TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 1 LAUDO ARBITRAL Bogotá, D.C., seis (6) de diciembre de dos mil diecisiete (2017) Cumplido el trámite legal y dentro de la oportunidad para hacerlo, procede este Tribunal de Arbitramento a pronunciar el Laudo en Derecho que pone fin al proceso arbitral surtido entre las sociedades PETROMINERALES COLOMBIA LTD. - SUCURSAL COLOMBIA, como parte convocante, y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, como parte convocada, con el fin de resolver las diferencias entre dichas entidades surgidas en el marco del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos denominado CORCEL, que fuera celebrado entre ellas el día 2 de junio de 2005, de acuerdo con los siguientes, PRIMERA PARTE - ANTECEDENTES 1.
Antecedentes del proceso y desarrollo del trámite 1.1. Las partes y sus apoderados 1.1.1. Parte convocante y demandada en reconvención La parte convocante y a la vez demandada en reconvención es PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA, (en adelante PETROMINERALES), sociedad extranjera legalmente constituida con arreglo a las leyes de las Islas Bermudas, establecida legalmente en Colombia mediante sucursal domiciliada en Bogotá D.C., según consta en Escritura Pública No. 2743 del 25 de julio de 1997, otorgada en la Notaría 45 del Círculo Notarial de Bogotá, representada legalmente en ese momento por JOHN FRANCIS SCOTT, mayor de edad, con residencia temporal en Bogotá, identificado con la Cédula de Extranjería No. 348.255.
En el proceso arbitral PETROMINERALES ha estado representada judicialmente por el abogado GUSTAVO SUÁREZ CAMACHO a quien se le reconoció personería. 1.1.2. Parte convocada y demandante en reconvención TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 2 La parte convocada y a la vez demandante en reconvención es la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (en adelante la ANH), agencia estatal del sector descentralizado de la Rama Ejecutiva del orden nacional, con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa, técnica y financiera, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, domiciliada en Bogotá, D.C., de conformidad con lo dispuesto en los artículos 1 del Decreto 4137 de 2011 y 1 del Decreto 714 de 2012, representada legalmente en ese momento por ORLANDO CABRALES SEGOVIA, mayor de edad, domiciliado en la ciudad de Bogotá, identificado con la cédula de ciudadanía N° 80.417.522 de Bogotá en su condición de Presidente, de acuerdo con el Decreto 4456 del 25 de noviembre de 2011 y el Acta de Posesión N° 000066 del 28 de noviembre de 2011.
En este trámite arbitral la ANH estuvo representada judicialmente en principio por el abogado EDUARDO ZULETA JARAMILLO y posteriormente por el doctor WILLIAM JAVIER ARAQUE JAIMES, a quienes se les reconoció respectivamente en su oportunidad personería. 1.2. El pacto arbitral El proceso arbitral que finaliza con el presente laudo, tuvo origen en el pacto arbitral que se hizo constar en la cláusula vigésima séptima del contrato de fecha 2 de junio de 2005, denominado por las partes “Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Sector Corcel” (en adelante el Contrato o el Contrato CORCEL).
El texto del citado pacto arbitral reza así: “(…) 27.2.4. Arbitraje: Cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el presente contrato, que no sea un desacuerdo técnico o contable, se resolverá por medio de arbitraje. El Tribunal de Arbitraje estará compuesto por tres (3) árbitros nombrados de común acuerdo por las Partes.
Si estas no llegaren a un acuerdo en el nombramiento de los árbitros, éstos serán designados por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de Comercio de Bogotá D.C., previa solicitud presentada por cualquiera de las Partes. En todo caso los árbitros deberán tener experiencia acreditada de más de cinco (5) años en asuntos propios de la industria petrolera.
El Tribunal deberá aplicar la legislación sustancial colombiana vigente y su decisión será en derecho. El arbitraje será conducido en idioma castellano.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 3 1.3.
La convocatoria del tribunal de arbitramento El proceso arbitral que culmina con el presente laudo se inició a instancias de PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA, entidad ésta que, a través de su representante judicial, y con fecha 29 de marzo de 2012, presentó y radicó ante el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá, la correspondiente convocatoria arbitral que contiene la demanda que será objeto de pronunciamiento en esta providencia.1 1.4.
Designación de los árbitros En reunión celebrada el día 9 de mayo de 2012, las partes convocante y convocada, a través de sus respectivos apoderados judiciales, debidamente autorizados por las partes, designaron, de común acuerdo, como árbitros para integrar el Tribunal que habría de resolver sus diferencias, a los doctores SAMUEL CHALELA ORTIZ, MARGARITA RICAURTE DE BEJARANO y LUIS FERNANDO SALAZAR LÓPEZ.2 Cabe destacar que la doctora MARGARITA RICAURTE DE BEJARANO, en audiencia celebrada el día 12 de noviembre de 2014, tal como consta en el Acta No. 22, expuso a las partes la posible existencia de una causal de impedimento, la cual conllevó, posteriormente, y a partir de la solicitud presentada por la parte convocada, a la presentación de su renuncia irrevocable a la condición de árbitro del presente Tribunal.3 En reemplazó de la doctora RICAURTE DE BEJARANO actúo el doctor EDGAR FRANCISCO PARÍS SANTAMARIA, quien también fue designado de común acuerdo por las partes y quien, previa comunicación de su designación, manifestó oportunamente su aceptación al cargo, a través de comunicación electrónica de fecha 23 de noviembre de 2015, que obra en el folio 466 del Cuaderno Principal No. 3. 1.5.
Audiencia de instalación La audiencia de instalación del Tribunal, prevista en el artículo 142 del Decreto 1818 de 1998, tuvo lugar el día 10 de agosto de 2012, con asistencia de los árbitros 1 Cuaderno Principal No. 1, folios 1 a 24. 2 Cuaderno Principal No. 1, folios 69 y 70. La Cámara de Comercio de Bogotá, a través de correos electrónicos remitidos el día 13 de junio de 2012, informó a cada uno de los citados árbitros el nombramiento efectuado; y éstos, mediante comunicaciones de fechas 13, 14 y 19 de junio de 2012, manifestaron su correspondiente aceptación (Cuaderno Principal No. 1, folios 82 a 92). 3 Acta No. 23 del 19 de noviembre de 2014 – Cuaderno Principal No. 3, folios 316 y 317.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 4 designados entonces, los apoderados judiciales de ambas partes, y la funcionaria del Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá, designada para el efecto.
En el curso de la mencionada audiencia, el Tribunal adoptó, entre otras, las siguientes decisiones: i) se declaró legalmente instalado; ii) nombró como presidente al doctor SAMUEL CHALELA ORTÍZ, como secretaria ad - hoc a la doctora LAURA ESPINOSA BARRERO, y como secretario al doctor HERNANDO HERRERA MERCADO4, quien luego de aceptar su designación tomó posesión ante el presidente del Tribunal; iii) fijó el lugar de funcionamiento de la secretaría y reconoció personería al apoderado de la parte convocante; iv) por encontrar que reunía la totalidad de los requisitos formales establecidos en la ley, admitió la demanda arbitral presentada y ordenó consecuencialmente su notificación y traslado a la parte convocada y al Ministerio Público; v) Ffnalmente, dispuso informar de la instalación del tribunal a la Agencia Nacional de Defensa Judicial del Estado (en adelante ANDJE). 1.6.
Contestación de la demanda y demanda de reconvención Con fecha 11 de septiembre de 2012 la ANH contestó la demanda arbitral por intermedio de apoderado, con expresa mención de los hechos y oposición a las pretensiones; igualmente formuló excepciones de fondo e interpuso demanda de reconvención en contra de PETROMINERALES. 1.6.1. Inadmisión de la demanda de reconvención. Mediante auto contenido en el Acta No. 2 de fecha 20 de septiembre de 2012, el Tribunal dispuso inadmitir la demanda de reconvención presentada por la ANH, en el entendido de que la parte reconviniente, al tenor de lo establecido en el artículo 211 del Código de Procedimiento Civil (en adelante CPC), estaba en la obligación de precisar el monto de la indemnización reclamada por aquella, a cuyo efecto le concedió el plazo previsto en la ley para subsanarla. 1.6.2.
Subsanación de la demanda de reconvención. En forma oportuna y dentro del plazo que le fue conferido, la ANH subsanó la demanda de reconvención inicialmente presentada, mediante escrito acompañado de los anexos correspondientes y, con fundamento en ello, el Tribunal, mediante auto contenido en el Acta No. 4 de fecha 22 de octubre de 2012, dispuso su admisión, notificación 4 Éste último tomó posesión de su cargo en diligencia que se surtió el día 17 de diciembre de 2015, tal como consta en el Acta No. 25.
Cuderno Principal No. 3, folios 489 a 516.. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 5 y traslado de la misma. 1.7. Traslado de los escritos de contestación Encontrándose en término para ello, y mediante memorial de fecha 26 de noviembre de 2012, el apoderado de PETRIMONERALES contestó la demanda de reconvención y se pronunció con respecto a las pretensiones y los hechos planteados por la ANH, proponiendo los medios de defensa.
Posteriormente, y en los términos de los artículos 108 y 399 del CPC, el Tribunal corrió el traslado simultáneo de los respectivos escritos de contestación de cada demanda que contenían las excepciones propuestas por cada una de ellas, por un término de cinco (5) días hábiles. Durante el plazo atrás mencionado, las partes allegaron sendos escritos mediante los cuales se pronunciaron con respecto a los hechos y excepciones formuladas por su contraparte, e igualmente hicieron valer su derecho a solicitar nuevas pruebas tendientes a enervar las correspondientes excepciones. 1.8.
Audiencia de conciliación Vencidos los traslados legales, y en desarrollo de lo previsto en el numeral 2 del artículo 141 del Decreto 1818 de 1998, el Tribunal citó a las partes a una audiencia de conciliación, la cual tuvo lugar el día 22 de enero de 2013 y contó con la participación de las partes, sus respectivos apoderados judiciales, y el representante del Ministerio Público.
En la mencionada audiencia las partes expusieron sus argumentos, y dejaron clara su imposibilidad de celebrar un acuerdo conciliatorio en torno a las diferencias existentes entre ellas, las cuales fueron objeto del presente trámite, a cuyo efecto, el Tribunal, declaró precluída la etapa conciliatoria. 1.9. Fijación de honorarios y gastos de funcionamiento Mediante auto contenido en el Acta No. 8 de fecha 22 de enero de 2013, el Tribunal decretó los honorarios de los árbitros y el secretario, así como los correspondientes gastos de funcionamiento, los cuales fueron pagados íntegra y oportunamente por ambas partes, y en las proporciones previstas en la ley.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 6 1.10. Reforma de la demanda principal y la demanda de reconvención Tanto PETROMINERALES como la ANH reformaron, en forma oportuna, sus correspondientes demandas, a través de memoriales radicados los días 11 de febrero de 2013 y 26 de julio de 2013, respectivamente.
La demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES fue admitida por el Tribunal mediante auto contenido en el Acta No. 9 de fecha 18 de febrero de 2013, providencia ésta que, con ocasión del recurso de reposición formulado por la ANH en contra del mencionado auto, fue confirmada posteriormente a través de auto contenido en el Acta No. 10 de fecha 18 de marzo de 2013.
Por su parte, la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH, se admitió en audiencia celebrada el día 29 de julio de 2013 mediante auto contenido en el Acta No. 14. 1.11. Contestación a las demandas principal y de reconvención reformadas Corrido el respectivo traslado legal, y encontrándose en término para ello, PETROMINERALES allegó un escrito mediante el cual contestó la demanda de reconvención reformada, se pronunció en torno a los nuevos hechos y propuso excepciones de fondo tendientes a desvirtuar las pretensiones elevadas por la ANH en la reforma aludida.5 De igual forma se procedió con la ANH, quien a su turno contestó la demanda principal reformada presentada por su contraparte y también propuso excepciones en su contra.6 1.12.
Las notificaciones a la Agencia Nacional de Defensa Judicial del Estado y al Ministerio Público 1.12.1. Notificación a la Agencia Nacional de Defensa Judicial del Estado En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 197 de la Ley 1437 de 2011 y 612 del Código General del Proceso (en adelante CGP), el Tribunal ordenó notificar a la ANDJE, tanto la providencia mediante la cual se admitió la demanda principal, como también aquellas otras que resolvieron lo relativo a la admisión de la demanda de 5 Cuaderno Principal No. 3, folios 57 a 245. 6 Cuaderno Principal No. 2, folios 288 a 361.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 7 reconvención y la reforma de la demanda principal. Los actos de notificación de la referidas providencias se surtieron así: i) la del auto admisorio de la demanda principal se surtió mediante oficio de fecha 30 de agosto de 2012, remitido a la dirección física de la ANDJE,7 e igualmente a través de comunicación electrónica de fecha 10 de mayo de 2013, remitida al buzón electrónico de notificaciones judiciales de la citada entidad8; ii) la del auto admisorio de la demanda de reconvención se verificó a través de la remisión del oficio de fecha 23 de octubre de 20129, e igualmente a través de la comunicación electrónica de fecha 10 de mayo de 2013, remitida al buzón electrónico de notificaciones judiciales de la entidad; iii) la del auto admisorio de la demanda principal reformada se surtió a través de comunicación electrónica de fecha 10 de mayo de 2013, remitida a la dirección física de la ANDJE, así como al buzón electrónico de notificaciones judiciales de la entidad.10 Posteriormente, el 5 de septiembre de 2017, se recibió un memorial suscrito por la doctora Juanita López, en su calidad de Directora de Defensa Jurídica Nacional de la ANDJE, mediante el cual, dicha entidad, manifestó al Tribunal su intención de esa entidad de intervenir en el presente proceso arbitral, por lo que, en los términos del artículo 611 del CGP, el Tribunal dispuso la suspensión del proceso, de la forma prevista en el artículo 611 del CGP, entre los días 6 de septiembre de 2017 y el 18 de octubre del mismo año, con el fin de garantizar plenamente los derechos que asisten a dicha entidad.
El 18 de octubre se recibió un memorial de la ANDJE mediante el cual se le otorgó poder al doctor MILTON FERNANDO MONTOYA PARDO para representar a la ANDJE en el proceso arbitral, quien en esa misma oportunidad allegó al proceso un documento titulado “escrito de intervención de la ANDJE” en el que expuso la posición de la entidad en el proceso arbitral.
Como consecuencia de lo anterior, mediante autos contenidos en las Actas No. 59 y 60 del 19 de octubre de 2017 y del 23 de octubre de 2017, respectivamente, el Tribunal reconoció personería al doctor MONTOYA PARDO como apoderado de la ANDJE en los términos del poder allegado al proceso y dispuso agregar el mencionado escrito al expediente, el cual quedó a disposición de los sujetos procesales.
Todos los argumentos expuestos por la ANDJE en el mecionado escrito serán abarcados por el Tribunal a lo largo del 7 Cuaderno Principal No. 1, folio 118. 8 Cuaderno Principal No. 2, folios 394 a 399. 9 Cuaderno Principal No. 2, folio 257. 10 Cuaderno Principal No. 2, folios 394 a 401. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 8 Laudo Arbitral. 1.12.2. Notificación al Ministerio Público La notificación del Ministerio Público se surtió inicialmente a través de oficio de fecha 30 de marzo de 2012, remitido por el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá.11 La entidad en mención se pronunció en forma oportuna mediante escrito que, igualmente, fue agregado al expediente y estuvo representada dentro del presente proceso por el doctor CARLOS EDUARDO VERA VENEGAS, quien luego fue sustituido por la doctora DIANA BERNAL FAJARDO, a quien se le reconoció personería para obrar en representación del Ministerio Público. 1.13.
El proceso arbitral 1.13.1. La competencia del tribunal Dando cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 147 del Decreto 1818 de 1998, el Tribunal el día 17 de diciembre de 2015 dio inicio a la primera audiencia de trámite. En ese contexto, y previo cumplimiento de las formalidades y demás rigores procedimentales previstos en la citada norma, el Tribunal se declaró plenamente competente para asumir el conocimiento y decisión de las controversias suscitadas entre PETROMINERALES y la ANH, relacionadas con la interpretación, ejecución y cumplimiento del Contrato CORCEL. 1.13.2.
El tránsito de legislaciones durante el transcurso del proceso Con respecto a las normas procesales aplicables al trámite arbitral que dio origen al presente Laudo Arbitral, el Tribunal quiere poner de presente las siguientes consideraciones: - Con posterioridad a la presentación de la convocatoria arbitral de PETROMINERALES, ocurrida el 29 de marzo de 2012 en vigencia del Decreto 1818 de 1998; el 12 de julio de 2012 el Congreso de la República profirió la Ley 1563, por medio de la cual se expidió el nuevo Estatuto de Arbitraje Nacional.
Dicha norma, conforme lo previsto en su artículo 119, comenzó a regir tres meses después de su promulgación, y solamente 11 Cuaderno Principal No. 1, folio
34. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 9 resulta aplicable para aquellos procesos arbitrales que se promuevan después de su entrada en vigencia, por lo que aquellos procesos que estuvieren en curso para ese momento, “seguirán rigiéndose hasta su culminación por las normas anteriores”.
En ese orden de ideas, el Tribunal precisa que para efectos del procedimiento aplicable al presente proceso, conforme el mandato legal contenido en la Ley 1563 de 2012, el presente trámite arbitral ha sido conducido con estricta sujeción a la norma vigente al momento de la presentación de la demanda arbitral por parte de PETROMINERALES, esto es, el Decreto 1818 de 1998. - Por otra parte, y también con posterioridad a la presentación de la convocatoria arbitral en cuestión, el 12 de julio de 2012 el Congreso de la República profirió también la Ley 1564, por medio de la cual se expidió el CGP y se dictaron otras disposiciones sobre la materia.
Al respecto, y en particular con relación al decreto y práctica de las pruebas solicitadas por las partes de este trámite en las oportunidades respectivas, el Tribunal precisa que de conformidad con las disposiciones legales contenidas en el CGP relativas al tránsito de legislaciones y a la vigencia de ese mismo estatuto, a partir del 1 de enero de 2016, son estas normas las únicas aplicables en materia procesal.
Dado que de acuerdo con el artículo 151 del Decreto 1818 de 1998 -a cuyo régimen se ciñe este proceso como atrás se explicó- el Tribunal ha tenido al respecto de las pruebas las mismas facultades que señala el CPC, fue imperativo que la práctica de las pruebas se efectuara de conformidad con el CGP, el cual correspondía al estatuto procesal vigente para el momento de su decreto y práctica.
En consideración a lo anterior, el Tribunal adoptó en materia probatoria las decisiones que estimó adecuadas para garantizar para ambas partes el derecho a la igualdad, al debido proceso y a la contradicción, por lo que la totalidad de las pruebas pedidas por ellas fueron decretadas y practicadas con base en el nuevo estatuto procesal, pero en todo caso, considerando el hecho de que su solicitud se efectuó bajo el estatuto anterior.
De las etapas procesales surtidas concomitantemente con el tránsito de legislación que acaba de describirse, se hicieron los respectivos controles de legalidad que eran procedentes, quedando para el Tribunal, las partes y demás intervinientes surtidos conforme a la legislación vigente todos los aspectos y resguardadas todas las garantías procesales de manera que no quedó objeción alguna TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 10 sobre los trámites cumplidos, sin que exista alguna causal alguna que los invalide. 1.13.3. Las pruebas decretadas y practicadas El 13 de enero de 2016 el Tribunal, de acuerdo con lo dispuesto en el auto contenido en el Acta No. 25 de fecha 17 de diciembre de 2015, dio continuación a la primera audiencia de trámite y procedió a resolver las solicitudes de pruebas presentadas por las partes en las distintas oportunidades que les concedía la ley durante el presente proceso arbitral, de acuerdo con el Acta No. 26.
Conforme con lo anterior, las pruebas pedidas oportunamente por las partes que fueron integramente decretadas y practicadas por el Tribunal, con citación e intervención de ambas partes durante el presente proceso arbitral fueron las siguientes: 1.13.3.1. Prueba documental Con el valor que les otorga la ley, se incorporaron al expediente y tuvieron como pruebas de tipo documental, la totalidad de los documentos en idioma español aportados por la parte convocante y demandada en reconvención, así: i) Los allegados junto con la demanda principal, e igualmente los incorporados con la reforma de aquella; ii) Los allegados con los escritos mediante los cuales se formularon excepciones y fueron contestadas la demanda de reconvención y su respectiva reforma; y iii) Los que se adjuntaron a los memoriales mediante los cuales dicha parte, esto es, la convocante, descorrió las excepciones de mérito formuladas por su respectiva contraparte.
Los documentos aportados por la convocante y demandada en reconvención a los que se ha hecho referencia obran en los Cuadernos de Pruebas No. 1, 9 y 10. De igual forma se agregaron y tuvieron como pruebas documentales, la totalidad de los documentos en idioma español aportados por la parte convocada y demandante en reconvención, así: i) Los allegados con los memoriales mediante los cuales se formularon excepciones y fueron contestadas la demanda principal y su reforma; ii) Los que fueron incorporados junto con la demanda de reconvención, así como también los que se anexaron a la reforma de ésta última; iii) Los que se adjuntaron a los memoriales mediante los cuales dicha parte, esto es, la convocada, descorrió las excepciones de mérito formuladas por su respectiva contraparte.
