabeza de TC OIL, en lugar del 55% que le correspondía a prorrata de su participación en la UT.

Adicionalmente, en la revisión llevada a cabo sobre los registros contables entre el 1 de enero y el 7 de mayo del 2010, se observó que los saldos pendientes de pago a los socios del bloque la Sierra, registrados en la cuenta 282020005, a favor de Rancho Hermoso S.A., por $324.095.630 y a favor de Trayectoría Oil & Gas Sucursal Colombia por $426.151.340, fueron ajustadas en la contabilidad con posterioridad al cierre de mayo 7 de 2010, dicho ajuste se realizó contra las cuentas de resultado.

Finalmente, se tuvo en cuenta la causación de intereses de los títulos valores de los depósitos a término fijo que respaldan las garantías bancarias otorgadas a la ANH, los que no estaban reconocidos en la contabilidad a mayo 7 de 2010, el cálculo realizado alcanza la suma de $66.853.401, cuyo detalle se puede observar en la respuesta a la pregunta No. 20.

Todas las anteriores modificaciones se tuvieron en cuenta para el cálculo de la provisión de impuestos sobre el estado de resultados ajustado. Por todo lo anterior, consideramos que los estados financieros a mayo 7 de 2010, presentaban inconsistencias en la determinación de pasivos estimados, obligaciones financieras, cálculo de intereses, activos diferidos y gastos de operación. (…) Al incorporar los ajustes que se derivan de las observaciones realizadas en la respuesta a la pregunta No 2, los estados financieros a mayo 7 quedarían de la siguiente forma, en donde se observa que la utilidad neta a la fecha de cierre asciende a $1.973.633.779.

TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 120 BALANCE FIRMADO A 7 DE MAYO DE 2010 DEBITOS CREDITOS NUEVO SALDO CORRIENTE DISPONIBLE EFECTIVO 387.788.839$ -$ -$ 387.788.839$ CAJA 6.225.000$ 6.225.000$ BANCOS 381.563.839$ 381.563.839$ INVERSIONES 9.572.240.320$ -$ -$ 9.572.240.320$ CERTIFICADOS 5.065.175.929$ 5.065.175.929$ DERECHOS FIDUCIARIOS 4.507.064.391$ 4.507.064.391$ DEUDORES 11.739.362.224$ 66.853.401$ -$ 11.806.215.625$ CLIENTES 3.785.209.980$ 3.785.209.980$ ANTICIPOS Y AVANCES 2.338.683.974$ 2.338.683.974$ CUENTAS DE OPERACIÓN CONJUNTA 3.764.132.932$ 3.764.132.932$ ANTICIPOS DE IMPUESTOS O SALDOS A FAVOR 622.468.420$ 622.468.420$ CUENTAS POR COBRAR A TRABAJADORES 2.827.343$ 2.827.343$ CUENTAS POR COBRAR POR INTERESES 66.853.401$ PRESTAMOS A PARTICULARES 22.450.504$ 22.450.504$ DEUDORES VARIOS 1.203.589.068$ 1.203.589.068$ DEUDAS DIFICIL COBRO 250.190.636$ 250.190.636$ PROVISION DEUDAS DIFICIL COBRO (250.190.636)$ (250.190.636)$ INVENTARIO DE PRODUCTOS TERMINADOS 22.712.844$ -$ -$ 22.712.844$ INVENTARIO DE CRUDO 22.712.844$ 22.712.844$ PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO 5.553.661.473$ -$ -$ 5.553.661.473$ NO DEPRECIABLE 4.941.142.592$ -$ -$ 4.941.142.592$ CONSTRUCCIONES EN CURSO 4.931.301.166$ 4.931.301.166$ CONSTRUCCIONES Y EDIFICACIONES 9.841.426$ 9.841.426$ DEPRECIABLE 777.608.654$ -$ -$ 777.608.654$ MAQUINARIA Y EQUIPOS 732.907.932$ 732.907.932$ EQUIPO DE OFICINA 19.896.560$ 19.896.560$ EQUIPOS DE COMPUTO Y COMUNICACIONES 24.804.162$ 24.804.162$ DEPRECIACION ACUMULADA (165.089.773)$ -$ -$ (165.089.773)$ INTANGIBLES 3.993.749.999$ 3.993.749.999$ DERECHOS 3.993.749.999$ 3.993.749.999$ BIENES RECIBIDOS EN LEASING 4.500.000.000$ 4.500.000.000$ AMORTIZACIÓN ACUMULADA (506.250.001)$ (506.250.001)$ CARGOS DIFERIDOS 6.225.092.753$ 3.176.268.876$ -$ 9.401.361.629$ GASTOS PAGADOS POR ANTICIPADO 373.392.972$ 373.392.972$ CARGOS DIFERIDOS 372.859.195$ 372.859.195$ COSTOS DE EXPLORACION 2.639.596.914$ 2.639.596.914$ COSTOS DE EXPLOTACION 2.839.243.672$ 3.176.268.876$ 6.015.512.548$ TOTAL ACTIVO 37.494.608.451$ 3.243.122.277$ -$ 40.737.730.728$ ACTIVO TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 121 OBLIGACIONES 11.594.184.001$ 587.848.793$ -$ 11.006.335.208$ OBLIGACIONES FINANCIERAS 11.594.184.001$ 587.848.793$ 11.006.335.208$ CUENTAS POR PAGAR PROVEEDORES 4.398.857.732$ 4.398.857.732$ SUMINISTROS Y MATERIALES 3.389.526.705$ 3.389.526.705$ HONORARIOS 107.761.539$ 107.761.539$ SERVICIOS 869.116.892$ 869.116.892$ ARRENDAMIENTOS 32.452.596$ 32.452.596$ COSTOS Y GASTOS POR PAGAR 21.787.306$ 21.787.306$ HONORARIOS 11.130.000$ 11.130.000$ SERVICIOS PUBLICOS 9.480.229$ 9.480.229$ GASTOS DE VIAJE 285.930$ 285.930$ OTROS COSTOS Y GASTOS 891.147$ 891.147$ OBLIGACIONES LABORALES 53.413.424$ 53.413.424$ IMPUESTOS POR PAGAR 467.309.535$ 84.308.681$ 36.709.228$ 419.710.083$ ANTICIPOS RECIBIDOS DE CLIENTES 85.439.912$ 85.439.912$ PASIVOS ESTIMADOS Y PROVISIONES 1.187.104.269$ 686.937.518$ 4.636.919.367$ 5.137.086.117$ PARA COSTOS Y GASTOS 218.839.587$ 3.594.817.300$ 3.813.656.886$ PARA OBLIGACIONES LABORALES 33.119.314$ 33.119.314$ PARA OBLIGACIONES FISCALES 770.145.368$ 686.937.518$ 982.300.000$ 1.065.507.850$ PARA MANTENIMIENTO Y REPARACIONES 165.000.000$ 165.000.000$ PARA OTROS PASIVOS 59.802.067$ 59.802.067$ OTROS PASIVOS 16.585.203.042$ 750.246.970$ 15.834.956.072$ ACREEDORES VARIOS 9.328.005.637$ 9.328.005.637$ CUENTAS DE OPERACIÓN CONJUNTA 3.768.510.928$ 750.246.970$ 3.018.263.958$ CUENTAS EN PARTICIPACION 3.488.686.477$ 3.488.686.477$ TOTAL PASIVO 34.393.299.221$ 2.109.341.962$ 4.673.628.595$ 36.957.585.854$ CAPITAL SUCRITO Y PAGADO 410.776.000$ 410.776.000$ CAPITAL SUSCRITO Y PAGADO 410.776.000$ 410.776.000$ SUPERAVIT DE CAPITAL 1.391.257.065$ 1.391.257.065$ PRIMA DE ESCISION 1.391.257.065$ 1.391.257.065$ RESERVAS 4.375.000$ 4.375.000$ OBLIGATORIAS 4.375.000$ 4.375.000$ REVALORIZACION DEL PATRIMONIO 103.030$ 103.030$ RESULTADO DEL EJERCICIO $ 1.294.798.135 $ 430.751.038 $ 1.109.586.682 $ 1.973.633.779 TOTAL PATRIMONIO 3.101.309.230$ 430.751.038$ 1.109.586.682$ 3.780.144.874$ TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 37.494.608.451$ 2.540.093.000$ 5.783.215.277$ 40.737.730.728$ PATRIMONIO PASIVO TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 122 INGRESOS $ 4.353.163.774 $ 0 $ 0 $ 4.353.163.774 INGRESOS OPERACIONALES EXPLOTACION DE MINAS Y CANTERAS 3.594.392.220$ 3.594.392.220$ ACTIVIDADES EMPRESARIALES RELACIONADAS 758.771.554$ 758.771.554$ MENOS: COSTOS OPERACIONALES -$ 1.833.692.839 -$ 370.948.971 $ 0 -$ 2.204.641.811 ARRENDAMIENTOS 76.003.299$ 76.003.299$ SERVICIOS 3.510.664.900$ 3.510.664.900$ MANTENIMIENTO Y REPARACIONES 62.659.216$ 62.659.216$ DE VIAJE 6.488.531$ 6.488.531$ DEPRECIACIONES 1.759.900$ 1.759.900$ DIVERSOS 252.785.359$ 252.785.359$ COSTOS LIQUIDACION DE PROYECTOS (Consolidación) -$ -$ COSTOS PARTÍCIPES-CONSOLIDACION UTO -$ -$ LIQUIDACION DE PROYECTOS (2.422.441.835)$ $ 370.948.971 (2.051.492.863)$ MENOS: GASTOS OPERACIONALES -$ 2.217.026.738 $ 0 $ 0 -$ 2.217.026.738 DE PERSONAL 654.134.226$ 654.134.226$ HONORARIOS 874.463.515$ 874.463.515$ IMPUESTOS 42.222.790$ 42.222.790$ ARRENDAMIENTO 81.329.873$ 81.329.873$ CONTRIBUCIONES Y AFILIACIONES 2.847.000$ 2.847.000$ SEGUROS 31.489.479$ 31.489.479$ SERVICIOS 46.254.486$ 46.254.486$ LEGALES 35.137.723$ 35.137.723$ MATENIMIENTO Y REPARACIONES 3.084.413$ 3.084.413$ ADECUACIONES E INSTALACIONES 287.155$ 287.155$ DE VIAJE 24.777.702$ 24.777.702$ DEPRECIACIONES 2.675.581$ 2.675.581$ AMORTIZACIONES 226.896.145$ 226.896.145$ DIVERSOS 146.894.355$ 146.894.355$ RESULTADO NETO TRASLADADO EN ESCISION 44.532.295$ 44.532.295$ UTILIDAD OPERACIONAL $ 302.444.197 $ 370.948.971 $ 0 -$ 68.504.775 MAS: INGRESOS NO OPERACIONALES $ 2.771.134.722 $ 0 $ 1.404.949.164 $ 4.176.083.886 FINANCIEROS 33.416.746$ 66.853.401$ 100.270.147$ CESION DE PARTICIPACIONES 997.258.020$ 997.258.020$ RECUPERACION DE COSTOS Y GASTOS 462.077.289$ 462.077.289$ OTROS NO OPERACIONALES 1.278.382.667$ 1.338.095.763$ 2.616.478.430$ MENOS: EGRESOS NO OPERACIONALES -$ 1.091.843.266 $ 59.802.067 $ 0 -$ 1.151.645.333 FINANCIEROS 809.802.851$ 59.802.067$ 869.604.918$ PERDIDA EN VENTA Y RETIRO DE BIENES 16.972.111$ 16.972.111$ GASTOS EXTRAORDINARIOS 4.325.359$ 4.325.359$ GASTOS DIVERSOS 260.742.945$ 260.742.945$ RESULTADO DEL EJERCICIO ANTES DE IMPUESTOS $ 1.981.735.653 $ 430.751.038 $ 1.404.949.164 $ 2.955.933.779 MENOS: PROVISION IMPUESTO DE RENTA Y COMPLEMENTARIOS $ 686.937.518 982.300.000$ $ 686.937.518 $ 982.300.000 RESULTADO DEL EJERCICIO 1.294.798.135$ (551.548.962)$ 718.011.646$ 1.973.633.779$ Sobre el mismo tema de las utilidades netas del período comprendido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, la convocante planteó al perito financiero diversos interrogantes (pregunta N° 20), los cuales, una vez respondidos, le permitió al perito llegar a la conclusión antes expuesta, es decir, el monto de las utilidades netas, después de impuestos, a la fecha del 7 de mayo de 2010, asciende a la suma de $1.973.633.779.

La siguiente es la opinión del perito financiero: “A continuación se plasman los aspectos que de acuerdo con lo solicitado en la pregunta generan un impacto en los resultados que las compañías presentan en sus estados financieros de cierre a mayo 7 de 2010. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 123 Por lo que respecta a pasivos no pagados con posterioridad a la fecha de cierre, a continuación se analiza el impacto que cada uno de ellos genera en los resultados a mayo 7.  Por los ajustes de saldos pendientes de pago a los socios en el bloque la Sierra, se observa que en la cuenta 282020005, denominada “cuenta de operación conjunta la sierra”, existe un pasivo a favor de Rancho Hermoso S.A., por $324.095.630 y otro a favor de Trayectoria Oil & Gas Sucursal Colombia por $426.151.340, estas partidas fueron ajustadas en la contabilidad con posterioridad al cierre de mayo 7 de 2010, dicho ajuste se realizó contra las cuentas de resultado.  En lo referente a los ajustes relacionados con la obligaciones financieras definidos por el auditor independiente, existe una afectación en los resultados derivados de intereses financieros no causados por valor de $59.802.067, cifra que deberá ser reconocida como un mayor valor de los gastos financieros, adicionalmente se debe realizar un ajuste en la participación de obligaciones financieras contraídas por la Unión Temporal Omega en cuantía de $587.848.793, cifra que afecta los resultados en la medida que se registrará como un ingreso derivado de la disminución del pasivo.  Por lo que respecta a los ajustes relacionados con el pago de ICA, consideramos que la provisión que existía a mayo 7 de 2010, representaba el estimado a pagar con base a los ingresos que hasta el momento estaban establecidos, por lo tanto los ajustes que se realizan con posterioridad al cierre, no implican que valor provisionado a mayo 7 no fuese un pasivo.  En cuanto a los ajustes en la provisión de costos y gastos, que afectaron la utilidad en cuantía de $218.839.587, es necesario indicar que dicho valor equivale al monto consolidado de las provisiones efectuadas por TC OIL, entre el 1 y el 7 de mayo de 2010 para el balance de cierre, las mismas correspondían a la participación en los gastos estimados de la UTO en cuantía de $96.015.838, a la participación en los gastos estimados en la UTOE por $11.299.740 y a la provisión de gastos efectuada por TC OIL por valor de $111.524.009, estas partidas representan un estimado de obligaciones a la fecha de cierre de estados financieros.

No obstante que las mismas fueron reversadas con posterioridad al balance de cierre, consideramos que al 7 de mayo estas provisiones están totalmente vigentes y corresponderían a un pasivo estimado.  Por lo que respecta a los rendimientos que generaron las garantías entregadas a la ANH, es necesario aclarar que las mismas están representadas en garantías bancarias, las que no generan ningún tipo de rendimiento.

Los rendimientos que aquí se calculan se derivan de las garantías colaterales constituidas por TC OIL para la expedición de las garantías bancarias. Así las cosas, las garantías colaterales constituidas por TC OIL obedecen a CDTS, cuyos montos se reflejan en el balance consolidado de TC OIL a mayo 7 de 2010, por un valor total de $7.907.411.930, como se detalla a continuación. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 124 INSTITUCION TITULO VALOR TASA BLOQUE BANCO DAVIVIENDA 13508243 671.362.250 6% EA LLANOS 17 BANCO DAVIVIENDA 13508201 1.829.520.000 6% EA LLANOS 17 BANCO DE OCCIDENTE 562061 1.330.385.000 4,3%EA LLANOS 34 BBVA 39599397 12.792.858 4,5% EA BUENAVISTA BBVA 39599413 110.000.000 4,5% EA BUENAVISTA BBVA 39599405 87.000.000 4,5% EA BUENAVISTA BBVA 39599404 40.000.000 2,1% EA BUENAVISTA BBVA 39599905 20.000.000 4,7% EA BUENAVISTA BBVA 39599943 275.511.858 4,6% EA BUENAVISTA BBVA 39599952 102.160.964 4,0% EA BUENAVISTA BBVA 39599538 586.443.000 4,0% EA BUENAVISTA FIDUOCCIDENTE DERECHOS FIDUCIARIOS 2.842.236.000 LLANOS 32 TOTAL 7.907.411.930 De conformidad con la solicitud del Sr. Apoderado se procede a calcular los intereses devengados por los anteriores títulos, desde enero 1 hasta mayo 7 de 2010, teniendo en cuenta que al revisar los registros contables, estos no fueron registrados, el cálculo realizado alcanza la suma de $66.853.401, cuyo detalle se puede observar en el siguiente cuadro, aclarando que no se calculan intereses sobre el fideicomiso ubicado en FIDUOCCIDENTE, en la medida que los registros contables señalan que los intereses de ese fideicomiso si fueron causados.

BANCO TITULO FECHA CONSTITUCION FECHA VENCIMIENTO PERIODO TASA VALOR DIAS INTERESES PARTICIPACIO N TC OIL INTERES SEGUN PARTICIPACION BBVA 39599397 29/oct/2009 30/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,50% 12.792.858 126 195.870 50% 97.935 BBVA 39599413 30/oct/2009 30/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,50% 110.000.000 126 1.684.199 50% 842.099 BBVA 39599405 30/oct/2009 30/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,50% 87.000.000 126 1.332.048 100% 1.332.048 BBVA 3959904 22/may/2009 22/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 2,10% 40.000.000 126 288.002 50% 144.001 BBVA 3959905 22/may/2009 22/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,70% 20.000.000 126 319.626 50% 159.813 BBVA 3959943 06/nov/2009 06/jun/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,60% 275.511.858 126 4.310.711 50% 2.155.356 BBVA 3959952 25/nov/2009 24/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,00% 102.160.963 126 1.392.584 50% 696.292 BBVA 39599538 26/nov/2009 25/may/2010 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 4,00% 586.443.000 126 7.993.966 50% 3.996.983 SUBTOTAL BBVA 1.233.908.679 9.424.527 DAVIVIENDA 13508243 02/sep/2009 24/feb/2011 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 6,00% 671.362.250 126 13.641.014 100% 13.641.014 DAVIVIENDA 13508201 03/sep/2009 25/feb/2011 01/ENE/2010 - 7/MAY/2010 6,00% 1.829.520.000 126 37.172.940 100% 37.172.940 SUBTOTAL DAVIVIENDA 2.500.882.250 50.813.954 OCCIDENTE 562061 25/mar/2010 24/mar/2011 25/MAR/2010 - 7/MAY/2010 4,30% 1.330.385.000 43 6.614.920 100% 6.614.920 TOTAL 5.065.175.930 66.853.401 El siguiente cuadro presenta el resultado de las afectaciones a la utilidad registrada en los estados financieros de cierre a mayo 7 de 2010, teniendo en cuenta los ajustes realizados a la misma, en donde se observa que la utilidad ajustada después de la provisión de impuestos asciende a $1.973.633.779.

PARCIAL Vr. TOTAL UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 2.955.933.779 MAS( PARTIDAS QUE AUMENTAN UTILIDAD FISCAL) 291.572.710 PERDIDA EN VENTA O RETIRO DE BIENES CUENTA 531035 16.972.111 COSTOS Y GASTOS DE EJERCICIOS ANTERIORES CUENTA 531520 4.293.367 IMPUESTOS ASUMIDOS CUENTA 531520 31.992 RECHAZO DE GASTOS NO DEDUCIBLES CUENTA 539595 225.742.945 RECHAZO OTROS COSTOS Y GASTOS CUENTA 590505 44.532.295 MENOS (PARTIDAS QUE DISMINUYEN LA UTILIDAD) (270.838.965) RECUPERACION DE PROVISION POR CASTIGO DE CARTERA AÑO 2008, NO SOLICITADA COMO DEDUCCION EN ESE AÑO FACT 203 DE 2008 PETROTESTING CUENTA 429505 270.838.965 RENTA LIQUIDA FISCAL ESTIMADA A MAYO 7 DE 2010 2.976.668.000 982.300.000 RETENCIONES EN LA FUENTE QUE FIGURAN EN LA CONTABILIDAD A MAYO 7 DE 2010 427.529.000 IMPUESTO SOBRE LA RENTA 33% TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 126 Es necesario tener en cuenta que el periodo fiscal en Colombia en materia de renta está comprendido entre del 1 de enero y el 31 de diciembre, por lo tanto debe entenderse que el valor antes determinado por impuesto de renta en cuantía de $982.300.000, es un cálculo realizado sobre periodo intermedio con base en la información disponible.

Ahora bien, por lo que respecta a la declaración de renta de la sociedad TC OIL S.A SUCURSAL COLOMBIA del año gravable 2010, presentada el 13 de abril de 2011, y en la que está inmerso el periodo comprendido entre enero 1 y mayo 7 de 2010, se observa que la misma presenta un saldo a favor por $1.015.133.000, por ser la retenciones en la fuente superiores al valor del impuesto a cargo, como se observa a continuación: ” De lo expuesto, el perito sostiene que las utilidades netas, después de impuestos, para el período comprendido entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010, ascendieron, a juicio del perito, a Mil Novecientos Setenta y Tres Millones Seiscientos Treinta y Tres Mil Setecientos Setenta y Nueve Pesos ($1.973.633.779,oo).

Ahora bien, en su informe de aclaraciones y complementaciones, el perito, a petición de la parte convocante, hace un ajuste en el cálculo de las utilidades netas y concluye que el valor de las mismas al 7 de mayo de 2010 ascienden a la suma de Mil Novecientos Sesenta y Tres Millones Ciento Treinta y Nueve Mil Doscientos Veintiseis Pesos ($1.963.139.226,oo) reduciendo su monto con respecto al señalado inicialmente en su dictamen (Pág 61).

De otra parte, el perito, por solicitud de la convocada, hace los cálculos de las respuestas que dio a las preguntas 2, 3, 5, 10 y 20 en su dictamen del 28 de febrero de 2014, asumiendo los supuestos que plantea la misma convocada. Como consecuencia de esta petición de la convocada, el perito informa que las utilidades del período 1 de enero a 7 de mayo de 2010 son negativas (pérdidas) en Cientro Tres Millones Seiscientos Doce Mil Stecientos Ochenta y Dos Pesos ($103.612.782,oo).

En efecto, en respuesta a la aclaración N° 18 el perito manifiesta lo siguiente: “En el siguiente cuadro se da respuesta a lo solicitado en las aclaraciones 9 y 14, en donde se solicita asumir que las sumas provenientes de Trayectoria y Rancho Hermoso y Delavaco no corresponden a un ingreso, al igual que no tener en cuenta la reversión de la cuenta provisión deudores, más los ajustes requeridos en la pregunta 17 y en el Anexo No. 1 se presenta su detalle”.

El Tribunal observa, entonces, que al hacer los ajustes solicitados por la convocada en su petición de aclaraciones y complementaciones, el resultado del período comprendido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010 es de una pérdida de Cientro Tres Millones Seiscientos Doce Mil Stecientos Ochenta y Dos Pesos ($103.612.782,oo).

Es más: cuando la convocada objeta el dictamen pericial estima que la pérdida en dicho período asciende a Mil Cuatrocientos Treinta y Siete Millones Setecientos Ocho Mil Quinientos Cuarenta y Cinco Pesos ($1.437.708.545,oo), pues, a su juicio, deben hacerse ajustes adicionales, como veremos más adelante. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 127 Frente a esta situación, la pregunta que surge es si son o no procedentes los ajustes requeridos por la convocada.

En caso afirmativo, el resultado del mencionado período sería de pérdida; y en caso negativo, de utilidad. Para responder la inquietud planteada, el Tribunal considera conveniente referirse a los ajustes solicitados por la convocada y a la opinión del perito sobre tales ajustes, para establecer su posición al respecto: Reclasificación de pasivos después del 7 de mayo de 2010 La convocada preguntó inicialmente al perito si las Compañías tenían registradas en su contabilidad un pasivo a favor de Rancho Hermoso por Trescientos Veinticuatro Millones Noventa y Cinco Mil Seiscientos Treinta Pesos ($324.095.630,oo) y un pasivo a favor de Trayectoria por Cuatrocientos Veintiseis Millones Ciento Cincuenta y Un Mil Trescientos Cuarenta Pesos ($426.151.340,oo), u otros valores, al 7 de mayo de 2010 (Aclaración N° 3), frente a lo cual el perito respondió lo siguiente: “A mayo 7 de 2010 se encontraban registrados pasivos a favor de Rancho Hermoso por $324.095.630 y a Trayectoria por $426.151.340, saldos que figuran dentro de la cuenta contable 282020005 denominada ‘- Cuenta de Operación Conjunta - La Sierra’, en el siguiente cuadro se presenta un extracto del anexo de consolidación del balance de cierre a mayo 7 de 2010, allí se puede observar que efectivamente figuran dentro del saldo de la cuenta de operación conjunta las partidas aludidas en la pregunta.