Los documentos aportados por la convocada y demandante en reconvención a los que se ha hecho referencia obran en los Cuadernos de Pruebas No. 2 a 8 y 11 al 17. Finalmente, y al tenor de lo previsto en el artículo 251 del CGP, el Tribunal dispuso TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 11 tener como prueba documental dentro del proceso, todos los documentos que fueron aportados por las partes que obraban en idioma extranjero, circunstancia ésta que vino a tener lugar una vez efectuada su respectiva traducción oficial por parte del perito traductor designado por el Tribunal, Carlos Andrés Lara12 de acuerdo con lo ordenado por el Tribunal en auto contenido en el Acta No. 48 del 7 de marzo de 2017.
Las traducciones efectuadas fueron puestas en conocimiento de las partes mediante auto contenido en el Acta No. 52 de fecha 8 de mayo de 2017. Las respectivas transcripciones, así como las correcciones realizadas en virtud de las observaciones presentadas por las partes obran los Cuadernos de Pruebas No. 33 y 34. 1.13.3.2. Oficios - Prueba documental obtenida de terceros 1.13.3.2.1.
Documentación en poder de terceros requerida por PETROMINERALES Mediante providencia de fecha 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26, y conforme a la solicitud elevada por la parte convocante y demandada en reconvención, el Tribunal ordenó requerir y oficiar a las siguientes entidades, con el fin de que allegasen información de interés para el proceso: i) Asociación Colombiana de Petróleo (en adelante ACP); ii) Colegio de Abogados de Minas y Petróleos; iii) Ministerio de Minas y Energía; y iv) Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH.
Salvo la ACP, todas las demás entidades mencionadas remitieron oportunamente la información requerida, la cual fue incorporada al expediente de forma inmediata por parte del Tribunal, e igualmente fue puesta en traslado a los sujetos procesales para los propósitos legales correspondientes, de la siguiente manera: A) AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS Respuesta enviada mediante comunicación del 2 de mayo de 2016 que obra en folios 453 a 463 del Cuaderno Principal No. 4 y fue puesta en conocimiento de las partes mediante auto contenido en el Acta No. 37. 12 La designación del citado perito traductor se efectuó en audiencia celebrada el 13 de enero de 2016, y de la cual da cuenta el Acta No.
26. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 12 B) MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Respuesta enviada mediante comunicación del 27 de abril de 2016 que obra en folios 423 a 434 del Cuaderno Principal No. 4 y fue puesta en conocimiento de las partes mediante auto contenido en el Acta No. 36.
C) COLEGIO DE ABOGADOS DE MINAS Y PETRÓLEOS Respuesta enviada mediante comunicación del 16 de marzo de 2016 que obra en folios 34 a 44 del Cuaderno Principal No. 4 y fue puesta en conocimiento de las partes mediante auto contendido en el Acta No. 33. Cabe destacar que ninguna de las partes presentó requerimiento adicional, que permitiera colegir su interés de persistir en el recaudo de la documentación solicitada a la ACP. 1.13.3.2.2.
Documentación en poder de terceros requerida por la ANH Mediante providencia de fecha 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26, y conforme a la solicitud elevada por la parte convocada y demandante en reconvención, el Tribunal ordenó requerir y oficiar a las siguientes entidades, con el fin de que allegasen información de interés para el proceso: i) Empresa Colombiana de Petróleos (en adelante ECOPETROL); y ii) Ministerio de Minas y Energía. Únicamente el Ministerio de Minas y Energía remitió oportunamente la información requerida mediante comunicación del 27 de abril de 2016 que obra en folios 423 a 434 del Cuaderno Principal No. 4, y que fue puesta en traslado a las partes para los propósitos legales correspondientes mediante auto contenido en el Acta No. 36 de 27 de abril de 2016.
Cabe destacar que ninguna de las partes presentó requerimiento adicional, que permitiera colegir su interés de persistir en el recaudo de la documentación solicitada a ECOPETROL. 1.13.3.2.3. Documentación en poder de terceros solicitada por PETROMINERALES Mediante providencia del 21 de junio de 2016 que consta en el Acta No. 41 el Tribunal, a raíz de la solicitud hecha por el apoderado de PETROMINERALES en el Numeral XI de la demanda principal reformada, dispuso requerir al Ministerio de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 13 Justicia y del Derecho para que enviara al Tribunal “copia auténtica de la Resolución No. 001 del 2 de enero de 2002 por la cual se expidió licencia para ejercer funciones de traductor e interprete oficial al señor Manuel Antonio Posada Villaveces, identificado con cédula de ciudadanía No. 79.149.351 de Usaquén”.
El anterior requerimiento fue atendido por el Ministerio de Justicia y del Derecho el día 23 de marzo de 2017, tal como consta en auto contenido en el Acta No. 51, mediante un oficio que obra en los folios 1 y 2 del Cuaderno Principal No. 6. El anterior oficio fue puesto en conocimiento de las partes mediante auto contenido en el Acta No. 51.
Adicionalmente, el 25 de enero de 2017 - Acta No. 47 -, el Tribunal, a raíz de lo indicado por la ANH y de la insistencia de PETROMINERALES sobre la importancia del documento “Elementos de la nueva contratación de Exploración y Producción de Hidrocarburos - 2004”, de oficio dispuso requerir a la Presidencia de la República, para que allegara al proceso copia del documento.
Esta solicitud fue respondida por la Presidencia de la República el día 6 de marzo de 2017 mediante oficio que obra en el folio 508 del Cuaderno Principal No. 5, en el que indicó no tener copia del documento en cuestión, tal como consta en el Acta No. 51. El anterior oficio fue puesto en conocimiento de las partes mediante auto contendido en el Acta No. 51. 1.13.3.3.
Reconocimiento de Documentos Mediante el literal H) del numeral tercero del acápite de pruebas pedidas por PETROMINERALES que consta en el Acta No. 26, el Tribunal, en atención a lo solicitado por la convocante decretó el reconocimiento por parte de MARK N. VAHAUG del documento denominado: “4.18 Comunicación de noviembre 21 de 2012, emanada de los auditores técnicos de PETROMINERALES, Degolyer & MacNaughton, dirigida al señor Robert R. Haigh, Gerente de Ingeniería y Yacimientos de PETROMINERALES, suscrito por parte en su calidad de Vicepresidente y Geólogo Sénior de dicha firma de consultoría, documento en idioma inglés que deberá ser debidamente traducido al idioma castellano, para lo cual solicito al H. Tribunal designar de la lista de traductores oficiales un traductor para que realice la correspondiente traducción al castellano al momento de decretar pruebas, de conformidad con la ley”.
La anterior diligencia fue practicada el 8 de mayo de 2017 tal como consta en el auto contenido en el Acta No. 52. La trascripción del testimonio del señor MARK N. VAHAUG fue entregada a las partes el 22 de agosto de 2017 tal como consta en el auto contenido en el Acta No. 57. La transcripción a la que se refiere el presente numeral, junto con las observaciones presentadas por las partes, obran en el Cuaderno de Pruebas No.
20. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 14 1.13.3.4. Declaraciones de Terceros En lo que respecta a las declaraciones de terceros pedidas por las partes, el Tribunal decretó, mediante providencias de fechas 13 de enero y 29 de marzo de 2016 (Actas No. 26 y 27), la práctica y recepción de la totalidad de los testimonios solicitados tanto por PETROMINERALES, como por la ANH.
La práctica de las diligencias testimoniales correspondientes, e igualmente las referencias relativas a los desistimientos de dicha prueba presentados por ambas partes durante el proceso, se reseñan a continuación, así: Testigo Solicitante de la Prueba Actuación José Francisco Chalela Mantilla PETROMINERALES Desistido – Audiencia del 30 de marzo de 2016 (Acta No. 28) Julián A. García Salcedo PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 18 de abril de 2016 (Acta No. 34) J.L. Eliseo Acevedo PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 6 de abril de 2016 (Acta No. 31) Tomás De la Calle Botero PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 18 de abril de 2016 (Acta No. 34) Jorge Valbuena PETROMINERALES Desistido – Memorial de fecha 10 de marzo de 201613 Carlos Eduardo Botero PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 6 de abril de 2016 (Acta No. 31) Jorge Posada Villaveces PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 4 de abril de 2016 (Acta No. 30) Mark N. Varhaug14 PETROMINERALES Desistido – Memorial de 13 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 29 de marzo de 2016 – Acta No. 27–. 14 Sin perjuicio del desistimiento del testimonio de este tercero, el Tribunal, con fundamento en la solicitud efectuada por la parte convocante, practicó una diligencia de reconocimiento documental el día 8 de mayo de 2017 – Acta No. 52 –.
En la citada audiencia, la persona antes mencionada TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 15 fecha 10 de marzo de 201615 Jaime Valenzuela PETROMINERALES Desistido – Memorial de fecha 10 de marzo de 201616 Erik Lyngberg PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 12 de abril de 2016 (Acta No. 33) Liliana Marcela Rojas PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 12 de abril de 2016 (Acta No. 33) Carolynna Arce Hernández PETROMINERALES Practicado – Audiencia del 1 de diciembre de 2016 (Acta No. 45) Carlos Marín PETROMINERALES Desistido – Audiencia del 6 de abril de 2016 (Acta No. 31) Luis Carlos Valenzuela PETROMINERALES Desistido – Memorial de fecha 10 de marzo de 201617 Luis Ernesto Mejía ANH Practicado – Audiencia del 13 de junio de 2016 (Acta No. 38) Juan Ricardo Ortega ANH Desistido – Audiencia del 1 de diciembre de 2016 (Acta No. 45) Alejandro Gaviria ANH Desistido – Correo electrónico18 Alfredo Carvajal Sinisterra ANH Desistido – Audiencia del 16 de junio de 2016 (Acta No. 40) reconoció ser la autora y suscriptora del documento de fecha 21 de noviembre de 2012, obrante en el Cuaderno de Pruebas No. 19, a folios 88 y siguientes.
La transcripción del testimonio del Sr. Mark N. Varhaug en torno al reconocimiento documental aludido, fue puesta en consideración de ambas partes dentro de la audiencia celebrada el día 22 de agosto de 2017 – Acta No. 57 –. 15 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 29 de marzo de 2016 – Acta No. 27–. 16 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 29 de marzo de 2016 – Acta No. 27–. 17 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 29 de marzo de 2016 – Acta No. 27–. 18 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 11 de abril de 2016 – Acta No.
32. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 16 Hernán J. José Martínez Torres ANH Desistido – Correo electrónico19 Patricia Mejía ANH Desistido – Audiencia del 8 de septiembre de 2016 (Acta No. 42) Hernán Molina Valencia ANH Practicado – Audiencia del 19 de abril de 2016 (Acta No. 35) María Constanza Larrota ANH Practicado – Audiencia del 21 de junio de 2016 (Acta No. 41) Edilsa Aguilar Gómez ANH Desistido – Memorial del 16 de junio de 2016 (Acta No. 40)20 Armando Zamora Reyes ANH Practicado – Audiencia del 16 de junio de 2016 (Acta No. 40) Mario Cifuentes Andrade ANH Desistido – Audiencia del 16 de junio de 2016 (Acta No. 40)21 Claudia Lafourie ANH Desistido – Audiencia del 1 de diciembre de 2016 (Acta No. 45) Luis Ernesto Ardila ANH Desistido – Audiencia del 13 de junio de 2016 (Acta No. 39) Javier Moros Otero ANH Desistido – Audiencia del 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) Jorge Alirio Ortiz ANH Practicado – Audiencia del 18 de abril de 2016 (Acta No. 32) Vicente Hormizda Mosquera ANH Practicado – Audiencia del 18 de abril de 2016 (Acta No. 32) Hugo Vaquero ANH Desistido – Audiencia del 19 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 18 de abril de 2016 – Acta No. 34. 20 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 16 de junio de 2016 – Acta No. 40. 21 El desistimiento fue aceptado por el Tribunal en audiencia del 16 de junio de 2016 – Acta No.
40. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 17 8 de septiembre de 2016 (Acta No. 42) Álvaro Meneses Mena Ambas partes Practicado – Audiencia del 13 de junio de 2016 (Acta No. 38) Marlene Durán Camacho Ambas partes Practicado – Audiencia del 30 de marzo de 2016 (Acta No. 28) Julio César Vera Ambas partes Practicado – Audiencia del 19 de abril de 2016 (Acta No. 35) Clara Stella Ramos Ambas partes Practicado – Audiencia del 31 de marzo de 2016 (Acta No. 29) Finalmente, el Tribunal corrió traslado a las partes de los escritos correspondientes a las trascripciones de las declaraciones testimoniales recibidas, así: Testigo Traslado Julián A. García Salcedo Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) J.L. Eliseo Acevedo Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Tomás De la Calle Botero Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Carolynna Arce Hernández Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Luis Ernesto Mejía Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Hernán Molina Valencia Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) María Constanza Larrota Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Armando Zamora Reyes Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Álvaro Meneses Mena Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Julio César Vera Audiencia del 4 de abril de 2017 (Acta TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 18 No. 51) Jorge Posada Villaveces Audiencia del 21 de junio de 2016 (Acta No. 41) Erik Lyngberg Audiencia del 21 de junio de 2016 (Acta No. 41) Liliana Marcela Rojas Audiencia del 21 de junio de 2016 (Acta No. 41) Jorge Alirio Ortiz Audiencia del 21 de junio de 2016 (Acta No. 41) Vicente Hormizda Audiencia del 21 de junio de 2016 (Acta No. 41) Clara Stella Ramos Audiencia del 18 de abril de 2016 (Acta No. 34) Marlene Durán Camacho Audiencia del 27 de abril de 2016 (Acta No. 36) Todas las transcripciones a las que se refiere el presente numeral, junto con las observaciones presentadas por las partes sobre las mismas, obran en los Cuadernos de Pruebas No. 20 y 32. 1.13.3.5.
Dictámenes técnicos aportados por las partes 1.13.3.5.1. Dictámenes técnicos aportados por PETROMINERALES Dentro de la correspondiente oportunidad legal PETROMINERALES aportó el siguiente dictamen técnico pericial, cuyo traslado a la ANH se surtió en los términos del artículo 228 del CGP, y a través de providencia proferida en el curso de la audiencia celebrada el día 13 de enero de 2016 como consta en el Acta No. 26: - Documento de fecha 8 de enero de 2013, preparado y presentado por la firma Sproule International Limited -Worldwide Petroleum Consultants, y denominado: “PETROMINERALES COLOMBIA LTD. v. AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH)- COLOMBIA.
Investigation of the Oil Reservoir Connectivity between Structures within Single Formations in the Corcel Contracted Area, Llanos Basin, Colombia, As of January 8, 2013”. El anterior documento obra en los folios 199 y siguientes del Cuaderno de Pruebas No. 18 y el cual se encuentra debidamente traducido al idioma castellano. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 19 1.13.3.5.2. Dictámenes técnicos aportados por la ANH Igualmente la ANH aportó los siguientes dictámenes periciales, cuyo traslado a PETROMINERALES se surtió en los términos del artículo 228 del CGP, y a través de providencia proferida en el curso de la audiencia celebrada el día 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26: - Conceptos técnicos de fechas 22 de junio, 2 y 19 de agosto de 2010, rendidos por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (en adelante ACIPET).
Los anteriores documentos obras en los folios 121 a 148 del Cuaderno de Pruebas No. 8, en los folios 149 a 158 del Cuaderno de Pruebas No. 8 y en los folios 159 a 188 del Cuaderno de Pruebas No. 8 respectivamente. - “CONCEPTO TÉCNICO ESPECIALIZADO” emitido por la firma CORREDORES ASOCIADOS S.A. en conjunto con ALUVIA, el cual obra en los folios 542 a 589 del Cuaderno de Pruebas No. 11. - “Concepto Técnico Contrato de E&E CORCEL.
Definición Áreas de Explotación en particular Corcel A, Corcel C, Cordel D, Corcel E, Boa y Cobra’ Contrato No. 189 de 2012”, emitido por el CONSORCIO SEGUIMIENTO 2012, el cual obra en los folios 1 a 86 del Cuaderno de Pruebas No. 18 y en el Cuaderno de Pruebas No. 19. 1.13.3.6. Inspecciones Judiciales con Exhibición de Documentos e Intervención de Peritos 1.13.3.6.1.
Inspección Judicial solicitada por PETRIMNERALES Con fundamento en lo dispuesto en el artículo 236 del CGP, y por considerar que los dictámenes periciales solicitados conjuntamente con la inspección eran suficientes para verificar la veracidad de los hechos alegados, el Tribunal dispuso, mediante providencia de fecha 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26, prescindir de la realización de la inspección judicial a las instalaciones de la ANH, tal y como había sido requerido por PETROMINERALES y lo autoriza el artículo 236 del CGP.
En cuanto respecta a la exhibición documental igualmente solicitada por dicha parte, el Tribunal accedió a que ambas partes, de común acuerdo, definieran, concertaran y recaudaran los documentos objeto de dicha exhibición. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 20 Para los propósitos antes mencionados, se otorgó un primer plazo que venció el día 29 de abril de 2016, el cual fue posteriormente prorrogado por parte del Tribunal, con fundamento en las solicitudes conjuntas que fueron presentadas por ambas partes, y de las cuales se dio cuenta en las Actas Nos. 27, 37, 41 y 42.
Los documentos entregados y exhibidos por la ANH y seleccionados por PETROMINERALES fueron debidamente incorporados al expediente (folios 1 a 4 del Cuaderno de Pruebas No. 21 con sus respectivos CD anexos), y por cuenta de ello el Tribunal tuvo por cumplido y agotado, en debida forma, el objeto de la exhibición decretada, tal y como así se indicó en audiencia de trámite que fue celebrada el día 25 de enero de 2017 que consta en el Acta No. 47, y en audiencia celebrada el día 7 de marzo de 2017 que consta en el Acta No. 48.
Finalmente, en relación con la práctica de las pruebas periciales también solicitadas por la parte convocante y decretadas por el Tribunal, a cargo éstas de un (1) perito técnico, Geólogo, Geofísico o Ingeniero de Petróleos, y de un (1) perito técnico experto en informática, se tiene en cuenta que la parte convocante desistió de las mismas, así: i) La que estaba a cargo del perito técnico, Geólogo, Geofísico o Ingeniero de Petróleos, se realizó en el curso de la audiencia celebrada el día 29 de marzo de 2016 que consta en el Acta No. 27.
El Tribunal aceptó el citado desistimiento en la misma audiencia; y ii) La que estaba a cargo del perito experto en informática, se dio a través de memorial de fecha 13 de julio de 2016 que obra en los folios 1 y 2 del Cuaderno de Pruebas No. 2, desistimiento que fue aceptado en la audiencia celebrada el día 8 de septiembre de 2016, segun consta en el Acta No. 42. 1.13.3.6.2.
Inspección Judicial solicitada por la ANH Por lo que respecta a la parte convocada y demandante en reconvención, se tiene que ésta última solicitó la práctica de una inspección judicial a las instalaciones de PETROMINERALES, con el objeto de que fuesen exhibidos algunos documentos de su interés, cuya revisión y análisis de orden técnico estaría a cargo de un (1) perito técnico experto en informática y sistemas, un (1) perito técnico experto en matemáticas, y, finalmente, un (1) perito técnico – Geólogo y Geofísico –, experto en yacimientos de hidrocarburos.
En relación con la citada prueba, el Tribunal reiteró lo ya dicho en relación con la misma prueba solicitada por la parte convocante, esto es, que los dictámenes periciales solicitados conjuntamente con la inspección, eran suficientes para verificar la veracidad de los hechos alegados, motivo por el cual se prescindió de la TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 21 realización de dicha inspección a las instalaciones de PETROMINERALES, tal y como así se hizo constar en el Acta No. 26 de fecha 13 de enero de 2016, con fundamento en lo previsto en el artículo 236 del CGP.
En cuanto a la exhibición documental igualmente solicitada por dicha parte, el Tribunal accedió a que ambas partes, de común acuerdo, definieran, concertaran y recaudaran los documentos objeto de dicha exhibición. Para los propósitos antes mencionados, se otorgó un primer plazo que venció el día 29 de abril de 2016, el cual fue posteriormente prorrogado por parte del Tribunal, con fundamento en las solicitudes conjuntas que fueron presentadas por ambas partes, y de las cuales se dio cuenta en las Actas Nos. 27, 37, 41 y 42.
Los documentos entregados y exhibidos por PETROMINERALES fueron debidamente incorporados al expediente (Cuadernos de Pruebas No. 22 a 30, así como los folios 186 a 418 del Cuaderno Principal No. 5), y, por cuenta de ello, el Tribunal tuvo por agotado y cumplido en debida forma, el objeto de la exhibición decretada, tal y como así se indicó en audiencia de trámite celebrada el día 25 de enero de 2017 que consta en el Acta No. 47, y en audiencia celebrada el día 7 de marzo de 2017 que consta en el Acta No. 48.
Finalmente, y en relación con los dictámenes periciales solicitados por la parte convocada y decretados por el Tribunal como parte de esta diligencia, se tiene que: i) El dictamen técnico a cargo del experto en informática y sistemas estuvo a cargo de ADALID CORP, entidad ésta que hizo entrega del documento correspondiente y sus respectivas copias y soportes, el día 17 de enero de 2017, por intermedio de su representante legal, señor ANDRÉS ALBERTO GUZMÁN CABALLERO.
Del anterior dictamen de parte, que fue agregado al expediente y obra en el Cuaderno de Pruebas No. 31, se corrió traslado a los demás sujetos procesales, en el curso de la audiencia celebrada el día 25 de enero de 2017 que consta en el Acta No. 4722. El apoderado de la ANH también allegó al proceso la traducción de algunos de los documentos que fueron aportados como anexos del dictamen pericial de ADALID.