TC OIL S.A. TC OIL S.A. LEAD TOTAL CUENTA NIT DESCRIPCION SUCURSAL COLOMBIA PANAMÁ ENERGY EXP. CONSOLIDADO 2805 OTROS PASIVOS 280505 ANTICIPOS Y AVANCES RECIBIDOS 280505005 ANTICIPOS Y AVANCES RECIBIDOS DE CLIENT 8301389997 INCORPORACION UTO -40.215.688 -40.215.688 9000029996 INCORPORACION UTOE -45.224.224 -45.224.224 282005 CUENTAS DE OPERACION CONJUNTA 282020005 CUENTA OPERACION CONJUNTA LA SIERRA 8300955633 RANCHO HERMOSO S.A. -324.095.630 -324.095.630 9000446185 TRAYECTORIA OIL AND GAS SUCURSAL -426.151.340 -426.151.340 282025 CUENTA OPERACION CONJUNTA BUENAVISTA 282025005 CUENTA OPERACION CONJUNTA BUENAVISTA 9000029996 INCORPORACION UTOE -1.599.555.533 -1.599.555.533 282030005 CUENTA OPERACION CONJUNTA LLANOS 32 9002296410 APCO PROPERTIES LTD -589.512.323 -589.512.323 9001926250 KINETEX INC. SUCURSAL COLOMBIA -31.146.053 -31.146.053 8301328755 RAMSHORN INTERNATIONAL LTD -732.062.975 -732.062.975 8305099975 TC OIL & SERVICES S.A. -57.769.791 57.769.791 3 0 8301130852 WINCHESTER OIL AND GAS S.A. -65.987.074 -65.987.074 284010 CUENTAS EN PARTICIPACION 284010005 CUENTAS EN PARTICIPACION - POZO LA PUNTA 8301389997 INCORPORACION UTO -3.488.686.477 -3.488.686.477 TOTAL PASIVO -31.646.560.055 -1.870.581.228 -427.347.378 238.126.956 -34.393.299.221 ELIMINACION RECIPROCAS El perito, después de precisar los movimientos contables tanto de las cuentas del activo como las del pasivo de los terceros Rancho Hermoso y Trayectoria (Aclaración N° 4), y establecer que las causas de los mismos fueron, “además de los Cash Calls conceptos tales como Carry, Billing y Cesión de participación en el Bloque la Sierra” (Aclaración N° 5), considera que su manejo debía hacerse “dentro de la cuenta de operación conjunta que fue la empelada (sic) por TC OIL” (Aclaración N° 6), lo cual significa, por este aspecto, que esas operaciones se manejaron en la cuenta contable que correspondía. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 128 Enseguida, la convocada indaga acerca de “si las Compañías después del 7 de mayo de 2010, reclasificaron los mencionados pasivos por $ 324.095.630 y COP $426.151.340, o por otros valores, a la cuenta de capital de operación conjunta”, a lo cual el perito respondió: “Efectuada una revisión de los registros contables con posterioridad a mayo 7 de 2010, se observa que los saldos indicados en la pregunta fueron reclasificados por P1 ENERGY a la cuenta Ingresos no operacionales para el caso de Trayectoria, y como un menor valor de la cuenta del gasto de provisión de deudores para el caso de Rancho Hermoso…”(Aclaración N° 7) (Se subraya).

Al analizar la información suministrada por el perito, contenida en los cuadros e imágenes a las que se refiere el dictamen, se observa que las citadas reclasificaciones se hicieron a partir del mes de noviembre de 2010, lo cual significa que fueron hechas por la Compañía estando ya en manos de la compradora, es decir, de la convocada.

Y frente a la inquietud sobre si las anteriores reclasificaciones constituyen un ingreso o en general un incremento de la utilidad, el perito contestó: “Tal como se indicó en la respuesta a la pregunta N° 7 anterior, las reclasificaciones efectuadas sobre los saldos de Trayectoria y Rancho Hermoso afectaron las cuentas de ingresos no operacionales y los gastos a título de disminución de los mismos.

El afectar cuentas de ingresos y registrar disminuciones en el gasto trae como consecuencia lógica un incremento en la utilidad” (Aclaración N° 8). A continuación, la convocada solicita al perito indicar si en el período del 1 de enero de 2010 al 7 de mayo de 2010 aparecen ingresos de las Compañías correspondientes a sumas recibidas de Delavaco, Trayectoria, Diferencia en Cambio y Recuperación de Cartera Vetra (Aclaración N° 10), a lo cual el perito respondió: “El siguiente cuadro presenta los montos que fueron registrados a título de ingreso no operacional durante el periodo comprendido entre el 1 de Enero y el 7 de Mayo de 2010, y que están asociados con los conceptos solicitados en la pregunta.

Importe ML (A) Particiaciòn Tc Oil Importe ML (B) Particiaciòn Tc Oil TRAYECTORIA OIL AND GAS SUCURSAL CO 1.993.553.020,00 1.545.220.270,00 996.295.000,00 547.962.250,00 997.258.020,00 (1) DELAVACO ENERGY INC. SUCURSAL COL 455.000.000,00 250.250.000,00 455.000.000,00 250.250.000,00 - RECUPERACION CARTERA VETRA 486.665.709,00 267.666.139,85 486.665.709,00 267.666.139,95 - DIFERENCIA EN CAMBIO 244.685.782,00 134.577.180,10 244.685.782,00 134.577.180,10 - RECUPERACION DE OTROS COSTOS 37.401.818,00 20.571.000,00 44.319.434,00 24.375.688,70 (6.917.616,00) (2) Totales 3.217.306.329,00 2.218.284.589,95 2.226.965.925,00 1.224.831.258,75 990.340.404,00 (1) La diferencia corresponde a la cesion del 8% del bolque la sierra por $532.000 trm abril 2010 por valor de $ 957.105.240 y reclasificacion de saldos de dic 31/09 pago Geonergy-sierra por valor de $ 40.152.780 valores evidenciados en la cuenta contable 424095 al 7 de mayo 2010.

(2) No se pudo establecer en que cuenta contable esta la suma de $ 44.319.434 que versus a $ 37.401.818 identificada en la cuenta 425050 de la UTO arroja una diferencia de $ (6.917.616) INFORMACION SUMINISTRADA POR PEGASUS INFORMACION SUMINISTRADA POR P 1 ENERGY TERCERO DIFERENCIA (A-B) Estas partidas por valor de $2.218.284.589 hicieron parte de los saldos que presenta el balance de cierre a mayo 7 de 2010, ahora bien, al TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 129 revisar la contabilidad de P 1 ENERGY la suma de $1.224.831.259 se encuentra registrada en la cuenta “429595”y la diferencia por $997.258.020 se encuentra registrado en la cuenta “424095”.

Enseguida el perito incluye los detalles de los anteriores registros (Aclaración N° 11), y responde las siguientes preguntas formuladas por la convocada: “ACLARACIÓN No. 12: Adicionalmente, el perito deberá indicar si en su concepto esos ingresos realmente se causaron en 2010, o si se causaron antes del 2010, independientemente de la fecha en que se contabilizaron como ingreso.

RESPUESTA: En el año 2008 TC OIL & SERVICES a través de la Unión Temporal Omega recibió de la sociedad Trayectoria Oil & Gas la suma de $1.953.400.240 por la venta del 8% de la participación que la Unión Temporal tenía en el bloque La Sierra, esta operación figuró en la contabilidad de la Unión Temporal como un pasivo en la cuenta de operación conjunta, hasta el 31 de marzo de 2010, fecha en la que se reclasificó a las cuentas del ingreso.

En el mes de junio de 2008 la Unión Temporal Omega recibió de la sociedad DELAVACO ENERGY la suma de US$3.5 millones de dólares en tres pagos, sumas que figuraron en la contabilidad como un pasivo en cuentas de participación. El 31 de diciembre de 2008 se registra en la contabilidad un cruce por valor de $2.150.832.593 contra cuentas del activo diferido, cuyo detalle indica “cruce activos diferidos con aporte socios”, posteriormente en diciembre de 2009 se reclasifica un monto de $3.358.837.407 a las cuentas del ingreso no operacional por concepto de utilidad en venta de otras inversiones, quedando un saldo remanente de $455.000.000 los que fueron reclasificados al ingreso el 1 de mayo de 2010, cifra que por efectos de la participación que TC OIL tenía en esa Unión Temporal (55%) fue consolidada en las cuentas de ingreso por valor de $250.250.000, al revisar las correspondientes declaraciones de renta se observó que en el año 2008 no se declaró suma alguna por concepto de la venta de estas participaciones.

En lo concerniente a la recuperación cartera de VETRA, se registró como ingreso el 7 de mayo de 2010, la reversión de la provisión de deudas de difícil cobro por valor de $486.665.709, que correspondía a servicios de transporte suministrados a la sociedad PETROTESTING. Esta cuenta se registró en la provisión de deudas malas en diciembre 31 de 2008.

Por todo lo anterior, se concluye que los hechos generadores del ingreso proveniente de las sociedades Trayectoria Oil& Gas y DELAVACO, se originaron en el año 2008, año en el que debieron ser reconocidos en la contabilidad, por su parte la reversión de la provisión asociada con la cartera de VETRA, ocurrió en el año 2010 por lo que el ingreso que de este ajuste se deriva corresponde a ese año. ACLARACIÓN No. 13: Consecuentemente, el perito deberá indicar si es un error haberlos registrado como ingresos del período del 1 de enero de 2010 al 7 de mayo de 2010.

Toda vez que estas transacciones eran representativas de ingresos y solo hasta los años 2009 y 2010 fueron reconocidos como tales. Ahora bien, desde el punto de vista contable es claro que los ingresos provenientes de la venta de las participaciones a las sociedades Trayectoria y Delavaco, no fueron contabilizadas correctamente en el año 2008, periodo al que efectivamente corresponden esos ingresos, el haber registrado como ingresos las sumas correspondientes a esas transacciones durante el lapso transcurrido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo del mismo año, si bien no corresponden a tal periodo, desde el punto de vista contable no podría considerarse como un error.

Lo anterior por cuanto el decreto 2649 de 1993 que fija las bases de las normas de contabilidad generalmente aceptadas en Colombia, permite reconocer dentro del periodo contable, hechos o situaciones representativas de errores en ejercicios anteriores, en efecto el artículo 106 del mencionado decreto señala: “RECONOCIMIENTO DE ERRORES DE EJERCICIOS ANTERIORES.

Las partidas que correspondan a la corrección de errores contables de períodos anteriores, provenientes de equivocaciones en cómputos matemáticos, de desviaciones en la aplicación de normas contables o de haber pasado inadvertidos hechos cuantificables que existían a la fecha en que se difundió la información financiera, se deben incluir en los resultados del período en que se advirtieren.” Es necesario indicar que si estas partidas no se hubieran reclasificado al ingreso, los estados financieros de cierre a mayo 7 de 2010 presentarían una sobre estimación en los pasivos.

Por lo que respecta a VETRA, la reversión de la provisión de deudas de difícil cobro si bien es cierto que tal reversión necesariamente conlleva la afectación de las cuentas del ingreso, en especial cuando la provisión corresponde a periodos anteriores, observamos que no se encontró un soporte que justifique las razones por la cuales la provisión fue reversada, ante lo cual indagamos a las partes sobre el particular.

A lo anterior manifestó el Grupo Pegasus que la reversión obedecía a que la factura que originó la provisión iba a ser pagada por parte de VETRA, de conformidad con un acuerdo que habían hecho con esa compañía, sin embargo, la respuesta dada por P1 ENERGY indica lo contrario, y para el efecto presenta una certificación suscrita por Alexandra Peñuela quien indica ser la ex contadora de la Unión Temporal Omega, allí certifica que hasta el día en que fue contador de esa Unión (diciembre 11 de 2013), la sociedad VETRA no había cancelado el importe de la mencionada factura.

En ese orden de ideas, la reversión de la provisión no tendría sustento y por lo tanto el ingreso que se deriva de tal reversión no se podrá tener en cuenta en el periodo comprendido entre 1 de enero y mayo 7 de 2010” TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 131 Sobre la reclasificación de los pasivos a favor de Rancho Hermoso y de Trayectoria, la convocada objetó el dictamen pericial al considerar que el perito cometió el error de “haber concluido que la reclasificación de los pasivos con Rancho Hermoso y Trayectoria por parte de P1 Energy con posterioridad al 7 de mayo de 2010 constituyó un incremento en la utilidad causada entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010…”.

La convocada sustenta el grave error que le atribuye al perito en las siguientes razones: “…8. En primer lugar, debe anotarse que en cuanto al pasivo con Rancho Hermoso, el ajuste que posteriormente hizo la compañía fue tan solo de COP$129.000.000. En efecto, esta cuenta, que al 7 de mayo de 2010 ascendía a COP$324.095.630, continúo teniendo movimiento después del 7 de mayo, con registros crédito y débito, y llegó al 31 de diciembre de 2010 con un saldo de COP$272.000.000.

De estos, COP$272.000.000, luego de la conciliación del saldo con Rancho Hermoso, se pagaron COP$143.882.688 y se "ajustaron" (se eliminaron) COP$129.000.000. Lo anterior confirma que es falso lo que afirma el Perito cuando concluye que se dieron de baja, por ajuste, COP$324.095.630 del pasivo con Rancho Hermoso (ver documento anexo a este Memorial), pues tan solo se dio de baja COP$143.882.688. 9.

Por otra parte, de los movimientos contables descritos por el Perito a los folios 3 y 4 de las Aclaraciones Complementaciones, correspondientes a los pasivos con Rancho Hermoso y Trayectoria, así como de las pruebas que aporto con este Memorial se observa: 9.1. El saldo de estos pasivos ajustados por este Perito no se causó entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010. 9.2.

En efecto, los registros del pasivo con Rancho Hermoso muestran tres partidas registradas el 30 de junio, el 30 de noviembre y 31 de diciembre de 2009 bajo el concepto de reclasificación de saldo a cuentas por pagar por COP$104.560.895, COP$82,506.714 y COP$66,117,056, que son los saldos del pasivo con Rancho Hermoso no justificados, pues los registrados a partir del 18 de marzo de 2010 al 1 de abril de 2010 tienen la indicación específica de la causa de cada uno de ellos, esto es, sísmica la sierra, cash calls por sísmica la sierra y registros por cargue de saldos de la escisión. De manera que cualquier error que hubiese habido en el saldo de este pasivo, se causó a más tardar el 31 de diciembre de 2009.

Es absolutamente imposible, a la luz de lo dicho, que el exceso en el reflejo del saldo de este pasivo se hubiese causado en el periodo del 1 de enero al 7 de mayo de 2010, 9.3. En relación con el pasivo con Trayectoria, el error es más protuberante. En efecto, el pasivo con Trayectoria por COP$426.151.340 tiene como causa los errores contables anteriores al 1 de enero de 2010, que llevaron a registrar ingresos por precio y por carries de cash calls, no como un ingreso propiamente dicho, sino como un incremento en el activo con un pasivo inexistente, falso, como contrapartida.

De hecho, si no se hubiesen dado las manipulaciones contables confesadas por Mario Bolívar en su interrogatorio, que llevaron a no registrar oportunamente como ingreso los precios recibidos por venta de derechos o activos, el registro del pasivo no existiría al 31 de diciembre de 2009, pues y el tal pasivo no existía al 1 de enero de 2010.

Esto confirma que la causa de este pasivo no es del periodo del 1 de enero al 7 de mayo de 2010. 10. Lo anterior demuestra que la propia información recogida por el Perito permite concluir sin lugar a dudas que la causa de uno y otro pasivo (Rancho Hermoso y Trayectoria) es anterior al 1 de enero de 2010, y por lo tanto, la causa de la inexistencia total o parcial del mismo es, y solo puede ser, anterior al 1de enero de 2010.

Por lo mismo, concluir que el reconocimiento de la inexistencia de todo o parte de estos pasivos es un ingreso del periodo del 1 de enero al 7 de mayo de 2010 es un error inmenso, gigante, grave. 11. Adicionalmente, el propio perito a folio 9 del Dictamen original reconoce que esos saldos de las cuentas por pasivos con Rancho Hermoso y Trayectoria "fueron ajustadas en la contabilidad con posterioridad al cierre de mayo 7 de 2010".

Siendo así, si el Perito fuera coherente con su opinión expresada a folio 16 (reconocimiento de errores de ejercicios anteriores) de las Aclaraciones y Complementaciones, cuando se refirió al periodo que se afecta con las correcciones contables, ha debido concluir que esos ajustes no afectaban la utilidad causada entre el 1de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010”.

En la audiencia que se celebró el día 18 de junio de 2014, en desarrollo de lo dispuesto por el artículo 31 de la ley 1563 de 2012, el perito expresó las razones por las cuales considera que en su dictamen no incurrió en el mencionado error grave que le atribuye la convocada. Teniendo en cuenta lo anterior, el Tribunal considera lo siguiente: Los pasivos contabilizados en la cuenta de operación conjunta empleada por TC OIL a favor de Trayectoria y Rancho Hermoso, que figuraban en el estado financiero al 7 de mayo de 2010, corresponden a ingresos provenientes de la venta de las participaciones de la Unión Temporal Omega en el Bloque La Sierra, como lo manifiesta el perito en su respuesta a la aclaración N° 12 formulada por la convocada, los cuales se han debido contabilizar como tales en 2008, año en el cual se llevaron a cabo las correspondientes transacciones, y no como un pasivo en la cuenta de operación conjunta.

Esto significa que los registros contables inherentes a la venta de esas participaciones no se hicieron de conformidad con los principios de contabilidad en el año en que estas se realizaron, como lo expresa el perito en la aclaración N° 13 solicitada por la convocada, pues, como acaba de mencionarse, en ese año 2008 se han debido reconocer como ingresos y no como pasivos.

El reconocimiento de los ingresos provenientes de las correspondientes transacciones se hizo tan solo en 2010, tal como lo anota el perito en las dos aclaraciones señaladas, lo cual se ajusta a lo dispuesto por el artículo 106 del Decreto 2649 de 1993, que consagra el procedimiento para el reconocimiento de errores de ejercicios anteriores.

De no haberse corregido el error, es decir, “si las partidas no se hubieran reclasificado al ingreso, los estados financieros a mayo 7 de 2010 presentarían una sobre estimación en los pasivos” (Aclaración N° 13), y no se ajustarían a la realidad. Precisado lo anterior, la objeción planteada por la convocada se centra fundamentalmente en el argumento de que los pasivos inexistentes a favor de las TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 133 sociedades Rancho Hermoso y Trayectoria no se causaron durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, como consecuencia de lo cual la reclasificación de dichos pasivos como ingresos, efectuada con posterioridad al 7 de mayo de 2010, no puede afectar la utilidad del mencionado período.

Así las cosas, el Tribunal entiende que, a juicio de la convocada, la corrección de un error contable en el que pudo incurrirse en un ejercicio anterior al año 2010, no puede afectar el resultado del período que se determinó en el contrato, que corresponde al anteriormente indicado, para efectos de la transferencia de la utilidad acordada en la Sección 16.4 del contrato.

Al respecto debe advertirse que no se discute el hecho de haberse cometido el error contable antes de 2010. Así lo afirma la convocada, lo advierte el perito y lo admite el Tribunal. Se contabilizaron como pasivos a favor de Rancho Hermoso y Trayectoria los dineros que ingresaron a las compañías provenientes de las ventas de las participaciones que la Unión Temporal Omega tenía en el Bloque La Sierra, cuando han debido registrarse como ingresos.

La discusión se centra en el punto que plantea la convocada en párrafo precedente, esto es, que la reclasificación de dichos pasivos como ingresos, efectuada con posterioridad al 7 de mayo de 2010, no puede afectar la utilidad del mencionado período, frente al cual debe tenerse en cuenta lo siguiente: Como el perito lo ha destacado en su dictamen, “el artículo 106 del decreto 2649 de 1993 permite reconocer dentro del período contable, hechos o situaciones representativas de errores en ejercicios anteriores”, al disponer lo siguiente: “RECONOCIMIENTO DE ERRORES DE EJERCICIOS ANTERIORES.

Las partidas que correspondan a la corrección de errores contables de períodos anteriores, provenientes de equivocaciones en cómputos matemáticos, de desviaciones en la aplicación de normas contables o de haber pasado inadvertidos hechos cuantificables que existían a la fecha en que se difundió la información financiera, se deben incluir en los resultados del período en que se advirtieren.” Esto significa, entonces, que los errores de ejercicios anteriores deben reconocerse en el período en el cual se advierten para efectos de su corrección. La ocurrencia de errores contables no tiene per se la virtualidad de descalificar la contabilidad del empresario, ni de considerarla irregular.

La ley contempla la posibilidad que se cometan errores y consagra la forma de corregirlos. Veamos lo ocurrido en el caso de los pasivos a favor de Trayectoria y Rancho Hermoso, contabilizados como tales al 7 de mayo de 2010, fecha de cierre de la negociación. Conforme a las aclaraciones y complementaciones al dictamen pericial (página 6), el pasivo a favor de Trayectoria, por valor de Cuatrocientos Veintiseis Millones Ciento Cincuenta y Un Mil Trescientos Cuarenta Pesos ($426.151.340,oo) fue reversado por P1 Energy el 31 de diciembre de 2010, mediante documento 2400001082, y se observa que la reversión de esa partida se llevó contra una cuenta del ingreso.

En otras palabras, en esta última fecha, posterior al 7 de mayo de 2010, estando la Compañía en manos de la convocada, se corrigió el error de haber contabilizado como pasivo un ingreso, lo cual significa que la partida correspondiente a la corrección de dicho error se debe incluir en el resultado del período del año 2010. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 134 En cuanto al pasivo a favor de Rancho Hermoso, ocurrió que a partir del 7 de mayo de 2010, también estando la Compañía en manos de la convocada, se aumentó de tal manera que al 1 de noviembre de 2010 alcanzó la suma de Mil Trescientos Cincuenta y Siete Millones Setecientos Cincuenta Mil Quinientos Cuarenta y Siete Pesos ($1.357.750.547,oo).

En esta fecha se disminuyó el pasivo en Mil Doscientos Cuarenta y Ocho Millones Quinientos Seis Mil Ochocientos Setenta y Nueve Pesos ($1.248.506.879,oo) y esta misma cantidad se contabilizó como ingreso no operacional, quedando como pasivo un saldo de Ciento Nueve Millones Doscientos Cuarenta y Tres Mil Seiscientos Sesenta Ocho Pesos ($109.243.668,oo).

A partir del 1 de noviembre de 2010 el pasivo volvió a aumentar y fue así como al 31 de diciembre de 2010 figura como pasivo la suma de Doscientos Setenta y Dos Millones Dieciseis Mil Quinientos Sesenta y Dos Pesos ($272.016.562,oo). Posteriormente, el 31 de marzo de 2011 esta cantidad se disminuyó y sirvió para contabilizar un ingreso operacional que significó un incremento en las utilidades, por tratarse de transacciones contables de créditos a gastos y créditos a ingresos no operacionales, mediante la afectación de las siguientes cuentas: 5199 G Provisión por valor de Ciento Cuarenta y Dos Millones Quinientos Treinta y Ocho Mil Pesos ($142.538.000,oo); 5315 Costo y Gastos de ejercicios anteriores Treinta y Seis Millones Ciento Ochenta y Cinco Mil Quinientos Cuarenta y Dos Pesos ($36.185.542,oo) y 4250 Reintegro de otros costos y gastos Noventa y Tres Millones Doscientos Noventa y Tres Mil Veinte Pesos ($93.293.020,oo), tal como se aprecia al final del cuadro de la página 5 de las aclaraciones al dictamen pericial.

Como puede apreciarse, los errores se corrigieron el 1 de noviembre de 2010 y el 31 de marzo de 2011, en las cantidades indicadas, lo cual significa que las partidas correspondientes a la corrección de dichos errores se deben incluir en los resultados de los períodos de los años 2010 y 2011, según el caso. Se trata entonces de errores que se causaron antes del 7 de mayo de 2010 y se corrigieron después de esa misma fecha.

¿Esto significa entonces que, para efectos del Estado Financiero de Cierre de la negociación que ha dado origen a este proceso, el Tribunal debe hacer caso omiso de los mencionados errores y de sus correcciones? El Tribunal estima que no puede hacer caso omiso de los citados errores, ni de sus correcciones, para determinar el valor de las utilidades netas de la Compañías en el período comprendido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, aun cuando la causa de los mismos se remonte a épocas anteriores al 1 de enero de 2010 y las correcciones se hayan efectuado con posterioridad al 7 de mayo de 2010, debido a que los errores persistían en los Estados Financieros de Cierre.

Se trata de hacer los ajustes que correspondan a los Estados Financieros de Cierre, tanto en lo favorable como en lo desfavorable, con la finalidad de reflejar la realidad de dichos estados para efectos de la negociación. Lo contrario sería admitir, en el caso particular, la contabilización en dichos estados financieros de pasivos inexistentes que injustificadamente perjudicaría al Vendedor y beneficiaría al Comprador.

Piénsese en la situación opuesta, es decir, que al 7 de mayo de 2010 se encuentre contabilizada una partida como ingreso cuando en realidad es un pasivo. Si en ese evento no se hace la corrección, se mantendría una contabilización que injustificadamente perjudicaría al Comprador y beneficiaria al Vendedor. Piénsese igualmente que no fuera admisible la reversión de la provisión de la cartera a cargo de la sociedad Vetra, en cuyo caso se estaría generando un ingreso sin el debido soporte.

O piénsese en la inadmisibilidad de los costos y gastos que no se contabilizaron ni se provisionaron, total o parcialmente, en el mencionado período, por el hecho de que las correspondientes facturas se elaboraron y presentaron con posterioridad, o por cualquier otra causa. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 135 Es por ello por lo que se requiere hacer los ajustes a los Estados Financieros de Cierre de la negociación para subsanar los errores o las inconsistencias contables que se hayan podido presentar hasta el 7 de mayo de 2010.

En este sentido, el perito advirtió varios errores contables en el registro de activos, pasivos, ingresos y egresos de los Estados Financieros de Cierre, entre los cuales incluyó los relacionados con los pasivos registrados a favor de Trayectoria y Rancho Hermoso, y frente a la inconsistencia de los mismos, en respuesta a las preguntas 3 y 3.1 de la convocada, procedió a hacer los correspondientes ajustes a los Estados Financieros de Cierre y establecer el valor de las utilidades netas de la compañías entre el período del 1 de enero de 2010 y 7 de mayo de 2010, que determinó inicialmente en la suma de Mil Novecientos Setenta y Tres Millones Seiscientos Treinta y Tres Mil Setecientos Setenta y Nueve Pesos ($1.973.633.779,oo) y después en Mil Novecientos Sesenta y Tres Millones Ciento Treinta y Nueve Mil Doscientos Veintiseis Pesos ($1.963.139.226,oo), según vimos.

A juicio del Tribunal, no es posible hacer abstracción de lo que haya podido ocurrir antes del 1 de enero de 2010 y después del 7 de mayo de 2010 con la finalidad de absorber e independizar el período comprendido entre ambas fechas, como lo pretende la convocada. La sociedad tiene su propia dinámica y las normas que regulan su actividad permiten advertir que las utilidades o pérdidas causadas hasta el 31 de diciembre de 2009 eran del Vendedor, y las causadas de ahí en adelante y hasta la Fecha de Cierre también le corresponden al Vendedor por acuerdo expreso de las Partes, incluyendo las resultantes de los ajustes a los Estados Financieros de Cierre efectuados con posterioridad al cierre por hechos o circunstancias anteriores al mismo.

Es el alcance y la interpretación correcta de la estipulación contractual contenida en la cláusula 16.4 del SPA. De otra parte, la convocada en su escrito de objeción al dictamen afirma que “en cuanto al pasivo con Rancho Hermoso, el ajuste que posteriormente hizo la compañía fue tan solo de COP$129.000.000”, y después de expresar las razones de su dicho concluye que “Lo anterior confirma que es falso lo que afirma el Perito cuando concluye que se dieron de baja, por ajuste, COP$324.095.630 del pasivo con Rancho Hermoso (ver documento anexo a este memorial), pues tan solo se dio de baja COP$143.882.688”.

Sobre el particular, teniendo en cuenta las aclaraciones y complementaciones al dictamen pericial, así como las explicaciones rendidas por el perito en la audiencia del día 18 de junio de 2014, el Tribunal considera lo siguiente: El saldo del pasivo a favor de Rancho Hermoso al 7 de mayo de 2010 era de Trescientos Veinticuatro Millones Noventa y Cinco Mil Seiscientos Treinta Pesos ($324.095.630,oo).

Entre el 30 de junio y el 1 de noviembre de 2010, se efectuaron los siguientes movimientos: - Con fecha junio 30 de 2010, mediante documento contable N° 2400000500, se registró un incremento en el pasivo a favor de Rancho Hermoso por valor de Ochocientos Ochenta y Cuatro Millones Setecientos Veinticuatro Mil Novecientos Cincuenta y Seis Mil Pesos ($884.724.956,oo); la contrapartida de esta operación fue la cuenta deudora 133210001. - Con fecha 31 de julio de 2010, mediante documento contable N° 2400000501, se registró un nuevo incremento en la cuenta por pagar a Rancho Hermoso por valor de Ochenta y Cuatro Millones Quinientos Sesenta y Nueve Mil TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 136 Quinientos Cuarenta y Dos Pesos ($84.569.542,oo); la contrapartida de esta operación fue la cuenta deudora 13321001. - Con fecha 30 de agosto de 2010, mediante documento contable N° 2400000510, se registró otro incremento en la cuenta por pagar a Rancho hermoso, por valor de Sesenta y Cuatro Millones Trescientos Sesenta Mil Cuatrocientos Diecinueve Pesos ($64.360.419,oo); la contrapartida de esta operación fue la cuenta 171515100. - De acuerdo con lo anterior, el saldo acumulado de la cuenta por pagar al 30 de agosto de 2010, era de Mil Trescientos Cincuenta y Siete Millones Setecientos Cincuenta Mil Quinientos Cuarenta y Siete Pesos ($1.357.750.547,oo). - El 1 de noviembre de 2010, mediante documento contable N° 2400000872, se disminuye el valor del pasivo registrado hasta ese momento a favor de Rancho Hermoso en Mil Doscientos Cuarenta y Ocho Millones Quinientos Seis Mil Ochocientos Setenta y Nueve Pesos ($1.248.506.879,oo), la contrapartida de esta operación fue una cuenta del ingreso no operacional, más concretamente la identificada con el código 425050005, denominada recuperación de otros costos. - Efectuado el anterior movimiento, el saldo de la cuenta por pagar a Rancho Hermoso al 1 de noviembre de 2010 era de Ciento Nueve Millones Doscientos Cuarenta y Tres Mil Seiscientos Sesenta y Ocho Pesos ($109.243.668,oo). - Entre el 1 de diciembre de 2010 y el 31 de diciembre de 2011, se realizan los siguientes movimientos: - El primero de noviembre de 2010, mediante documento contable N° 2400000873, se registra un incremento en la cuenta por pagar a Rancho Hermoso por valor de Noventa Millones Ochocientos Cincuenta Mil Ciento Veintiocho Pesos ($90.850.128,oo); la contrapartida de esta operación corresponde a la cuenta 171515100. - El 22 de diciembre de 2010, mediante documento contable N° 2400000916, se registra otro incremento en el pasivo a favor de Rancho Hermoso por valor de Dos Millones Ochocientos Setenta y Nueve Mil Ochocientos Cuarenta y Un Pesos ($2.879.841,oo), cuya contrapartida fue la cuenta 171515100. - El 31 de diciembre de 2010, se registró un nuevo incremento en el pasivo por valor de Sesenta y Nueve Millones Cuarenta y Dos Mil Novecientos Veinticinco Pesos ($69.042.925,oo); la contrapartida de esta operación fue la cuenta 171515100.

Para este momento el saldo de la cuenta por pagar con Rancho Hermoso ascendía a Doscientos Setenta y Dos Millones Diecieseis Mil Quinientos Sesenta y Dos Pesos ($272.016.562,oo). - El 31 de marzo de 2011 se registra una disminución en la cuenta por pagar a Rancho Hermoso, equivalente al saldo que presentaba a esa fecha, es decir por valor de Doscientos Setenta y Dos Millones Diecieseis Mil Quinientos Sesenta y Dos Pesos ($272.016.562,oo), movimiento que fue registrado con el documento contable N° 2400000316 y cuya contrapartida fue la cuenta de ingresos no operacionales que significó un incremento en las utilidades.

Para tal efecto, se afectaron las siguientes cuentas: 5199 G Provisión por valor de Ciento Cuarenta y Dos Millones Quinientos Treinta y Ocho Mil Pesos ($142.538.000,oo); 5315 Costo y Gastos de ejercicios anteriores Treinta y Seis Millones Ciento Ochenta y Cinco Mil Quientos Cuarenta y Dos Pesos TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 137 ($36.185.542,oo) y 4250 Reintegro de otros costos y gastos Noventa y Tres Millones Doscientos Noventa y Tres Mil Veinte Pesos ($93.293.020,oo).

Del análisis de todos los anteriores movimientos que se encuentran registrados en la contabilidad, y cuyos detalles fueron presentados en el folio 5 de las aclaraciones y complementaciones al dictamen, el perito concluye que el pasivo que figuraba a favor de Rancho Hermoso fue ajustado contra cuentas del ingreso, conclusión que comparte el Tribunal.

El cuestionamiento que hace la convocada en cuanto que el ajuste no fue de Trescientos Veinticuatro Millones Noventa y Cinco Mil Seiscientos Treinta Pesos ($324.095.630,oo) sino de Ciento Veintinueve Millones ($129.000.000,oo), basándose en la comunicación CEC-GERFIN-002/12 de Canacol Energy de fecha 24 de enero de 2011, que adjuntó a su objeción al dictamen pericial, en la que esta sociedad expide un paz y salvo por el hecho de haber recibido la suma de Ciento Cuarenta y Tres Millones Ochocientos Ochenta y Dos Mil Seiscientos Ochenta y Ocho Pesos ($143.882.688,oo) no se compadece con el concepto del pasivo inexistente al 7 de mayo de 2010 a favor de Rancho Hermoso, pues, como vimos, su origen es una venta en el año 2008 generadora de un ingreso que solo se reconoció como tal después del 7 de mayo de 2010, ni tampoco con los movimientos contables registrados en P1 Energy con posterioridad al 7 de mayo de 2010, incluyendo los registrados después del 24 de enero de 2011, los cuales permiten concluir que el pasivo que figuraba a favor de Rancho Hermoso fue ajustado contra cuentas del ingreso, como quedó demostrado.

Reclasificación de la supuesta sobrevaloración del pasivo de la Unión Temporal Omega en COP$587.848.793 Sobre este asunto, el perito consideró que “a la fecha de cierre de estados financieros las causaciones de intereses estaban subestimadas en Cincuenta y Nueve Millones Ochocientos Dos Mil Sesenta y Siete Pesos ($59.802.067,oo), y que los pasivos incorporados de la Unión Temporal Omega se encontraban sobrevalorados en Quinientos Ochenta y Siete Millones Ochocientos Cuarenta y Ocho Mil Setecientos Noventa y Tres Pesos ($587.848.793,oo), como resultado de haber registrado el 100% de la obligación en cabeza de TC OIL, en lugar del 55% que le correspondía a prorrata de su participación en la UT”.

La convocada no hace reparo alguno sobre la subestimación de los intereses, pero sí cuestiona el concepto del perito respecto a la sobrevaloración de los pasivos de la Unión Temporal Omega. A juicio de la convocada, el perito incurrió en el error grave de “haber concluido que los pasivos incorporados de la UTO no se debían registrar al 100% de la obligación en cabeza de TC OIL, sino al 55% que le correspondía a prorrata de su participación en la Unión Temporal”.

En otras palabras, la convocada estima que los mencionados pasivos de la Unión Temporal Omega los debe contabilizar TC OIL al 100%. Las razones que aduce la convocada para fundamentar su criterio, son las siguientes: “…12. En cuanto a la partida del pasivo de COP$587.848.793 que el Perito reduce por considerar sobrevalorados, el error tiene dos causas: 12.1 Primero, el Perito concluye, en abierto desconocimiento de la ley y de las normas y principios de contabilidad, que el pasivo de la UTO se incorpora en el balance de TC Oil solo en el 55% que corresponde a la prorrata de TC Oil en la UTO.

Esto desconoce abiertamente el artículo 2325 del Código Civil ya citado según el cual las deudas contraídas por TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 138 TC Oil, como operador de la UTO, en pro de esta, se registran al 100% como deudas de TC Oil sin perjuicio del derecho de TC Oil a obtener de los comuneros el reembolso de su prorrata.

En el mismo sentido, mal podrían los comuneros registrar como propias una parte de las facturas desde el punto de vista contable y tributario, cuando la factura ha sido emitida exclusivamente a TC Oil. El perito confunde el derecho que tiene TC Oil como operador a que le reembolsen una parte de los gastos y costas, con el reconocimiento en la contabilidad de solamente un porcentaje de los gastos y costas. 12.2 Además, el propio Perito reconoció que TC Oil tenía ya recibida una provisión de recursos no aplicados, por vía de cash calls, por COP$1.975.971.736 (folio 36 del Dictamen).

En otras palabras, le habían "reembolsado" anticipadamente la cifra de COP$1.975.971.736. Por lo tanto, siendo que TC Oil había recibido la provisión de recursos de los comuneros, mal podría, hasta agotar los COP$1975.971.736, asumir que los pasivos derivados de los costos y gastos en que incurrió como operador solo los asumía como los propios hasta la prorrata del 55%.” El perito tuvo oportunidad de referirse a las razones expuestas por la convocada durante su intervención en la audiencia celebrada el día 18 de junio de 2014 y en ella estimó no haber incurrido en el error grave que se le atribuye.

El Tribunal ha examinado con detenimiento este punto y al respecto considera que no le es atribuible al perito el error que le endilga la convocada. En efecto: En cuanto a la primera causa del error que la convocada pone de presente, debe tenerse en cuenta que el operador del campo La Punta no era TC OIL, sino la Unión Temporal Omega “UTO”.

Esta consideración es fundamental toda vez que el supuesto error del perito lo edifica la convocada sobre la base de que TC OIL era el operador del campo la Punta, lo cual, según la evidencia disponible arrimada al proceso, no corresponde a la realidad. La UTO se conformó el 30 de marzo de 2004, inicialmente entre PETROLEUM EQUIPMENT INTERNATIONAL LTDA “PEI” y TECNICONTROL S.A. “…para la celebración y ejecución del Contrato para efectuar la evaluación y puesta en producción del campo La Punta con la empresa PETROTESTING COLOMBIA S.A, basados en que ECOPETROL firmó contrato de este campo con la misma, de acuerdo a la segunda ronda del proceso de licitación en el proyecto de campos descubiertos no desarrollados (CDND)”, y fue así como el 1 de abril de 2004 la UTO celebró con PETROTESTING COLOMBIA S.A. el denominado CONTRATO DE PRESTACIÓN DE SERVICIOS PARA EL CAMPO LA PUNTA, cuyo objeto, consagrado en el inciso primero de la cláusula UNO consistió en “la evaluación y puesta en producción del campo La Punta por parte de UTO, en forma técnica y económicamente aceptada por las mejores prácticas de la industria petrolera, y en las condiciones que se expresan en las siguientes Cláusulas, de los Hidrocarburos de propiedad del Estado que se extraigan del Campo La Punta, ubicado en áreas catalogadas como operación directa de ECOPETROL en virtud de lo establecido en el Decreto Ley 1760 de 2003, y localizado en jurisdicción de los Municipios de Aguazul y Orocué, Departamento de Casanare”.

En este contrato de prestación de servicios se precisó que PETROTESTING mantendría sobre los hidrocarburos que se produzcan en el campo contratado los TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 139 derechos y obligaciones de la Asociada en el Contrato de Producción con riesgo para campos descubiertos no desarrollados y campos inactivos, que corresponde al celebrado por esa sociedad con Ecopetrol, y que los hidrocarburos producidos pertenecerían a ECOPETROL y PETROTESTING en las condiciones estipuladas en el mencionado contrato.

También se pactó que los trabajos contratados los debía ejecutar la UTO por su cuenta y riesgo bajo un esquema de “llave en mano”, bajo la supervisión técnica, legal ambiental y financiera de PETROTESTING y se estableció que el manejo operacional se debía adelantar bajo las directrices del Comité Técnico que las partes debían conformar.

La ejecución del contrato se previó en dos etapas, la de evaluación y la de desarrollo, y se regularon aspectos relacionados con el programa de trabajo, la propiedad de los bienes y el operador; las obligaciones de las partes; la remuneración de la Unión Temporal, las responsabilidades en diversos órdenes (ambiental, salud ocupacional, calidad, seguridad, orden público, etc.) y demás asuntos propios de esta clase de contratos.

Sobre el Operador se estableció en la cláusula NUEVE que “La Operación del Contrato de Producción con riesgo para campos descubiertos no desarrollados y campos inactivos estará a cargo de PETROTESTING”, y que “UTO prestará sus servicios de producción a PETROTESTING a través de un contrato l`lave en mano bajo la supervisión y dirección de PETROTESTING…”, asumiendo la UTO las obligaciones consagradas en la cláusula DIEZ, que corresponden a las condiciones acordadas de ejecución de los trabajos133. 133 “DIEZ.

OBLIGACIONES DE UTO. Sin perjuicio de los derechos y las otras obligaciones que de conformidad con este contrato le corresponden, UTO se obliga a: 1. Suscribir el acta de iniciación del contrato. 2. Reembolsar a Petrotesting la totalidad de las inversiones y gastos realizados para el proyecto más un 15% de recargo por administración. 3.

Asumir en idénticas condiciones las obligaciones contraídas por Petrotesting Colombia o Colregisiros Ltda. con relación al campo realizando a los terceros correspondientes los pagos derivados de dichas obligaciones. 4. Reembolsar a Petrotesting el valor que se establezca en el contrato con Petrobras Colombia Ltd por concepto de manejo y transporte de crudo. 5.

Presentar a Petrotesting mensualmente la relación de entregas de crudo visada por Petrobras. 6. Aportar la totalidad de los recursos económicos y financieros necesarios para ejecutar directamente o a través de contratistas las actividades necesarias para el desarrollo del Periodo de Evaluación y el Periodo de Desarrollos requeridos para el cumplimiento del contrato.

De igual forma debe aportar todos los gastos necesarios para el mantenimiento del Campo. 7. Llevar libros y registros de contabilidad y permitir a PETROTESTING su consulta para efectos de auditoría. 8. Realizar la evaluación del Campo, de tal manera que se pueda identificar el potencial de reservas y definir el plan de desarrollo. 9.

Cumplir y hacer que sus contratistas y proveedores cumplan con todas las leyes, reglamentos y demás disposiciones aplicables en la República de Colombia, así como con las normas de segundad industrial, calidad, de protección ambiental, de salud ocupacional y laborales establecidas por la Ley y por ECOPETROL y/o PETROTESTING con respecto a sus contratistas. 10.

Pagar oportunamente a sus empleados los salarios y prestaciones de ley y hacer que sus subcontratistas las cumplan. 11. Pagar oportunamente los impuestos y gravámenes que de acuerdo con la ley aplicable estén a cargo de UTO y se deriven de la celebración y ejecución de este contrato. Los impuestos de lenta y complementarlos o renta presuntiva a que haya lugar, serán de cargo exclusivo de UTO. 12.

Asumir los costos de manejo ambiental y sanitarios, de seguridad industrial, salud ocupacional y de seguridad que correspondan a UTO para la ejecución de las actividades de inversión. 13. Asumir los costos de remediación de cualquier daño ambiental que resulte del desarrollo del contrato. 14. Presentar a PETROTESTING dentro de los 30 días siguientes a la suscripción de este contrato el programa de Salud Ocupacional que desarrollará en el Campo. 15.

Cumplir con todas sus obligaciones contenidas y emanadas del presente contrato. 16. Dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 50 de la Ley 789 de 2002. 17. Constituir y mantener vigentes la Garantía y Seguros en los términos y condiciones previstos en este contrato. 18. Incluir en los contratos que suscriba con terceros cláusulas de Independencia del contratista e Indemnidad.

En otras palabras, la UTO, a través del contrato de prestación de servicios que celebró con PETROTESTING DE COLOMBIA S.A, se encargó de operar el campo La Punta mediante la realización, por su cuenta y riesgo, bajo la modalidad de “llave en mano”, de los trabajos contratados. Es claro entonces que desde su conformación, la UTO actúa como el operador del campo La Punta, en virtud del mencionado contrato de prestación de servicios, y no TC OIL.

La intervención de TC OIL obedece a que las partes de la UTO acordaron que PEI se encargaría de “ejecutar técnicamente y operacionalmente la evaluación y puesta en producción del campo La Punta”, y TECNICONTROL, sustituida posteriormente por TC OIL, la del “manejo administrativo y financiero del contrato”. A la fecha de conformación de la UTO las partes acordaron las siguientes participaciones: TECNICONTROL S.A. el 70% y PEI LTDA el 30%.

Posteriormente y después de varias modificaciones, en el Otrosí N° 6, suscrito el 14 de septiembre de 2007 por los partícipes de la UTO en ese momento, se pactaron las siguientes participaciones: P.E.I. LTDA el 45% y TC OIL el 55%. Las participaciones en gases y productos blandos del bloque se convinieron así: PEI LTDA el 40% y TC OIL el 60%.

De otra parte, a La Unión Temporal Omega UTO, que por acuerdo de las mismas partes que la conformaron reviste la modalidad de Operación Conjunta, le es aplicable lo dispuesto en el numeral 2.3.1. de la Circular Externa 115-006 del 23 de diciembre de 2009 de la Superintendencia de Sociedades, conforme al cual “El participe debe reconocer en su contabilidad de acuerdo con la naturaleza de las cuentas, los activos, pasivos, ingresos, costos y gastos que le correspondan, de acuerdo con las normas generales y técnicas y de revelación que resulten aplicables”.

En este orden de ideas, veamos lo relativo a la reclasificación de la supuesta sobrevaloración del pasivo de la Unión Temporal Omega en Quinientos Ochenta y Siete Millones Ochocientos Cuarenta y Ocho Mil Setecientos Noventa y Tres Pesos ($587.848.793,oo). Esta cifra hace parte de un pasivo financiero que se encuentra registrado en la contabilidad de la Unión Temporal Omega por valor de Mil Doscientos Noventa y Cinco Millones Novecientos Veinticinco Mil Ciento Veinte Pesos ($1.295.925.120,oo) y está incorporado en el estado financiero consolidado con fecha 7 de mayo de 2010.

Así fue calificado por Grant Thorton en su informe final como Auditor Independiente 19. Presentar a PETROTESTING copia de todos los contratos que suscriba con terceros y de sus respectivas actas de iniciación y terminación y en caso de reclamación informar de forma inmediata a PE FROTESTING. 20. Renovar anualmente la vigencia de las pólizas y garantías exigidas en este contrato. 21.

Destinar los fondos de $1.500.000.000 existentes en la cuenta No. 0311719635-4 de Bancolombia en forma exclusiva para los gastos de este proyecto. 22. Constituir una Fiducia de Administración y pagos en un plazo máximo de 15 días desde la suscripción de este contrato y trasladar los fondos existentes en la Cuenta Corriente para el fideicomiso.

PARÁGRAFO: De no cumplirse los compromisos enunciados en el numeral 2, 20, 21 y 22 de este contrato podrá darse por terminado por PETROTESTING de forma inmediata dando lugar a la liquidación del contrato en los términos establecidos en este contrato.” TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 141 en consideración a que se trataba de una deuda a favor de la Sociedad Administradora de Inversión Interbolsa.

Este pasivo de mayor valor, de conformidad con lo establecido por la Circular 115- 006 de 2009 de la Superintendencia de Sociedades, debe ser reconocido en la contabilidad de cada uno de los partícipes en función de su participación en la Unión Temporal, lo cual significa que si TC OIL tiene una participación del 55% en la Unión Temporal Omega, debe excluir el 45% que no le corresponde en la citada Unión. Ese 45% le corresponde a PEI.

La parte que no le corresponde a TC OIL en la UTO es la suma de Quinientos Ochenta y Tres Millones Ciento Sesenta y Seis Mil Trescientos Cuatro Pesos ($583.166.304,oo) más los intereses causados entre el 1 de enero y el 7 de mayo de 2010, por valor de Cuatro Millones Seiscientos Ochenta y Dos Mil Cuatrocientos Ochenta y Nueve Pesos ($4.682.489,oo) lo que da como resultado un ajuste de Quinientos Ochenta y Siete Millones Ochocientos Cuarenta y Ocho Mil Setecientos Noventa y Tres Pesos ($587.848.793,oo), cifra que representa un menor valor de los pasivos a mayo 7 de 2010.