Los mismos fueron incorporados al expediente y obran en los folios 108 y siguientes del Cuaderno Principal No. 7; ii) El dictamen técnico a cargo del perito Geólogo, Geofísico, o Ingeniero de Petróleos, estuvo a cargo del Sr. JAVIER 22 Conforme a lo dispuesto en el artículo 228 del CGP, la contradicción del dictamen pericial aludido se surtió en la audiencia celebrada el día 15 de marzo de 2017 – Acta No. 50 –.
Para los propósitos antes mencionados, las partes y el tribunal practicaron el interrogatorio de ANDRÉS ALBERTO GUZMÁN CABALLERO, representante legal de la firma ADALID CORP, e igualmente el interrogatorio de los expertos EDWIN ALEXANDER CIFUENTES BASTIDAS y JOHN JAIRO ECHEVERRY. Las transcripciones de la diligencia anterior, junto con las observaciones presentadas por las partes sobre las mismas, obran en el Cuaderno de Pruebas No.
32. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 22 GEOVANNI MOROS OTERO, quien hizo entrega del documento correspondiente y sus anexos el día 12 de julio de 2017. El anterior dictamen de parte fue agregado al expediente y obra en los folios 6 a 72 del Cuaderno Principal No. 7 y cuyo traslado se corrió en el curso de la audiencia celebrada el día 16 de agosto de 2017 que consta en el Acta No. 5623; iii) El experticio a cargo del perito técnico experto en matemáticas no fue allegado por la ANH, solicitante de la prueba, dentro del plazo dispuesto por el Tribunal. 1.13.3.7.
Exhibición de documentos en poder de terceros Conforme a lo previsto en los artículos 265 y siguientes del CGP, y mediante providencia de fecha 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26, el Tribunal ordenó la práctica de unas exhibiciones de documentos en poder de terceros, en cabeza de las siguientes personas: Marlene Durán Camacho, José Francisco Chalela Mantilla y Álvaro Meneses Mena.
La práctica de las diligencias de exhibición, respecto a cada una de las personas antes mencionadas, se registró así: Testigo Fecha de la Diligencia Documentos Exhibidos Marlene Durán Camacho 30 de marzo de 2016 (Acta No. 28) 1. Comunicación del 23 de abril de 2004 dirigida al director de la ANH, mediante la cual se remite el denominado “nuevo modelo de contrato para la exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia” (2 folios). 2.
Concepto en torno a la interpretación del modelo de Contrato para la Exploración y Explotación de los Hidrocarburos de propiedad nacional adoptado por la ANH (55 folios). 23 Conforme a lo dispuesto en el artículo 228 del CGP, la contradicción del dictamen pericial aludido se surtió en la audiencia celebrada el día 23 de octubre de 2017 – Acta No. 58 –.
Para los propósitos antes mencionados, las partes y el tribunal practicaron el interrogatorio del experto JAVIER MOROS OTERO. La transcripción de la diligencia anterior, junto con las observaciones presentadas por las partes sobre la misma, obra en el Cuaderno de Pruebas No.
32. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 23 3. Cuadro comparativo de contratos (99 folios). 4. Documento denominado “CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DEL SECTOR” (51 folios).
José Francisco Chalela Mantilla 30 de marzo de 2016 (Acta No. 28) En el curso de la audiencia citada para la exhibición, la parte solicitante de la prueba – parte convocada – desistió de la misma. La aceptación del desistimiento aludido, por parte del Tribunal se surtió en la audiencia señalada. Álvaro Meneses Mena 13 de junio de 2016 (Acta No. 38) Dado que el testigo no exhibió los documentos solicitados en la diligencia programada, el Tribunal dispuso mediante Acta No. 41 de fecha 21 de junio de 2016, oficiar por secretaría al testigo, para que los aportara.
El testigo, mediante correo electrónico remitido al secretario del Tribunal, informó no tener en su poder los documentos solicitados. De dicha circunstancia se dejó constancia en el Acta No. 51 de fecha 4 de abril de 2017. 1.13.3.8. Contradicción de los dictámenes En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 228 del CGP, y conforme a las solicitudes elevadas por ambas partes, el Tribunal dispuso la citación de Phillip W. Pantella, Mustafá Ali Malik, Ranjit Subudhi, Irina Baiseitova, Barrie F. Jose, Douglas J. Carsted, Juan De Bedout Vargas, Camilo Londoño Peláez, Hernando Barrero TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 24 Chaves, Alberto Moncada Fuentes, Javier Moros, Libardo Pérez, Ligia Esperanza Florez y Sergio Alejandro Pinilla, quienes obraron en su calidad de peritos técnicos, dentro de los dictámenes de parte aportados por ellas, para que fueran interrogados por las partes sobre su idoneidad e imparcialidad, así como sobre el contenido de sus dictámenes.
Las declaraciones practicadas con intervención de todos los sujetos procesales, la transcripción y traslado de las mismas, así como también su traducción – en aquellos casos en los que fue necesario realizarla –, se efectuó tal y como se reseña a continuación: Perito Declaración Traslado Phillip W. Pantella 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Mustafá Ali Malik 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Ranjit Subudhi 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Irina Baiseitova 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Barrie F. Jose 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Douglas J. Carsted 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Juan De Bedout Vargas 27 de abril de 2016 (Acta No. 36) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Camilo Londoño Peláez 27 de abril de 2016 (Acta No. 36) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Hernando Barrero Chaves 27 de abril de 2016 (Acta No. 36) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Alberto Moncada Fuentes 27 de abril de 2016 (Acta No. 36) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Javier Moros Otero 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Libardo Pérez Aguilar 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Ligia Esperanza Florez 12 de mayo de 2016 (Acta No. 37) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 25 Sergio Alejandro Pinilla 27 de abril de 2016 (Acta No. 36) 4 de abril de 2017 (Acta No. 51) Andrés Alberto Guzmán 15 de marzo de 2017 (Acta No. 50) 7 de noviembre de 2017 (Acta No. 61) Edwin Alexander Cifuentes 15 de marzo de 2017 (Acta No. 50) 7 de noviembre de 2017 (Acta No. 61) Jhon Jairo Echeverry 15 de marzo de 2017 (Acta No. 50) 7 de noviembre de 2017 (Acta No. 61) Javier Moros Otero 23 de octubre de 2017 (Acta No. 60) 7 de noviembre de 2017 (Acta No. 61) Todas las transcripciones a las que se refiere el presente numeral, junto con las observaciones presentadas por las partes sobre las mismas, obran en los Cuadernos de Pruebas No. 20 y 32. 1.13.3.9.
Dictamen pericial solicitado por la convocada – objeción juramento estimatorio Mediante providencia proferida en el curso de la audiencia de trámite celebrada el día 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26, el Tribunal dispuso y decretó la práctica de un dictamen pericial, a solicitud de la ANH, cuyo objeto era contradecir y objetar los presupuestos fácticos contemplados en el juramento estimatorio efectuado por PETROMINERALES.
La parte interesada no cumplió con la carga procesal que le fue impuesta, dentro del plazo de sesenta (60) días contados a partir de la ejecutoria de la providencia que decretó la prueba, dispuesto por el Tribunal. 1.13.3.10. Declaraciones de parte 1.13.3.10.1. Declaración del representante legal de la ANH Conforme a la solicitud presentada por la PETROMINERALES, y en atención a lo dispuesto en el artículo 195 del CGP, el Tribunal dispuso – mediante auto de fecha 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26 –, solicitar al representante legal y administrativo de la ANH para que rindiera un informe escrito bajo la gravedad del juramento en relación con los hechos debatidos en el proceso que fuesen de su conocimiento.
El informe en mención fue rendido por el representante legal de la citada entidad el TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 26 día 7 de septiembre de 2016, el cual fue incorporado al expediente y obra en los folios 104 a 144 del Cuaderno Principal No. 5, y su traslado a la solicitante de la prueba se dio en el curso de la audiencia celebrada el día 8 de septiembre de 2016 que consta en el Acta No. 42.
Posteriormente, en virtud de solicitud efectuada por la convocante durante el traslado del mencionado informe, mediante providencia de fecha 7 de marzo de 2017 que consta en el Acta No. 48, el Tribunal requirió a la entidad declarante para que aportara al expediente determinada documentación relacionada con los hechos e información contemplada en su informe que aparecía enunciada en el mismo como anexo pero que no se había allegado al proceso.
La respuesta al anterior requerimiento se dio a través de comunicación de fecha 26 de abril de 2017, la cual fue incorporada al expediente y obra en folio 9 a 12 del Cuaderno Principal No. 6, y de ella se corrió traslado a la parte interesada en el curso de la audiencia celebrada el día 8 de mayo de 2017 que consta en el Acta No. 52. 1.13.3.10.2.
Declaración del representante legal de PETROMINERALES En lo que respecta a la declaración de la parte PETROMINERALES, se tiene que la prueba fue inicialmente decretada por el Tribunal a través de auto de fecha 13 de enero de 2016 que consta en el Acta No. 26, pero posteriormente la solicitante desistió de la misma en el curso de la audiencia celebrada el día 15 de junio de 2016 que consta en el Acta No. 39, el cual fue aceptado. 1.13.3.11.
Desistimientos de algunos medios probatorios Durante el curso del proceso las partes manifestaron su intención de desistir de común acuerdo, de algunas de las pruebas inicialmente solicitadas y decretadas por el Tribunal. El resumen de dichos actos de las partes, y las decisiones que sobre el particular fueron adoptadas por el Tribunal, se reseñan a continuación: Acto Solicitante (s) Decisión Desistimiento de la práctica de los testimonios de Jorge Valbuena, Mark N. Varhaug, Jaime PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 29 de marzo de 2016 – Acta No. 27 – TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 27 Valenzuela y Luis Carlos Valenzuela. Desistimiento de la práctica del dictamen pericial a cargo del perito técnico, Geólogo, Geofísico, experto en yacimientos de hidrocarburos. PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 29 de marzo de 2016 – Acta No. 27 – Desistimiento de la práctica del testimonio de José Francisco Chalela Mantilla e igualmente de la exhibición de documentos a su cargo.
Ambas partes Admitido en audiencia celebrada el día 30 de marzo de 2016 – Acta No. 28 –. Desistimiento de la práctica del testimonio de Carlos Marín. PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 6 de abril de 2016 – Acta No. 31 –. Desistimiento de la práctica del testimonio de Alejandro Gaviria. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 11 de abril de 2016 – Acta No. 32 –.
Desistimiento de la práctica del testimonio de Hernán J. José Martínez Torres. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 18 de abril de 2016 – Acta No. 34 –. Desistimiento de la práctica de la declaración del representante legal de ALUVIA SAS. PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 18 de abril de 2016 – Acta No. 34 –.
Desistimiento de la práctica de la declaración de los representantes legales de INCOBRAS LTDA, y de IRC LTDA, en cabeza de Carlos Navarro, Martha Mantilla y John Servando Zafra, respectivamente. PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 27 de abril de 2016 – Acta No. 36 –. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 28 Desistimiento de la práctica del testimonio de Hernando Barrero Chávez. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 27 de abril de 2016 – Acta No. 36 –. Desistimiento de la práctica de los testimonios de Barrie F Jose y Douglas J. Carsted PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 12 de mayo de 2016 – Acta No. 37 –.
Desistimiento de la práctica del testimonio de Javier Moros Otero. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 12 de mayo de 2016 – Acta No. 37 –. Desistimiento de la práctica del testimonio de Luis Ernesto Ardila, y del interrogatorio de parte a cargo del representante legal de PETROMINERALES. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 13 de junio de 2016 – Acta No. 39 –.
Desistimiento de la práctica de los testimonios de Edilsa Aguilar Gómez, Mauricio Cifuentes y Alfredo Carvajal. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 16 de junio de 2016 – Acta No. 40 –. Desistimiento de la práctica de los testimonios de Patricia Mejía y Hugo Vaquero. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 8 de septiembre de 2016 – Acta No. 42 –.
Desistimiento de la práctica del dictamen pericial a cargo del perito técnico experto en informática y sistemas. PETROMINERALES Admitido en audiencia celebrada el día 8 de septiembre de 2016 – Acta No. 42 –. Desistimiento de la práctica de los testimonios de Claudia Lafourie y Juan Ricardo Ortega. ANH Admitido en audiencia celebrada el día 1 de diciembre de 2016 – Acta No. 45 –.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 29 1.13.4. Controles de legalidad A partir de la vigencia de la Ley 1285 de 2009, se instituyó en nuestro ordenamiento jurídico el denominado “control de legalidad” de las actuaciones procesales, que no es otra cosa que la fiscalización que el juez debe ejercer sobre cada etapa del procedimiento para subsanar los vicios que puedan llegar a acarrear nulidades o irregularidades en su trámite, los cuales, “… salvo que se trate de hechos nuevos, no se podrán alegar en las etapas siguientes en aras de evitar dilaciones injustificadas”.
El “control de legalidad” en sí materializa el poder de saneamiento que tiene el juez, quien en desarrollo de esa potestad que le atribuye la ley puede y debe controlar y subsanar todas aquellas circunstancias constitutivas de nulidad, así como cualesquiera otras irregularidades que puedan incidir en el trámite del proceso, que eventualmente puedan llegar a afectar la validez o eficacia de la sentencia; y dicho control tiene la ventaja para los sujetos procesales que una vez que se haya efectuado, se entenderá que todas falencias del proceso que puedan llegar a constituir una nulidad, quedan debidamente saneadas, así la parte afectada no la haya alegado expresamente en la correspondiente oportunidad, operando así el fenómeno jurídico de la preclusión. El control de legalidad se trata, entonces, de una medida de control creada por el legislador para garantizar el derecho de acceso a la justicia y el principio de la celeridad procesal.
Aunque esta figura no aparece consagrada expresamente en la Ley 1563 de 2012 ni en la misma se hace remisión a ella, estima el Tribunal que el “control de legalidad” resulta plenamente aplicable al proceso arbitral, porque es deber de todo juez el de realizarlo una vez se agote cada etapa del proceso, tal como lo ordena perentoriamente el artículo 132 del CGP.
En este sentido, el “control de legalidad” deviene en una potestad judicial que tiende a sanear los vicios de que pueda adolecer el proceso, evitando con ello dilaciones o incidentes innecesarios toda vez que los árbitros, como es sabido, tienen y gozan de todas aquellas facultades propias de los jueces ordinarios; como el arbitraje también está inspirado en el principio de celeridad y los tribunales arbitrales están facultados para decidir de plano cualquier cuestión que surja dentro del proceso, se hace visible entonces que el “control de legalidad” sí puede y debe ser utilizado por los árbitros, pues complementa la función jurisdiccional que ellos desarrollan en su carácter de jueces transitorios debidamente habilitados por las partes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 30 A lo largo del proceso arbitral, el Tribunal llevó a cabo, en forma oportuna y dentro de las correspondientes etapas procesales, los siguientes controles de legalidad sin que en ninguna de dichas oportunidades ninguno de los apoderados de las partes, ni el Ministerio Público, haya manifestado objeción o algún reparo alguno sobre la forma como se tramitó el proceso arbitral con plena observancia de sus garantías: 1.
El 17 de diciembre de 2015 luego de asumir competencia para conocer de la controversia tal como consta en el Acta No. 25 del Tribunal. 2. El 13 de enero de 2016 una vez finalizada la audiencia en el que se llevó a cabo el decreto de pruebas dentro del trámite arbitral, tal como consta en el Acta No. 26. 3. El 29 de marzo de 2017, tal como consta en el Acta No. 27. 4.
El 23 de octubre de 2017 una vez concluida la etapa probatoria del proceso, tal como consta en el Acta No. 60. 5. El 8 de noviembre de 2017 una vez concluida la audiencia de alegatos de conclusión, tal como consta en el Acta No. 61. 1.13.5. La conducta de las partes durante el proceso El Tribunal, tal como dispone el artículo 280 del CGP, estima que en el presente proceso arbitral la actuación de las partes se ha ceñido a los principios de buena fe y lealtad procesal en tanto que cada una de ellas se ha circunscrito a la defensa de la respectiva posición asumida, sin que pueda hacérseles reproche alguno y sin que el Tribunal haya encontrado que alguna de ellas haya incurrido en conducta temeraria, salvo aquella a que se referirá más adelante acerca de la aportación, por parte de la ANH, de un dictamene pericial de parte suscrito por una personas en la cual concurrían causales de recusación. 1.13.6.
Audiencias celebradas por el Tribunal Contando la audiencia de instalación, fecha en la cual los árbitros tomaron por vez primera posesión de sus cargos y se declaró formalmente la instalación del Tribunal, se celebraron un total de 61 audiencias, que constan en igual número de Actas. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 31 1.13.7. Término de duración del proceso Conforme a lo dispuesto en el artículo 126 del Decreto 1818 de 1998, aplicable al presente proceso, por tratarse de un trámite arbitral de tipo legal, el plazo de duración es el previsto y/o acordado por las partes en el pacto arbitral, o, en su defecto, de seis (6) meses contados a partir de la celebración de la primera audiencia de trámite, término éste prorrogable hasta por seis (6) meses más, a solicitud de las partes o sus respectivos apoderados.
En el presente caso, precisa el Tribunal, que el pacto arbitral que dio origen a su integración del presente Tribunal no contempla ningún acuerdo expreso de las partes sobre el particular, de tal forma que el plazo de duración del presente proceso es el previsto en la norma ya citada, esto es, de seis (6) meses contados a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite, prorrogable por seis (6) meses más. La primera audiencia de trámite, como ya se dijo, se inició el día 17 de diciembre de 2015 como consta en el Acta No. 25, y culminó el día 13 de enero de 2016 como consta en el Acta No. 26; conforme a lo anterior, el término de duración del proceso comenzó a correr a partir del día hábil siguiente a la finalización de la citada audiencia, esto es, a partir del día 14 de enero de 2016.
Consta en el expediente que a lo largo del proceso las partes solicitaron, en reiteradas oportunidades y obrando de común acuerdo, la suspensión del término de duración del presente proceso. A continuación se reseñan las solicitudes que en tal sentido, y de común acuerdo, fueron elevadas por las partes al Tribunal; los períodos durante los cuales estuvo suspendido el proceso a solicitud de las partes; y, finalmente, los días de suspensión que representaron cada una de las citadas suspensiones: Fecha de la Solicitud Período Suspendido Días 1 13 de enero de 2016 – Acta No. 26 14 de enero a 7 de marzo de 2016 54 2 27 de abril de 2016 – Acta No. 36 2 al 11 de mayo de 2016 10 3 12 de mayo de 2016 – Acta No. 37 16 de mayo a 12 de junio de 2016 28 4 21 de junio de 2016 – Acta 22 de junio a 7 de septiembre de 78 TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 32 No. 41 2016 5 8 de septiembre de 2016 – Acta No. 42 9 de septiembre y 17 de octubre de 2016 38 6 18 de octubre de 2016 – Memorial 18 de octubre y 14 de noviembre de 2016 27 7 16 de noviembre de 2016 – Acta No. 44 17 y 30 de noviembre de 2016 13 8 1 de diciembre de 2016 – Acta No. 45 2 de diciembre de 2016 a 16 de enero 2017 45 9 25 de enero de 2017 – Acta No. 47 26 de enero a 28 de febrero de 2017 34 10 15 de marzo de 2017 – Acta No. 50 16 de marzo a 3 de abril de 2017 19 11 4 de abril de 2017 – Acta No. 51 5 de abril a 2 de mayo de 2017 28 12 8 de mayo de 2016 – Acta No. 52 9 de mayo a 14 de junio de 2017 37 13 5 de julio de 2017 – Memorial 7 de julio a 15 de agosto de 2017 39 14 22 de agosto de 2017 – Memorial 23 de agosto a 5 de septiembre de 2017 14 15 Intervención ANDJE 6 de septiembre a 18 de octubre de 2017 43 16 23 de octubre de 2017 24 de octubre a 7 de noviembre de 2017 15 17 8 de noviembre de 2017 9 de noviembre a 5 de diciembre de 2017 23 Total Días Suspendidos 545 De acuerdo con lo anterior, el Tribunal se encuentra dentro del término que tiene, de acuerdo con la ley, para proferir el presente Laudo Arbitral, pues, el plazo límite que tendría para cumplir con su obligación legal de proferirlo, vencerá sólo hasta el día 7 de enero de 2018 1.14.
La controversia. Cuestiones objeto de la misma 1.14.1. Pretensiones contenidas en demanda principal reformada En la demanda principal reformada, PETROMINERALES formuló las siguientes pretensiones: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 33 “PRIMERA.- DECLARAR que entre la ANH y PETROMINERALES se celebró y suscribió válidamente el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Sector Corcel (el CONTRATO) integrado por el cuerpo principal y los anexos A (Área Contratada), B (Programa Exploratorio Mínimo) y C (Modelo de la Carta de Crédito).
SEGUNDA.- DECLARAR que, en los términos del CONTRATO, principalmente según los numerales 1.4, 1.6, 1.9, 1.27 y 1.28, de la Cláusula 1, numeral 4.3 de la Cláusula 4 y numerales 9.3 y 9.4 de la Cláusula 9, las definiciones contractuales de “Área Contratada”, “Área de Explotación” y “Campo Comercial” son diferentes. TERCERA.- DECLARAR que, en los términos del CONTRATO, en el Área Contratada existen actualmente las siguientes ocho (8) Áreas de Explotación: Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal, independientes entre sí y delimitadas de conformidad con los documentos que obran en el expediente.