Es de advertir que ese mismo ajuste fue solicitado por el auditor Grant Thornton en su informe del 26 de octubre de 2012, tal como lo destacó el perito en su dictamen en la respuesta N° 2 antes transcrita (Véase Anexo 2 del citado informe). En cuanto a la segunda causa del error que aduce la convocada, el Tribunal observa que la cantidad de Mil Novecientos Setenta y Cinco Millones Novecientos Setenta y Un Mil Setecientos Treinta y Seis Pesos ($1.975.971.736,oo), que según NGE es un reembolso anticipado de recursos, no guarda relación con el mencionado pasivo financiero, si se tiene en cuenta que dicha cantidad corresponde al saldo pendiente de legalización de los Cash Calls recibidos de NGE y otros socios “con el fin de cumplir y mantener en buenos términos los contratos E&P, en los que era operador y/o socio no operador” tal como lo advierte el perito en la página 36 de su dictamen, en la cual se presenta el cuadro de los recaudos y desembolsos, así como la situación particular de cada bloque en lo que a ingresos y egresos se refiere, como se aprecia a continuación: BLOQUE TOTAL RECAUDOS TOTAL DESEMBOLS OS SUB(SOBRE) +EJECUCIÓN LA PUNTA UNION TEMPORAL OMEGA 7.953.090.111 3.113.951.517 4.839.138.594 BUENAVISTA UNION TEMPORAL OMEGA ENERGY 97.325.997 3. 365.399.019 (3.268.O73.O22 ) LLANOS 32 7.598.7O7.S3O 6.319.038.117 1.279.669.413 LLANOS 34 623.290.023 1. 697.409.353 (1.074.119.330 ) LLANOS 17 775.063.943 702.244.117 72.819.826 LA SIERRA 311.606.255 1S5.O7O.OOO 126.536.255 TOTAL 17.359.083.859 1S. 383. 112. 123 1.975.971.736 La cantidad de Mil Novecientos Setenta y Cinco Millones Novecientos Setenta y Un Mil Setecientos Treinta y Seis Pesos ($1.975.971.736,oo) es básicamente el saldo de recursos de la tesorería que corresponde a la sumatoria algebraica de los saldos de cada bloque.

Sobre el ajuste # 26 correspondiente a las cuentas N° 5195 y 1715 del pozo seco La Sierra mencionado por MSCM LLP en su tabla de Resumen de Ajustes Propuestos TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 142 MSCM LLP propuso en su reporte de auditoría amortizar contra resultados del Estado de Cierre de la negociación la cantidad de $2.080.599.000, correspondiente al valor de los costos incurridos en el Bloque La Sierra, teniendo en cuenta que a la fecha de dicho Estado de Cierre, esto es, el 7 de mayo de 2010, no se hizo la respectiva amortización. La cantidad que la convocada considera que ha debido amortizarse en la citada fecha asciende a $1.900.385.755, suma que la sociedad P1 ENERGY amortizó en el mes de noviembre de 2010.

El perito se refirió en su dictamen a este punto y en respuesta a la pregunta de la convocada conceptuó lo siguiente: “El reporte de auditoria presentado por MSCM LLP no da información adicional sobre las causas que originan el ajuste No. 26, solo una pequeña anotación en la hoja resumen de ajustes propuestos que indica “R/TC OIL:DRY WELL LA SIERRA”.

En el mencionado ajuste se propone amortizar contra resultados costos de exploración por valor de $2.080.599.000 incurridos en el bloque la Sierra. No hay información en el reporte del auditor sobre si a mayo 7 de 2010, se conocía la situación del pozo (seco) y si a esa fecha se había tomado la decisión de entregar el Bloque La Sierra, caso en el cuál las inversiones allí realizadas deberían haberse amortizado contra los gastos.

Adicionalmente al revisar los registros contables de P1 ENERGY se observa que hasta el mes de noviembre de 2010 se realizó una amortización por valor de $1.900.385.755. Sobre el particular, se solicitó mayor información a P1 ENERGY y nos enviaron copia de una comunicación emitida por RANCHO HERMOSO S.A con la referencia RHSA-GER-237-10, dirigida a la subdirectora técnica de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

En la mencionada comunicación fechada el 20 de agosto de 2010, Rancho Hermoso manifiesta que el 9 de abril de 2010 mediante comunicación radicada a ese despacho, se dio aviso del descubrimiento de hidrocarburos en areniscas en la formación honda del pozo Recio 1. Así mismo, indica la comunicación que la Agencia les había concedido un plazo de 6 meses para definir el programa de evaluación, igualmente se menciona que el análisis de las pruebas de producción del pozo Recio 1 indican que se presenta alto daño a la formación, situación que unida a otros factores que se mencionan en el escrito, hacen que no se pueda obtener una producción superior a 20 barriles diarios, que se consultaron varias compañías de servicio sobre posibles trabajos que pudieran mejorar el rendimiento del pozo, pero no se encontró ninguna solución económicamente viable.

Por lo anterior, deciden renunciar a reclamar derechos sobre el descubrimiento y al contrato de explotación y producción de hidrocarburos No. 08 de 2008 SIERRA. Al revisar el anexo No. 1 de pruebas adjuntado con la comunicación de Rancho Hermoso se observa que se continuaban haciendo pruebas entre el 27 y el 28 de abril de 2010 y que se consultó a la compañía Halliburton sobre un procedimiento para corregir el daño, a lo cual esta última sugirió un tratamiento especializado.

Sin embargo, lo que no se puede establecer de acuerdo con la información acopiada es que tal situación ya se conociese a mayo 7 de 2010, y que a esa fecha ya se hubiese tomado la decisión de no continuar con la exploración y como consecuencia lógica de esto haber amortizado contablemente las inversiones realizadas contra los resultados del periodo.

Así mismo, debe tenerse en cuenta que TC OIL hoy P1 ENERGY solo amortizó las inversiones realizadas hasta el mes de noviembre de 2010, es decir 3 meses después de que RANCHO HERMOSO le manifestara a la ANH su intención de no continuar con el contrato de exploración y producción. En este orden de ideas, se debe concluir que es correcto haber amortizado las inversiones realizadas en el Bloque la Sierra como consecuencia de haber desistido del contrato de exploración y producción, hecho que fue comunicado el 20 de agosto de 2010, pero teniendo en cuenta que el ajuste se genera en noviembre de 2010, es decir 6 meses después del cierre (mayo 7 de 2010), no se tuvo en cuenta para el cálculo de la utilidad.

En el Anexo No. 2 se adjuntan las comunicaciones cruzadas entre RANCHO HERMOSO y la ANH”. La convocada estima que el perito cometió el error “de haber concluido que las inversiones realizadas en el Bloque la Sierra deben ser amortizadas después del 7 de mayo de 2010”, pues, en su criterio, ha debido concluir “que esas sumas debieron haber sido amortizadas al cierre de abril de 2010, puesto que fue en esa fecha que TC Oil supo sobre la inviabilidad económica del pozo La Sierra”, y a su juicio dicho error reviste gravedad teniendo en cuenta la incidencia de su valor en el estado de resultados en la fecha mencionada.

La convocada atribuye el error “al hecho de haber tomado como fecha de amortización de esas inversiones el 20 de agosto de 2010, con base en la carta donde Rancho Hermoso, el operador del Contrato E&P La Sierra, informa a la ANH sobre la mala situación del pozo y decide renunciar a reclamar derechos sobre descubrimiento del pozo”, cuando ha debido utilizar “la fecha donde los inversionistas realmente se enteraron de que el pozo resultó completamente seco”, lo cual pretende demostrar con “los mismos documentos a los cuales se refiere el Perito y que se encuentran Anexos a sus Aclaraciones y Complementaciones”, los cuales, a su juicio, “muestran que la inviabilidad económica del pozo La Sierra se supo y la conoció TC Oil a mediados o finales de abril de 2010”.

Para este propósito hace el análisis del Anexo N°1, que se refiere a las Pruebas del Pozo Recio-1, realizadas en el mes de abril de 2010, para concluir que “Desde abril de 2010 se conocieron las causas suficientes para la pérdida del pozo: (i) daño en la formación; (ii) permeabilidad de 52,5 md; y (iii) petróleo crudo de 11,6 API con viscosidad de 3723 CP”.

Advierte la convocada que “el estado del pozo y las posibilidades de producir crudo a nivel comercial se conocen día a día, con la información obtenida en el campo mientras se llevan a cabo las pruebas. La buena práctica de la industria petrolera dicta que los resultados de las pruebas sean informados a los inversionistas de manera inmediata.

Para estas pruebas DST y pruebas iniciales, la información es enviada de manera diaria. En este caso, la última fecha de pruebas fue el 15 de abril de 2010, y fue ese momento en el que se conoció TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 144 la inviabilidad económica del pozo La Sierra.

Por lo tanto, la amortización por la pérdida de la inversión en el pozo La Sierra debió haberse registrado antes del 7 de mayo de 2010”. Sobre el particular, el Tribunal observa que lo dicho por el perito se refiere a que si en la fecha del 7 de mayo de 2010 TC OIL ya tenía conocimiento de la situación del pozo (seco) y del hecho de haberse tomado la decisión de entregar el Bloque la Sierra, lo procedente habría sido amortizar a esa fecha (o antes) las inversiones contra los gastos.

No obstante lo anterior, el perito da cuenta que no pudo establecer, de acuerdo con la información examinada, si la inviabilidad del pozo ya era un hecho plenamente verificado al 7 de mayo de 2010, ni si a esa fecha se había tomado la decisión de abandonar el pozo, por lo cual consideró correcto haber amortizado las inversiones realizadas en el Bloque la Sierra una vez conocido el hecho del desistimiento del contrato de exploración y producción, el cual fue comunicado el 20 de agosto de 2010 a la ANH por el operador del pozo.

Por esta circunstancia, el perito no tuvo en cuenta para el cálculo de la utilidad al 7 de mayo de 2010 el ajuste que la sociedad hizo en el mes de noviembre del mismo año. La convocada pretende demostrar el conocimiento de TC OIL sobre el estado del pozo mediante un análisis retrospectivo de los hechos que llevaron al operador Rancho Hermoso a la decisión de abandonarlo, fundamentado en la carta del 20 de agosto de 2010 de Rancho Hermoso dirigida a la ANH, sin que exista evidencia en el proceso acerca del suministro de la información relativa a la inviabilidad del pozo Recio-1 con anterioridad a dicha fecha, por parte del citado operador a TC OIL y demás partícipes.

La convocada aduce que la buena práctica de la industria petrolera dicta que los resultados de las pruebas sean informados a los inversionistas de manera inmediata, para deducir de dicha práctica el conocimiento de TC OIL sobre el hecho de la inviabilidad del Bloque la Sierra desde el 15 de abril de 2010. Como antes se anotó, no hay evidencia que el operador haya informado a los inversionistas de manera inmediata sobre el hecho de la inviabilidad del Bloque La Sierra desde el 15 de abril de 2010.

De otra parte, con posterioridad a esa fecha se hicieron pruebas adicionales durante los días 28 y 29 de abril de 2010 y se optó, según lo manifiesta la convocada, por consultar la opinión de Halliburton sobre los hallazgos y resultados obtenidos para establecer precisamente la viabilidad o inviabilidad económica del pozo. Independiente de si finalmente se contrató o no a Halliburton (por el dicho de la convocada, el Tribunal entiende que en últimas no se contrataron los servicios de esa empresa), no se evidencia que el 15 de abril de 2010 o en los días subsiguientes anteriores a la Fecha de Cierre del negocio, el operador haya informado acerca de la inviabilidad del pozo, no obstante los resultados iniciales obtenidos, ni mucho menos que el pozo debía abandonarse.

En ese período, no hay constancia de comunicación de Rancho Hermoso a sus socios en la que les informe que el Pozo Recio-1 es económicamente inviable, lo que traería como consecuencia el deber de amortizar el monto de las inversiones realizadas. Tampoco se evidencia en fecha posterior a la Fecha de Cierre y próxima a la misma. Solo hasta el mes de agosto de 2010, la sociedad RANCHO HERMOSO manifestó a la ANH su intención de renunciar a reclamar derechos sobre el descubrimiento del pozo, lo cual llevó a la sociedad en el mes de noviembre de 2010 a amortizar la parte que le correspondía por las inversiones realizadas en el Bloque La Sierra.

Otro error grave que comete el Perito es haber concluido que los ajustes a pasivos y egresos relacionados con OPEX con corte al 7 de mayo de 2010 de TC Oil respecto a las cuentas de la Unión Temporal Omega (en adelante, la “UTO”) equivalen a COP$370.948.971,30. 2. El error consiste en que el Perito solo tomó el 55% del pasivo y egreso y no el 100% del pasivo y egreso. 3.

La consecuencia de este error es que el valor total de los pasivos y egresos correspondientes a OPEX que debían haber sido ajustados, es de COP$674.452.675,09 y no de COP$370.948.971,30; es decir, debió reconocer COP$303.503.703,79 adicionales de pasivo y egresos por OPEX al 7 de mayo de 2010. 4. Paso a explicar el error en detalle. 5.

El error del Perito se deriva de que éste solamente tomó el 55% del valor de estas obligaciones como pasivos y egresos, teniendo en cuenta la participación de TC Oil en la UTO. 6. El Perito debió haber registrado el 100% del valor de la obligación en cabeza de TC Oil, ya que TC Oil, como operador del Contrato de E&P: (i) recibió en forma anticipada la totalidad de la suma para pagar estos pasivos a través de pagos de cash calls de los otros inversionistas del pozo (equivalente al 45%), adicional a aquellas sumas pagadas por él a estos terceros (equivalente al 55%), y (ii) los pasivos con estos terceros estaban todos en cabeza de TC Oil en su totalidad, ya que era TC Oil directamente el que debía cubrir el pasivo. 7.

Este error se enmarca en la respuesta dada a la pregunta de la Convocada, de [s]i con corte a mayo 7 de 2010, o, en caso de no resultar posible hacer el cálculo a mayo 7 de 2010, con corte a abril 30 de 2010, los Estados Financieros de Cierre de las Compañías contenían errores contables en el registro de activos, pasivos, ingreso o egresos134. 8.

El Perito explica que la metodología empleada para responder a esta pregunta incluyó tomar en consideración las auditorías de MSCM LLP y de Grant Thornton Ulloa Garzón (en adelante, “Grant Thornton”), y de examinar los libros de contabilidad, los 134 Dictamen Pericial de Íntegra Auditores Consultores del 28 de febrero de 2014 (en adelante, el “Dictamen”), folio 5.

Ver también Ibíd., págs. 48-52; Aclaraciones y Complementaciones, págs. 48,

57. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 146 estados financieros, y los correspondientes soportes. 9.

En la página 8 de su Dictamen, el Perito incluye un cuadro donde presenta los ajustes que se derivan del ajuste a pasivos estimados` derivados de la auditoría de MSCM LL´P. 135 Este cuadro resume los pasivos de la UTO, y concluye que existen. 10. El Perito afirma que TC Oil recaudó cash calls en exceso de las sumas que desembolsó, de manera que tiene un saldo por aplicar de COP$1.975.971.736. 11.

Ahora bien, si tomamos las cifras del Perito exclusivamente en los pozos en los que TC Oil era operador, el exceso de los cash calls recibidos frente a las sumas desembolsadas por TC Oil, conforme al cuadro que aparece a folio 29 del Dictamen, asciende a COP$2.850.734.985. Esta suma es el resultante de restar del total de recaudos recibidos por TC Oil bajo La Punta, Buenavista y Llanos 32, el total de los desembolsos realizados en estos tres bloques, según las mismas cifras del Perito. 12.

Por su parte, respecto al desarrollo del bloque La Punta, TC Oil recaudó por parte de los socios COP$7.953.090.011, mientras que desembolsó COP$3.113.951.517, con una subejecución de COP$4.839.138.594. 13. Es decir, TC Oil como operador ya había recaudado por cash calls recursos por anticipado o bien por COP$1.975.971.736, o bien por COP$2.850.734.985, o bien por COP$4.839.138.594 y por lo tanto hasta esos valores, el 100% de los OPEX era a cuenta y cargo de TC Oil.

¡No podía volverlos a cobrar a los socios´ de los pozos! ¡No podía cobrarlos dos veces! ` 14. Como bien explica Moore Stephens en su Experticio,’[e]l operador recibe los dineros de los socios participantes y los d`ebe depositar en cuentas bancarias especiales para la asociación, incluyendo el dinero que él debe depositar como socio.

Esas transacciones implican reconocer una cuenta por pagar relacionada con la cuenta conjunta, que reconoce a su cargo la totalidad (100%) de los fondos requeridos para la inversión y la operación’136 15. Moore Stephens lo resume de la siguiente manera: ‘El Operador es responsable de desarrollar las operaciones, que `incluye la contratación del personal, los diferentes servicios requeridos y las facilidades y otros activos fijos que se requieran, desarrollando el proceso de compras en su nombre y con sus recursos.

Lo anterior implica que el operador es responsable de recibir las facturas a su nombre, velar por el cumplimiento de los requisitos legales, verificar la recepción del bien y/o la prestación del servicio, registrarlas por el 100% de la transacción, practicar las retenciones de ley a que haya lugar y proceder al desembolso final, utilizando los fondos aportados por los asociados y reconociendo las transacciones en cuentas de activo y gastos de operación transitorias, debido a que serán 135 Dictamen, folio 7. 136 Experticia Técnico de Moore Stephens SCAI del 20 de mayo de 2014, folio

2. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 147 objeto de posterior de legalización. Bajo este esquema puede darse la situación que en las cuentas del operador aparezca un pasivo por los anticipos recibidos de los socios partícipes y un pasivo a favor de los proveedores por los bienes y servicios adquiridos; el primero se extingue con la legalización o billing, el segundo se extingue con el pago de la acreencia neta a favor del proveedor’137. 16.

Moore Stephens concluye entonces que: `De lo anterior se concluye que la cuenta por pagar que mantiene el operador debe contener en un momento dado la totalidad del anticipo solicitado como cash call, siendo este valor la suma de las cuentas por cobrar reconocidas por cada uno de los socios y el monto de los fondos transferidos por el propio operador 138 17.

Resulta pertinente recordar el artículo 2325 del Código Civil que establece respecto a las deudas contraídas en favor de la comunidad, que ‘a las deudas contraídas en pro de la comunidad durante ella, no es obligado sino el comunero que las contrajo; el cual tendrá acción contra la comunidad para el reembolso de lo que hubiere pagado por ella.

Si la deuda ha sido contraída por los comuneros colectivamente, sin expresión de cuotas, todos ellos, no habiendo estipulado solidaridad, son obligados al acreedor por partes iguales; salvo el derecho de cada uno contra los otros, para que se le abone lo que haya pagado de más sobre la cuota que le corresponda’. 18. TC Oil debió haber registrado el 100% de la obligación hasta el monto total recaudado por concepto de cash calls de los socios de La Punta, a un total de COP$674.435.583, y así lo debió haber reconocido el Perito. 19.

Por lo tanto, respecto a los pasivos correspondientes a OPEX, por ser operador del bloque La Punta, así como los otros bloques donde era operador, deben registrarse al 100% de su valor y no al 55% de su valor, y, entonces, TC Oil tuvo un egreso mayor al registrado en $303.503.703. Este es el impacto del error en el P y G”. El perito también se refirió a las razones expuestas por la convocada durante su intervención en la audiencia celebrada el día 18 de junio de 2014, y en ella estimó no haber incurrido en el error grave que se le atribuye.

Al respecto, el Tribunal considera lo siguiente: Como puede apreciarse, la convocada construye el error que le atribuye al perito partiendo del supuesto de que TC OIL actuó como operador del campo la Punta. Sin embargo, como quedó establecido, el operador del campo no era TC OIL sino la Unión Temporal Omega UTO, razón por lo cual el Tribunal estima que en aplicación de lo dispuesto por la Circular Externa N° 115-006 de 2009 de la Superintendencia de Sociedades, el pasivo indicado debe registrarse en los Estados Financieros de Cierre de TC OIL al 55%, equivalente a su participación en la Unión Temporal Omega. 137 Ibíd., folios 2 y 3. 138 Ibíd., folio

4. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 148 En cuanto a la observación que hace la convocada en el sentido de que “TC Oil como operador ya había recaudado por cash calls recursos por anticipado o bien por Mil Novecientos Setenta y Cinco Millones Novecientos Setenta y Un Mil Setecientos Treinta y Seis Pesos ($1.975.971.736,oo) o bien por Dos Mil Ochocientos Cincuenta Millones Setecientos Treinta y Cuatro Mil Novecientos Ochenta y Cinco Pesos ($2.850.734.985,oo) o bien por Cuatro Mil Ochocientos Treinta y Nueve Millones Cientro Treinta y Ocho Mil Quinientos Noventa y Cuatro Pesos ($4.839.138.594,oo) y por lo tanto hasta esos valores, el 100% de los OPEX era a cuenta y cargo de TC Oil.

¡No podía volverlos a cobrar a los ‘socios’ de los pozos! ¡No podía cobrarlos dos veces!”, proceden las siguientes observaciones: Ante todo, debe precisarse que TC OIL era operador únicamente de Llanos 32. Respecto a los demás Bloques, el operador de la Punta era la UTO, como antes se vio; el de Buenavista era la Unión Temporal Omega Energy UTOE; el de Llanos 34 era WOGSA; el de Llanos 17 era Ramshorn y el de la Sierra era Rancho Hermoso.

Ahora bien, los valores recaudados vía Cash Calls para los anteriores bloques están destinados a CAPEX, esto es, a “Inversiones de capital para campos en exploración”, pues corresponden al valor presupuestado o estimado en los diferentes AFES para realizar determinadas inversiones. Siendo esto así, no se entiende la razón por la cual la convocada considera que dichos valores corresponden a OPEX, que son los ”Costos y gastos de campos en producción”, para sustentar el error que le atribuye al perito, cuando se trata de dos conceptos diferentes.

De otra parte, el cuadro de la página 29 del dictamen pericial sobre el cual la convocada formula sus observaciones, solo muestra el movimiento de los dineros por cada bloque con el fin de establecer el estado de caja de los mismos-; por lo tanto, no es comprensible la observación relativa a la imposibilidad de cobrar a los socios dos veces, pues en ninguna parte del dictamen se hace referencia o se da a entender tal situación. Por lo expuesto, el Tribunal estima que hay razones suficientes para considerar que los ajustes elaborados por el perito a los estados financieros de cierre, esto es, con fecha 7 de mayo de 2010, tienen claro fundamento legal y contable.

El Tribunal considera que las conclusiones del perito son válidas en cuanto a los ajustes que realizó a los Estados Financieros de Cierre y, en consecuencia, estima que no son procedentes los ajustes requeridos por la convocada, y que el perito no incurrió en su dictamen en los errores graves que ella le atribuye. Siendo esto así, el Tribunal considera que para los efectos de lo pactado en la Sección 16.4 del SPA, durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010 las utilidades de las Compañías fueron de Mil Novecientos Sesenta y Tres Millones Ciento Treinta y Nueve Mil Doscientos Veintiseis Pesos ($1.963.139.226,oo).

A esta suma no se le agregará el valor de la retención en la fuente, como lo estima la convocante en su alegato de conclusión, por cuanto dicha retención es un anticipo del impuesto de renta que hace parte de los activos de las compañías cuyas acciones fueron objeto de la negociación. Teniendo en cuenta que NGE ha incumplido, en forma inexcusable, con su obligación de transferir el valor de estas utilidades, el Tribunal encuentra que no está llamada a prosperar la excepción propuesta por la convocada que denominó “INEXISTENCIA DE LA OBLIGACIÓN DE PAGO DE LAS UTILIDADES NETAS A LAS QUE SE REFIERE LA SECCIÓN 16.4 DEL SPA” y, en consecuencia, están llamadas a prosperar las pretensiones generales primera y segunda principales en lo que a las utilidades se refiere, y las pretensiones específicas vigésima séptima y vigésima octava principales; así lo declarará en la parte resolutiva de este Laudo.

Las posiciones de las partes. En el Capítulo de las Pretensiones Generales de la demanda, concretamente en la pretensión quinta principal, Pegasus solicita al Tribunal que como consecuencia de la declaración a que se refiere la PRETENSIÓN PRIMERA PRINCIPAL, relacionada con el incumplimiento de las obligaciones principales relativas al pago del precio, se declare que “PEGASUS tiene DERECHO a la justa retribución por el uso que NGE ha hecho de las Acciones objeto del SPA desde la Fecha de Cierre y a la restitución de los frutos a que haya lugar de acuerdo con la ley, en proporción a la parte no pagada del precio”.

Como consecuencia de la anterior pretensión, Pegasus solicita al Tribunal en la pretensión sexta principal “que se CONDENE a NGE a pagar Pegasus los montos correspondientes a la justa retribución por el uso que NGE ha hecho de las Acciones objeto del SPA y a la restitución de los frutos a que haya lugar de acuerdo con la ley, en proporción a la parte no pagada del precio”.

Posteriormente, la demanda contiene varias pretensiones específicas relativas al tema. Es así como en la pretensión específica séptima principal, Pegasus solicita al Tribunal “Que como consecuencia de la declaración a que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA TERCERA PRINCIPAL, y en relación con el incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar el saldo del Precio de Compra correspondiente al pago previsto en la Sección 2.2 (b)(iii) equivalente a Seis Millones Doscientos Mil Dolares (US$ 6.200.000,oo) o el monto que resulte probado, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio”.

Y en la pretensión específica octava principal, Pegasus pide al Tribunal, como consecuencia de la anterior pretensión, que “SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus el monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio”.

Adicionalmente, en la Sección 3.1 (III) de la demanda, que se refiere al Bloque Llanos 17, concretamente en la pretensión específica décima octava principal, Pegasus solicita al Tribunal “Que como consecuencia de la declaración a que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA DÉCIMA CUARTA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) y en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1 (iii) del SPA (Bloque Llanos 17), equivalente a Cuatro Millones de Dolares (US$ 4.000.000)”.

Y en la pretensión específica décima novena principal, Pegasus pide al Tribunal, como consecuencia de la anterior pretensión, que “SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus el monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 150 de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1 (iii) del SPA (Bloque Llanos 17), equivalente a Cuatro Millones De Dolares (US$ 4.000.000)”.

También en la Sección 3.1 (iv) de la demanda, que se refiere al Bloque Llanos 34, concretamente en la pretensión específica vigésima quinta principal, Pegasus solicita al Tribunal “Que como consecuencia de la declaración a que se refiere la PRETENSIÓN ESPECÍFICA VIGESIMA PRIMERA PRINCIPAL, SE DECLARE que Pegasus tiene derecho a la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio, derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1 (iv) del SPA (Bloque Llanos 34), equivalente a Dos Millones de Dolares (US$ 2.000.000)”.

Y en la pretensión específica vigésima sexta principal, Pegasus pide al Tribunal, como consecuencia de la anterior pretensión, que “SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus el monto que resulte probado por concepto de la justa retribución por el uso de las Acciones objeto de venta en virtud del SPA y los frutos durante el tiempo en que esta parte del precio ha permanecido insoluta (de acuerdo con las pretensiones generales 5 y 6 principales) en la proporción que represente esta parte no pagada del precio,derivado del incumplimiento por parte de NGE respecto de la obligación de pagar la obligación prevista en la Sección 3.1 (iv) del SPA (Bloque Llanos 34), equivalente a Dos Millones de Dolares (US$ 2.000.000)”.

En el juramento estimatorio, la convocante considera que la retribución y los frutos solicitados ascienden a la suma de Dos Millones Ciento Sesenta y Seis Mil Cuatrocientos Cincuenta Dólares (US$ 2,166.450,oo). Frente a las pretensiones que anteceden, la convocada, al contestar la demanda, propone la excepción de fondo denominada “IMPROCEDENCIA DE LOS FRUTOS Y DE LA INDEMNIZACIÓN POR EL USO DE LAS ACCIONES.

PRETENSION INADECUADA”, y la fundamenta en el análisis que hace del artículo 950 del Código de Comercio, para concluir que los derechos consagrados en el citado precepto en favor del vendedor “están limitados al contexto de la solicitud de resolución del contrato y a la restitución de la cosa por el incumplimiento en el pago del precio”.

En consecuencia, a juicio de la convocada y “En vista de que la actora no pretende la resolución del SPA y la consecuente restitución de las Compañías, sino el pago del precio más intereses, es claro que el Tribunal debe rechazar las pretensiones que se fundamentan en el artículo 950 del código de comercio, por improcedentes”. En sus alegatos de conclusión, la convocada reitera los argumentos expuestos en la contestación de la demanda e insiste en la conclusión que precede, destacando que el “artículo 950 del Código de Comercio consagra una consecuencia inherente a la acción de resolución de la compraventa y restitución de la cosa” y que “No es posible pretender la aplicación del artículo 950 citado cuando se demanda es el cumplimiento forzado más perjuicios por la mora”.

Adicionalmente, la convocada estima que si el Tribunal considera “que en el presente caso resulta posible la aplicación del artículo 950 del Código de Comercio, debe tener en cuenta que la restitución de los frutos en proporción al precio pagado es injusta, ilícita e imposible, por el cambio sustancial de la cosa vendida; y en TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 151 consecuencia, habría de calcularse teniendo en cuenta esas circunstancias posteriores para no enriquecer injusta e inequitativamente a Pegasus”.

Con este propósito, da cuenta del crecimiento de las Compañías y de las inversiones realizadas en ellas después de la Fecha de Cierre, destacando en sus alegaciones no solo la declaración del testigo Dustin Rodger, sino también el dictamen pericial, para resaltar “los cambios en las compañías desde el punto de vista de patrimonio, utilidades, ingresos e inversiones”.

Por su parte, la convocante presenta en sus alegatos de conclusión las razones que la llevan a considerar que el artículo 950 del Código de Comercio es aplicable en este caso y, en consecuencia, que sus pretensiones son procedentes. Básicamente, sostiene que la citada disposición “es clara y precisa al señalar que en caso de incumplimiento del comprador, y sin perjuicio de la correspondiente indemnización de perjuicios, el vendedor tiene derecho a una retribución por el uso de la cosa vendida y a la restitución de los frutos en proporción a la parte insoluta del precio.

De esta forma, el supuesto de hecho al que se refiere la norma es el incumplimiento del comprador, sin limitar el derecho contemplado en la norma a la verificación de otros supuestos de hecho adicionales (como por ejemplo, que a raíz del incumplimiento se solicite la terminación del contrato, pero excluyendo su aplicación si se trata de exigir su cumplimiento”.

(negrillas y subrayas originales del texto). Sostiene, además, que el intérprete no puede hacer distinciones que el legislador no ha hecho, por lo cual “no puede NGE distinguir entre (i) un incumplimiento en el que se sustenta una pretensión de terminación del contrato y restitución de la cosa vendida, y (ii) un incumplimiento en el que se sustenta una pretensión de exigir el cumplimiento de lo debido, para efectos de entrar a establecer según uno u otro caso si se puede o no se puede aplicar lo previsto de manera clara y expresa en el artículo 950 del código de comercio”.

A lo anterior agrega que “…la justa retribución que el comprador haya hecho de la cosa…” y la “…restitución de los frutos en proporción a la parte no pagada del precio…” no tiene carácter indemnizatorio, por lo cual está en desacuerdo con los planteamientos de la convocada fundamentados en consideraciones relativas a la indemnización de los perjuicios y a principios de la responsabilidad civil, pues, a su juicio, el derecho a la justa retribución se entiende “… sin menoscabo de la indemnización de perjuicios”, como reza el texto legal.

Finalmente, acude al dictamen pericial para efectos de la retribución razonada de sus pretensiones, destacando que dicha valoración no fue objeto de aclaraciones y complementaciones, ni tampoco fue objetada por NGE. Como puede apreciarse de lo expuesto, el problema jurídico que habrá de resolver el Tribunal es si el precepto contenido en el artículo 950 del Código de Comercio es aplicable en todos los casos de incumplimiento del comprador, ya sea que el vendedor exija el cumplimiento del contrato o su resolución, o si solo es aplicable en el evento en que, ante el incumplimiento del comprador, el vendedor decida exigir la resolución del contrato. 9.2.

Consideraciones del Tribunal. 9.2.1. La regulación del Código Civil. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 152 El artículo 1546 del Código Civil establece, con carácter general, que “En los contratos bilaterales va envuelta la condición resolutoria en caso de no cumplirse por uno de los contratantes lo pactado”.

Ante la ocurrencia del hecho del incumplimiento de lo pactado por uno de los contratantes, se entenderá cumplida la condición resolutoria, y, en consecuencia, conforme a lo dispuesto por el artículo 1544 del mismo Código, “deberá restituirse lo que se hubiere recibido bajo tal condición, a menos que esta haya sido puesta en favor del acreedor exclusivamente, en cuyo caso podrá este, si quiere, renunciarla; pero será obligado a declarar su determinación, si el deudor lo exigiere”.

El artículo 1545 ibídem consagra, como norma general, que “Verificada una condición resolutoria, no se deberán los frutos percibidos en el tiempo intermedio, salvo que la ley, el testador, el donante o los contratantes, según los varios casos, hayan dispuesto lo contrario”. No obstante lo anterior, en los contratos bilaterales, en los cuales “va envuelta la condición resolutoria en caso de no cumplirse por uno de los contratantes lo pactado”, el otro contratante podrá “pedir a su arbitrio, o la resolución o el cumplimiento del contrato con indemnización de perjuicios”, tal como lo establece el inciso segundo del artículo 1546 del Código Civil, antes citado.

El incumplimiento del vendedor lo regula el artículo 1882 del Código Civil. En el caso del comprador, el artículo 1930 del mismo Código Civil consagra, de manera particular, que “Si el comprador estuviere constituido en mora de pagar el precio en el lugar y tiempo dichos, el vendedor tendrá derecho para exigir el precio o la resolución de la venta, con resarcimiento de perjuicios”.

Si bien lo dispuesto en este artículo 1930 del Código Civil es una aplicación del precepto contenido en el artículo 1546 del mismo Código, el legislador quiso regular de manera particular lo relativo al incumplimiento de la principal obligación del comprador derivada del contrato de compraventa, esto es, la de pagar el precio, así como lo relativo a los derechos del vendedor derivados de tal incumplimiento.

En este orden de ideas, además del citado artículo 1930 del Código Civil, que le confiere al vendedor el derecho para exigir el precio o la resolución de la venta, con resarcimiento de perjuicios, el artículo 1932 del mismo Código regula lo relativo a la resolución de la venta, si ese es el camino por el cual se decide el vendedor, confiriéndole el derecho a la restitución de los frutos, entre otros, haciendo excepción, precisamente, a la regla general consagrada en el artículo 1535 ibídem, antes citado, y regulando la salvedad allí prevista.

Al respecto, el artículo 1932 del Código Civil dispone lo siguiente: “Art 1932.- La resolución de la venta por no haberse pagado el precio dará derecho al vendedor para retener las arras, o exigirlas dobladas, y además para que se le restituyan los frutos, ya sea en su totalidad si ninguna parte del precio se le hubiere pagado, ya en la proporción que corresponda a la parte del precio que no hubiere sido pagada.

El comprador, a su vez, tendrá derecho para que se le restituya la parte que hubiere pagado del precio. Para el abono de las expensas al comprador, y de los deterioros al vendedor, se considerará al primero como poseedor de mala fe, a menos que pruebe haber sufrido en su fortuna, y sin culpa de su parte, TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 153 menoscabos tan grandes que le hayan hecho imposible cumplir lo pactado”.

Sobre los efectos de la resolución de la venta podría decirse de manera general que las cosas vuelven al estado que tenían antes de su celebración, respetando, claro está, los derechos de los terceros, en los términos previstos por el artículo 1933 del Código Civil. De una parte, significa que el vendedor tendrá derecho a que se le restituya la cosa vendida, si se halla en poder del comprador.

Además, el vendedor tendrá el derecho de retener las arras o de exigirlas dobladas, al igual que el derecho a exigir la restitución de los frutos en función de los pagos realizados por el comprador, de manera que si éste no ha realizado pago alguno, el vendedor tendrá derecho a la totalidad de los frutos; y si hubiere pagado parte del precio, el vendedor tendrá derecho a los frutos en la proporción que corresponda a la parte del precio que no hubiera sido pagada.

De otra parte, significa que el comprador tiene derecho a que se le restituya la parte que hubiere pagado del precio. Si no ha efectuado pago alguno, pues no tendrá derecho a la restitución. Frente a estos derechos y obligaciones que emanan de la resolución del contrato, la Corte Suprema de Justicia ha dicho lo siguiente: “En caso de resolución de la venta por no pago del precio, la ley (art 1932) ordena la restitución de frutos proporcionalmente a la parte de precio no pagado, y como reconoce al propio tiempo derecho del comprador a la restitución de la suma pagada, es manifiesto que los intereses de esa suma se compensan con los frutos correspondientes a esa parte”.

(…) “El artículo 1932 referente a las prestaciones o restituciones mutuas entre el vendedor y el comprador cuando se declara la resolución de la venta, se limita a establecer una regla de equidad o proporción entre los frutos de lo recibido y lo pagado; por donde se colige que si el comprador recibió la cosa materia de la venta y el vendedor, parte del precio únicamente, los frutos de esta parte (intereses) se compensan con los producidos por la parte correspondiente de la cosa, y la restitución debe tan solo contraerse a la diferencia resultante” (Cas, 26 febrero 1930, XXXVII, 488).

Esa regla de equidad o proporción a que se refiere la Corte mantiene el equilibrio contractual frente a la situación derivada del incumplimiento de la principal obligación del comprador emanada de la venta, que es perfectamente entendible en el contexto de la resolución del contrato, con la cual se busca volver las cosas a su estado anterior.

La ley civil no contempla la aplicación de esta regla cuando el vendedor opta por exigir el pago del precio, toda vez que su interés no es mantener en su poder la cosa vendida sino recibir del comprador el pago del saldo insoluto, esto es, la parte del precio no pagada, más la indemnización derivada del incumplimiento, que generalmente se traduce en el cobro de los intereses moratorios a que haya lugar, sin perjuicio de las sanciones que se hubieren pactado expresamente.

En cuanto a la discusión acerca de si la restitución de los frutos que haya producido la cosa materia del contrato resuelto entra o no dentro del concepto de perjuicios, es TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 154 ilustrativa la sentencia de la Corte Suprema de Justicia del 15 de diciembre de 1936, cuya parte pertinente se transcribe a continuación: "La resolución de un contrato siempre lleva anexa la indemnización de perjuicios, según se ve, en general, en el art. 1546 del C. C., y para el de compraventa, en el 1930 del mismo, sea que el vendedor opte por el cumplimiento del pacto o por la resolución de él, indemnización que comprende los dos factores que integran el concepto de perjuicios, o sea el lucro cesante y el daño emergente, al tenor de los arts. 1613 y 1614 de esa obra.

Pero la restitución de los frutos que hayan producido el bien o bienes materia del contrato resuelto, no entra en el concepto de perjuicios, sino que, causando la resolución de un pacto un efecto retroactivo, es decir, retrotrayéndose las cosas, en virtud del efecto o fenómeno resolutorio a la fecha del contrato, el comprador vencido debe devolver las cosas con todo lo que ellas han producido, lo cual comprende los frutos naturales y civiles.

El art. 1932 consagra una disposición especial para el caso, y por eso habla de la restitución de frutos como cosa independiente de los perjuicios a que se refieren los arts. 1546 y 1930 del mismo. Y así tienen que ser las cosas, porque de lo contrario, no estando cobijada la noción de frutos por la de perjuicios, en la indemnización de estos no cabría la del cómputo de los frutos, los cuales se devuelven por el concepto de restitución, y de no ser así las cosas, el fenómeno resolutorio quedaría incompleto y habría hasta un enriquecimiento sin causa a favor del comprador y en contra del vendedor.

Es esta la doctrina que ha seguido siempre la Corte, fundándose en sólidas razones, y por eso en varias sentencias, entre otras la de casación del 23 de marzo de 1918, dijo lo que sigue: «Cuando al declararse la resolución de un contrato de permuta o de venta, por no haberse pagado el precio, se condena al demandado al resarcimiento de perjuicios y a la restitución de frutos, no debe entenderse que se condena dos veces a pagar la misma cosa: el lucro cesante».

La condenación doble a que se refiere el recurrente podría tener lugar por error o equivocación de los peritos, si éstos, además de avaluar como cosa separada el valor de los frutos que debe restituir el comprador, los incluyeran además en el valor del lucro cesante, pero esto dependería entonces de una falsa apreciación o de un error de los peritos no imputable a la sentencia recurrida, y para evitar cualquier probable error, la Corte ha querido hacer la distinción entre frutos y perjuicios.

Siendo así las cosas, el cargo que se estudia no es fundado y vale la pena observar, en pro de lo anterior, que si se consideran los frutos incluidos dentro de los perjuicios, cuando no se comprobara la existencia de estos habría lugar a la restitución de los frutos, lo cual es un extremo inadmisible desde todo punto de vista” (Cas., 15 diciembre 1936, XLIV 528).

El Tribunal comparte las apreciaciones de la Corte que anteceden en cuanto que la restitución de los frutos es un concepto diferente al del perjuicio, y no hace parte de él. 9.2.2. La regulación del Código de Comercio. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 155 Como es sabido, el artículo 822 del Código de Comercio establece que “Los principios que gobiernan la formación de los actos y contratos y las obligaciones de derecho civil, sus efectos, interpretación, modo de extinguirse, anularse o rescindirse, serán aplicables a las obligaciones y negocios jurídicos mercantiles, a menos que la ley establezca otra cosa”.

Además de esta remisión general, el artículo 870 del mismo Código dispone que: “En los contratos bilaterales, en caso de mora de una de las partes, podrá la otra pedir su resolución o terminación, con indemnización de perjuicios compensatorios, o hacer efectiva la obligación, con indemnización de los perjuicios moratorios”. Este artículo 870 del Código de Comercio es más preciso que el artículo 1546 del Código Civil en cuanto que determina los perjuicios relacionados con la resolución o terminación del contrato y los perjuicios aplicables al evento de hacerse efectiva la obligación incumplida.

En el caso particular de la compraventa mercantil, el artículo 942 del Código de Comercio reglamenta lo relativo a la resolución del contrato por incumplimiento del vendedor y al efecto dispone que: “El comprador tendrá derecho a que se le pague el interés legal comercial sobre la parte pagada del precio o a retener los frutos de la cosa en proporción a dicha parte, sin menoscabo de la correspondiente indemnización de perjuicios”.

A su turno, el artículo 948 del mismo Código se refiere a la acción resolutoria de la que es titular el vendedor por la mora del comprador en el pago del precio y al respecto dispone lo siguiente: “En caso de mora del comprador en el pago del precio tendrá derecho el vendedor a la inmediata restitución de la cosa vendida, si el comprador la tuviere en su poder y no pagare o asegurare el pago a satisfacción del vendedor.

La solicitud del vendedor se tramitará como los juicios de tenencia, pero podrá solicitarse el embargo o secuestro preventivos de la cosa. Cuando el vendedor obtenga que se decrete la restitución de la cosa tendrá derecho el comprador a que previamente se le reembolse la parte pagada del precio, deducido el valor de la indemnización o pena que se haya estipulado, o la que en defecto de estipulación fije el juez al ordenar la restitución”.

Teniendo en cuenta que es posible estipular que el comprador, en caso de incumplimiento, pierda la parte pagada del precio por concepto de perjuicios, pena u otro semejante, el artículo 949 del Código de Comercio entiende que en ese caso las partes pactan una cláusula penal, sujeta a la regulación prevista en el artículo 867 ibídem. Como complemento de lo anterior, el artículo 950 del Código de Comercio consagra derechos a favor del vendedor y al efecto preceptúa lo siguiente: TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 156 “En caso de incumplimiento del comprador, el vendedor tendrá derecho a una justa retribución por el uso que el comprador haya hecho de la cosa y a la restitución de los frutos en proporción a la parte no pagada del precio, sin menoscabo de la correspondiente indemnización de perjuicios”.

La lectura desprevenida de la norma sugiere inicialmente la idea de su aplicación en cualquier supuesto derivado del incumplimiento del comprador, sin contemplar hipótesis diferenciadas como lo pretende la parte convocante, idea que emana de una interpretación literal de un texto que si se considerara claro y preciso, además de separado del contexto normativo al que pertenece, no admitiría significado distinto, so pretexto de buscar su verdadero sentido y alcance, ni permitiría al intérprete hacer distinciones que el propio legislador no ha hecho.

Si esta fuera la situación, no habría duda respecto a que la razón estaría de parte de la convocante y, en esa circunstancia, sus pretensiones estarían llamadas prosperar. Sin embargo, a juicio del Tribunal, el texto en comento no brinda, con el alcance propuestos por la convocante, la claridad y la precisión deseadas, e invita a una interpretación sistemática y teleológica de la norma para desentrañar su verdadero sentido y alcance, el cual servirá para tomar la decisión que corresponde frente a las pretensiones de la convocante y a la excepción propuesta por la convocada.

Y esto es así debido a que no es aconsejable interpretar la norma de manera aislada del contexto en el que se encuentra. En efecto, los preceptos que anteceden a la norma en comento, esto es, los artículos 948 y 949 del Código de Comercio, se refieren a la mora del comprador en el pago del precio y regulan derechos que le asisten al vendedor en ese evento, particularmente el relativo a la inmediata restitución de la cosa vendida, la cual solo es posible si el comprador la tiene en su poder y no paga o asegura el pago, a satisfacción del vendedor, respetándose así los derechos de terceros, como lo hace la legislación civil.

La restitución supone volver la cosa a quien la tenía antes, es decir, al vendedor, en cuyo caso, ya sea que se verifique o la decrete el juez, surge para el comprador el derecho a que previamente se le reembolse la parte pagada del precio, deducido el valor de la pena estipulado u ordenado por el juez. Esto significa que las cosas vuelvan a su estado anterior, es decir, la cosa vendida a manos del vendedor, y la parte del precio pagada a manos del comprador, menos las deducciones autorizadas por la ley.

Hasta ese momento ha transcurrido un tiempo en que el comprador mantuvo la cosa en su poder y la usó en su propio beneficio, y el vendedor usó la parte pagada del precio. Esta circunstancia genera un desequilibrio entre las partes contratantes, como quiera que el comprador incumplido ha aprovechado la cosa vendida en su totalidad y el vendedor solo lo ha hecho sobre una parte del precio.

Para subsanar ese desequilibrio, el artículo 950 del Código de Comercio considera que frente al incumplimiento del comprador, debe reconocérsele al vendedor el derecho a una justa retribución por el uso que el comprador haya hecho de la cosa y a la restitución de los frutos de la cosa en proporción a la parte no pagada del precio, sin menoscabo de la indemnización de perjuicios compensatorios, como lo establece el citado precepto, en armonía con el artículo 870 del Código de Comercio.

La justa retribución por el uso que el comprador haya hecho de la cosa, y la restitución de los referidos frutos, solo se entiende si la cosa vuelve o ha de volver a TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 157 manos del vendedor como consecuencia de la resolución de la venta, y no como consecuencia de la decisión del vendedor de exigir al comprador el cumplimiento de su obligación de pagar el saldo del precio, evento en el cual podrá exigir, en los términos del citado artículo 870 del Código de Comercio, la indemnización de perjuicios moratorios.

Teniendo en cuenta las anteriores consideraciones, el Tribunal estima que las pretensiones generales quinta principal y sexta principal, así como las pretensiones específicas séptima principal, octava principal, décima octava principal, décima novena principal, vigésima quinta principal y vigésima sexta principal, no están llamadas a prosperar y así lo declarará en la parte motiva de este Laudo.

En estas condiciones, la desestimación de la pretensiones referidas conduce, conforme a las directrices de estirpe procesal trazadas por el Tribunal en aparte anterior de esta providencia, a que no resulte necesaria la consideración individual del correlativo medio de defensa plasmado en la excepción de "IMPROCEDENCIA DE LOS FRUTOS Y DE LA INDEMNIZACIÓN POR EL USO DE LAS ACCIONES, PRETENSIÓN INADECUADA" formulada por NGE en la contestación de la demanda, la cual, bajo el planteamiento procesal anunciado, no se declarará. 10.- La pretensión octava principal. 10.1.

Las posiciones de las partes. Solicita la parte convocante en la pretensión octava principal incorporada en el texto de la demanda de Pegasus, en su versión sustitutiva, que “se ordene compulsar copia del laudo arbitral a MMG Trust S.A. para que tenga por probada la declaración arbitral de incumplimiento de las obligaciones de NGE que en el acápite de pretensiones específicas se detalla mientras NGE no demuestre el pago efectivo de las condenas”.