CUARTA.- DECLARAR que en los términos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, el pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos está condicionado a la ocurrencia de cinco condiciones contractuales que son: (i) que haya un Descubrimiento; (ii) que haya la declaratoria de comercialidad de un Campo;
(iii) que haya un Área de Explotación, pues el derecho se predica de cada Área de Explotación; (iv) que la producción acumulada de la respectiva Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías supere los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos; y (v) que el precio de crudo marcador WTI supere el precio base Po; y que estas condiciones deben cumplirse conjuntamente para que se cree una obligación en cabeza de PETROMINERALES (obligación de pago a la ANH) y correlativamente un derecho en cabeza de la ANH (derecho a exigir y recibir el pago por parte de PETROMINERALES).
QUINTA.- DECLARAR que por estar ubicados los Campos Comerciales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal en sus respectivas Áreas de Explotación, individualizadas e independientes entre sí dentro del Área Contratada, las producciones de los referidos Campos Comerciales y Áreas de Explotación se comportan de manera individual, separada y exclusiva y no se suman para determinar los Derechos Económicos por Precios Altos para Hidrocarburos Líquidos a favor de la ANH TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 34 en los términos del CONTRATO. SEXTA.- DECLARAR que como consecuencia de la anterior pretensión, la producción de hidrocarburos de cada una de las Áreas de Explotación y sus respectivos Campos Comerciales no se suma para la aplicación del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO.
SÉPTIMA.- DECLARAR que, en los términos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, la obligación de pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos por parte de PETROMINERALES, sólo se ha causado respecto del Área de Explotación Corcel-A a partir del mes de agosto de 2011 y respecto del Área de Explotación Corcel-C a partir del mes de junio de 2012, por haberse superado en cada una de dichas Áreas de Explotación una producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías, que supera los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos y por haber acontecido, en relación con tales Áreas de Explotación, las demás condiciones a las que se refiere la pretensión CUARTA.
OCTAVA.- DECLARAR que no existe obligación de pago de Derechos Económicos por Precios Altos a la ANH respecto de las Áreas de Explotación Corcel-D, Corcel-E, Boa, Cobra, Caruto y Cardenal, toda vez que ninguna de ellas ha superado los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos de producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías.
NOVENA.- DECLARAR que PETROMINERALES ha cumplido estrictamente sus obligaciones de pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos establecidos por el numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO respecto de las Áreas de Explotación Corcel-A y Corcel-C. DÉCIMA.- DECLARAR que PETROMINERALES ha cumplido estrictamente sus obligaciones de pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos establecidos por el numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO respecto de las demás Áreas de Explotación existentes en el Área Contratada, por no haberse superado los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos de producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías y no haberse causado la obligación de pago en cuestión. DÉCIMA PRIMERA.- ORDENAR a la ANH abstenerse de enviar recordatorios para cobrar a PETROMINERALES Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos por las Áreas de Explotación Corcel-D, Corcel-E, TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 35 Boa, Cobra, Caruto y Cardenal mientras no se cumplan las condiciones pactadas en el numeral 16.2 de la Cláusula 16, del CONTRATO. DÉCIMA SEGUNDA.- DECLARAR que PETROMINERALES devolvió legítimamente a la ANH todas las comunicaciones recordatorias que envió mensualmente a PETROMINERALES por las cuales pretendía cobrar Derechos Económicos por Precios Altos correspondiente a las Áreas de Explotación Corcel-A y Corcel-C, enviadas con anterioridad a la fecha en que respecto a cada una de esas dos Áreas de Explotación se cumplieron los requisitos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, así como respecto de las demás Áreas de Explotación en el Área Contratada y que, además, PETROMINERALES no adeuda a la ANH las cantidades a las cuales se refieren las citadas comunicaciones recordatorias.
DÉCIMA TERCERA.- CONDENAR a la ANH al pago de las costas y gastos del proceso, incluidas las agencias en derecho.” 1.14.2. Las excepciones perentorias o de fondo formuladas por la ANH en contra de la demanda principal reformada La ANH oportunamente dio contestación a la demanda principal reformada, y negó la ocurrencia de algunos hechos, aceptó otros, y, finalmente, se opuso expresamente a la totalidad de las pretensiones invocadas por PETROMINERALES.
Las siguientes fueron las excepciones de mérito y/o de fondo propuestas por la ANH, dentro del memorial mediante el cual contestó la demanda principal reformada: “PRIMERO. PREVALENCIA DEL TENOR LITERAL DEL CONTRATO CORCEL.” “SEGUNDO. IMPOSIBILIDAD DE APLICAR LA INTERPRETACIÓN CONTRA PROFERENTEM.” “TERCERO. OMISIÓN DE INTERPRETACIÓN CONFORME A LA INTENCIÓN DE LAS PARTES Y A LA NATURALEZA DEL CONTRATO CORCEL.” “CUARTO. OMISIÓN DE INTERPRETACIÓN EFICIENTE.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 36 “QUINTO. OMISIÓN DE INTERPRETACIÓN SISTEMÁTICA.” “SEXTO. EJERCICIO ABUSIVO DE LOS DERECHOS DE PETROMINERALES.” “SÉPTIMO. LA ACTUACIÓN DE PETROMINERALES ES CONTRARIA A SUS ACTOS PROPIOS- VENIRE CONTRA FACTUM PROPRIUM NON VALET.” “OCTAVO. PETROMINERALES NO PUEDE SER OÍDA CUANDO INVOCA EN SU FAVOR SU PROPIA CULPA – NEMO AUDITUR PROPRIAM TURPITUDINEM ALLEGANS.” “NOVENO. EXCEPCIÓN GENERICA.” 1.14.3.
Pretensiones contenidas en la demanda de reconvención reformada Por su parte, las siguientes fueron las pretensiones formuladas por la ANH en el escrito que contiene la demanda de reconvención reformada: “PRETENSIONES PRINCIPALES PRIMERA. Declarar que el “Área de Explotación”, tal como fue definida por las Partes en el numeral 1.6 de la “CLÁUSULA 1 - DEFINICIONES” del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Corcel (“Contrato Corcel”), está integrada por todos los “Campos Comerciales” denominados por Petrominerales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal, y comprende todas las “Áreas de Explotación en particular” mencionadas en la cláusula 4.3 del mismo contrato.
SEGUNDA. Declarar que el término definido “Área de Explotación” contenido en la CLÁUSULA 1.6 del Contrato Corcel es el mismo término “Área de Explotación” utilizado por el Contrato en la CLÁUSULA 16.2, segundo párrafo de la sección “para Hidrocarburos Líquidos”. TERCERA. Declarar que la expresión “cada Área de Explotación en particular”, mencionada en la CLÁUSULA “4.3.
Periodo de explotación” del Contrato Corcel no corresponde a ninguna de las definiciones contenidas en la CLAUSULA 1 - DEFINICIONES del Contrato Corcel y contractualmente la expresión se predica separadamente para “cada Área de Explotación en TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 37 particular” en las cuales están ubicados los campos comerciales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal, en relación con la duración, extensión o terminación del “Periodo de Explotación”, tal como éste fue definido en la CLÁUSULA 1.27.
CUARTA. Declarar que en la fórmula pactada en la CLÁUSULA 16.2., la variable “Volumen de Hidrocarburos del Contratista”, se refiere al “…volumen de Hidrocarburos, expresado en Barriles para Hidrocarburos Líquidos… que corresponden a EL CONTRATISTA según la Cláusula 14, en un Mes calendario determinado” y no al crudo producido en cada “Área de Explotación en particular” en las cuales están ubicados los campos comerciales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal.
QUINTA. Declarar que la CLÁUSULA 16.2 se aplica sobre todos los Hidrocarburos Líquidos que le corresponden al contratista a partir del Punto de Entrega. SEXTA. Declarar que la expresión “áreas en explotación” a la que hacen referencia las cláusulas TERCERA y CUARTA del Otrosí No. 1 del 23 de septiembre de 2011, no se encuentra definida en el Contrato Corcel.
SÉPTIMA. Declarar que de acuerdo con la CLÁUSULA 1.16, las “pruebas de producción” las ejecuta EL CONTRATISTA durante la “Evaluación u Operaciones de Evaluación”, y está en el deber de informar a la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS la destinación de los hidrocarburos recuperados como resultado de las operaciones de evaluación (CLÁUSULA 7.3, Lit. f).
OCTAVA. Declarar que para la aplicación de la CLÁUSULA 16.3, se toman en consideración todos los Hidrocarburos Líquidos obtenidos en la ejecución de pruebas de producción realizadas por EL CONTRATISTA durante las operaciones y actividades de evaluación y que el Contrato Corcel no distingue el Área de Evaluación donde son recuperados los Hidrocarburos Líquidos.
NOVENA. Declarar que a partir del momento en que se termine el Periodo de Exploración y el Programa Exploratorio Posterior, si lo hubiere, y cumplidas las devoluciones de cada “Área de Explotación en particular”, el “Área de Explotación” correspondiente al “CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS – CORCEL”, tal como fue definida por las Partes en el numeral 1.6 de la “CLÁUSULA 1 - DEFINICIONES” del TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 38 Contrato Corcel, será la misma “Área Contratada”, tal como fue definida por las Partes en el numeral 1.4 de la misma “CLÁUSULA 1 - DEFINICIONES” del contrato. DÉCIMA. Declarar, en consecuencia, que las producciones de los Campos Comerciales (Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal) y de “cada Área de Explotación en particular” que los contiene, integran la producción del “Área de Explotación”, mencionada en la Cláusula 16.2 del Contrato Corcel y, por ende, se acumulan para determinar los derechos económicos por precios altos para Hidrocarburos Líquidos a favor de la ANH, de acuerdo con la fórmula contenida en dicha cláusula.
UNDÉCIMA. Declarar que a partir de marzo de 2009, o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, la producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos en el “Área de Explotación”, tal como está definida en el numeral 1.6 de la “CLÁUSULA 1 – DEFINICIONES”, más los Hidrocarburos Líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción de que trata la cláusula 16.3. del Contrato Corcel, alcanzó los cinco (5) millones de Barriles.
DUODÉCIMA. Declarar que desde antes de marzo de 2009 y de manera ininterrumpida hasta la presentación de esa reforma de demanda, el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) ha estado por encima del Precio Base Po del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Corcel. DÉCIMOTERCERA. Declarar que Petrominerales tiene la obligación de pagarle a la ANH el Derecho por Precios Altos de que trata el Contrato Corcel en las cláusulas 16.2 y 16.3, a partir de marzo de 2009 o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo como fecha en que (i) la producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos en el “Área de Explotación” (definida en cláusula 1.6 ibídem) y los Hidrocarburos Líquidos obtenidos en las pruebas de producción alcanzó los cinco (5) millones de Barriles y (ii) el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) superó el Precio Base Po del Contrato Corcel.
DECIMOCUARTA. Declarar que, para la fecha que el Tribunal determine conforme a la pretensión anterior, Petrominerales y la ANH no habían acordado una canasta de máximo tres (3) petróleos, ni se había establecido un margen pre-acordado para determinar el primer multiplicando de la fórmula contenida en la cláusula
16.2. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 39 DECIMOQUINTA. Declarar que Petrominerales ha cumplido sólo parcialmente la obligación de pago por precios altos para cuya determinación no ha utilizado el precio referencia de las canastas, sino “el precio real de venta de los Hidrocarburos Líquidos producidos en el Área de Explotación para el Mes calendario correspondiente”, de conformidad con la cláusula 16.2 del Contrato Corcel.
DECIMOSEXTA. Declarar que Petrominerales ha cumplido parcialmente mediante el pago a la ANH de su derecho por precios altos en pesos colombianos calculado sobre una base incorrecta. DECIMOSÉPTIMA. Declarar que para la determinación del monto a pagar por concepto de los derechos por precios altos, causados entre la fecha que el Tribunal determine conforme a la pretensión UNDÉCIMA y el día del laudo, se debe tomar en consideración “el precio real de venta de los Hidrocarburos Líquidos producidos en el Área de Explotación para el Mes calendario correspondiente”, de conformidad con la cláusula 16.2 del Contrato Corcel.
DECIMOCTAVA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH la cantidad en pesos colombianos equivalente a CIENTO SESENTA Y SIETE MILLONES DOSCIENTOS NUEVE MIL OCHOCIENTOS VEINTICUATRO DÓLARES DE LOS ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA (US$167,209,824), por concepto del Derecho por Precios Altos previsto en las cláusulas 16.2 y 16.3 con corte a diciembre de 2012 o la suma que resulte demostrada en el trámite arbitral, de acuerdo con la tasa representativa del mercado vigente para el día en que debió haberse realizado el pago de cada una de las mensualidades por concepto del Derecho por Precios Altos, causados y liquidados desde el mes de marzo de 2009 o la fecha que el Tribunal determine en el laudo y hasta mes de diciembre de 2012 inclusive.
DECIMONOVENA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH intereses moratorios sobre la condena de que trata la pretensión DECIMOCTAVA, convertida a pesos colombianos, desde el día en que incurrió en mora de pagar cada una de las liquidaciones mensuales del Derecho por Precios Altos o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, hasta el día de su pago, a la tasa de una y media veces el interés bancario corriente, conforme lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.
DECIMONOVENA SUBSIDIARIA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH intereses moratorios sobre la condena de que trata la pretensión TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 40 DECIMOCTAVA, liquidada en dólares de los Estados Unidos de América, desde el día en que incurrió en mora de pagar cada una de las liquidaciones mensuales del Derecho por Precios Altos o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, hasta el día de su pago, a la tasa principal LIBOR (London lnterbank Borrowing Offered Rate) a tres (3) meses, incrementada en cuatro puntos porcentuales (LIBOR más 4%).
VIGÉSIMA. En consecuencia de la pretensión DECIMOCTAVA, condenar a Petrominerales a pagar a la ANH intereses sobre los intereses moratorios que deba con más de un (1) año de anterioridad a la fecha de presentación de esta demanda de reconvención, conforme lo establece el artículo 886 del Código de Comercio, a una tasa de una y media veces el interés bancario corriente, según lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.
VIGÉSIMA SUBSIDIARIA. En consecuencia de la pretensión DECIMOCTAVA, condenar a Petrominerales a pagar a la ANH intereses sobre los intereses moratorios que deba con más de un (1) año de anterioridad a la fecha de presentación de esta demanda de reconvención, conforme lo establece el artículo 886 del Código de Comercio, a la tasa principal LIBOR (London lnterbank Borrowing Offered Rate) a tres (3) meses, incrementada en cuatro puntos porcentuales (LIBOR más 4%).
VIGESIMOPRIMERA. Fijar una canasta de máximo tres (3) petróleos y el margen pre-acordado para determinar el primer factor de la fórmula contenida en la cláusula 16.2, en aras de darle aplicación a ésta a partir del día del laudo. VIGESIMOSEGUNDA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH las costas del proceso. PRETENSIONES SUBSIDIARIAS PRIMERA.
Declarar que el Área de Explotación y el Área de Evaluación, incluidos los campos en prueba, del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel, a partir abril de 2009 o de la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, alcanzaron una producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos que superó los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos.
SEGUNDA. Declarar que el precio del crudo marcador “West Texas TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 41 Intermediate” (WTI) a partir de la fecha indicada en la pretensión anterior o la que el Tribunal determine en el laudo, superó el Precio Base Po del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel.
TERCERA. Declarar que Petrominerales tiene la obligación de pagarle a la ANH los derechos económicos por precios altos desde el mes de abril de 2009 o desde el momento en que se cumplieron las condiciones de las cláusulas 16.2 y 16.3 del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel, según lo determine el Tribunal. CUARTA.
Declarar que Petrominerales incumplió su obligación de pagar a la ANH los derechos económicos por precios altos desde el mes de abril de 2009 o desde el momento en que se cumplieron las condiciones de las cláusulas 16.2 y 16.3 del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel, según lo determine el Tribunal. QUINTA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH la cantidad de ciento cincuenta millones quinientos cuarenta y un mil setecientos setenta y ocho (USD $150.541,778) o la suma que resulte demostrada en el trámite arbitral, por concepto de los derechos económicos por precios altos causados y liquidados desde el mes de abril de 2009 y hasta mes de Junio de 2012 inclusive.
QUINTA SUBSIDIARIA. En subsidio, condenar a Petrominerales a pagar a la ANH la suma inferior que resulte probada por concepto de derechos económicos por precios altos causados desde la fecha posterior al mes de abril de 2009 que determine el Tribunal en el laudo. SEXTA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH intereses moratorios sobre la condena de que trata la pretensión anterior, desde el día en que incurrió en mora de pagar cada una de las liquidaciones mensuales de derechos económicos por precios altos hasta el día de su pago, a una tasa de una y media veces el interés bancario corriente, conforme lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.
SÉPTIMA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH intereses sobre los intereses moratorios debidos desde hace más de un (1) año a la fecha de presentación de esta demanda, conforme lo establece el artículo 886 del Código de Comercio, y a una tasa de una y media veces el interés bancario corriente, según lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 42 Comercio. OCTAVA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH el valor correspondiente a la indexación de la condena incluida en la pretensión QUINTA o QUINTA SUBSIDIARIA. NOVENA. Condenar a Petrominerales a pagar a la ANH las costas del proceso.” 1.14.4.
Las excepciones perentorias o de fondo propuestas en contra de la demanda de reconvención reformada De igual forma, PETROMINERALES, contestó oportunamente la demanda de reconvención y su reforma, y a través de los memoriales correspondientes aceptó la ocurrencia de algunos hechos, negó otros, y, finalmente, se opuso expresamente a todas las pretensiones de la demandante en reconvención. Las siguientes fueron las excepciones de mérito y/o de fondo propuestas por PETROMINERALES, en su contra: “PRIMERA: CUMPLIMIENTO DE PETROMINERALES DE LAS PRESTACIONES A SU CARGO BAJO EL NUMERAL 16.2 DE LA CLAUSULA 16 DEL CONTRATO CORCEL.” “SEGUNDA: INEXISTENCIA DE LA OBLIGACIÓN DE PAGO DEL DERECHO POR PRECIOS ALTOS EN LA FORMA SOLICITADA POR LA ANH.” “TERCERA: CUMPLIMIENTO DE LA OBLIGACIÓN CONTRACTUAL DE PAGO.” “CUARTA: LOS CONCEPTOS DE ÁREA CONTRATADA Y ÁREA DE EXPLOTACIÓN SON DIFERENTES DE ACUERDO AL CONTRATO CORCEL.” “QUINTA: COHERENCIA Y COMPLEMENTARIDAD DE LAS DEFINICIONES CONTRACTUALES DE CAMPO COMERCIAL, ÁREA CONTRATADA Y ÁREA DE EXPLOTACIÓN Y SU APLICACIÓN A LAS CLÁUSULAS DEL CONTRATO CORCEL.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 43 “SEXTA: EXISTENCIA DE VARIAS ÁREAS DE EXPLOTACIÓN CON UNO O MÁS CAMPOS COMERCIALES EN EL AREA CONTRATADA DEL CONTRATO CORCEL.” “SÉPTIMA: AUSENCIA DE MORA.” “OCTAVA: INEXISTENCIA DE ABUSO EN EL EJERCICIO DE DERECHOS CONTRACTUALES Y DE LAS CLÁUSULAS DEL CONTRATO CORCEL POR PETROMINERALES.” “NOVENA: LA IMPOSIBILIDAD DE LAS PARTES DE REBELARSE CONTRA LAS CONSECUENCIAS JURÍDICAS DE LOS ACTOS PROPIOS.” “DÉCIMA: EL SILENCIO DE LA ANH PRODUJO LA ACEPTACIÓN DE LAS DIFERENTES ÁREAS DE EXPLOTACIÓN EN EL CONTRATO CORCEL PARA CADA UNO DE LOS CAMPOS COMERCIALES.” “UNDÉCIMA: COBRO DE LO NO DEBIDO.” “DUODÉCIMA: LA ANH TRANSGREDIÓ LA CONFIANZA LEGÍTIMA QUE SU PROPIA CONDUCTA GENERÓ EN PETROMINERALES.” “DECIMATERCERA: BUENA FE.” “DECIMACUARTA: INCUMPLIMIENTO DE LA ANH DE SU DEBER CONTRACTUAL DE BUENA FE.” “DECIMAQUINTA.
EXCEPCIÓN GENÉRICA O INNOMINADA.” 1.14.5. Los hechos 1.14.5.1. Síntesis de los hechos según PETROMINERALES A continuación se presenta una síntesis de los planteamientos efectuados por el apoderado judicial de PETROMINERALES, tanto en la demanda principal como en su respectiva reforma: 1.14.5.1.1. Que el día 2 de junio de 2005 PETROMINERALES y la ANH suscribieron el denominado “Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Sector Corcel”, en virtud del cual se otorgó exclusivamente a PETROMINERALES el derecho de explorar el ‘Área Contratada’, y explotar los TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 44 hidrocarburos de propiedad del Estado que se pudieran descubrir dentro de dicha área. 1.14.5.1.2. Que el ‘Área Contratada’ tiene una extensión total de aproximadamente 32.300 hectáreas, y se encuentra ubicada dentro de las jurisdicciones municipales de Barranca de Upía y Cabuyaro (en el departamento del Meta), y Villanueva (en el departamento del Casanare). 1.14.5.1.3.
Que el 9 de agosto de 2007 PETROMINERALES anunció a la ANH un descubrimiento de hidrocarburos en el pozo denominado ‘CORCEL 1’, y para ello presentó posteriormente – el 24 de agosto de 2007 – el Programa de Evaluación correspondiente. 1.14.5.1.4. Que el día 16 de septiembre de 2008 PETROMINERALES anunció a la ANH un nuevo descubrimiento de hidrocarburos, pero esta vez en el pozo denominado ‘CORCEL C1’. 1.14.5.1.5.