Según se narra en los hechos de la demanda, y así consta en el expediente, MMG TRUST S.A., en su condición de depositario de las acciones de TC Oil Panamá, luego P1 Energy Delta Corp, suscribió el 7 de mayo de 2010 el Acuerdo Inicial de Prenda de Acciones junto con Pegasus y NGE, cuyo objeto fue garantizar las obligaciones de pago derivadas del SPA en cabeza de la sociedad convocada.

Este convenio fue terminado posteriormente por los mismos sujetos mediante la suscripción del Acuerdo de Prenda de Acciones de fecha 14 de julio de 2010, el cual, a su vez, sufrió modificaciones mediante adendas Nos. 1 y 2 de fechas 9 de diciembre de 2010 y 13 de enero de 2011. En virtud de este Acuerdo de Prenda de Acciones (sección 4.1.), la prenda se hará efectiva frente a un incumplimiento inexcusable de las obligaciones adquiridas por NGE del pago del precio de compra y de los pagos condicionales, en cuanto los árbitros encargados de dirimir las controversias surgidas del SPA determinen que ha operado dicho incumplimiento.

Frente a esta pretensión, el extremo convocado manifestó su oposición y formuló la excepción relativa a la inexistencia del incumplimiento aducido en la demanda (excepción de mérito No. 1, denominada “Ausencia de Incumplimiento por parte de NGE de la Obligación de Pagar el Precio de Compra Ajustado”). 10.2. Consideraciones del Tribunal.

Con independencia de las consideraciones hechas en esta providencia respecto de las pretensiones tanto generales como específicas que apuntan a la declaración de TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 158 incumplimiento inexcusable por parte de NGE, en particular, de su obligación de pago del saldo del precio, tanto el de su componente fijo como de los adicionales y condicionales, a favor de Pegasus, no encuentra el Tribunal fundamento jurídico idóneo para ordenar que se remita copia del presente Laudo con destino a MMG TRUST S.A., quien es mencionada como la depositaria de las acciones de TC Oil Panamá, luego P1 Energy Delta Corp.

En efecto, el hecho de que en el Acuerdo de Prenda de Acciones suscrito el 14 de julio de 2010 se haya señalado que la efectividad de la prenda constituida está condicionada a la existencia de un incumplimiento inexcusable por parte de las obligaciones a cargo de NGE, incumplimiento que se probaría mediante la declaración que al respecto llegare a hacer este Tribunal, no implica que en el ámbito del SPA, al que se circunscribe la competencia del Tribunal, exista para éste obligación legal de dar publicidad a la decisión por la vía propuesta ante terceros – como lo es MMG TRUST S.A.-, y menos con el alcance proyectado en la pretensión –“para que tenga por probada la declaración arbitral del incumplimiento de las obligaciones de NGE (…)”-, lo cual supondría un pronunciamiento específico con carácter vinculante que, frente al mencionado tercero, no corresponde efectuar al Tribunal.

Las consecuencias que puedan aparejar las declaraciones que se hagan en esta providencia en relación con la constitución y/o ejecución de garantías por parte de terceros para el pago de las obligaciones nacidas de la compraventa de acciones, es un asunto del cual no debe ni puede ocuparse el Laudo, pues, como se ha anotado, el objeto de la controversia se limita a las diferencias suscitadas en torno a las obligaciones contraídas en el SPA de fecha 20 de abril de 2010, vale decir entre las partes suscriptoras del pacto arbitral del que deriva su habilitación este Tribunal.

La pretensión, en consecuencia, será denegada, por supuesto que sin perjuicio de la orden que se incorporará en la parte resolutiva de expedición de copia auténtica de la providencia para cada una de las partes, y del derecho de ellas, en cuanto fuere su interés, de utilizarla para efectos de obtener el reconocimiento y/o efectividad de los derechos en ella declarados, en los escenarios en que a su juicio corresponda.

Advierte, pues, el Tribunal, que la desestiamación de este puntal pedimento, por las razones anotadas, en nada altera ni afecta el pronunciamiento material efectuado en el Laudo sobre los incumplimientos inexcusables que se reconocen en cabeza de NGE y a favor de Pegasus. 11. Los intereses de mora y los intereses sobre intereses. Con carácter consecuencial, en función de los pedimentos en materia de declaración de los varios incumplimientos contractuales que ya ha examinado el Tribunal, Pegasus, en las pretensiones generales principales tercera y cuarta solicita, respectivamente, la declaración del derecho y la condena al pago de “intereses de mora a la tasa máxima permitida por la ley causados desde la fecha en que debió pagarse la respectiva obligación, derivada del incumplimiento (o cumplimiento tardío) por parte de NGE respecto de todas y cada una o algunas de las obligaciones principales relativas al pago del precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor, según se definen en el Contrato) y la relativa a la transferencia de las utilidades al Vendedor –net profit-, según en el acápite de pretensiones específicas se detallan, en la cuantía que quede demostrada en el proceso”.

Y en esa línea plasma sus solicitudes desagregadas respecto de cada uno de los incumplimientos que pregona, con miras a que se hagan las declaraciones y condenas, en cada caso, en materia de intereses moratorios, conforme detalla en las pretensiones específicas principales quinta, sexta, décima primera, décima segunda, décima sexta, décima séptima, vigésima tercera, vigésima cuarta, vigésima novena y trigésima de la demanda.

Adicionalmente, en la pretensión general principal séptima TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 159 solicita la convocante “Que con respecto a cualquiera de las condenas por intereses moratorio (sic), SE CONDENE a NGE a pagar a Pegasus intereses sobre los intereses moratorios debidos desde hace más de un año a la fecha a la fecha de presentación de la presente demanda”.

Para resolver sobre este tramo del petitum, comienza el Tribunal por recordar que el estado jurídico de mora del deudor presupone la existencia, la exigibilidad y el incumplimiento previo de la obligación, y, de acuerdo con lo establecido en el numeral 3 del artículo 1608 del Código Civil, se configura, por vía de regla general, cuando el sujeto pasivo es reconvenido judicialmente por el acreedor, lo cual, de conformidad con normas consuetudinariamente consignadas en el estatuto procesal (antes en el artículo 90 del Código de Procedimiento Civil, hoy en el artículo 94 del Código General del Proceso139), se logra con la notificación del auto admisorio de la demanda respectiva, salvo que se presente alguno de los eventos previstos por el legislador para entender que la mora debitoria se estructura en un momento anterior, vale decir, cuando la obligación incumplida está sujeta a un plazo suspensivo pactado por las partes para su pago, o cuando la respectiva prestación sólo podía haber sido ejecutada con interés para el acreedor dentro de cierto tiempo que ya pasó, según disponen, en su orden, los numerales 1 y 2 del mismo artículo 1608, recién invocado.

La regla general de estructuración de la mora con la reconvención judicial, asumiendo que no se presentan las reseñadas hipótesis especiales de los ordinales 1 y 2 del artículo 1608 del Código Civil, tiene a su vez una excepción de perfil diferente, en que se pospone la configuración de la mora para un momento posterior, cuando tiene cabida la aplicación de la máxima según la cual “sin liquidez no hay mora”140, concebida por la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia, de tiempo atrás, bajo el entendimiento de que el pago de intereses de mora exige la certeza de una suma líquida de capital (in illiquidis non fit mora).

Así, por ejemplo, ya en la década de los años 1930, esa Alta Corporación había manifestado que “La mora en el pago sólo llega a producirse cuando existe en firme una suma líquida a cargo del deudor” 141 y que “Para poder condenar a intereses era preciso que [la demandada] deudora estuviera en mora, y ello no era posible determinarlo estando la indemnización sin liquidar”142.

En época posterior, mediante sentencia sustitutiva de julio 10 de 1995, reiteró: “En ese orden de ideas, resulta claro que la mora, si la obligación es dineraria, supone, necesariamente, que se encuentre plenamente determinada, es decir que con certeza se halle establecido cuál es su monto, asunto este sobre el cual, desde antiguo tiene dicho la Corte que ‘la mora en el pago sólo llega a producirse cuando exista en firme una suma líquida’ (sentencia de casación, 27 de agosto de 1930, G.J. t. XXXVIII, pág. 128)”.

En materia de habilitación legal para el reconocimiento de intereses sobre intereses, hipótesis que de alguna manera se considera excepcional143, el artículo 886 del Código de Comercio prevé que “Los intereses pendientes no producirán intereses sino desde la fecha de la demanda judicial del acreedor, o por acuerdo posterior al vencimiento, siempre que en uno y otro caso se trate de intereses debidos con un año de anterioridad, por lo menos”.

Sobre la justificación de esta previsión normativa, ilustra el pensamiento jurisprudencial: 139 Vigente desde el 1 de octubre de 2012, según dispone el artículo 627 del mismo cuerpo normativo). 140 Se trata de un escenario jurídicamente excepcional, que debe aplicarse por lo tanto restrictivamente –la regla general sigue siendo la reconvención judicial-, y que no equivale a la simple oposición o negación del derecho debitado en el proceso como fuente de indeterminación cuyantitativa de la obligación. 141 Sentencia de agosto 27 de 1930.

G.J. XXXVIII, pág 128. 142 Sentencia de 2 de diciembre de 1936. G.J. XLIV, pág 753. 143 Al menos desde la óptica del tratamiento del tema en materia civil, aunque hay distintas variantes para considerar. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 160 “Empero, el ordenamiento mercantil —como se anunció—, haciendo menos hincapié en los aludidos motivos de contenido ético y moral que otrora sirvieron para justificar la prenotada limitación, a fuer que —en el punto— permeado por las legislaciones francesa, española e italiana, entre múltiples ordenamientos modernos que se enrolan en la tendencia de legitimar la procedencia de la figura en cuestión, así sea sub conditione, y considerando, además, que la actividad mercantil por su naturaleza es típicamente lucrativa y que el préstamo de dinero, in concreto, suele obedecer a exigencias connaturales al proceso de producción, más que a la necesidad del consumo propiamente dicho — con las excepciones de rigor—, consagró una regla bien diferente, permitiendo el anatocismo en las obligaciones mercantiles ‘desde la fecha de la demanda judicial del acreedor, o por acuerdo posterior al vencimiento’, siempre que se trate de intereses pendientes, esto es, ‘aquellos que sean exigibles, es decir, los que no han sido pagados oportunamente’ (Dec. 1454/89, art. 1º), y que se adeuden con un año de anterioridad (C. de Co., art. 886).

Bajo estos específicos presupuestos, entonces, la capitalización de intereses que, en últimas, es en lo que medularmente se traduce el apellidado anatocismo, se encuentra hoy por hoy permitida cuando de obligaciones mercantiles se trata (anatocismo comercial: C. de Co., art. 886). Más aún, en el caso específico de los establecimientos de crédito, la ley los habilita para utilizar —en las operaciones de largo plazo— sistemas de pago que la contemplen (Dec. 663/93, art. 121, num. 1º o estatuto orgánico del sistema financiero), excepción hecha de aquellos créditos otorgados para la adquisición de vivienda (C. Const. sent.

C-747/99) —al igual que en el régimen civil, como se acotó—, sin que ello signifique que el legislador, en este tópico, hubiere renunciado a la tutela conferida al deudor, frente a los posibles desafueros del acreedor, según se advirtió, como quiera que, centrado en el quantum más que en la manera o metodología de hacer el cálculo de los réditos, estableció unos límites máximos para las tasas de interés que los acreedores pueden cobrar a sus deudores (C.C., arts. 1617, 2231 y 2232, num. 1º, inc. 2;

C. Co., art. 884; L. 510/99, art. 111 y L. 546/99, art. 19), los cuales no pueden desbordar, en ningún caso, las fronteras de la tasa de interés que tipifica el delito de usura, contemplado en el artículo 305 del nuevo Código Penal (235 del abrogado), como bien lo ha precisado esta corporación (cas. civ. mayo 30/96, CCXL, pág. 709 y cas. civ., mayo 11/2000; exp. 5427)”144.

Advierte también la jurisprudencia que la posibilidad de causación de intereses sobre intereses tiene lugar en tratándose de los remuneratorios, no de los moratorios, desde luego cumplidas, por lo demás, las exigencias legales reseñadas con anterioridad. En palabras de la Corte: “Si, como está dicho, la prestación principal puede generar intereses remuneratorios o de mora, siendo en línea de principio inadmisible exigirlos simultáneamente por su función diversa e incompatible y la finalidad del artículo 886 del Código de Comercio al disciplinar la producción de intereses sobre los intereses pendientes, dándose las restantes condiciones concurrentes normativas, consiste en retribuir el dinero de los ‘intereses pendientes’, ‘atrasados’, ‘exigibles’, ‘que no han sido pagados oportunamente’ (D.1454/89), art. 1º) y ‘debidos con un año 144 Corte Suprema de Justicia –Sala Civil-, Sentencia de 19 de noviembre de 2001 (Expediente 6094).

Sobre el tema también consultarse la Sentencia de 27 de marzo de 1992 del Consejo de Estado –Sección Primera- (Expediente 1295), y la Sentencia C-364 de 2000 de la Corte Constitucional. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 161 de anterioridad, por lo menos’, se concluye que los intereses susceptibles de producir nuevos intereses, no son otros sino los remuneratorios, o sea, los que retribuyen el dinero de los intereses causados, devengados y respecto de cuyo pago el deudor está en mora.

Captada en estos términos la norma, los intereses moratorios no pueden generar nuevos intereses”145 (resaltado fuera de texto). A partir de estas referencias normativas, aplicadas al asunto sub-examine, para precisar el tratamiento que corresponde a las peticiones de Pegasus en materia de intereses, desde luego en función de la vocación de prosperidad de las pretensiones de incumplimiento contractual que ha considerado ya el Tribunal, se tendrá en cuenta:  En relación con la oportunidad para el pago del saldo del componente fijo del precio, equivalente a Seis Millones Doscientos Mil Dólares (USD $6.200.000,oo), Pegasus y NGE convinieron, mediante la Adenda 3 –firmada con fecha 13 de enero de 2011-, de cara a la situación que entonces enfrentaban de discrepancia frente a la determinación del monto de las OFP y su eventual incidencia en punto al ajuste del precio, lo siguiente: “El Comprador y el Vendedor acuerdan que el pago de los seis millones doscientos mil dólares (US$ 6.200.000) restantes estarán sujetos a los siguientes términos y condiciones: El Comprador y el Vendedor comenzarán las negociaciones para ajustar el precio de compra de conformidad con las disposiciones del Artículo 2.5 del Contrato y continuará estas negociaciones de ajuste de precios hasta el 30 de enero de 2011, con la intención de llegar a un acuerdo sobre la cuantía de las obligaciones financieras u Obligaciones con proveedores que se reflejan en los estados financieros de cierre y que pueden o no resultar en el ajuste del precio de Compra.

Si como resultado de dichas negociaciones, las Partes alcanzan, en o antes del 30 de enero, 2011 un acuerdo en cualquier ajuste del precio de compra, el Comprador deberá pagar al Vendedor la cantidad de seis millones doscientos mil dólares (US$ 6.200.000) menos la cantidad, si alguna, de la reducción del precio de compra acordada dentro de los cinco días hábiles (5) después de haber llegado a un acuerdo, pero no más allá de febrero 4, 2011.

Sin embargo, si el Comprador y el Vendedor son incapaces de llegar a un acuerdo a más tardar el 30 de enero de 2011, cualquiera de las Partes tendrá derecho a presentar las cuestiones en disputa a los Auditores independientes de conformidad con las secciones 2.5 (c) y 17.3 del Contrato. En tal caso, el Comprador pagará al Vendedor las cantidades determinadas por los Auditores Independientes, dentro de los cinco días hábiles (5) después de que los Auditores Independientes han emitido su decisión”.

Se está en presencia, entonces, de una obligación sujeta a plazo suspensivo, determinable a partir del supuesto que tuviera ocurrencia en torno al desenlace de la diferencia suscitada acerca del monto de las OFP, que finalmente se surtió por la vía del pronunciamiento decisorio del Auditor Independiente, el cual se produjo el 26 de octubre de 2012, y fue corregido el 29 de octubre siguiente, 145 Corte Suprema de Justicia –Sala Civil-, Sentencia de 27 de agosto de 2008 (Expediente 14171).

Sobre estas bases de capital y fecha se liquidarán los intereses moratorios correspondientes, teniendo en cuenta para el efecto que, en tratándose de una obligación pactada en moneda extranjera, ha de aplicarse la normativa contenida en la Resolución Externa No. 53 de 1992 de la Junta Directiva del Banco de la República, la cual, por la vía del señalamiento del tope admisible en materia de intereses moratorios convencionales, en caso de obligaciones pactadas en dólares, fija la tasa máxima a considerar cuando ellos se causen, conforme a la ley sustancial.  Respecto de las obligaciones asociadas a los eventuales pagos adicionales – bonos-, ya se advirtió que el SPA prevé que si se cumplieren las condiciones estipuladas para el efecto, el pago se realizaría en “un plazo de treinta (30) días”146 aplicable, a juicio del Tribunal, con independencia de la forma de pago – con acciones o en dinero-, sobre lo que también ya se hicieron las precisiones correspondientes.

Estima el Tribunal, en consecuencia, como se precisó en el punto 7 de este capítulo, que también se está en presencia de obligaciones que, nacidas por el acaecimiento de la condición, se hicieron exigibles en función del vencimiento del plazo pactado para su pago, modalidad –el plazo- que, como se ha señalado, produce el efecto adicional de constituir en mora al deudor que no ejecuta entonces la prestación debida, sin necesidad de reconvención judicial.  En lo que toca con la obligación relativa a transferir a Pegasus las utilidades de las Compañías correspondientes al período enero 1 – mayo 7 de 2010, a la que se refiere el ordinal 16.4. de la Sección 16. del SPA, observa el Tribunal que ella, en lo que concierne a la oportunidad para el pago, se pactó desprovista de plazo (ordinal 1º del artículo 1608 C.C.), ni se acompasa con la hipótesis de ser de aquellas que no han podido ser cumplidas “sino dentro de cierto tiempo” (ordinal 2º del mismo artículo), por manera que la correspondiente mora debitoria sólo se configuraría a partir de la notificación del auto admisorio de la demanda, lo cual, no obstante, no tiene aplicación por presentarse, respecto de esta específica obligación, la hipótesis excepcional y objetiva de falta de certeza de la suma líquida de capital adeudada, la que no se fijó en su monto en el clausulado mismo del SPA y por su naturaleza estaba diferida a determinación posterior –como se vio al analizar la pretensión correspondiente-, lo que apenas vino a ocurrir con el dictamen pericial contable y financiero rendido dentro del proceso.

En estas circunstancias, no tiene lugar la causación de intereses moratorios desde momento anterior a esta providencia, circunstancia que solo ocurrirá si no se produce el pago de la suma determinada en la condena correspondiente –Mil Novecientos Sesenta y Tres Millones Ciento Treinta y Nueve Mil Doscientos Veintiseis Pesos ($1.963.139.226)- dentro del plazo que en la parte resolutiva se fije para el efecto, abriéndose paso, en esa eventualidad, la causación de intereses moratorios mercantiles a la tasa máxima legalmente permitida (artículo 884 del Código de Comercio, según texto modificado por el artículo 111 de la Ley 510 de 1999).

Y bajo esta consideración, no tienen vocación de prosperidad, en lo que a este concepto -utilidades- concierne, las pretensiones principales tercera y cuarta, ni las pretensiones específicas principales vigésima novena y trigésima. 146 Punto (iv) del ordinal 3.2. de la cláusula 3. Serían treinta (30) días calendario, por tratarse de un plazo convencional, conforme a la regla prevista en el parágrafo primero del artículo 829 del Código de Comercio.

Con apego a las premisas y a las consideraciones consignadas en este acápite, las liquidaciones correspondientes a los intereses de mora se sintetizan a continuación: REFERENCIA / BLOQUE VALOR US$ TASA EFECTIVA TASA NOMINAL FECHA INICIAL MORA FECHA FINAL MORA DIAS EN MORA INTERES MORA US$ VALOR INICIAL mas INTERES MORA US$ SALDO PRECIO DE COMPRA 6.200.000 25% 22,32% 7-nov-12 25-sep-14 688 2.608.581 8.808.581 VALOR US$ TASA EFECTIVA TASA NOMINAL FECHA INICIAL MORA FECHA FINAL MORA DIAS EN MORA INTERES MORA US$ VALOR INICIAL mas INTERES MORA US$ LLANOS 17 4.000.000 25% 22,32% 7-oct-12 25-sep-14 719 1.758.786 5.758.786 VALOR US$ TASA EFECTIVA TASA NOMINAL FECHA INICIAL MORA FECHA FINAL MORA DIAS EN MORA INTERES MORA US$ LLANOS 32 5.500.000 25% 22,32% 3-sep-12 4-sep-12 2 6.727 VALOR US$ TASA EFECTIVA TASA NOMINAL FECHA INICIAL MORA FECHA FINAL MORA DIAS EN MORA INTERES MORA US$ LLANOS 32 2.300.000 25% 22,32% 5-sep-12 20-sep-12 16 22.505 VALOR US$ TASA EFECTIVA TASA NOMINAL FECHA INICIAL MORA FECHA FINAL MORA DIAS EN MORA INTERES MORA US$ VALOR mas INTERES MORA US$ LLANOS 34 2.000.000 25% 22,32% 30-sep-12 25-sep-14 726 887.955 2.887.955 TOTAL 12.200.000 5.284.554 17.484.554 12.- Otros asuntos de consideración del Tribunal: 12.1.- La objeción por error grave formulada por NGE al peritaje técnico.

Mediante escrito presentado el 3 de abril de 2014, con ocasión de la contradicción del dictamen pericial técnico, NGE formuló objeción por error grave respecto de dicho peritaje. Como quiera que el Tribunal ha tomado determinaciones con apoyo en el dictamen técnico, sin duda dotado de adecuada razonabilidad y fundamento, estima necesario hacer un pronunciamiento respecto de los supuestos errores que la convocada le 147 Sin ningún desarrollo específico en los alegatos de conclusión. 148 Entiende el Tribunal que cuando los particulares, en ejercicio de la autonomía de la voluntad que el ordenamiento les reconoce, estipulan en divisa extranjera, con permisión legal, han querido ligar las prestaciones así convenidas, como es apenas obvio, a una moneda distinta a la legal colombiana. 149 La estipulación de obligaciones en moneda extranjera es válida, en los términos del artículo 874 del Código de Comercio, sin perjuicio del régimen que resulte aplicable en cuanto al pago mismo, conforme a los parámetros que allí se anuncian, que remiten a la aplicación de disposiciones como la Resolución 8 de 2000 de la Junta Directiva del Banco de la República.

Nuestra Corte Suprema de Justicia ha dicho que el error grave tiene la característica de ir contra la naturaleza de las cosas o la esencia de sus atribuciones, como cuando se afirma que un objeto o persona tiene determinada peculiaridad y resulta que tal cualidad no existe; o en tener por blanco lo que es negro o rosado”150. Dentro de ese marco conceptual, procede el Tribunal a resolver las objeciones al peritaje técnico que fueron formuladas por la convocada, no sin advertir, como lo ha hecho la jurisprudencia desde antiguo, que una de las condiciones esenciales que debe cumplir el peritaje es que contenga una debida fundamentación de sus análisis y conclusiones, circunstancia que lo habilita para que sea tenido como prueba por el fallador. 12.1.1.

Primer error del dictamen: La producción de barriles de petróleo fue solo de 4.677 o de 4.724 y no de 5.084. i) Posición de la convocada. La convocada aduce que el perito se equivocó al haber concluido que la producción durante las pruebas cortas en el Bloque Llanos 17 fue de 5 084 barriles de petróleo, cuando, a juicio de la objetante, dicha cifra es apenas de 4724.

La convocada argumenta que el error “se deriva de haber tomado los datos de las Formas y documentos que contienen información errada respecto al número total de barriles de petróleo producidos en el mes de julio”, error que afecta las conclusiones del perito respecto del Pozo Celeus-1. Para llegar a la cifra de 5 084 BOPD, el perito tomó las cantidades reflejadas en las formas del Ministerio de Minas y Energía, “durante las pruebas de julio y agosto de 2012”.

Según la convocada, la producción real correspondiente a julio de 2012 fue de 1033 o de 1080 barriles, según consta en la Forma 6CR y “en varios informes presentados por Ramshorn al Ministerio de Minas y Energía” y los 1440 barriles a los que se refiere el peritaje corresponden al total del líquido extraído -incluyendo el agua- de los cuales solo 1080,65 eran barriles de petróleo.

Sostuvo la convocada que a partir de esa equivocación, Parex concluyó que el total de producción de barriles de petróleo es 5084, razón por lo cual estima que Parex presentó información errada al Ministerio de Minas y Energía respecto de la fecha en la que se extrajo el crudo, como también respecto del número de barriles producidos. Agregó que el perito no hizo ningún ejercicio técnico, ninguna verificación para establecer el número cierto correspondiente al BOPD y tomó como base de sus conclusiones una información errada. ii) Consideraciones del Tribunal.

En primer lugar, conviene poner de presente que el objetante al sustentar este primer error que le atribuye al dictamen, se refiere por una parte a “la producción durante las pruebas de julio y agosto de 2012” y por otra a “La producción real, cierta y verdadera de julio de 2012” y, en particular, en las ‘pruebas iniciales’ practicadas en 150 Quijano Parra, Jairo.

P. Manual de Derecho Probatorio, Ed. Librería del Profesional, 14ª. Ed.Bogotá, 2004, p. 637 TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 165 la Formación Gachetá los días 25 y 26 de julio y en la Formación Carbonera el 29 y 30 de julio.

Sobre el particular, el Tribunal ha definido en esta providencia que en lo que concierne a la producción del Bloque Llanos 17, los meses de julio de 2012 y agosto de 2012 representan dos etapas de producción diferentes, durante las cuales se practicaron pruebas técnicas de distinta índole. En cuanto a las conclusiones relativas al bono correspondiente al referido Bloque, el Tribunal se basó en las ‘pruebas cortas’ que se llevaron a cabo durante el mes de agosto de 2012, de conformidad con la interpretación consignada en esta providencia, respecto de las estipulaciones contractuales que rigen el asunto en disputa.

Por consiguiente, los reparos de la convocada a algunas de las referencias que en el peritaje se hacen respecto de las pruebas y mediciones practicadas en julio de 2012 en el Bloque Llanos 17, no tienen mayor incidencia para los efectos de este Laudo. Sin embargo, el Tribunal estima conveniente hacer las siguientes precisiones respecto de las manifestaciones contenidas en la objeción al dictamen.

En lo relativo a “los 1440 barriles a los que se refiere el peritaje” conviene contextualizar que dicha discrepancia surge con ocasión de la solicitud de información adicional formulada por la convocada en las aclaraciones y complementaciones al peritaje y por consiguiente, no es, en estricto rigor, materia del peritaje original, ni fue asunto considerado por el perito para la fundamentación de sus conclusiones, sino que surgió en la contradicción de la prueba pericial.

En cuanto a que “Parex presentó información errada al Ministerio de Minas y Energía” respecto de la fecha en la que se extrajo el crudo, como también respecto del número de barriles producidos, el peritaje es claro al afirmar que quien debía reportar al Ministerio de Minas y Energía y a la Agencia Nacional de Hidrocarburos era el Operador del bloque, que para agosto de 2012 era Ramshorn International Limited. Fue precisamente Ramshorn quien suscribió las Formas y Cuadros relativos a la producción de agosto de 2012 para el Ministerio y luego, mes a mes en los reportes mensuales subsiguientes suscribió y entregó a dicha entidad las Formas 9SH (producción acumulada) en las que se evidencia que la producción de agosto de 2012 fue: Gachetá 2 881 barriles y Carbonera 2 202 barriles.

Parex Resources Colombia Ltd. solo reportó información cuando asumió como Operador del Bloque LLA – 17 (15 de julio de 2013) y conviene relevar que para este caso, fue la misma información que en su momento suministró Ramshorn. En cuanto al origen del error, la convocada alega que “se deriva de haber tomado los datos de las Formas y documentos que contienen información errada respecto al número total de barriles de petróleo producidos en el mes de julio”.

Sobre este particular, el dictamen es claro al afirmar que “Mensualmente el operador debe reportar las actividades de producción realizadas en el mes anterior, diligenciando los respectivos Formularios y Cuadros correspondientes y adjuntar los anexos requeridos”151. Para el mes de julio de 2012 no aparece, aparte de la Forma 6CR “Informe de Terminación Oficial (Registro y Prueba de Pozos)” ni ninguna otra Forma o Cuadro que se haya remitido al Ministerio de Minas y Energía relativo a la producción. El Cuadro N° 4 “Resumen mensual sobre producción y movimiento de petróleo”152 correspondiente al mes de agosto de 2012 ofrece claridad sobre las cifras: 151 Página 21 del dictamen pericial. 152 Página 27 ibídem.

Neto – Bls.) Total (Vol. Neto –Bls.) Existencia inicial 1° de agosto 0 0 0 Producción total 2881 2202 5084 Consumo en operaciones 0 0 0 Pérdidas 0 0 0 Producción gravable 2881 2202 5084 Transfer. Celeus a Kona 2881 2202 5084 Existencia final 1° de sept. 0 0 0 Esta información contenida en el peritaje tiene la siguiente relevancia: las dos Formas 9SH muestran el volumen de producción en el mes de agosto de 2012 (Gachetá 2 881 barriles y Carbonera 2 202 barriles), datos que coinciden con la información consignada en el Cuadro 1A Balance Mensual del mismo mes de agosto de 2012, elaborado por el Operador Ramshorn y enviado al Ministerio de Minas y Energía en el que consta la información correspondiente al crudo contenido en cada tanque.

En dicho informe figura que en cada tanque la existencia inicial fue de cero barriles para todos y cada uno de ellos, el volumen recibido corresponde a 5084 barriles, las transferencias totales de crudo fue de 5084 barriles y la existencia al final del mes de cero barriles para todos y cada uno de los tanques. De esta suerte, todo el crudo que fue producido, se transfirió y los reportes enviados al Ministerio contienen dichas cifras.

Conforme se expuso por el perito, esta información resulta de la mayor relevancia y por ello es la que más confiabilidad ofrece por cuanto ella es determinante para la liquidación de las regalías, amén de que contiene la firma del representante del Ministerio en las respectivas Formas. Es por ello por lo que el perito la utilizó como la más confiable, y con base en ella dio respuesta al cuestionario de la convocante.

Al respecto, el perito expresó en la audiencia en la que rindió interrogatorio: “Para las formas para calcular la producción de agosto, como no hay una, que me permita calcular sobre el número de horas y que tenga horas, entonces utilicé simultáneamente 2, la que me estaba diciendo que cuál fue la producción de inventario 0, todo lo que se produjo en este mes fueron 5.084 barriles que es el cuadro 4 que sirve para calcular las regalías y la otra forma que tiene información con respecto del número de horas que es la forma 16.”153 En consecuencia, en este punto no hay error en el peritaje. 12.1.2.

Segundo error: el número de días de prueba total fueron como mínimo, 19. i) Posición de la convocada. La convocada señala que el perito se equivocó al haber concluido que la duración de la prueba fue de 16,2 días, cuando la duración real y verdadera de la prueba fue de 19 o 20 días. Sostuvo, igualmente, que el perito erró al descontar originalmente todas las horas de prueba de julio, así como al restar 4,35 horas del Swab Test de 25 de julio en Gachetá y 5 horas del Swab Test el 29 de julio en Carbonera, “que deberían ser incluidas en el cálculo”.

La convocada le atribuye este error al peritaje, por 153 Página 32 de la transcripción. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 167 distintas causas tales como haber tomado información contradictoria contenida en formas y documentos, haber omitido todas las horas de julio y en distinguir las horas de prueba y las horas de producción. Concluyó que si “el perito no hubiese cometido el error de descontar horas de prueba, hubiese hecho sus cálculos con 20 días o 19 días”, y no con los 16,2 que utilizó en el dictamen.

Al aplicar los valores de los barriles producidos en julio y agosto de 2012, que el objetante considera correctos, se tendría que el BOPD es de 233 o máximo 248 BOPD. ii) Consideraciones del Tribunal. En relación con este punto, el Tribunal considera que las 389 horas o los 16,2 días a las que se hace referencia en el peritaje corresponden a las pruebas que fueron reportadas al Ministerio de Minas y Energía en la Forma 16 para las dos producciones correspondientes al mes de agosto de 2012, mientras que los “19 o 20 días” a los que se refiere la objeción, corresponden, al parecer, a la duración sumada de las pruebas efectuadas en julio y agosto de 2012.

En este punto, el Tribunal considera que no existe error del perito, en la medida en que como quedó examinado in extenso, el peritaje distingue entre dos etapas de producción en las que se practicaron pruebas distintas: la de julio de 2012 y la de agosto de 2012 y en el dictamen no se suman los resultados de las pruebas practicadas en una y otra etapa, sino que se consignan y analizan en forma separada y sin adicionarlas.

Así las cosas, el Tribunal al resolver los asuntos relativos al Bloque Llanos 17 partió de esa consideración, vale decir que se trata de etapas de producción distintas y, sobre todo, en las que se realizaron pruebas diferentes, con datos e informaciones autónomas. Por otra parte, el cálculo del dictamen que obra en la página 29 utiliza las horas continuas: i) 200 horas en Gachetá (8 horas del 4 de agosto y 24 horas cada día desde el 5 de agosto hasta el 12 del mismo mes: 8 + 24x8 = 200 horas); y ii) 189 horas en Carbonera (13 horas del 15 de agosto, 24 horas cada día desde el 16 de agosto al 22 de agosto y las 8 primeras horas del 23 de agosto (el pozo se cerró de las 07:00 - 08:00 del día 23): 13 + 24x7 + 8 = 189 horas).

Por lo expuesto, en este punto no existe error grave del peritaje. 12.1.3. Tercer error: las curvas de declinación se pueden proyectar, con base en la información de las pruebas del Pozo. i) Posición de la convocada. El tercer yerro que la convocada le atribuye al dictamen es haber concluido que con base en la información de las pruebas de julio y agosto de 2012 en el Pozo Celeus, “no era válido extrapolar dichas curvas a 30 días de producción.” Con apoyo en las experticias aportadas con ocasión de la contradicción del dictamen, la convocada sostiene que sí es posible trazar una curva de declinación para establecer una tendencia de la producción del pozo y de esa manera, proyectar su comportamiento durante 30 días.

Sostuvo la convocada que el perito no tiene facultad para examinar, ni concluir, si jurídicamente no se permite la utilización de curvas de declinación, y que tampoco el experto presentó el fundamento legal de su comentario. Agregó en la objeción que esta información es esencial para determinar el número de BOPD al que se refiere la Sección 3.1 (iii), por lo cual constituye error.

Según la convocada, al calcular la tendencia de producción del pozo a 30 días con base en una curva exponencial y no en una curva hiperbólica, el perito incurre en error. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 168 ii) Consideraciones del Tribunal.

Sobre este punto en particular es pertinente precisar que la temática atinente a la extrapolación de los resultados de las pruebas practicadas en el Bloque Llanos 17, así como la aplicación y viabilidad de la técnica de las curvas de declinación -temas ambos ligados entre sí- surgen con ocasión de las aclaraciones y complementaciones al peritaje formuladas por la convocada.

En efecto, en las respuestas a las preguntas formuladas por la convocante al perito, que fue la materia única de dicho peritaje, no se planteó la problemática atinente a las curvas de declinación en la medida en que al preguntársele al perito sobre una estimación de las proyecciones de producción diaria del Pozo Celeus-1, el experto se remitió a los resultados de las pruebas extensas iniciadas el 23 de septiembre de 2013, y advirtió que “La realidad tiene más fuerza que los estimativos por muy bien que éstos estén hechos y sustentados”.154 Lo anterior resulta relevante toda vez que, a juicio del Tribunal, el debate relacionado con la extrapolación de las pruebas y la pertinencia de las curvas de declinación no fue, en estricto rigor, materia del peritaje como tal, ni fue asunto considerado por el perito para la fundamentación de sus conclusiones, sino que fue aparece en el proceso como un escenario suscitado o promovido por la convocada -que no formuló preguntas al perito originalmente- pero que para controvertir el peritaje planteó esas discusiones teóricas, apoyada en experticias que aportó al proceso.

Desde el punto de vista racional y probatorio, no resulta lógico endilgarle, en este caso, yerro al peritaje por el tratamiento de un asunto que no fue determinante en las conclusiones del peritaje, tanto más cuanto la objeción la configura la convocada al plantear -en la contradicción al dictamen- un escenario teórico, respecto de la extrapolación de unas pruebas y de la metodología de las curvas de declinación. En las respuestas a las solicitudes de complementación y aclaración presentadas por la convocada, el perito considera que no se puede derivar una curva de declinación para el pozo Celeus y expone con argumentos fundamentados las razones por las cuales estima que en el caso presente y para la materia del peritaje -circunscrita originalmente al cuestionario presentado por la convocante- dicha metodología o técnica se refiere al “comportamiento futuro del pozo o del yacimiento” conforme a una relación matemática vinculada a la producción pasada, lo cual hace que el “método de extrapolación se fundamente en una base estrictamente empírica”155.

Así mismo, el perito advierte que, en su criterio, “Los resultados extrapolados de las curvas de declinación no son ‘datos de precisión’ y deben considerarse como unos ‘buenos estimados’ si su extrapolación corresponde a las mismas condiciones de la parte histórica de que se habla atrás”156 (énfasis del texto original). De igual manera, el perito indica que “La extrapolación teórica (con curvas de declinación) no agrega nada al resultado de la condición básica de prueba continua de producción” 157 (subrayas del texto original) y que bajo esta metodología, los resultados se expresan en función de parámetros de producción que son distintos a los de las pruebas reales e históricas.

Respecto de los planteamientos que se acaban de sintetizar, el Tribunal no encuentra que en ellos se incurra en error por parte del perito, sino que ellos obedecen a una postura teórica y a una concepción de las llamadas curvas de declinación, como método para relacionar los datos de producción de fluidos de un pozo con el tiempo y, de esa manera, obtener información proyectada sobre la producción del yacimiento.

Bajo esa perspectiva y en el entendimiento que las aclaraciones y complementaciones al peritaje presentadas por la convocada tenían como referente el examen de la producción proyectada del pozo, el Tribunal no 154 Página 37 del dictamen pericial. 155 Página 25 del escrito de aclaraciones al peritaje. 156 Página 29 ibídem. 157 Página 30 ibídem.

Cuarto error: sumar las producciones de Gachetá y Carbonera sin descontar barriles de petróleo como efecto de presión en caso de producción simultánea. i) Posición de la convocada. Señala la convocada que el peritaje no incluye dentro de sus cálculos, ni señala que teóricamente para establecer la producción del Pozo Celeus, se debe restar el número de barriles equivalentes a lo que se pierda por la diferencia en presión de ambas formaciones. ii) Consideraciones del Tribunal.

Sobre este particular, el Tribunal considera que el planteamiento del objetante no constituye en estricto sentido un error que pueda atribuírsele al peritaje, sino que se trata de una alegación que la convocada propuso para controvertir las conclusiones del dictamen. Dicha consideración se ratifica, en alguna medida, con la experticia elaborada por el ingeniero Luis Alberto Moncada en el capítulo titulado “PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN – POZO CELEUS 1”, que como su nombre lo indica corresponde al conocimiento por indicios del futuro del Pozo -según la acepción gramatical del verbo- pero no se refiere a los datos reales y comprobados del mismo.

Ubicados, de la mano de la convocada, en dicho escenario -que en todo caso se refiere a conjeturas y no a datos reales- el experto advierte que “si las dos formaciones se pusieran en producción conjuntamente, el volumen total sería inferior a la suma de las producciones de cada formación”158, con lo cual se ratifica que lo que se plantea en este punto por el objetante y por el experto debe entenderse bajo el supuesto de que las dos formaciones se pusieran en producción en forma conjunta.

Por consiguiente, a partir de dicha premisa que corresponde a un escenario diferente al marco de las respuestas originales del peritaje, no se puede concluir que este último haya incurrido en error, o que por cuenta de dicho supuesto, las conclusiones del peritaje resulten afectadas. Por lo expuesto, en este punto tampoco incurrió el peritaje en error grave. 12.2.- El juramento estimatorio.

En el presente caso, tanto en la demanda principal como en la de reconvención, se formuló juramento estimatorio en cumplimiento de lo previsto por el artículo 206 del Código General del Proceso, disposición según la cual, como bien se sabe, cuando en la demanda se pretenda el pago de perjuicios, el reconocimiento y pago de frutos o mejoras, o una compensación, es necesario que el demandante bajo juramento estime, en forma razonada y detallada, el monto de los valores que por dichos conceptos está reclamando en sus demandas.

Formulado el juramento en la forma requerida en la ley, es decir, razonada, detallada y justificadamente, la suma objeto de juramento se convertirá en prueba de la cuantía reclamada por el demandante si en el término de traslado respectivo la parte contraria guarda silencio frente al juramento, es decir, no lo objeta o lo hace en forma injustificada o sin fundamento alguno. De producirse la objeción, el juramento estimatorio no servirá como medio de prueba de la cuantía a la que aspira el 158 Página 8 de la experticia de Luis Alberto Moncada.

Señala la norma en comento que “Si la cantidad estimada excediere en el cincuenta por ciento (50%) la que resulte probada, se condenará a quien la hizo a pagar a la otra parte una suma equivalente al diez por ciento (10%) de la diferencia”. Igualmente, la disposición trae una sanción para el demandante, ya no en los casos en que exista una notable asimetría entre lo estimado en el juramento y lo probado en el proceso, sino para la hipótesis en que las súplicas de la demanda sean denegadas por ausencia de prueba del perjuicio reclamado, es decir, cuando no se concede lo pedido por el demandante al no haberse demostrado la existencia del daño cuya indemnización se reclama, evento en el cual, según se lee en el parágrafo de la disposición, la sanción es del 5% del valor de las pretensiones que fueron estimadas bajo juramento.

En el presente caso, ninguna de las hipótesis previstas en el artículo 206 del Código General del Proceso para imponer las sanciones allí referidas, se configura. No se estructura en este caso, respecto de ninguna de las pretensiones que alcanzarán prosperidad, el exceso requerido exigido en la ley respecto de lo que se probó en el proceso, es decir, lo estimado bajo juramento no excedió el 50% de lo probado en este arbitraje, por lo que no es posible aplicar sanción alguna.

Tampoco existen pretensiones que hayan sido denegadas por ausencia de prueba del daño reclamado, por lo que la sanción contemplada en el parágrafo de la disposición no podrá aplicarse. En este específico punto, en lo que toca con la demanda de reconvención, cuyas pretensiones serán denegadas en su integridad, advierte el Tribunal que la decisión que ha adoptado no tiene su fundamento en la falta de prueba de la existencia del daño reclamado, que es la hipótesis prevista en el inciso final de la norma en cita, por lo que no hay lugar a imponer la sanción que allí se contempla.

Finalmente, acorde con lo dispuesto por la Corte Constitucional en sentencia C-157 de 2013, en el sentido que las sanciones previstas por la norma para el demandante que formula juramento estimatorio no son automáticas y siempre el juez debe valorar la conducta de las partes, para este Tribunal es claro que las partes obraron con diligencia y razonabilidad a la hora de realizar el juramento estimatorio, por lo que mal podría imponerse sanción alguna. 12.3.- Las tachas de algunos testigos. 12.3.1.

Aspectos generales de la tacha de testigos. De conformidad con lo previsto por el artículo 217 Código de Procedimiento Civil, “Son sospechosas para declarar las personas que en concepto del juez, se encuentren en circunstancias que afecten su credibilidad o imparcialidad, en razón de parentesco, dependencias, sentimientos o interés con relación a las partes o a sus apoderados, antecedentes personales u otras causas”.

En el mismo sentido, el artículo 211 Código General del Proceso establece que “Cualquiera de las partes podrá tachar el testimonio de las personas que se encuentren en circunstancias que afecten su credibilidad o imparcialidad, en razón de parentesco, dependencias, sentimientos o interés en relación con las partes o sus apoderados, antecedentes personales u otras causas”.

Las mencionadas disposiciones procesales consagran el deber de imparcialidad que recae sobre el testigo en su calidad de tercero ajeno a las resultas del proceso, por lo que, en aquellos casos en los que respecto del declarante se presenten ciertas circunstancias que, atendiendo las reglas de la sana crítica y evaluando las particularidades de cada caso, puedan afectar su neutralidad y objetividad, debe el TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 171 juez poner especial empeño y cuidado en la valoración de dicha prueba, evaluándola con detenimiento, contrastándola con otros elementos de juicio, corroborando lo dicho por el testigo con lo narrado por otros y con lo que consta en los demás medios de prueba, todo con el fin de verificar si las especiales circunstancias que han puesto en duda su imparcialidad se han materializado en el contenido de su declaración desfigurando la imparcialidad y neutralidad que, como se dijo, debe existir en la declaración. No debe olvidarse que en nuestro derecho rige el sistema de la sana crítica en la apreciación de las pruebas, por lo que le corresponde al juez tener en cuenta todas las circunstancias que puedan afectar la imparcialidad del declarante, tales como el parentesco con las partes, la dependencia económica o laboral con alguno de los extremos del litigio, los sentimientos de afecto o de repudio, el interés abstracto o concreto en el asunto debatido o en la forma en que éste se resuelva, los antecedentes personales y, en general, cualquier otro motivo que ponga en tela de juicio la credibilidad del testigo.

Al respecto, la jurisprudencia ha señalado: “Mas, y bien averiguado que lo está, ahora es muy otro el sistema probatorio que rige, inspirado en el principio de la racional apreciación de las pruebas, una de cuyas más elocuentes manifestaciones está, por cierto, en el tratamiento vario de los testigos sospechosos. Bien visto estaba, evidentemente, que dentro del régimen tarifario o legal de pruebas cupiera, entre las tantas fórmulas apriorísticas de que se servía, esta otra que aconsejaba a la ley -al fin de cuentas la encargada allá de la tarea valuativa de las pruebas- eliminar de antemano la versión de las personas en quienes concurre un motivo fundado de sospecha; el dilema se zanjaba a favor de la seguridad probatoria.

Y era armonioso por cuanto si, como secuela del régimen, entre otras cosas se predicaba la apreciación numérica de los testigos, más que justificado estaba que la ley tomara la elemental precaución de impedir que esa cifra se completara de cualquier modo, y tanto menos con declarantes en quienes concurriere alguna situación que fundadamente da la idea de que no les será fácil ceñirse a la verdad; así que la ley optó por desoírlos.

Hoy, en cambio, ante lo revelador que asoma aquello de que el juez no ha de desdeñar posibilidad alguna en el hallazgo de la verdad y que la exclusión de testigos puede traducir en últimas exclusión de justicia, se ve lógico que en vez de descartar el dicho de los sospechosos, lo mejor sea escucharlos y más bien que el juzgador -el que ahora se encarga de la ponderación de las pruebas- los someta a un análisis más drástico.

Esto es, el sospechoso ya no es tratado como un inhábil para declarar; simplemente que su versión es recibida con protesta de reserva. Al fin que un testigo sospechoso puede ver y escuchar perfectamente; lo que resta es establecer si en su ánimo pesa más la circunstancia que lo extravía de la verdad y de la neutralidad, y acaba rindiéndose a ella” (Cas.

Civ. sent. de 30 de agosto de 2001, expediente 6594). La sospecha sobre un testigo implica, entonces, que el juez debe examinar con cuidado el contenido de la declaración y determinar si la imparcialidad ha sufrido afectación, de tal suerte que dicha prueba no pueda ser tenida en cuenta para desatar el litigio o, por el contrario, que las razones de sospecha no alcanzan a tener la relevancia necesaria para abstenerse de apreciar la prueba y valorarla en conjunto con los demás elementos de persuasión obrantes en el proceso.

Por suerte que bien puede ser que a pesar de la sospecha haya modo de atribuirle credibilidad a testigo semejante, si es que, primeramente, su relato carece de mayores objeciones dentro de un análisis crítico de la prueba, y, después -acaso lo más prominente- halla respaldo en el conjunto probatorio” (Cas. Civ., sentencia de 19 de septiembre de 2001, expediente No. 6624.).

Así las cosas, cuando se produce la tacha de un testigo le corresponde al juzgador, aplicando las reglas y postulados de la sana critica, valorar la prueba y determinar si los motivos de sospecha han incidido o no en el contenido mismo de la declaración. 12.3.2.- Las tachas en el presente proceso. Con apoyo en las consideraciones precedentes, procede el Tribunal a pronunciarse sobre la tacha de sospecha sobre los testigos Leopoldo Olavarría, Rob Koller y Dave Kimmery.