Que PETROMINERALES informó a la ANH, a través de oficio de fecha 8 de octubre de 2008, que dentro del estudio sísmico realizado en el denominado ‘Bloque Corcel’ se habían identificado seis (6) estructuras prospectivas e independientes para la producción de hidrocarburos, las cuales fueron designadas con el nombre del bloque y una letra; es decir, ‘CORCEL A’, ‘CORCEL B’, ‘CORCEL C’, ‘CORCEL D’, ‘CORCEL E’ y ‘CORCEL F’. 1.14.5.1.6.
Que PETROMINERALES consideró que la designación de los pozos que a 8 de octubre de 2008 se denominaban: ‘CORCEL 1’, ‘CORCEL 2’, ‘CORCEL 3’ y ‘CORCEL 4’, debía cambiarse a: ‘CORCEL A1’, ‘CORCEL A2’, ‘CORCEL A3’ y ‘CORCEL A4’. La denominación antes enunciada, según lo expuesto por PETROMINERALES, dejó claro que cada uno los anteriores pozos correspondían a una estructura diferente, de aquella correspondiente a los pozos que, a esa misma fecha, se denominaban: ‘CORCEL C1’, ‘CORCEL C2’ y ‘CORCEL C3’. 1.14.5.1.7.
Que mediante comunicación del 30 de octubre de 2008, la ANH corroboró lo afirmado por PETROMINERALES en la comunicación del 8 de octubre de 2008, al manifestar que las futuras referencias a los pozos perforados en la estructura A se harían así: ‘CORCEL 1’, se entendería como ‘CORCEL A1’; ‘CORCEL 2’, como ‘CORCEL A2’; ‘CORCEL 3’, como ‘CORCEL A3’; y ‘CORCEL 4’, como ‘CORCEL A4’.
Agregó que en virtud de esa misma comunicación de la ANH quedó claro que los pozos perforados en la estructura C, se seguirían denominado de igual forma pero anteponiendo al número la letra C. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 45 1.14.5.1.8.
Que el 17 de diciembre de 2008 PETROMINERALES informó a la ANH su intención de explotar comercialmente el pozo ‘CORCEL A1’ y los pozos subsiguientes en dicho campo, por su declaratoria de comercialidad. 1.14.5.1.9. Que el 16 de marzo de 2009 PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial para el campo CORCEL A, incluyendo el mapa con las coordenadas del Área de Explotación. Agregó que dado que el Área de Explotación de Corcel – A (incluida en el Plan de Explotación inicial) no fue objeto de pronunciamiento alguno por la ANH (dentro del plazo contractual), se entendió por aceptada junto con el referido plan. 1.14.5.1.10.
Que el 9 de octubre de 2009 PETROMINERALES informó a la ANH su intención de explotar comercialmente el Descubrimiento del pozo ‘CORCEL C1’ y los pozos subsiguientes en dicho campo, por su declaratoria de comercialidad. Agregó que previa solicitud de la ANH, envió a ésta última el Plan de Explotación inicial del campo CORCEL C, sin que fuera objeto de pronunciamiento por parte de ANH, por lo cual lo entendió aceptado. 1.14.5.1.11.
Que el 18 de enero de 2010 la ANH liquidó el valor del Derecho por Precios Altos del mes de octubre de 2009, para los Campos ‘CORCEL A’ y ‘CORCEL C’. Agregó que, en respuesta a esa comunicación, y a otra igualmente remitida en esa misma fecha, PETROMINERALES puso de presente a la ANH el haber incurrido en un error, al entender que los Campos ‘CORCEL A’ y ‘CORCEL C’ eran parte de una misma Área de Explotación, cuando en realidad se encontraban en áreas de explotación diferentes, razón de más para concluir que la producción acumulada de los mismos no podía ser sumada para dar aplicación al Derecho por Precios Altos. 1.14.5.1.12.
Que a diciembre de 2009 la producción acumulada del Área de Explotación ‘CORCEL A’ era de 3.937.289 barriles, mientras que la del Área de Explotación ‘CORCEL C’ era de 2.553.874 barriles. 1.14.5.1.13. Que a pesar de que PETROMINERALES expresó claramente a la ANH que no se reunían las condiciones requeridas para que se causara el Derecho por Precios Altos por las Áreas de Explotación donde se ubican los campos ‘CORCEL A’ y ‘CORCEL C’, dicha entidad presentó, a partir del mes de enero de 2010 y hasta el mes de abril de 2011, liquidaciones y cuentas de cobro por esos conceptos.
Agregó en ese mismo sentido que PETROMINERALES devolvió a la ANH todas las cuentas de cobro por el Derecho por Precios Altos por las Áreas de Explotación de los Campos Comerciales ‘CORCEL A’ y ‘CORCEL C’, así como de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 46 otros campos en la misma ‘Área Contratada’. 1.14.5.1.14.
Que con ocasión de la solicitud efectuada por la ANH, PETROMINERALES envió el día 9 de marzo de 2010 la actualización del Plan de Explotación del Área de Explotación que comprende el Campo ‘CORCEL A’ y el área de protección alrededor del mencionado Campo Comercial. 1.14.5.1.15. Que si bien la ANH solicitó a través de comunicación de fecha 23 de marzo de 2010 completar el Plan de Explotación presentado, nunca exigió a PETROMINERALES corregir o modificar la actualización del Plan de Explotación del Área de Explotación del Campo ‘CORCEL A’ y su área alrededor, en lo atinente al mapa presentado en el que constaba la delimitación de la citada Área de Explotación. Agregó en el mismo sentido, que en esa solicitud nunca se objetó el mapa con el delineamiento de la citada Área de Explotación. 1.14.5.1.16.
Que el 31 de marzo de 2010 la Subdirección Técnica de la ANH comunicó a PETROMINERALES el inicio del procedimiento para la declaración de un incumplimiento contractual, señalando que PETROMINERALES reiteradamente había incumplido con el pago del Derecho por Precios Altos, obligación prevista en la cláusula 16 del Contrato. 1.14.5.1.17.
Que dentro de los 20 días hábiles siguientes a la fecha de recepción de la comunicación antes reseñada, más exactamente el día 4 de mayo de 2010, PETROMINERALES dio a la ANH suficientes y amplias explicaciones para justificar contractual y legalmente las razones por las cuales no se procedió con el pago del Derecho por Precios Altos por ella exigido, con ocasión de la producción de los Campos Comerciales ‘CORCEL A’ y ‘CORCEL C’. 1.14.5.1.18.
Que el 26 de mayo de 2010 la Subdirección Técnica de la ANH consideró que las diferencias sobre el alcance y aplicación del Derecho por Precios Altos consagrado en el numeral 16.2 de la Cláusula 16 del Contrato eran hermenéuticas, y, conforme a ello, dio por terminado el “inicio del Procedimiento para la Declaración de Incumplimiento”, e iniciada la denominada ‘Instancia Ejecutiva’, contemplada en el numeral 27.1 de la cláusula 27 del Contrato. 1.14.5.1.19.
Que la mencionada instancia, una vez abierta, permaneció suspendida por algunos meses, puesto que se requería valorar y resolver la presunta existencia del incumplimiento contractual alegado. Agregó que la instancia aludida culminó con la suscripción del Acta de Finalización de fecha 8 de septiembre de 2010. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 47 1.14.5.1.20. Que al 30 de septiembre de 2011 la ANH ha facturado a PETROMINERALES la cantidad de VEINTE MILLONES OCHOCIENTOS CUARENTA Y CINCO MIL TRESCIENTOS NOVENTA Y SIETE DOLARES CON DIECISIETE CENTAVOS DE DÓLAR DE LOS ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMERICA (USD$ 20,845,397.17), por el supuesto Derecho por Precios Altos del campo ‘CORCEL A’; y VEINTIDOS MILLONES TRESCIENTOS CUARENTA Y TRES MIL CUATROCIENTOS OCHENTA Y CUATRO DOLARES CON VEINTITRES CENTAVOS DE DÓLAR DE LOS ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMERICA (USD$ 22,343,484.23), por el supuesto Derecho por Precios Altos por el campo ‘CORCEL C’, desconociendo que esos dos campos se encuentran en Áreas de Explotación diferentes del Contrato. 1.14.5.1.21.
Que al no existir Derecho por Precios Altos a favor de la ANH, derivado de las Áreas de Explotación de los Campos ‘CORCEL A’ y ‘CORCEL C’, PETROMINERALES nada ha pagado por este concepto, y, pese a las estipulaciones contractuales y a los hechos, la ANH insiste en cobrar esas sumas de dinero. 1.14.5.2. Síntesis de los hechos según la ANH Por su parte, el apoderado judicial de la ANH, señaló en la contestación de la demanda principal, en la demanda de reconvención y en su reforma, lo siguiente: 1.14.5.2.1.
Que la ANH, en calidad de unidad administrativa especial, está sujeta a la normatividad prevista para los establecimientos públicos, de manera que desde entonces ha gozado de los mismos privilegios y prerrogativas que se reconocen a la Nación, sus actos unilaterales son administrativos y se sujetan a las disposiciones del Código Contencioso Administrativo, y los contratos que celebre se rigen por las normas del Estatuto Contractual de las entidades estatales contenido en la Ley 80 de 1993, y las demás disposiciones que lo complementen, adicionen o modifiquen. 1.14.5.2.2.
Que mediante Acuerdo N° 008 del 3 de mayo de 2004, la ANH expidió el “REGLAMENTO PARA LA CONTRATACIÓN DE ÁREAS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS”, el cual fue modificado parcialmente por medio del Acuerdo N° 3 de 2005, el Acuerdo N° 15 de 2005, el Acuerdo N° 35 de 2006, el Acuerdo N° 16 de 2007, y el Acuerdo N° 7 de 2008. 1.14.5.2.3.
Que el 28 de Enero de 2005 PETROMINERALES envió a la ANH la “Propuesta para el ‘Área Corcel’ – Cuenca de los Llanos Contrato de Exploración y Producción”, en la que: i) Propuso el área del Contrato CORCEL, determinando sus TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 48 coordenadas; ii) Estimó que la producción acumulada de dicha área era de 25 millones de barriles de crudo; y iii) Dejó constancia de que los funcionarios que prepararon la propuesta, y que celebrarían y ejecutarían el Contrato CORCEL eran avezados geólogos, biólogos, físicos e ingenieros de petróleos, todos expertos del sector de los hidrocarburos. 1.14.5.2.4.
Que el 22 de febrero de 2005 el Comité de Evaluación de la ANH expidió el “Acta Comité de Evaluación de las propuestas para Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos”, otorgándole a PETROMINERALES un puntaje de 50 puntos, como único solicitante del Bloque CORCEL. 1.14.5.2.5. Que el 23 de febrero de 2005 PETROMINERALES informó a la ANH que confirmaba el contenido de la propuesta enviada el 28 de enero de 2005. 1.14.5.2.6.
Que el 25 de febrero de 2005 la ANH informó a PETROMINERALES su disponibilidad para iniciar el trámite de negociación del Contrato, proceso éste que estaba previsto para tener una duración de sesenta (60) días, y en el cual las partes podrían pactar de mutuo acuerdo los términos y condiciones del mismo. 1.14.5.2.7. Que el 2 de marzo de 2005 PETROMINERALES le solicitó a la ANH poner a su disposición una sala denominada “Data Room”, con toda la información relacionada con el Bloque CORCEL. 1.14.5.2.8.
Que en el contexto del proceso de negociación aludido, el 28 de marzo de 2005 las partes celebraron una reunión en la que negociaron los términos y condiciones del Contrato CORCEL. Agrega que en dicha ocasión las partes suscribieron el “Acta de Negociación N° 2 Petrominerales”, en la que se dejó expresa constancia, por parte de PETROMINERALES, de su conocimiento del modelo de minuta del Contrato, y de su conformidad con los términos del mismo. 1.14.5.2.9.
Que PETROMINERALES no solicitó aclaraciones ni modificaciones al modelo de minuta del Contrato, no obstante existir la posibilidad de hacerlo dentro del proceso de negociación del mismo, y muy a pesar de que la ANH le compartió por correo electrónico de fecha 24 de mayo de 2005 su respectivo contenido. 1.14.5.2.10. Que el 10 de noviembre de 2005, PETROMINERALES solicitó a la ANH una modificación del Contrato suscrito el 5 de junio de 2005, pidiendo que para el Bloque CORCEL y el programa exploratorio para el Sector CORCEL, se sustituyera el compromiso de adquirir, procesar e interpretar cincuenta (50) kilómetros de sísmica 2D, por treinta y dos (32) kilómetros cuadrados de sísmica TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 49 3D. 1.14.5.2.11. Que al no existir impedimento alguno para modificar el Contrato en mención, según lo indicó la Oficina Asesora Jurídica de la ANH, el Consejo Directivo de la ANH profirió el Acuerdo N° 46 de fecha 20 de diciembre de 2005, aprobando la modificación contractual solicitada por PETROMINERALES. 1.14.5.2.12.
Que en virtud de lo dispuesto en el Contrato, PETROMINERALES asumió el control de todas las operaciones y actividades necesarias para la exploración del Área Contratada, y para la evaluación y explotación de los hidrocarburos. Agrega que, igualmente, PETROMINERALES se obligó a llevar a cabo las operaciones de manera diligente, responsable, eficiente, técnica y económicamente adecuada. 1.14.5.2.13.
Que con fechas 9 de agosto de 2007 y 16 de septiembre de 2008, respectivamente, PETROMINERALES informó a la ANH el descubrimiento de hidrocarburos en el pozo denominado ‘CORCEL 1’, y en el pozo denominado ‘CORCEL C1’. 1.14.5.2.14. Que el 8 de octubre de 2008 PETROMINERALES informó a la ANH unos cambios en la nominación de los pozos que hasta esa fecha se habían denominado: ‘CORCEL 1’, ‘CORCEL 2’, ‘CORCEL 3’ y ‘CORCEL 4’. 1.14.5.2.15.
Que el 30 de octubre de 2008 la ANH relacionó a PETROMINERALES lo que entendió sobre la nueva denominación pretendida, y le solicitó copia de la autorización que hubiera impartido el Ministerio de Minas y Energía para realizar ese cambio de denominación en los pozos. 1.14.5.2.16. Que PETROMINERALES nunca presentó a la ANH un Programa de Evaluación bajo el nombre de ‘CORCEL A’, al que se refirió su comunicación del 17 de diciembre de 2008.
Agrega que hasta esa fecha únicamente había un Programa de Evaluación para el “Descubrimiento Bloque CORCEL”, y no se había perforado el pozo denominado “CORCEL A1”, pues el pozo que dio lugar al ‘Descubrimiento’ fue el pozo ‘CORCEL 1’. 1.14.5.2.17. Que sólo hasta el 23 de diciembre de 2008 el Ministerio de Minas y Energía manifestó no encontrar ningún inconveniente para renombrar los pozos en función de cada una de las estructuras.
Agrega que PETROMINERALES sólo remitió a la ANH el citado concepto, hasta el día 6 de enero de 2009. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 50 1.14.5.2.18. Que para el día 23 de abril de 2009, los Hidrocarburos Líquidos obtenidos en el Área de Evaluación y el Área de Explotación del Área Contratada, incluidas las pruebas de producción, alcanzaron un volumen acumulado de cinco (5) millones de barriles, y a partir de entonces se causó el Derecho por Precios Altos, de acuerdo con lo previsto en la cláusula 16, numerales 16.2. y 16.3. del Contrato. 1.14.5.2.19.
Que para el día 24 de diciembre de 2009, e incluso antes, ya se encontraban cumplidas las dos condiciones previstas en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, de manera que: (i) el Área de Explotación, entendida ésta como “ la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales (…)”, a saber, todos los Campos Comerciales, tuvo una producción acumulada que superó los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos, y (ii) el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) superó el Precio Base Po. 1.14.5.2.20.
Que con el propósito de determinar el Derecho por Precios Altos descritos en el Contrato, el 24 de diciembre de 2009 la ANH solicitó a PETROMINERALES remitir una propuesta de canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad similar a los hidrocarburos producidos en los campos CORCEL A y CORCEL C. Agrega la ANH que en respuesta a dicha solicitud, PETROMINERALES solicitó presentar la información en la actualización al Plan de Explotación que debía ser remitida en febrero de 2010. 1.14.5.2.21.
Que el 12 de enero de 2010, Risco Finanzas Corporativas, en su calidad de interventores financieros de los contratos de evaluación técnica, exploración y producción, convenios y contratos de asociación suscritos por la ANH, hizo varias precisiones a la ANH para ratificar que en su sentir se habían cumplido las dos condiciones necesarias previstas en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, de manera que PETROMINERALES se encontraba obligada a pagar a la ANH el Derecho por Precios Altos. 1.14.5.2.22.
Que el 18 de enero de 2010 la ANH remitió sendas cartas a PETROMINERALES, referenciadas “Recordatorio Derechos Económicos por Precios Altos Cláusula 16.2 contrato de Exploración y Explotación CORCEL”, y en cada una de ellas planteó unas liquidaciones mensuales, cobrando a PETROMINERALES el Derecho por Precios Altos relativo a los meses de octubre y noviembre de 2009.
Agregó que una comunicación similar, pero referida al Derecho por Precios Altos causado en el mes de diciembre de 2009, fue remitida el 2 de febrero de 2010. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 51 1.14.5.2.23.
Que el 9 de febrero de 2010 PETROMINERALES dio respuesta a los recordatorios enviados el 18 de enero de 2010, y en ella planteó una interpretación muy distinta de las secciones 1.6. y 16.2. del Contrato. 1.14.5.2.24. Que el 9 de marzo de 2010 PETROMINERALES presentó a la ANH el documento denominado “ACTUALIZACIÓN PLAN DE EXPLOTACIÓN CORCEL A”, en el cual se hace referencia indistintamente a “Campo de producción Corcel”, “Campo de producción Corcel A”, “Campo Corcel”, “Corcel A”, “Área del Campo de Producción Corcel”, “plataforma Corcel”, “Bloque Corcel”. 1.14.5.2.25.
Que la ANH siguió liquidando y cobrando el Derecho por Precios Altos previsto en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, a través de comunicaciones de fechas 11 de marzo de 2010, 23 de abril de 2010, 7 de mayo de 2010, 15 de julio de 2010, 21 de julio de 2010, 2 de agosto de 2010, 3 de noviembre de 2010, 5 de noviembre de 2010 y 22 de diciembre de 2010. 1.14.5.2.26.
Que el 2 de junio de 2010, la ANH le informó a PETROMINERALES que proseguiría con el procedimiento para la declaratoria de incumplimiento, pero que dicho procedimiento estaría suspendido hasta que se adoptara una decisión conforme a la cláusula de solución de controversias pactada en el Contrato. 1.14.5.2.27. Que el 22 de junio de 2010, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET, conceptuó que le asistía a la ANH el derecho a la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 por concepto del Derecho por Precios Altos. 1.14.5.2.28.
Que el 2 de agosto de 2010, la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET, conceptuó que “los campos descubiertos y declarados comerciales dentro del Área Contratada del Bloque Corcel están dentro de la misma Área de Explotación y por lo tanto la producción de todos los campos se debe adicionar para determinar la producción acumulada y la aplicación de la Cláusula 16, numeral 16.2 del Contrato E & E Corcel”. 1.14.5.2.29.
Que el 8 de septiembre de 2010, después de dos reuniones previas celebradas los días 18 de junio y 30 de agosto de 2010, y mediante acta firmada por las partes bajo el nombre de “Acta de Finalización de Instancia Ejecutiva”, quedó surtida y finalizada la etapa previa de que trata la cláusula 27 del Contrato. 1.14.5.2.30. Que la ANH considera que PETROMINERALES no ha cumplido el contrato respecto al Derecho por Precios Altos, de que trata el numeral 16.2. de la cláusula 16, por cuanto no ha pagado a la ANH el sobreprecio pactado para los TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 52 Hidrocarburos Líquidos producidos en cantidad superior a cinco (5) millones de barriles, toda vez que el precio del crudo marcador WTI ha superado el Precio Base Po. 1.14.5.2.31. Que las explicaciones dadas por PETROMINERALES para no honrar el cumplimiento del Contrato se apartan de la correcta y armónica interpretación del mismo. 1.14.5.2.32.
Que el Derecho por Precios Altos se continúa causando hasta la fecha, y se continuará causando mientras persistan las dos condiciones de que trata el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato. 1.15. Los alegatos de conclusión Precluida la etapa probatoria, lo cual tuvo lugar en la audiencia celebrada el 23 de octubre de 2017 según consta en el Acta No. 60, se llevó a cabo la audiencia de alegaciones prevista en el artículo 154 del Decreto 1818 de 1998 el 8 de noviembre de 2017.
En la mencionada diligencia cada una de las partes formuló oralmente sus planteamientos y conclusiones finales, y, adicionalmente, hizo entrega de un escrito contentivo de los mismos. Los escritos antes mencionados fueron agregados al expediente, y en este Laudo Arbitral el Tribunal se referirá a las argumentaciones expuestas por las partes en tanto en los alegatos orales como escritos, las cuales pueden ser resumidas así:. 1.15.1.
Alegato de conclusión presentado por PETROMINERALES A juicio de PETROMINERALES la controversia que es objeto de conocimiento de este Tribunal, gira principalmente en torno al alcance del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato celebrado con su contraparte, y concretamente a la discrepancia que existe en cuanto a los derechos de contenido económico que se derivan para la ANH, a partir de la aplicación y entendimiento de la citada disposición contractual.
Dentro del contexto antes señalado, PETROMINERALES precisa que la cláusula en mención previó la verificación de unas condiciones endógenas y exógenas a la operación petrolera autorizada por el Contrato, cuya verificación era determinante para que la ANH pudiese acceder a los derechos económicos antes referidos. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 53 En ese sentido, y de cara al cumplimiento de la condición endógena prevista contractualmente, puntualiza PETROMINERALES que el Contrato celebrado fue suficientemente claro en establecer que era necesario acumular un total de 5 millones de barriles líquidos de hidrocarburo, en cada Área de Explotación. Agrega que para antes de la reforma de la demanda existían ocho (8) Áreas de Explotación, debidamente individualizadas en cada Plan de Explotación, y que las Áreas de Explotación denominadas CORCEL A y CORCEL C, fueron las únicas que alcanzaron (en distintas épocas) el umbral y/o volumen de barriles antes señalado.
Recalca en esa medida que las demás Áreas de Explotación conformadas en ejecución del Contrato, nunca, hasta la presentación de la demanda, superaron el citado umbral. En cuanto a los argumentos de defensa expuestos por la ANH, PETROMINERALES indica, entre otros muchos aspectos, que la ANH mutó a lo largo del ejercicio contractual su posición en torno a la aplicación de la cláusula ya mencionada, y a tal punto terminó tergiversando el significado de la expresión ‘Área de Explotación’, todo lo cual conllevó la errónea contabilización de los barriles de producción de forma acumulada en el Área Contratada, con fundamento en lo cual yerra al dar por cumplida o satisfecha la condición endógena ya citada.
En cuanto al aspecto probatorio propiamente dicho, PETROMINERALES hizo énfasis en el hecho de que su contraparte no hubiese logrado acreditar que todos los Campos Comerciales existentes en el Área Contratada formaran parte de una sola Área de Explotación; y de igual manera se refirió al hecho de que, por el contrario, ella sí logró demostrar que cada uno de los descubrimientos fue materia de evaluación separada bajo su propia Área de Explotación, dando por ende lugar a la delimitación de hoy hasta trece (13) Áreas de Explotación independientes.
Finaliza diciendo que el Contrato fue respetado y cumplido integralmente de su parte, y que su contraparte contractual, habiendo realizado el seguimiento técnico correspondiente, nunca objetó la forma como PETROMINERALES delimitó las estructuras, las Áreas de Evaluación, ni mucho menos las Áreas de Explotación. 1.15.2. Alegato de conclusión presentado por la ANH La ANH empieza por precisar en sus alegatos el alcance de la competencia de este Tribunal para resolver las controversias surgidas, y en tal contexto señala que el conflicto a ser resuelto atañe al correcto entendimiento de las circunstancias de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 54 modo y tiempo a partir de las cuales deberían reconocerse los derechos económicos que, según el contrato celebrado, deben causarse a favor de la ANH. Dentro ese marco conceptual propuesto, y para desvirtuar las pretensiones presentadas por su contraparte, la ANH formuló y alegó como medios exceptivos: el ejercicio abusivo por parte de PETROMINERALES de los derechos concesionados bajo el Contrato; el desconocimiento de parte de PETROMINERALES de sus propios actos; la imposibilidad de PETROMINERALES de ser oída por invocar en su favor su propia culpa; y el desconocimiento de PETROMINERALES a las reglas de interpretación de los contratos.
Dichas excepciones se sintetizan así: Reconoce que si bien PETROMINERALES tenía el derecho contractual para delimitar los campos y establecer las ‘Áreas de Explotación’, en particular la facultad se ejerció de manera desmedida, abusiva y desproporcionada, entre otros, al proponerse eludir, dilatar o posponer el pago íntegro y oportuno del derecho de la ANH a percibir su participación en el Derecho por Precios Altos, lo cual de consuno conllevó igualmente la vulneración de derechos patrimoniales de la Nación. Agrega que esa misma mala fe y ejercicio abusivo contractual también se evidenció cuando sus funcionarios comenzaron por gestar a espaldas de la ANH una campaña con la intención de “forjar”, “perfilar”, “colocar” o “dividir” artificiosamente Corcel en ‘Áreas de explotación’ separadas, para lo cual se valieron de argumentos meramente económicos y/o financieros, y no de orden técnico.
En relación con la segunda excepción formulada, apunta la ANH en señalar que durante la relación contractual sostenida con PETROMINERALES, ésta última suministró información inconsistente y de manera confusa, y utilizó indistintamente expresiones con clara incidencia en el entendimiento y la comprensión que la ANH había adquirido, en torno a las condiciones que se requerían para ser adjudicatario de los derechos económicos contemplados a su favor, en el numeral 16.2. de la cláusula 16.
Con respecto a este particular, la ANH llama la atención en relación con el hecho de que PETROMINERALES haya reportado de manera acumulada la producción para el Bloque Corcel hasta el mes de febrero de 2009 (momento en el cual el entendimiento de las condiciones del Contrato eran unas), y a partir de marzo de ese mismo año haya dejado de hacerlo (entendiendo otra cosa distinta), según su intepretación. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 55 Agrega que con esa intención, y ese erróneo entendimiento de las condiciones pactadas, PETROMINERALES logró dilatar el pago del Derecho de Precios Altos contemplado a su favor en la citada cláusula contractual.
Frente a la tercera excepción formulada, la ANH señala que no hay lugar a permitir que PETROMINERALES sea oída en este proceso, habida consideración de que todo aquello que alega en el mismo está fundado en su falta de honestidad y en su propia inmoralidad. Para ello pone de presente que PETROMINERALES, en total desprecio de lo convenido, vino a modificar el alcance de la terminología establecida en el Contrato, y a partir de dichas alteraciones ahora pretende excusar el incumplimiento del que fue directo partícipe y responsable.
En cuanto a la última excepción formulada, la ANH indicó que aún en la hipótesis de que el Tribunal le pudiera restar mérito a los efectos adversos que para PETROMINERALES acarrea fatalmente su conducta ya descrita, en todo caso habría lugar a declarar la no prosperidad de sus pretensiones, a partir de una interpretación debida y conjunta de su respectivo clausulado, y de la voluntad manifiesta que emergió a partir de su firma.
Finalmente y en cuanto atañe a la demanda de reconvención, que también fue tramitada en este proceso, la ANH fundó su alegato señalando, en términos generales, que la contabilización de la producción acumulada de hidrocarburos líquidos, según lo previsto en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, no correspondía a un cálculo fragmentario por cada una de las ‘Áreas de Explotación’ de cada campo comercial, sino a la producción total del ‘Área de Explotación’ conformada por todos los campos comerciales existentes en el ‘Área Contratada’.
Agrega que ello obedece no sólo a que la interpretación del Contrato así lo indica, sino también a que esa fue la intención de la ANH desde el momento de su creación y la definición de la nueva política petrolera de Colombia. 1.15.3. Alegato de conclusión presentado por la ANDJE Como primer aspecto a ser considerado, la ANDJE plantea que de la evidencia probatoria que fue recaudada no se advierte que el Contrato celebrado entre PETROMINERALES y la ANH adolezca de algún vicio del consentimiento, a lo que agrega que se encuentra probado que ambas partes acudieron voluntariamente a su suscripción. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 56 Como consecuencia de lo anterior colige el apoderado de la ANDJE que ambas partes, esto es, contratante y contratista, eran plenamente conscientes del alcance y contenido de sus respectivas cargas, deberes y obligaciones, más aún si se tiene en cuenta que para este tipo de contratos se exige un nivel de capacidad técnica y de experticia particular que permita su cumplimiento diligente y profesional.
De igual manera precisa que dentro de lo que resultó probado dentro del proceso, el comportamiento desplegado por PETROMINERALES resultó contrario al principio de la buena fe, tanto en su contenido objetivo como subjetivo. Con respecto a este particular, rememora el citado apoderado algunas conversaciones sostenidas entre varios empleados de la citada empresa, las que a su juicio denotan la clara intención de eludir los pagos que debían hacerse a la ANH con fundamento en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, e igualmente las acciones tendientes a realizar una nueva delimitación de los campos, a partir de la cual se pretendió ‘legalizar’ una situación completamente contraria a derecho.
Por otro lado, señala la ANDJE que conocida claramente la intención de las partes y reflejada ella en el texto contractual, todas las interpretaciones efectuadas por PETROMINERALES con posterioridad a su firma carecen de cualquier valor, como quiera que precisamente van en contravía de esa legítima voluntad contractual. Agrega que a esa conclusión es posible arribar cuando en la etapa preparatoria ya se tenía por sentado que existirían pagos que debían hacerse como contraprestación del beneficio de explorar y explotar un recurso natural no renovable de propiedad del Estado a título de regalías.
Como aspecto final señala la ANDJE que para ella no es de recibo que los particulares que de forma voluntaria han decidido contratar con el Estado, para obtener legítimamente un beneficio económico por la explotación de sus recursos naturales, ejecuten estrategias que puedan lesionar intereses del Estado, quien según la ANDJE es su socio en el marco de un contrato de esta naturaleza, pues es a través de ese contrato que se concretan los recursos de regalías y derechos económicos a los que tiene derecho el Estado y que permiten el logro de sus fines.
Solicita en ese sentido la ANDJE, desestimar la totalidad de las pretensiones formuladas por PETROMINERALES, y reconocer a la ANH los derechos económicos que le puedan corresponder de acuerdo al Contrato. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 57 1.15.4.
El concepto del Ministerio Público Coincide igualmente el representante del Ministerio Público que el conflicto sometido a conocimiento de este Tribunal versa principalmente sobre la procedencia de la activación de la cláusula de precios altos contemplada en el Contrato, y si, en ese contexto, es admisible la delimitación como áreas separables de los campos CORCEL A y CORCEL C. Como primera medida destaca la citada autoridad de control la importante labor y gestión que pudo desempeñar PETROMINERALES en la etapa precontractual del negocio, circunstancia ésta que le sirve para concluir, por un lado, que fue pleno conocedor de las condiciones contractuales que irían a regir la relación, y, por el otro, que nunca hizo evidente (dentro de esa etapa preliminar) inconformidad alguna en relación con los elementos del Contrato previamente establecidos.
Todo lo anterior le sirve para concluir que el Contrato es fruto de la voluntad manifiesta y expresa de las partes. En segundo lugar señala el Ministerio Público que a su juicio no existe ninguna ambigüedad en la redacción del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, y por el contrario la encuentra ajustada y de acuerdo a lo que comúnmente se establece para este tipo de negocios de exploración y explotación de hidrocarburos.
Agrega en el mismo sentido que este tipo de cláusulas tienen fundamento de rango constitucional, concretamente en el artículo 330 de la Constitución Política de Colombia. Como corolario de lo anterior, concluye la vista fiscal que no le es dable a PETROMINERALES, en su condición de contratista, desconocer la contraprestación económica establecida a favor del Estado, amén del hecho [según ella debidamente probado] de que en la etapa precontractual había sido puesto de presente el contenido de dicha cláusula al contratista, y, además, había total claridad en torno a los requisitos para activar las condiciones económicas previstas en la misma.
Para finalizar, resalta el representante del Ministerio Público que de acuerdo al acervo probatorio arrimado al proceso, es posible advertir que PETROMINERALES delimitó erróneamente los campos, y de allí que la producción acumulada haya superado el umbral establecido en el numeral 16.2. la cláusula 16, todo lo cual supone seguidamente que le asiste a la ANH el derecho a la plena aplicación del TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 58 numeral 16.2. de la cláusula 16, particularmente en cuanto respecta a su Derecho por Precios Altos. Agrega que PETROMINERALES, al ser titular del derecho de exploración y explotación de hidrocarburos en el ‘Área Contratada’, debía actuar acorde con la confianza otorgada y sus obligaciones se encontraban expresamente establecidas tanto en la ley como en el Contrato; sin embargo, la interpretación que hizo del numeral 16.2. de la cláusula 16 de forma unilateral, determinando que los campos comerciales no hacían parte de una misma ‘Área de Explotación’, podría constituir un abuso del derecho toda vez que dicha interpretación fue refutada con las pruebas obrantes en el expediente.
Solicita en tal sentido la representante del Ministerio Público, desestimar la totalidad de las pretensiones formuladas por PETROMINERALES, y acceder a las presentadas por la ANH en su respectiva demanda de reconvención reformada. SEGUNDA PARTE - CONSIDERACIONES DEL TRIBUNAL
1. CONSIDERACIONES PREVIAS a. Tachas de testimonios Sobre las tachas de los testigos que fueron formuladas en tiempo por los apoderados de las partes, advierte el Tribunal que las mismas se fundamentaron, primordialmente, en la relación que ellos tenían o tienen con ellas, circunstancia esta que, en opinión de los formulantes de la tacha, afectaban seriamente su imparcialidad y de credibilidad.
Sin embargo, observa el Tribunal, que no se presentaron por los interesados en la tacha reparos específicos adicionales ni fueron aportados elementos materiales probatorios de los hechos alegados relativos a las tachas que formularon ni, menos, se solicitaron pruebas tendientes a demostrar esas circunstancias. Por consiguiente, considera el Tribunal que las tachas formuladas no inhabilitaron a todos los testigos para rendir las declaraciones que rindieron y destaca que apreciará los testimonios que resulten sospechosos con base en lo que de las razones de la tacha se demostró principalmente a través de su propia declaración, de acuerdo con las reglas de la sana crítica atendiendo las circunstancias de cada caso.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 59 Al respecto ha señalado la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia, lo siguiente: “… La ley no impide que se reciba declaración de un testigo sospechoso, pero la razón y la crítica del testimonio aconsejan que se le aprecie con mayor severidad, que al valorarla se someta a un tamiz más denso de aquel por el que deben pasar las declaraciones de personas libres de sospecha.” Siguiendo el anterior lineamiento, ese fue el criterio que tuvo el Tribunal en la valoración y apreciación de las declaraciones de los testigos tachados.
Por consiguiente, procederá a resolver las tachas formuladas, en ese sentido. En primer lugar, encuentra el Tribunal la tacha de sospecha efectuada al testigo Jorge Alberto Francisco Posada Villaveces, quien rindió su testimonio en audiencia del 4 de abril de 2016. El testigo manifestó que trabajó en PETROMINERALES desde el 1 de enero del año 2005, aunque antes de que se convirtiera en su empleado fue asesor externo de la misma y laboró allí hasta el 5 de febrero del 2016, todo según su declaración. Dentro del interrogatorio, sobre la tacha del testigo, se señaló: “DR. ARAQUE: ¿Es decir, usted ha participado en toda la estructuración de las demandas y las reformas a la demanda de parte de Petrominerales y ha transmitido a los asesores legales y a los representantes judiciales el entendimiento que usted ha tenido sobre las cláusulas del contrato de exploración y explotación? SR. POSADA: Yo creo que eso lo respondí en un principio.
Claro, ese fue el trabajo que hice, claramente. DR. ARAQUE: Yo con todo respeto del tribunal, voy a tachar por sospecha al testigo, porque tiene un claro interés, muy afectivo por lo demás, en las resultas de este proceso. DR. CHALELA: ¿El doctor Suárez tiene algo que señalar respecto a esto? DR. SUÁREZ: No tengo nada que señalar porque la verdad es que trabajó con el departamento legal de Petrominerales desde el comienzo, yo puedo decir y confirmar que la intervención del doctor Posada fue una intervención permanente, yo no puedo decir que sí fue la relación, pero sí tuvo un influjo TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 60 muy importante en todo lo que el doctor William ha dicho y no sólo durante la ejecución del contrato sino cuando empezó la ejecución de la demanda, sí tuvo un rol importante porque inclusive él fue el representante de la compañía en todas esas conversaciones que se adelantaron posteriores para tratar… como abogado de la compañía, a las cuales no asistimos nosotros, el doctor William tampoco entonces él sí tenía relación directa y permanente en este caso como dice el doctor William.”24 De acuerdo con lo anterior y no existiendo oposición sobre la tacha efectuada al testigo, el Tribunal declarará fundada la solicitud de tacha del testigo Jorge Alberto Francisco Posada Villaveces formulada por la ANH.
Otro testigo que fue objeto de tacha por parte de la ANH fue el señor Tomas De La Calle Botero. A este respecto, de las transcripciones de su testimonios que fuera recibido en la audiencia del 18 de abril de 2016, se obtiene la siguiente información: “DR. CHALELA: Recientemente ha trabajado como consultor para Petrominerales o para la Agencia Nacional de Hidrocarburos o para compañías que se vinculan a Petrominerales? SR. DE LA CALLE: Hace año y medio o dos trabajé con Petrominerales resolviendo un conflicto que ellos tenían con un tercero, creo que era una compañía con la que habían hecho un acuerdo, estaban en conflicto e hice una especie de dictamen porque finalmente fui como un facilitador y me pagaron por eso en Petrominerales, eso es no me acuerdo bien ahora, creo que fue como en el 2.014, eso lo puedo precisar, no me acuerdo bien, fue hace poco relativamente.
Con la ANH también hice consultoría hace como 2 años en un tema que era transferencia de tecnología, un tema particular el contrato para la oficina de planeación, no he hecho más con ellos;”25 Más adelante se interrogó al señor De La Calle, así: “DR. ARAQUE: ¿En relación con Gran tierra y Pacific nos indica qué tipo de vínculos y asesorías les prestaba? SR. DE LA CALLE: Con Gran tierra ya pasó mucho tiempo, creo que puedo 24 Página 32 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 116 y 117. 25 Página 2 de la declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 338.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 61 decir porque estas cosas como son confidenciales, era un tema de gas, no tenía nada que ver con esto; para ser perfectamente claro con Gran Tierra también estuve en un Tribunal, no me pagaron por eso, estoy como aquí. Con Pacific fue de dos maneras, una fue un curso, simplemente un día, una charla general para la gente que negociaba tierras, un curso de ideas generales de la industria petrolera y empecé a trabajar con Petrominerales en el tema que les contaba de una disputa que tuvo Petrominerales con otra parte que no era la ANH.
Empecé con Petrominerales y en la mitad la compró Pacific al fin no supe quién me pagó al final, estaban estas dos así, es todo lo que he hecho; también declaré para Pacific en el caso de Quifa, si eso sirve, no sé. DR. ARAQUE: En este momento con todo respeto al tribunal y al testigo manifiesto que lo tacho de sospecha dado los vínculos que ha tenido con dos de las personas que son interesadas en el resultado de este pleito que son gran tierra y pacific, con el fin de que el tribunal al momento de proferir el laudo examine con todo el rigor el testigo de acuerdo con las preguntas y las preguntas que le haga.
(…) DR. CHALELA: El doctor Suárez tiene el uso de la palabra para pronunciarse sobre la tacha. DR. SUÁREZ: Voy a manifestar que no considero que exista ningún tipo de tacha, el testigo ha declarado fundamentalmente sobre lo que le consta durante 2 años que trabajó en la ANH y sobre preguntas respecto de política petrolera y manejo petrolero.
Los trabajos que ha desarrollado en las otras Compañías como bien lo nombra no tiene nada que ver con estos temas, era un tema de gas en el caso de una de las Compañías y respecto a Petrominerales que fue hace más de 2 años fue en un caso como él mismo lo anota que no tiene nada que ver en materia petrolera y que él actuó como facilitador.
De todas maneras creo que ahí no hay lugar a ninguna tacha del testigo y de todas maneras el testigo sí trabajó para la ANH también y además prestó servicios de consultoría como él mismo lo manifestó, es una persona TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 62 profesional y competente que está de consultor en el mercado, naturalmente eso es algo que el Tribunal tendrá que entrar a considerar en el momento oportuno de acuerdo con la Ley.”26 Procede el Tribunal a analizar la solicitud de tacha del testigo señor Tomás Augusto De la Calle Botero, bajo la óptica de la sana crítica, siendo pertinente recordar la condición de este testigo en particular.
Efectivamente, la experiencia del testigo es de gran valor, ha tenido relación con muchas entidades de la industria, incluidas entre ellas tanto la ANH como PETROMINERALES. Al momento en que ocurrieron varios de los hechos considerados en este proceso, era precisamente funcionario de la ANH y no tenía vínculos con PETROMINERALES. Específicamente, el señor De La Calle, en su testimonio, hizo manifestaciones sobre aspectos técnicos y de política petrolera que le consta sucedieron en los años en los que trabajó en la ANH.
De otra parte, el trabajo que realizó hace algunos años en PETROMINERALES se refirió a asuntos diferentes a los del presente proceso. Es usual que una persona conocedora de un tema se mueva en el mercado laboral en muchas compañías y eso mal podría descalificarlo para rendir testimonio sobre hechos que le constaron en su momento. Adicionalmente, en el señor De La Calle, según lo señalado en la tacha que formuló el apoderado de la ANH, no recaen circunstancias que alcancen a crear un verdadero interés directo o indirecto en el resultado de este proceso; y no se observa el Tribunal sesgo alguno que opaque o ponga en duda la imparcialidad del testigo, que impida por ello tener en cuenta sus manifestaciones.
Por todo lo anterior, el Tribunal declarará infundada la tacha propuesta por el apoderado de la ANH y en consecuencia, valorará su testimonio de acuerdo con las reglas de la sana crítica. También, procede el Tribunal a resolver la tacha de sospecha formulada por la ANH al testigo Julián Antonio García Salcedo, cuyo testimonio fu rendido el día 18 de abril de 2016.