Testigo Leopoldo Enrique Olavarría: El apoderado de la parte convocante en la audiencia celebrada159 para la recepción del testimonio de Leopoldo Enrique Olavarría, testigo solicitado a instancias del extremo convocado, formuló tacha de sospecha en los siguientes términos: “A esta altura de la diligencia señor presidente yo quisiera formular tacha de sospecha respecto del testigo que está dando su declaración y particularmente me refiero a la manifestación que ha hecho respecto a que parte del servicio que presta está la prestación de este testimonio, es parte de lo que señalo, pero no solamente basado en eso, sino adicionalmente basado en el hecho de que el señor Olavarría ha mencionado que él es quien directamente ha sido el prestador del servicio relativo a la construcción del SPA y a la interpretación y como quiera que el pleito que nos ocupa en este momento versa precisamente es respecto de la interpretación del SPA y el numeral 2.5 y particularmente de la última frase del numeral 2.5 ha sido objeto de cuestionamiento fundamentalmente en la demanda de reconvención y de la contestación a la misma demanda de reconvención, es evidente que hay un interés directo de parte del señor Olavarría y que además tiene una vinculación directa y actual con una de las partes que por lo que las resultas de este proceso definitivamente lo afectan o directamente por lo menos le interesan.

Entonces en ese sentido y teniendo en cuenta lo señalado en el Artículo 218 del Código de Procedimiento quisiera formular tacha de sospecha no por lo tanto relevándome de poder manifestar otras preguntas o poderle formular otras preguntas.” Son dos, entonces, los motivos de sospecha que se esgrimen por la parte que formuló la tacha: el primero, que la oficina de abogados para la cual presta sus 159 Cuaderno de Pruebas No. 7, Folios 137 y siguientes.

Es cierto, según se desprende de la declaración del testigo, que “New Global Energy contrató a la firma de abogados de la cual yo soy socio, para asistirlos con la preparación y negociación del contrato de compraventa de acciones que es objeto de esta controversia y para llevar a cabo las revisiones asociadas a la negociación de ese contrato”, circunstancia que, efectivamente, denota la existencia de cercanía con los hechos que son materia de este proceso, pero no por ello automáticamente se genera como consecuencia que el testigo tenga como propósito favorecer abiertamente con su declaración a la parte convocada tergiversando la verdad o desconociendo en su testimonio hechos relevantes para el proceso.

El hecho de que una de las partes hubiese contratado a la firma de abogados para la cual presta sus servicios el testigo y que, efectivamente, éste haya participado directamente en la preparación y concreción del negocio por parte de NGE, no necesariamente implica que la declaración deba ser desechada en razón de la cercanía, sino que, por el contrario, ese vínculo con los hechos que dieron origen al litigio, permiten que el testimonio pueda ser aprovechado para conocer con algún grado de detalle los antecedentes del negocio jurídico que es objeto de divergencia en el proceso.Desde luego, entiende el Tribunal que la declaración no deberá ser estudiada aisladamente, sino que, como lo ordena la ley procesal, será analizada en conjunto con otras probanzas, bajo el entendimiento del contexto específico en que el testigo tuvo el conocimiento de los hechos que declaró y atendiendo a su específica condición de profesional del derecho.

En lo que toca con el segundo motivo de la tacha, no encuentra el Tribunal que el testigo haya manifestado que dentro de sus obligaciones contractuales estuviere la de rendir declaración en este proceso arbitral o que hubiese sido específicamente contratado para concurrir al proceso como testigo, por lo cual, ante la ausencia de prueba al respecto, no hay lugar a realizar pronunciamiento alguno al respecto, sin perjuicio de advertir que los lineamientos de apreciación probatoria recién esbozados, en cualquier caso conservarían vigencia. Por lo expuesto, la declaración fue valorada en la forma ordenada en la ley sin que se hubiese considerado al declarante como testigo sospechoso.

Testigo Rob Koller: En la audiencia celebrada el 12 de diciembre de 2013160 con el propósito de recibir el testimonio de Rob Koller, el apoderado de la convocante formuló tacha de sospecha en los siguientes términos: “( ) yo quisiera con base en lo escuchado hasta ahora, de lo que ha manifestado con toda transparencia el doctor Posse y de lo que ha manifestado también el testigo, anticiparme a generar y quiero realmente que no se entienda que se me ha vuelto una costumbre, sino simplemente veo en esta ocasión también configuradas las circunstancias para una tacha de sospecha del testigo en razón a dos elementos que no me propongo elaborar demasiado sino simplemente enunciar, uno que ha sido claramente expresado por el testigo que ha sido contratado para estos propósitos y dos que 160 Cuaderno de Pruebas No.7, Folios 208 y siguientes.

Evidentemente el testimonio técnico tendría por propósito aprovechar el conocimiento del testigo para la interpretación de los hechos entre ellos la valoración de los activos en el momento de la realización del negocio. La opinión técnica como testigo, no como perito, hechos que se han construido por su aproximación a los activos ya durante este semestre, es decir cuando las partes están en pleno debate probatorio, inclusive ya terminando la prueba testimonial, evidentemente desvirtúa la naturaleza de la prueba testimonial que es la espontaneidad y de hechos que le consten relevantes para el proceso y los hechos relevantes para el proceso son los que ocurrieron en el momento de la realización del negocio, toda vez que el momento de la realización del negocio es el que es objeto de debate y desde luego de explotación de los pozos para causación de los bonos. Entonces en eso sustentaría la tacha de sospecha que tengo la intención que se produzca y sí quisiera llamar la atención de que por vía testimonial técnica no podemos estar llegando a la exposición de un dictamen pericial sobre los hechos que se están debatiendo y que ya han sido objeto de discusión dentro del pleito porque la vía procesal hubiera sido entonces la de un dictamen pericial, aportado en su momento y no ahora dentro de una prueba testimonial digamos con el ropaje de un testimonio técnico que evidentemente se está basando en un estudio que el señor preparó para efectos de esta diligencia.” Dos son los fundamentos de la tacha: por un lado, que el testigo afirmó haber sido contratado por el extremo convocado con el fin de rendir declaración en este proceso; y, por otro, que previamente a su declaración, elaboró un estudio sobre los pozos y activos petroleros relacionados con este litigio, circunstancia que, merma su credibilidad, pues, a juicio del convocante, la declaración se utilizó para exponer los resultados de un trabajo técnico elaborado con ocasión del proceso.

Bajo el entendido de que el testigo Rob Koller no concurrió a este proceso en calidad de perito y de que su declaración en modo alguno puede considerarse un peritaje, el Tribunal recibió la aludida declaración con el objeto de que el testigo, basado en sus conocimientos y experiencia, ilustrara al panel arbitral sobre la forma de valorar activos petroleros y expusiera los hechos de los que hubiese tenido conocimiento con ocasión de la controversia materia de este proceso.

El hecho de que el testigo hubiese conocido de la controversia luego de iniciado el proceso no implica, per se, que el Tribunal deba abstenerse de tener en cuenta la declaración, habida consideración de que el objeto de la prueba, así concebida desde su petición, no fue la de permitirle al Tribunal escuchar la versión de los hechos de parte de quien los conoció directamente antes de darse inicio al proceso, sino la de quien los conoció, desde su perspectiva técnica, una vez se trabó la Litis, situación que en modo alguno está prohibida por la ley o que inhabilita al testigo, sino que obliga al juzgador a valorarla en su real dimensión. En consecuencia, el testimonio se apreció teniendo en cuenta la forma como el testigo Rob Koller tuvo conocimiento de los hechos materia de litigio.

Una el conocimiento que ha tenido parece directo y de revisión de la documentación relacionada con lo que era objeto de la diligencia el día de hoy, lo cual promueve la existencia de una poca espontaneidad en su testimonio, pero adicionalmente porque ha quedado establecido en su declaración el interés que en cabeza de P1 la compañía de la que él hace parte podría tener el resultado del pleito, en particular en lo que tiene que ver con el pago del bono, toda vez que los pagos de los bonos Llanos 32 y 34 fueron hecho por P1 y como él ha señalado Llanos 17 sería hecho en caso de darse por P1.

Entonces en esas condiciones quisiera que quede formulada la tacha de sospecha para que sea resuelta oportunamente por el Tribunal.” La tacha se fundamenta en lo que a juicio del convocante constituye la falta de espontaneidad del testigo por haber revisado documentos directamente relacionados con el proceso antes y durante su declaración. Así mismo, se basa la tacha en que al estar vinculado el testigo con la compañía P1 Energy, tiene interés directo en las resultas de este proceso.

Frente al primer reparo, considera el Tribunal que la revisión de documentos del proceso por parte del testigo no es motivo de sospecha, sino una circunstancia que debe ser tenida en cuenta al momento de valorar la prueba, como en efecto se se hizo en este laudo arbitral, en la medida que el Tribunal llegue a considerar que con la declaración testimonial que ocupa nuestra atención se haya probado algún hecho relevante para la definición del litigio.

En cuanto al segundo reparo, no advierte el Tribunal que en la declaración de Dave Kimmery haya existido sesgo alguno por parte del deponente para favorecer los intereses de New Global Energy y, de paso, beneficiar a un tercero, por lo que, no se considerará sospechosa la declaración y, como ocurre con los demás testigos que fueron objeto de tacha, sus declaraciones se apreciaron conforme a las reglas de la sana crítica, acorde con los postulados de la persuasión racional y en forma conjunta con los demás medios de prueba que militan en el proceso.

CAPÍTULO CUARTO LAS COSTAS DEL PROCESO Y SU LIQUIDACIÓN Teniendo en cuenta que las pretensiones de la demanda no prosperan en su totalidad, el Tribunal dará aplicación a lo previsto por el numeral 6º del artículo 392 161 Cuaderno de Pruebas No. 7, Folios 195 y siguientes. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 176 del Código de Procedimiento Civil, norma según la cual “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”.

Disposición en el mismo sentido aparece en el numeral 5º del artículo 365 Código General del Proceso. Considera el Tribunal que frente a la prosperidad parcial de las pretensiones de la demanda, en magnitud significativa, la condena en costas debe ser igualmente parcial y, por ello, NGE será condenada al pago del 80% de ellas. El numeral 9º del precepto legal citado dispone que “Sólo habrá lugar a costas cuando en el expediente aparezca que se causaron y en la medida de su comprobación”, norma que aplicada al presente asunto impone la verificación en el expediente de las expensas y gastos asumidos por Pegasus en el curso del proceso, verificación que arroja el siguiente resultado: CONCEPTO VALOR Honorarios de los árbitros (50%) $675.000.000,oo.

Honorarios del Secretario (50%) $112.500.000,oo Gastos de Administración Centro de Arbitraje (50%) $112.500.000,oo Otros Gastos (50%) $1.000.000,oo. Honorarios Enrique Amorocho Cortés $40.000.000,oo. Gastos peritaje Íntegra Auditores Consultores S.A. (50%) $6.000.000,oo Honorarios Íntegra Auditores Consultores S.A. (50%) $45.000.000,oo TOTAL $992.000.000,oo.

La suma total indicada, esto es, Novecientos Noventa y Dos Millones de Pesos ($992.000.000,oo), que corresponde a las expensas o gastos propiamente dichos, será pagada por la parte Convocada en una proporción de 80%, según se indicó con anterioridad, para un total de Setecientos Noventa y Tres Millones Seiscientos Mil Pesos ($793.600.000,oo).

En relación con las agencias en derecho, rubro que igualmente hace parte de las costas, el Tribunal, atendiendo los criterios establecidos al efecto en el numeral 3º del artículo 393 del Código de Procedimiento Civil (norma que igualmente está en el numeral 4 del artículo 366 del Código General del Proceso), en concordancia con lo previsto por los Acuerdos 1887 y 2222 de 2003 expedidos por la Sala Administrativa del Consejo Superior de la Judicatura, fija por tal concepto la suma de Cuatrocientos Cincuenta Millones de Pesos ($450.000.000,oo) de la cual solamente se impondrá condena por el 80% de conformidad con las consideraciones precedentes, esto es, en la suma de Trescientos Sesenta Millones de Pesos ($360.000.000,oo).

En consecuencia, por concepto de costas en la parte resolutiva del Laudo se impondrá condena en costas a favor de Pegasus y en contra de NGE por valor de Un Mil Ciento Cincuenta y Tres Millones Seiscientos Mil Pesos ($1.153.600.000,oo). CAPÍTULO QUINTO PARTE RESOLUTIVA En mérito de las consideraciones que anteceden, el Tribunal de Arbitraje integrado para resolver las diferencias surgidas entre Grupo Pegasus S.A., por una parte, y por TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 177 la otra, New Global Energy Inc., administrando justicia en nombre de la República, por autoridad de la Constitución y de la Ley y por habilitación de las partes

RESUELVE

PRIMERO. - Declarar que New Global Energy Inc. incurrió en incumplimiento inexcusable del SPA celebrado con Grupo Pegasus S.A. el 20 de abril de 2010, respecto de las obligaciones de pago del precio, de Pagos Condicionales y Adicionales y de transferencia de utilidades, de acuerdo con los términos indicados en la parte motiva de esta providencia. SEGUNDO.- Como consecuencia de la anterior declaración y de conformidad con lo expresado en la parte motiva, condenar a New Global Energy Inc. a cumplir a favor de Grupo Pegasus S.A. las obligaciones específicas incumplidas que a continuación se mencionan, en los valores que se señalan en ordinales subsiguientes: 2.1.- El pago del saldo del Precio de Compra previsto en la Sección 2.2.

(b) (iii) del SPA; 2.2.- El pago del Precio previsto en la Sección 3.1. (iii) del SPA (Bloque Llanos 17); 2.3.- El pago del Precio previsto en la Sección 3.1. (iv) del SPA (Bloque Llanos 34); 2.4.- La transferencia de las utilidades de las Compañías correspondientes al período entre el 1º de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, de conformidad con lo previsto en la Sección 16.4. del SPA.

TERCERO. - Como consecuencia de lo anterior, declarar que Grupo Pegasus S.A. tiene derecho a la indemnización de perjuicios consistente en los intereses de mora liquidados a la tasa máxima permitida por la ley, respecto de las obligaciones relativas al pago del precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor), mas no respecto de la obligación de transferencia de las utilidades al Vendedor, de conformidad con las consideraciones consignadas en la parte motiva.

CUARTO. - Como consecuencia de la declaración que antecede, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A. la indemnización de perjuicios consistente en los intereses de mora liquidados a la tasa máxima permitida por la ley, respecto de las obligaciones relativas al pago del precio (Precio de Compra y Pagos Condicionales y Adicionales al Vendedor), mas no respecto de la obligación de transferencia de las utilidades al Vendedor, de conformidad con las consideraciones consignadas en la parte motiva de esta providencia. QUINTO.- Declarar que no hay lugar a la aplicación del ajuste del Precio de Compra del SPA, por las motivaciones consignadas en la parte considerativa.

SEXTO. - Declarar que New Global Energy Inc. incurrió en incumplimiento inexcusable de la obligación de pagar a Grupo Pegasus Inc. el saldo del Precio de Compra previsto en la Sección 2.2. (b) (iii) del SPA por la suma de Seis Millones Doscientos Mil Dólares Estadounidenses (USD$ 6.200.000), de conformidad con las consideraciones consignadas en la parte motiva.

SÉPTIMO. - En consecuencia, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Seis Millones Doscientos Mil Dólares Estadounidenses (USD $ 6.200.000), correspondiente al saldo del precio previsto en la Sección 2.2. (b) (iii) del SPA. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 178 OCTAVO.- Declarar que Grupo Pegasus S.A. tiene derecho a la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios sobre la suma de dinero señalada en el ordinal que antecede, en los términos indicados en la parte motiva de esta providencia. NOVENO.-.

En consecuencia, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A., a título de indemnización de perjuicios, la suma de Dos Millones Seiscientos Ocho Mil Quinientos Ochenta y Un Dólares Estadounidenses (USD $2.608.581) por concepto de los intereses moratorios a los que se refiere el ordinal que antecede, de conformidad con la liquidación efectuada en la parte motiva.

Los intereses moratorios continúan causándose hasta la fecha del pago, conforme a lo indicado en la misma parte motiva. DÉCIMO.- Declarar que New Global Energy Inc. tenía la obligación de hacer el Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.(ii) del SPA (Bloque Llanos 32), en una fecha anterior al 3 de septiembre de 2012, en los términos indicados en la parte motiva.

DÉCIMO PRIMERO. - Declarar que New Global Energy Inc. pagó en forma tardía el Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.(ii) del SPA (Bloque Llanos 32), en los términos de la parte motiva. DÉCIMO SEGUNDO.- Como consecuencia de lo anterior, declarar que Grupo Pegasus S.A. tiene derecho a la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios causados por razón del pago tardío, sobre la suma de dinero correspondiente al Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.(ii) del SPA (Bloque Llanos 32).

DÉCIMO TERCERO. - En consecuencia, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A., a título de indemnización de perjuicios, la suma de Veintinueve Mil Doscientos Treinta y Dos Dólares Estadounidenses (USD $ 29.232) por concepto de los intereses moratorios a los que se refiere el ordinal anterior, de conformidad con la liquidación efectuada en la parte motiva.

DÉCIMO CUARTO. - Declarar que acaecieron las condiciones previstas en la Sección 3.1. (iii) del SPA (Bloque Llanos 17), para activar la obligación de pago en cabeza de New Global Energy Inc. y a favor de Grupo Pegasus S.A., conforme a lo expuesto en la parte motiva. DÉCIMO QUINTO.- Declarar que New Global Energy Inc. incurrió en incumplimiento inexcusable de la obligación de pagar a Grupo Pegasus S.A. la prestacion contenida en la Sección 3.1.

(iii) del SPA (Bloque Llanos 17), según lo expuesto en la parte motiva. DÉCIMO SEXTO.- En consecuencia, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Cuatro Millones de Dólares Estadounidenses (USD $ 4.000.000) por concepto de la obligación prevista en la Sección 3.1. (iii) del SPA (Bloque Llanos 17). DÉCIMO SÉPTIMO.- Declarar que Grupo Pegasus S.A. tiene derecho a la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios sobre la suma de dinero correspondiente al Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.

(iii) del SPA (Bloque Llanos 17), a la que se refiere el ordinal que antecede. DÉCIMO OCTAVO.- En consecuencia, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A., a título de indemnización de perjuicios, la suma de Un Millón TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 179 Setecientos Cincuenta y Ocho Mil Setecientos Ochenta y Seis Dólares Estadounidenses (USD $ 1.758.786) por concepto de los intereses moratorios sobre la suma de dinero correspondiente al Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.

(iii) del SPA (Bloque Llanos 17), de conformidad con la liquidación efectuada en la parte motiva. Los intereses moratorios continúan causándose hasta la fecha del pago, conforme a lo indicado en la misma parte motiva. DÉCIMO NOVENO.- Declarar que New Global Energy Inc. tenía la obligación de pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Dos Millones de Dólares Estadounidenses (USD $ 2.000.000), de conformidad con lo previsto en la Sección 3.1.

(iv) del SPA (Bloque Llanos 34). VIGÉSIMO.- Declarar que New Global Energy Inc. incurrió en incumplimiento inexcusable de la obligación de pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Dos Millones de Dólares Estadounidenses (USD $ 2.000.000) prevista en la Sección 3.1. (iv) del SPA (Bloque Llanos 34). VIGÉSIMO PRIMERO.- Como consecuencia de lo anterior, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Dos Millones de Dólares Estadounidenses (USD $ 2.000.000), por concepto de la obligación prevista en la Sección 3.1.

(iv) del SPA (Bloque Llanos 34). VIGÉSIMO SEGUNDO.- Declarar que Grupo Pegasus S.A. tiene derecho a la indemnización de perjuicios consistente en el pago de intereses moratorios sobre la suma de dinero correspondiente al Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1. (iv) del SPA (Bloque Llanos 34) a la que se refiere el ordinal que antecede.

VIGÉSIMO TERCERO. - En consecuencia, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A., a título de indemnización de perjuicios, la suma de Ochocientos Ochenta y Siete Mil Novecientos Cincuenta y Cinco Dólares Estadounidenses (USD $ 887.955) por concepto de los intereses moratorios sobre la suma de dinero correspondiente al Pago Condicional y Adicional previsto en la Sección 3.1.

(iv) del SPA (Bloque Llanos 34), de conformidad con la liquidación efectuada en la parte motiva de esta providencia. Los intereses moratorios continúan causándose hasta la fecha del pago, conforme a lo indicado en la misma parte motiva. VIGÉSIMO CUARTO.- Declarar que New Global Energy Inc. incurrió en incumplimiento inexcusable de la obligación de transferir a Grupo Pegasus S.A. las utilidades de las Compañías correspondientes al período comprendido entre el 1º de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, conforme a lo previsto en la Sección 16.4. del SPA, de acuerdo con lo expuesto en la parte motiva.

VIGÉSIMO QUINTO. - Como consecuencia de lo anterior, condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Un Mil Novecientos Sesenta y Tres Millones Ciento Treinta y Nueve Mil Doscientos Veintiséis Pesos ($ 1.963.139.226) por concepto de la obligación de transferir las utilidades de las Compañías correspondientes al período comprendido entre el 1º de enero de 2010 y el 7 de mayo de 2010, conforme a lo previsto en la Sección 16.4. del SPA, de acuerdo con lo expuesto en la parte motiva.

Señalar, para el pago de esta obligación, un plazo de diez (10) días hábiles contados a partir de la fecha de ejecutoria de esta providencia, vencido el cual se causarán intereses moratorios mercantiles a la tasa máxima permitida en la ley, conforme se indica en la parte motiva. TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 180 VIGÉSIMO SEXTO.- Por las razones expuestas en la parte considerativa, negar las pretensiones principales Quinta, Sexta, Séptima y Octava del acápite denominado “Pretensiones Generales”, así como las “Pretensiones Específicas” principales Séptima, Octava, Décima Octava, Décima Novena, Vigésima Quinta, Vigésima Sexta, Vigésima Novena y Trigésima de la demanda de Grupo Pegasus S.A. VIGÉSIMO SÉPTIMO.- Por las razones consignadas en la parte considerativa de esta providencia, negar todas las pretensiones de la demanda de reconvención promovida por New Global Energy Inc. VIGÉSIMO OCTAVO.- Por las razones expuestas en la parte motiva, abstenerse de resolver de mérito acerca de la excepción denominada "IMPROCEDENCIA DE LOS FRUTOS Y DE LA INDEMNIZACIÓN POR EL USO DE LAS ACCIONES, PRETENSIÓN INADECUADA", propuesta por New Global Energy Inc. en la contestación de la demanda.

VIGÉSIMO NOVENO. - Por las razones expuestas en la parte motiva, declarar que carecen de fundamento las demás excepciones propuestas por New Global Energy Inc. en la contestación de la demanda. TRIGÉSIMO.- Por las razones expuestas en la parte motiva, abstenerse de resolver de mérito acerca de la excepción denominada “INEXISTENCIA DE LA OBLIGACIÓN DE AJUSTAR EL PRECIO POR ‘OTRAS OBLIGACIONES’”, propuesta por Grupo Pegasus S.A. en la contestación de la demanda de reconvención. TRIGÉSIMO PRIMERO.- Por las razones expuestas en la parte motiva, declarar que carecen de fundamento las demás excepciones propuestas por Grupo Pegasus S.A. en la contestación de la demanda de reconvención. TRIGÉSIMO SEGUNDO.- Condenar a New Global Energy Inc. a pagar a Grupo Pegasus S.A. la suma de Un Mil Ciento Cincuenta y Tres Millones Seiscientos Mil Pesos ($1.153.600.000), por concepto de costas del presente proceso arbitral, monto que incluye el valor de las agencias en derecho, conforme a la liquidación que obra en la parte motiva de esta providencia. TRIGÉSIMO TERCERO.- Declarar causado el saldo final de los honorarios de los árbitros y del secretario del Tribunal, y ordenar su pago.

El Presidente del Tribunal rendirá cuentas de las sumas que estuvieron bajo su cuidado y hará las devoluciones a que hubiera lugar. TRIGÉSIMO CUARTO.- Disponer que por Secretaría se expidan copias auténticas de este Laudo, con las constancias de ley, con destino a cada una de las partes, y copia simple para el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. TRIGÉSIMO QUINTO.- Disponer la entrega del expediente al Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá para su archivo.

Esta providencia quedó notificada en audiencia. LUIS HELO KATTAH Árbitro Presidente TRIBUNAL DE ARBITRAJE DE GRUPO PEGASUS S.A. CONTRA NEW GLOBAL ENERGY INC _______________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ CENTRO DE ARBITRAJE Y CONCILIACIÓN – CÁMARA DE COMERCIO DE BOGOTÁ 181 JOSÉ ARMANDO BONIVENTO JIMÉNEZ Árbitro FERNANDO PABÓN SANTANDER Árbitro HENRY SANABRIA SANTOS Secretario

Grupo Pegasus S.A. vs. New Global Energy Inc.

CONSIDERANDO

CONSIDERANDO

CONSIDERANDO

CONSIDERANDO

CONSIDERANDO

CONSIDERANDO

CONSIDERANDO

RESUELVE