Del testimonio rendido por el señor García se transcribe lo siguiente, por considerarlo relevante: “DR. CHALELA: ¿Ha tenido alguna vinculación actual o en el pasado con las partes de este proceso Agencia Nacional de Hidrocarburos y Petrominerales? SR. GARCÍA: Con Petrominerales no he tenido ninguna relación laboral, sí tuve relación cuando estuve en la Agencia Nacional de Hidrocarburos que ahora voy a hablar de la Agencia Nacional de Hidrocarburos por lo que mi labor era ser el director técnico de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y 26 Páginas 19 y 20 de la transcripción – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 355 y 356.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 63 como parte de eso tenía que promocionar y negociar la contratación petrolera. Me acuerdo que en el 2.004 hablaba con ellos, cuando entre otras estaban hasta ahora creando la empresa y queriendo entrar en Colombia, producto de esa labor comercial tenía interrelación con ellos, desde ahí para acá en las otras petroleras que estaban creo que no he tenido ninguna relación comercial más de solamente ser colegas, nada más que eso.
Con respecto a la Agencia Nacional de Hidrocarburos sí, fui el primer director o subdirector técnico como se llamaba en ese entonces de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, eso fue como desde noviembre del año 2.003, recién se creó, hasta enero del 2.005 fui su primer director técnico y como tal tenía todas las responsabilidades funcionales de la Agencia de Hidrocarburos.”27 Durante el testimonio rendido por el señor García, se indicó lo siguiente: “DR. SUÁREZ: ¿Una vez salido de la ANH prestó servicio bajo contrato laboral a la Compañía Gran Tierra y en caso afirmativo explíquele al Tribunal en qué consistió, qué cargo desempeñó? SR. GARCÍA: Es correcto, fui presidente de Gran Tierra Colombia.
DR. SUÁREZ: ¿En qué época? SR. GARCÍA: En el año 2.009 al año 2.011, casi dos años, un poco menos de dos años como presidente de Gran Tierra Colombia. DR. SUÁREZ: ¿Como presidente de Gran Tierra sírvase informarle al Tribunal si dicha Compañía y cuando estaba como presidente de dicha Compañía se presentó entre Gran Tierra y la ANH un disputa por razón de precios altos, en caso afirmativo explique lo que recuerde o sabe sobre eso? SR. GARCÍA: En efecto hubo una disputa, primero fui parte en ella, cuando arrancó, cuando empezó fui parte en ella como presidente de un desacuerdo sobre cómo interpretar la cláusula de precios altos, posteriormente fui invitado a un Tribunal de arbitramento parecido a este para ser también testigo experto en la búsqueda de la solución a ese conflicto de interpretación de la cláusula 27 Páginas 41 y 42 de la transcripción - Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 277 y 278.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 64 de precios altos entre Gran Tierra y la Agencia de Hidrocarburos. DR. CHALELA: Sólo para efectos técnicos, la participación suya en este Tribunal no es un testigo experto, es un testigo exclusivamente de hechos que le consten, es un tecnicismo que vale la pena que conozca para efectos que le va a continuar formulando el doctor Suárez.
DR. SUÁREZ: ¿Fuera del caso particular de Gran Tierra que ha mencionado, ha tenido intervenciones o ha asesorado alguna compañía petrolera o inclusive a la ANH en materia de precios altos? SR. GARCÍA: Sí, he estado en otro Tribunal que ahí sí creo que me calificaron como testigo experto, en un Tribunal en Houston entre dos compañías petroleras, porque como se repartían el negocio entre ellos también dependía de cómo se interpretaba la cláusula con el Gobierno, cómo era la regla como se repartían ellos, me llamaron a un arbitramento en Houston entre dos petroleras para servir, creo que allá si el concepto era testigo experto.
De otras, en el ejercicio de mi actividad, fui presidente de Emerald y como presidente de Emerald ¿en qué miraba la cláusula de precios altos? Por ejemplo como tenía claro que entre más pequeña el área mejor, si es ven las solicitudes o las áreas de explotación de Emerald son pequeñas, pues porque yo tenía claro el contrato, lo había leído, además de escribirlo y tenía claro que la estrategia era exactamente lo opuesto de lo que pasaba con Ecopetrol y aplicaba en las aplicaciones de áreas de explotación aplicaba mi conocimiento que eso no es pecado, no es ilegal, producto de mi experiencia sabía que entre más pequeña el área mejor desde el punto de vista comercial o fiscal con el Gobierno. (…) “Uno que otro amigo de empresas me llama y me hace preguntas o sugerencias dado mi conocimiento, uno que otro amigo, no pagado ni contractual sino simplemente de buen amigo me llama y me dicen oiga como sugiere que presente o que analice esta área, les hago ayudas a amigos que me piden consejos de diferentes petroleras.”28 (Subraya y negrilla fuera de texto) 28 Páginas 72 y subsiguientes de la transcripción –Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 309 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 65 Y más adelante, se dijo: “DR. ARAQUE: ¿Cuéntele por favor al Tribunal si para la época en que se desempeñó como presidente de Gran Tierra ya al interior de la Compañía hubo contratación de abogados para redactar la demanda que culminó con la iniciación de un Tribunal de Arbitramento que se está trabajando en esta Cámara de Comercio, en caso afirmativo señale cuál fue su aporte? SR. GARCÍA: Como le comenté Gran Tierra tenía o tiene dos desacuerdos con la Agencia, que sepa hasta que me retiré o hasta el Tribunal, uno fue sobre la matemática, en particular no es la matemática sino es cómo calcular el precio en campo, como ahí se dice que es el precio en campo era qué costos le quito desde el FOB, desde puerto, para hacer un… hasta campo.
Uno tiene el precio allá en puerto, a eso le tiene que quitar los costos de transporte para llegar, porque la formula dice que se trata de determinar el precio en campo, al precio de exportación hay que quitarle los costos hasta llevarlo a campo, ese es el primer desacuerdo, en ese desacuerdo inicialmente lo hacíamos directamente los funcionarios de Gran Tierra y después sí teníamos unos asesores que nos ayudaban, prácticamente la gestión, la estrategia, todo el manejo de ese tema lo hacíamos internamente.
Para el segundo tema fue cuando se descubrió un nuevo campo en el bloque que fue cuando entramos en desacuerdo con Ecopetrol, ahí sí se tenía como asesor al doctor Chalela, a la firma del doctor Chalela abogados, no me acuerdo cómo se llama, la firma del doctor José Francisco Chalela era la que asesoraba la Compañía. Eso ocurrió cuando ya me estaba retirando, alcanzamos a cruzarnos las primeras cartas con la agencia, las primeras reuniones de no estoy de acuerdo o sí estoy de acuerdo y hacer una estrategia del manejo del tema, comenzar a charlarlo con el doctor Chalela, y ahí me retiré de Gran Tierra, luego ya fui llamado por el Tribunal de Arbitramento, no seguí, me retiré y perdí contacto con ellos, no seguí involucrado en eso.
DR. ARAQUE: Con la venia del tribunal y desde luego el testigo y ya dado que el interés indirecto que él puede tener de las resultas de este proceso, voy a tacharlo por sospecha para que simplemente estos hechos que él ha comentado que participó en el entendimiento de la cláusula sean evaluados por el tribunal al momento de proferir el laudo.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 66 DR. CHALELA: ¿Alguna manifestación doctor Suárez? DR. SUÁREZ: Sí, vuelvo a la misma manifestación, no hay mejor testigo para esta materia de la cláusula que la gente que intervino que es la gente que ha venido acá y que Petrominerales llamó a testimonial, el doctor puede… su director técnico quien lideró toda esta tarea, quien manifestó que había elaborado la cláusula en sus respuestas, quién hizo las presentaciones como consta en toda la cantidad de documentos.
Es el mismo tribunal el que tiene que entrar a analizar en el momento oportuno si prospera o no prospera la tacha del doctor William.”29 Procede el Tribunal a decidir sobre la solicitud de tacha de sospecha del testigo Julián Antonio García Salcedo, y al respecto encuentra, en primer lugar, que la experiencia del testigo es de gran valor, su práctica profesional en el sector de hidrocarburos es muy reconocida y específicamente en este caso, él mismo se desempeñaba como Director Técnico de la ANH al momento en que ocurrieron varios de los hechos considerados en este proceso.
En este sentido, el testimonio del señor García se ha referido específicamente sobre hechos que le constan durante los años en los que trabajó en la ANH. También se considera el Tribunal que si bien en algún momento de su vida, cuando trabajó para Gran Tierra, pudo haber tenido interés en el resultado de ese proceso, actualmente no existe dicho interés. El Tribunal, de otra parte, ha dejado muy en claro que su participación como testigo en el presente proceso no será tenida en cuenta en calidad de experto, sino que se limitará a tener en cuenta los hechos que le consta sucedieron cuando se desempeñó como Director Técnico de la ANH.
Ni tendrá en cuenta sus opiniones personales sobre el asunto. Por todas las razones expuestas, el Tribunal declarará infundada la tacha propuesta por el apoderado de la ANH y tendrá en cuenta este testimonio que igualmente será valorado de acuerdo con las reglas de la sana crítica. b. Recusación de peritos El apoderado de PETROMINERALES, dentro de la correspondiente oportunidad procesal, y al descorrer el traslado de los dictámenes de parte que presentó como prueba la ANH, formuló recusación expresa en contra de los peritos que elaboraron dos (2) ellos, de la siguiente manera: 29 Páginas 85 y 86 de la transcripción – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 320 y 321.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 67 A. Mediante escrito fechado el 10 de marzo de 2016, desconoció la validez del dictamen que fuera elaborado por el Consorcio 2012, estimó que dicho dictamen no reunía la totalidad de los requisitos exigidos por el numeral sexto del artículo 237 del CPC, hoy los requisitos del artículo 226 del CGP; y, adicionalmente, formuló recusación en contra de los miembros del Consorcio 2012, señores Moros y Pérez, que lo elaboraron, según la facultad que le permite el artículo 141 del CGP, al estimar que, respecto de los mismos, se configuraban las causales previstas en los numerales 1, 4 y 12, para la recusación de los jueces, que son aplicables a los peritos, tal como lo dispone el inciso segundo del artículo 235 ibídem.
En dicho escrito, manifestó el apoderado de PETROMINERALES, lo siguiente: “3. SOBRE EL DOCUMENTO ELABORADO POR EL CONSORCIO SEGUIMIENTO 2012. En adición a los tres conceptos técnicos emanados de ACIPET, y en abierta rebeldía con el artículo 226 del CGP conforme al cual “Sobre un mismo hecho o materia cada sujeto procesal solo podrá presentar un dictamen pericial”, la ANH allegó un cuarto concepto técnico (además de los tres de ACIPET) que pretende hacer valer como experticio técnico en este arbitraje, esto es, el “Concepto Técnico Contrato de E&E CORCEL.
Definición Áreas de Explotación en particular Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E, Boa y Cobra.” emanado del CONSORCIO. El documento en ciernes, suscrito por los señores Javier Moros Otero y Libardo Pérez Aguilar, fue remitido a la ANH por la señora Ligia Esperanza Flórez en su condición de representante del CONSORCIO, y fue anunciado como anexo al memorial por el cual la ANH descorrió el traslado de las excepciones de mérito de PETROMINERALES a la reforma a la demanda de reconvención. Este documento pretende hacerlo valer la ANH como “experticia” dentro del proceso en cuestión, a pesar de no ser más que una opinión técnica rendida por uno de sus consultores técnicos en desarrollo de un contrato de prestación de servicios de consultoría. Aun cuando la ANH pretende basarse en este documento como sustento técnico de un supuesto abuso contractual por parte de PETROMINERALES, lo cierto es que no dista de ser un nuevo enredo de conceptos técnicos, legales y contractuales, que resultan en un dictamen sobre puntos de derecho.
Lo anterior, sin perjuicio de que el objeto del estudio coincide en gran parte con los conceptos de ACIPET, y al hecho de que sus consideraciones de tipo técnico no se compaginan, y en TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 68 ocasiones se contradicen, con las de ACIPET, aun cuando versan sobre los mismos asuntos.
(…) 3.2. Sobre la condición de contratista consultor de los autores del concepto técnico Advertido lo anterior, llamo la atención al H. Tribunal a la circunstancia de que el concepto técnico en ciernes, fechado 27 de agosto de 2013, fue rendido por el CONSORCIO en ejecución del Contrato 189 del 30 de julio de 2012 entre éste y la ANH.
Conforme lo indica la señora Ligia Esperanza Flórez, quien suscribe la carta remisoria del concepto técnico en calidad de representante del CONSORCIO, el objeto de dicho Contrato 189 es la “Prestación de servicios profesionales especializados de apoyo a la gestión del grupo de seguimiento a la producción de hidrocarburos para el desarrollo de las acciones pertinentes para que los requerimientos contractuales se desarrollen en la oportunidad y calidad requeridas, teniendo en cuenta la dinámica de los contratos y convenios suscritos por la ANH.” Según se desprende de lo anterior, el concepto técnico emanó de un consultor especializado de la ANH en el marco de un contrato de prestación de servicios de consultoría, que para la fecha del concepto ya llevaba más de un año de ejecución. Aun cuando desconozco el contenido del Contrato 189, lo afirmado por la señora Flórez implica, inexorablemente, que el concepto técnico hace de marras parte de la asesoría permanente que el CONSORCIO brinda a la ANH.
Lo anterior, de contera, lleva a concluir que el CONSORCIO carece de objetividad, independencia e imparcialidad, en los términos exigidos por los artículos 226 y 235 del CGP. Si bien es cierto que el parágrafo del artículo 235 del CGP dispone que el hecho de que el perito esté remunerado no implica que tenga interés directo o indirecto en el proceso, no lo es menos que remunerar los servicios prestados para la elaboración de una experticia dista mucho de remunerar servicios permanentes de consultoría, como aparentemente ocurre en el caso del CONSORCIO, según lo señalado por la señora Flórez.
Pero tal vicio no solo se predica del CONSORCIO, quien fue quien emitió el concepto técnico, sino también de los dos autores que suscriben el mismo, señores Javier Moros y Libardo Pérez. Según la hoja de vida del señor TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 69 Moros que se acompañó como anexo al concepto técnico, él es “ANH Senior Consultant responsable for evaluating Colombia new associated discoveries and recommending the areas of evaluation that involves the new fields discoveries” que en español significa literalmente (incluyendo errores gramaticales) “Consultor Senior de la ANH responsable de evaluar los nuevos descubrimientos asociados Colombia (SIC) y recomendar las áreas de evaluación que involucra (SIC) los nuevos campos descubrimientos (SIC)”.
Lo anterior, desde noviembre de 2011 y por lo menos hasta la fecha del concepto técnico. Por su parte, según consta en la hoja de vida del señor Pérez, también allegada al concepto técnico, él trabaja para la ANH como experto y/o consultor en virtud del Contrato 189 de 2012, reiterando el objeto del contrato que se transcribió más arriba.
Anota el señor Pérez, además, que “Actualmente, Agosto de 2013, me encuentro laborando con el Consorcio Acciona-Otacc y con la ANH” (subrayado y énfasis nuestro). Así las cosas, tenemos que el concepto técnico de marras fue rendido por un contratista de la ANH que rinde asesoría o consultoría permanente, como lo es el CONSORCIO, y que quienes lo suscriben como autores también están vinculados a esta entidad.
Uno de ellos, el señor Moros, como Consultor Senior desde noviembre de 2011, y el otro, en virtud del Contrato 189 de 2012 por el que el CONSORCIO presta consultoría permanente. Es claro, entonces, que la remuneración que reciben los supuestos peritos no es aquella de que trata el parágrafo del artículo 235 del CGP, esto es, la que se paga a cambio del dictamen, sino que es una remuneración por prestación permanente de servicios.
Pero si lo anterior no fuere suficiente, vale anotar que el artículo 235 del CGP remite a las causales de recusación de los jueces para determinar si un perito debe o no recusarse. Atendiendo las causales de recusación contenidas en el artículo 141 del CGP, es evidente que en el caso en ciernes el CONSORCIO y los autores del concepto técnico incurren en, cuando menos, las causales señaladas en los numerales 1 (tener interés directo o indirecto en el proceso), 4 (ser consejero de una de las partes) y 12 (haber dado consejo o concepto fuera de actuación judicial sobre las cuestiones materia del proceso).
A todas luces está comprometida la imparcialidad, independencia y objetividad del supuesto perito, siendo tal circunstancia no solo suficiente para descartar darle valor al concepto TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 70 como prueba pericial, sino también para recusar al CONSORCIO y los autores del concepto, tal como se hará más adelante.
Por lo expuesto, reitero que los autores del concepto y el CONSORCIO carecen de objetividad, independencia e imparcialidad para ser considerados verdaderos peritos. En ese sentido, advierto de antemano que ME OPONGO EXPRESAMENTE A QUE EL CONCEPTO TÉCNICO SEA TENIDO EN CUENTA COMO PRUEBA PERICIAL DE PARTE Y, ADEMÁS, ME OPONGO EXPRESAMENTE A LAS RESPUESTAS Y CONCLUSIONES DEL CONSORCIO Y LOS SEÑORES MOROS Y PÉREZ, por tener todos ellos interés en el arbitraje como consultores y asesores de la ANH.
(…) 3.5. Recusación del CONSORCIO y los señores Javier Moros y Libardo Pérez Tal como se advirtió en párrafo anterior, expresamente formulo recusación en contra del CONSORCIO y los señores Javier Moros y Libardo Pérez, por configurarse, cuando menos, tres causales de recusación provistas en el artículo 141 del CGP, aplicable a los peritos por la remisión que hace al mismo el artículo 235 ejúsdem.
En particular, se configuran las causales provistas en los numerales 1, 4 y 12 de la norma en cita, así: (i) El numeral 1 proscribe que será causal de recusación tener el perito “interés directo o indirecto en el proceso”. Conforme la documentación allegada por el CONSORCIO, el objeto del precitado contrato 189 de 2012 es la prestación de servicios profesionales de consultoría para determinar acciones pertinentes por parte de la ANH.
Este contrato fue suscrito en julio de 2012, trece meses antes de rendirse el concepto técnico. Habida cuenta que el CONSORCIO era un consultor permanente para la fecha en que rindió su concepto técnico, y que su rol era hacer seguimiento para “el desarrollo de las acciones pertinentes” relativas a requerimientos contractuales, es claro que tenía interés en el proceso para la fecha de rendir el concepto.
En efecto, el resultado de este arbitraje tendrá incidencia directa en la forma como se evalúa la calidad de los servicios prestados por el CONSORCIO, así como su idoneidad para ello. En tal medida, tiene interés, cuando menos indirecto, en el resultado de este trámite. Así, no es imparcial, independiente ni objetivo, tal como lo demuestran los serios yerros de que adolece el concepto técnico.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 71 (ii) Dice el numeral 4 que es causal de recusación ser el perito “curador, consejero o administrador de bienes de cualquiera de las partes.”.
Dado que el mismo CONSORCIO reconoce expresamente su labor de consultoría y consejería en el marco de seguimiento de los contratos de la ANH, es autoevidente que se configura esta causal. Por ser un consejero de la ANH, particularmente en determinar las acciones a seguir por parte de la entidad en asuntos de requerimientos y seguimiento contractual, es claro que carece de la imparcialidad y objetividad exigida a los peritos.
(iii) El numeral 12 dispone como causal de recusación haber el perito dado “consejo o concepto fuera de actuación judicial sobre las cuestiones materia del proceso”. Como se dijo anteriormente, el objeto del Contrato 189 de 2012 es la asesoría permanente por parte del CONSORCIO a la ANH, y los autores del concepto técnico han relacionado en sus hojas de vida ser consultores de esta entidad.
En particular, dado el objeto del contrato, que como se vio corresponde en la consultoría para la determinación de acciones a adoptar por parte de la ANH, es apenas lógico que sobre la causación del Derecho Económico por Precios Altos ya habían rendido concepto para la fecha en que se rindió su dictamen. Ello se colige por el objeto del contrato entre el CONSORCIO y la entidad, no obstante a la fecha carezco de las pruebas que permitan evidenciar esta causal, las cuales se solicitará al H. Tribunal obtener con apoyo en el principio de la carga dinámica de la prueba consagrado en el artículo 167 del CGP.
Por lo expuesto, reitero que está comprometida la imparcialidad, independencia y objetividad del supuesto perito, esto es, tanto el CONSORCIO como los señores Moros y Pérez, razón por la cual ruego al H. Tribunal abstenerse de dar valor de peritaje al concepto de marras, y dar trámite a la recusación del CONSORCIO y los autores del concepto como partes en este proceso arbitral.
En los anteriores términos doy cumplimiento a las exigencias del artículo 143 del CGP respecto de la formulación de la recusación, salvo lo atinente a las pruebas que se harán valer como sustento de la misma, las cuales se relacionan en el acápite 3.6 siguiente. 3.6. Solicitudes En atención a lo anterior, ruego al H. Tribunal de Arbitramento que: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 72 (i) Se ABSTENGA de dar valor probatorio como dictamen pericial de parte al concepto técnico en ciernes, por no reunir los requisitos exigidos ni por el CPC ni por CGP para tal efecto, y especialmente por: a. Haber sido rendido por quienes, para la fecha de rendir el concepto, eran consultores de la ANH que carecían de independencia e imparcialidad para revestir la condición de peritos, motivos por los cuales se ha formulado y solicitado su recusación; y Ser un segundo dictamen técnico sobre un mismo punto, habida cuenta de la identidad de asuntos tratados en este concepto y los conceptos de ACIPET.”30 (Subraya y negrilla fuera del texto) B. De igual manera, el apoderado de PETROMINERALES, al descorrer el traslado, mediante escrito radicado el 22 de agosto de 201731, del denominado “Informe del dictamen pericial geológico y de yacimientos resultado de la inspección judicial con exhibición de documentos relacionados con el Contrato Corcel y específicamente sobre los campos Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E y Boa” elaborado por el señor Javier Moros Otero con ocasión de la exhibición de documentos, también lo recusó y manifestó lo siguiente: “II.
RECUSACIÓN DEL GEÓLOGO JAVIER MOROS OTERO De conformidad con el artículo 151 del Decreto 1818 de 1998 “El Tribunal tendrá respecto de las pruebas, las mismas facultades y obligaciones que se señalan al juez en el Código de Procedimiento Civil”. Con fundamento en esta norma, el H. Tribunal dispuso en el Acta No. 26 del 13 de enero del 2016 que, con ocasión de la vigencia de la Ley 1564 de 2012 (Código General del Proceso “CGP”) a partir del 1 de enero de 2016, resulta imperativo que la práctica de pruebas se realice de conformidad con este estatuto procesal vigente.
Así las cosas, remitiéndonos a este Código en asuntos probatorios, su artículo 235 señala que “las partes se abstendrán de aportar dictámenes rendidos por personas en quienes concurre alguna de las causales de recusación establecidas para los jueces”. 30 El referido memorial se encuentra anexo al expediente en el Cuaderno Principal No 4, folios 3 a 16 31 El referido memorial se encuentra anexo al expediente en el Cuaderno Principal No 7, folios 481 a 485.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 73 (…) Se dijo igualmente en aquella oportunidad que el señor Javier Moros Otero, como autor del concepto técnico, ha estado vinculado con la ANH en diversas ocasiones como Consultor Senior de la ANH, circunstancia que se mantuvo durante los años 2011, 2012, 2013 y 2014 en dos proyectos diferentes.
De la misma forma, se manifestó que el Consorcio, en particular respecto a lo señalado por el numeral 12 del artículo 141, lógicamente tuvo que haber dado consejo o concepto fuera de la actuación judicial sobre las cuestiones materia del proceso toda vez que el perito prestaba asesoría permanente con ocasión del mencionado Contrato 189 de 2012.
Pues bien, en esta ocasión, además de las condiciones que ya se ventilaron en memorial del 10 de marzo de 2016, se configura una causal de recusación adicional que es la contemplada en el numeral 2 del artículo 141 del CGP. De conformidad con dicho numeral, será causal de recusación el haber conocido del proceso o realizado cualquier actuación en instancia anterior.
Por los documentos que reposan en el expediente, se puede constatar que el señor Moros fue el perito del Consorcio que preparó el “Concepto Técnico Contrato de E&E Corcel. Definición Áreas de Explotación en particular Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E, Boa y Cobra” derivado del Contrato No. 189 de 2012, actuó como Consultor Senior de la ANH durante los años 2011-2014 y que ahora presenta un supuesto dictamen con ocasión de la exhibición de documentos.
Es evidente pues que el señor Moros ya ha tenido conocimiento de causa respecto del proceso arbitral de la referencia ya que ha podido examinar y rendir concepto en estas tres situaciones, ya fuera como perito o como asesor de la ANH. Por supuesto, como hemos reiterado en ocasiones previas, estas circunstancias evidencian que el Informe del señor Moros no es objetivo ni imparcial.
De manera que solicitamos al H. Tribunal negarle los efectos al dictamen rendido por el señor Javier Moros Otero al incurrir en circunstancias que afectan gravemente su credibilidad toda vez que, además de las circunstancias ya mencionadas en memorial del 10 de marzo de 2016, está incurso en la causal de recusación contemplada en el numeral segundo del artículo 141 del CGP.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 74 (…) V. SOLICITUD En atención a lo anterior, ruego al H. Tribunal que: Se abstenga de dar valor probatorio como dictamen pericial de parte al “Informe del dictamen pericial geológico y de yacimientos resultado de la inspección judicial con exhibición de documentos relacionados con el Contrato Corcel y específicamente sobre los campos Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E y Boa”, por no reunir los requisitos exigidos por el Código General del Proceso, especialmente por: Haber sido rendido por quien ha sido consultor de la ANH y carece de independencia e imparcialidad para revestir la condición de perito, motivo por el cual he formulado y solicitado la recusación. Ser un tercer dictamen técnico sobre un mismo punto, habida cuenta de la identidad de asuntos tratados en éste, en el que fue elaborado por el Consorcio y por los conceptos de Acipet.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Para resolver las anteriores recusaciones, el Tribunal considera lo siguiente: 1.
Durante el término de traslado que hizo el Tribunal de los mencionados dictámenes periciales, el apoderado de PETROMINERALES, en la forma en que se lo autoriza el artículo 228 del CGP, y para controvertirlos, solicitó la comparecencia de los peritos con el fin de interrogarlos acerca de su idoneidad e imparcialidad, así como del contenido de los mismos. 2.
Fue así como el Tribunal ordenó la comparecencia de los peritos para que fueran interrogados por las partes en audiencia, a cuyo efecto, los peritos comparecieron los días 12 de mayo de 2016 y 23 de octubre de 2017-, tal como consta en las Actas 37 y 60 a rendir las declaraciones solicitadas. En el curso de la audiencia de interrogatorio del 23 de octubre de 2017, el ingeniero Javier Moros declaró lo siguiente sobre su relación así como la del Consorcio 2012 con la ANH: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 75 “DR. SUÁREZ: Gracias señor presidente. Sírvase, ingeniero Javier Moros, informarle al Tribunal si usted con anterioridad a este dictamen pericial había rendido otro dictamen pericial en anterior ocasión en este mismo proceso y que se denominó Concepto Técnico Contrato IN (sic) Corcel, definición de áreas de explotación, en particular Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E, Boa y Cobra de agosto 27 de 2013, que lo rindió a solicitud de la ANH? DR. ARAQUE: Señor presidente, yo considero que es una pregunta superflua, porque los documentos que están en el expediente dan cuenta de lo que está preguntando y cualquier respuesta al contrario no sería admisible para este Tribunal.
DR. CHALELA: Vamos a permitir que responda la pregunta, porque estamos poniendo en contexto al Tribual, (sic) pero desde luego, les recuerdo que las preguntas que se van a formular aquí tienen que ver con la contradicción del dictamen, los apoderados saben que el dictamen es un dictamen de parte y por consiguiente, el dictamen pudo ser presentado en las condiciones en que haya sido presentado, lo que conviene y constituye es la oportunidad de contradicción de parte de quien solicitó esta diligencia con ese propósito, el de contradecir la prueba y, en esta diligencia cabe, de parte de quien solicitó la diligencia, preguntas insinuantes, sugestivas o asertivas, por lo cual, vamos a darle cierta libertad al apoderado para que las haga, desde luego manteniéndonos en el contexto de lo pertinente.
Responda la pregunta señor Moros. SR. MOROS: Sí participé de ese informe. DR. CHALELA: Continúe doctor Suárez. DR. SUÁREZ: Sírvase informarle al Tribunal si usted ha prestado servicios profesionales a la ANH como consultor senior, en caso afirmativo, sírvase indicar en qué ocasiones y qué funciones desempeñó? SR. MOROS: En primer lugar, participé con la Agencia nacional de Hidrocarburos cuando esta fue creada en el 2004 como asignación especial de Ecopetrol para que la Agencia se creara, en ese momento estuve, 2003 o 2004, más o menos un año participando con la Agencia en la parte técnica, en la Superintendencia Técnica, en exploración y producción como geólogo de exploración. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 76 Posteriormente, la fecha no la recuerdo exactamente, pero más o menos en el 2011 o 2012, si no estoy mal, 2012 o 2013 hice parte de una compañía que se ganó un proceso para hacerle seguimiento a los contratos de producción en la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ellos me contrataron a mí como consultor para dar conceptos de comercialidades de muchos campos en el país. ( ) DR. SUÁREZ: Usted quiere informarle al Tribunal qué es Moros Energy S.A.S.? SR. MOROS: Moros Energy S.A.S. es una compañía creada de consultoría donde yo soy el socio principal y el gerente general, el único socio y se creó en el 2010, después de que me jubilé de Ecopetrol.
(…) DR. SUÁREZ: Sírvase informarle al tribunal si entre septiembre de 2015 y enero de 2016 usted y su compañía Moros Energy S.A.S. prestó servicios de consultoría senior a la ANH? SR. MOROS: Septiembre qué, perdón? DR. SUÁREZ: Septiembre de 2015 a enero de 2016? SR. MOROS: No recuerdo exactamente, pero debió ser de la misma manera como se hizo en el principio.
DR. SUÁREZ: Sírvase decir si con posterioridad a la fecha que le acabo de indicar, septiembre 15 a enero de 2016, Moros Energy o usted ha prestado servicios de consultoría a la ANH y en caso afirmativo, cuáles? SR. MOROS: No, lo único que he hecho después de eso es este peritaje que es directamente con la firma de abogados. DR. SUÁREZ: Sírvase informar al Tribunal, de esos contratos que usted ha mencionado directamente a través de usted o a través de Moros Energy con otras compañías, cuáles fueron las funciones que usted desempeñó como consultor senior para la ANH? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 77 SR. MOROS: Como mi profesión es geólogo, lo que hacía era evaluar en los contratos de producción que existían entre la Agencia y varias compañías, evaluar diferentes campos en producción, esa evaluación incluía verificar las áreas de explotación, las comercialidades y dar una valoración de los conceptos técnicos de esas áreas.
DR. SUÁREZ: En las distintas ocasiones en las que usted prestó servicios a la ANH en la forma indicada en la pregunta anterior, sírvase informar al Tribunal en cuántas ocasiones usted tuvo conocimiento como consultor senior de descubrimientos, áreas de evaluación, áreas de explotación, declaratorias de comercialidad y de hallazgos relativos al área contratada Corcel o al contrato Corcel, contestó? SR. MOROS: Exactamente en cuántas oportunidades, yo creo que en dos, si no estoy mal.
DR. SALAZAR: Puede describir esas dos oportunidades? SR. MOROS: Básicamente la primera es el informe al que se refería el doctor, era verificar las áreas de evaluación del contrato Corcel, la extensión de los campos, específicamente en cuanto a los campos que se denominaron Corcel A, D, E, Corcel C, Corcel Boa y una serie de campos que quedan al norte de esos campos dentro del contrato Corcel, diferentes campos pequeños.
DR. SALAZAR: Y la otra oportunidad? SR. MOROS: La otra oportunidad, primero fue exactamente sobre el campo Corcel, lo que se denomina el campo Corcel y en las otras oportunidades fue con las estructuras pequeñas que había al norte del bloque Corcel. (…) DR. SUÁREZ: No yo me refiero a si esa presentación que usted examinó y que dijo que había tomado de la demanda de reconvención inicial que eran, entre otros, informes de descubrimientos, evaluación y resultados de las evaluaciones, áreas de evaluación, áreas de comercialización y demás, esa información fue radicada o no fue radicada en la ANH? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 78 SR. MOROS: Hablemos de dos cosas, la primera evaluación que se hizo que usted hizo referencia al 2013 donde se revisaron todas las áreas de evaluación, áreas de comercialidad y todo eso se presentó a la Agencia y se le entregó un informe a la Agencia que fue ese al que usted hizo referencia. En esta segunda oportunidad yo entregué un informe directamente a la compañía de abogados Gómez Pinzón Zuleta.
DR. CHALELA: Le quisiera poner de presente al perito y a todos los apoderados que esta diligencia se refiere exclusivamente al informe que presentó en la última oportunidad, entonces es para que nos circunscribamos a ese informe que es el que es objeto de contradicción en esta diligencia. DR. SUÁREZ: Con la venia del señor presidente del Tribunal quisiera manifestar que, si uno hace un examen del concepto técnico que en su momento rindió el doctor Moros, muchas de las cosas que dice este dictamen pericial se trata exactamente de los mismos puntos, por lo cual nosotros en su momento en uno de los memoriales manifestamos que estábamos frente a dos dictámenes sobre los mismos puntos, entonces… (Interpelado) DR. CHALELA: Doctor Suárez, el Tribunal va a considerar eso en su debido momento que es al momento de emitir el laudo arbitral, yo simplemente quiero puntualizarle al declarante, pero por supuesto también a los apoderados que el contexto de esta diligencia es la contradicción del último informe, para que la diligencia se surta en lo que corresponde.
(…) DR. CHALELA: El Tribunal quiere hacerle una pregunta. Ha sido usted perito en algunas otras oportunidades en procesos judiciales y entiende cuál es el alcance de una opinión de un experto técnico dentro de un proceso judicial? SR. MOROS: Perito no he sido32, he sido testigo, pero no perito. DR. CHALELA: Gracias, continúe doctor Suárez.
(…) 32 En este proceso, en dos oportunidades ha sido perito. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 79 DR. SUÁREZ: Tiene conocimiento usted que la ANH en cualquiera de esos informes y reportes a los que he ido haciendo mención de esos 5 campos haya rechazado las interpretaciones que hizo el contratista? SR. MOROS: Lo que yo sé es que la Agencia sí ha criticado las áreas de explotación, en ese sentido que las haya rechazado no lo sé a ciencia cierta, pero sí las ha criticado y ha dicho que no está de acuerdo con unas áreas de explotación, eso lo sé, que haya rechazado eso no, creo que llama a la compañía y discuten esos temas.
DR. SALAZAR: Usted por qué sabe eso? SR. MOROS: PORQUE YO TRABAJÉ EN LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS EN EL MOMENTO EN QUE ESOS INFORMES SE ESTABAN PRESENTANDO. DR. SALAZAR: Específicamente sobre el campo Corcel? SR. MOROS: SOBRE EL CAMPO CORCEL DI UNA VERSIÓN DI UNA VERSIÓN DE TODOS ESTOS INFORMES, CLARO. (…) DR. CHALELA: Entonces cuando se refiere a que lo hizo en ambas ocasiones, en la elaboración de este dictamen y en el pasado, me puede explicar a qué se refiere en el pasado, cuánto tuvo usted contacto con esa información en el pasado? SR. MOROS: EN UN CONCEPTO QUE DI EN EL 2013, ESPECÍFICAMENTE PARA EL CAMPO CORCEL.
DR. CHALELA: Esos informes que usted revisó en el 2013 es información que usted revisó para quién? SR. MOROS: PARA LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. (…) DR. SUÁREZ: Sírvase informarle al Tribunal si para efectos de rendir este dictamen, del cual estamos hablando, usted examinó el contrato Corcel? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 80 SR. MOROS: El contrato Corcel ya lo había examinado en una oportunidad cuando hice el primer concepto, en este segundo concepto no revisé el contrato Corcel, sin embargo, algunas cláusulas como el área de explotación y el área comercial las encontré en unos archivos que había de Petrominerales donde se definía qué era un área de explotación y qué era un área comercial.
(…) DR. CHALELA: Cuando usted fue contactado para la elaboración de este dictamen usted le manifestó al doctor Araque o a la firma Gómez Pinzón que usted ya había evaluado estas áreas de explotación en la respuesta que acaba de explicar dice que usted revisó el contrato, las áreas de evaluación y los planes de explotación en el 2013, esta información usted se la puso en conocimiento a los apoderados de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, particularmente a Gómez Pinzón DR. SUÁREZ: Sí, yo ya estaba con ellos trabajando, en ese momento también ellos hicieron parte de ese equipo.
DR. SALAZAR: Ese concepto de 2013… para Gómez Pinzón Zuleta o lo hizo para la ANH? SR. MOROS: ESO LO HICE PARA LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Resaltado, subrayado y mayúsculas fuera de texto) (…) DR. CHALELA: Previamente es cuándo? SR. MOROS: Previamente en el 2013. (…) DR. SUÁREZ: ¿Podría indicarle al Tribunal el de la izquierda… ese informe? SR. MOROS: Creo que sí, no estoy 100% seguro, pero creo que sí, si lo traigo ahí o lo traje en el informe anterior, era para ajustar la ubicación de la zona Corcel A. DR. SUÁREZ: O sea, que realmente no sabe de dónde lo extrajo.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 81 DR. SALAZAR: ¿A qué se refiere el informe anterior, se refiere al informe del 2013? SR. MOROS: No, tal vez de donde saqué el primero, el primer mapa que muestran las primeras gráficas.
(…) DR. SUÁREZ: Usted ha reportado esos hallazgos que tuvo en el 2013 a la ANH y al Ministerio para efectos de que, SR. MOROS: en un informe que pasamos con el doctor Ardila reportamos eso. DR. SALAZAR: ¿A quién le pasaron ese informe? SR. MOROS: A LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. (…) DR. CHALELA: Le concedo la palabra al doctor William Araque para que se refiera a preguntas al perito, desde luego doctor Araque en el contexto nuevamente de la contradicción del dictamen.
DR. ARAQUE: Usted mencionó que había elaborado para la ANH un estudio en el año 2013. ¿Cuéntele al Tribunal si ese estudio que usted dice elaboró en el 2013 es el mismo que le pongo de presente del 27 de agosto del 2013 visible al cuaderno de pruebas 19, folios 5 y siguientes? SR. MOROS: Sí, es el mismo y están nombrados los profesionales que los hicimos Javier Moros Otero, geólogo; y el ingeniero de petróleos Libardo Pérez Aguilar.”33 (Subraya y negrilla fuera del texto) 3.
Del relato del perito Javier Moros, transcrito anteriormente, que fue rendido bajo la gravedad del juramento, se deduce claramente, el Tribunal, que el mismo perito admitió, en forma libre y espontánea, que tanto él como el Consorcio 2012 fueron contratistas permanentes de la ANH, a cambio de una remuneración fija, circunstancia esta que de por sí ya afecta seriamente y pone en duda tanto su objetividad e imparcialidad como la del Consorcio 2012, para actuar como peritos 33 Cuaderno de Pruebas No 20, folio 490 TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 82 en el presente proceso. 4. También, el Tribunal pudo verificar, tal como consta en el expediente y lo alega el apoderado de PETROMINERALES, que en el presente proceso la ANH presentó tres (3) dictámenes periciales distintos tendientes a demostrar la misma materia, lo que contraviene la prohibición prevista en el artículo 226 del CGP.
Del testimonio del señor Moros y de la prueba documental obrante en el expediente, el Tribunal concluye lo siguiente respecto de la recusación que se formuló a los peritos Pérez y Moros, que elaboraron dos (2) dictámenes periciales presentados por la ANH y ratificado en el Alegato de Conclusión que presentó PETROMINERALES: a. Que es cierto y así aparece demostrado en el expediente, que el señor Javier Geovanni Moros Otero sí participó de manera activa, en principio, en su condición de contratista permanente de la ANH, en la elaboración de los dos (2) de dictámenes que ante este Tribunal presentó esa entidad así: 1) En el denominado “Concepto Técnico Contrato de E&E CORCEL.
Definición Áreas de Explotación en particular Corcel A, Corcel C, Cordel D, Corcel E, Boa y Cobra’ Contrato No. 189 de 2012”, rendido por el CONSORCIO SEGUIMIENTO 2012, fechado el 27 de agosto de 2013, a solicitud de la ANH, el cual obra en los folios 1 a 86 del Cuaderno de Pruebas No. 18 y en el Cuaderno de Pruebas No. 19. 2) En el denominado “Informe del dictamen pericial geológico y de yacimientos resultado de la inspección judicial con exhibición de documentos relacionados con el Contrato Corcel y específicamente sobre los campos Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E y Boa” elaborado por el señor Javier Moros Otero con ocasión de la exhibición de documentos. b. Que según lo declaró ante el Tribunal la señora Ligia Esperanza Florez, el objeto del Contrato 189, suscrito por el Consorcio 2012 con la ANH, consistía en la “Prestación de servicios profesionales especializados de apoyo a la gestión del grupo de seguimiento a la producción de hidrocarburos para el desarrollo de las acciones pertinentes para que los requerimientos contractuales se desarrollen en la oportunidad y calidad requeridas, teniendo en cuenta la dinámica de los contratos y convenios suscritos por la ANH.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 83 c. Que, el señor Javier Moros sí participó activamente en la ejecución del mencionado Contrato 189 que había celebrado con la ANH, en su condición de contratista de esa entidad, lo que demuestra, de manera inequívoca, que el dictamen pericial que rindió a nombre de la ANH en este proceso, lo elaboró en su condición de consultor técnico permanente de esa entidad. d. Que la misma hoja de vida que presentó el señor Moros, conforme a lo previsto en el artículo 226 del CGP, y que se adjuntó como anexo al dictamen pericial del año 2013,34 demuestra, por sí sola, que el citado señor Moros, para la fecha en que fue elaborado el dictamen por el Consorcio, fungía, simultáneamente, como Consultor Senior permanente de la ANH, siendo el responsable de evaluar sus nuevos descubrimientos, lo que permite concluir que el dictamen pericial que rindió a solicitud de la ANH, lo elaboró siendo contratista permanente de la ANH. e. Que en la declaración rendida por el geólogo Javier Moros, bajo la gravedad del juramento, ante este Tribunal, el día 23 de octubre de 2017, el perito admitió y ratificó lo anterior, y reconoció expresamente que él si trabajó para la ANH como consultor permanente y que, además, él mismo participó, elaboró y preparó los mencionados dictámenes periciales.
(documento presentado por el Consorcio 2012 y el dictamen pericial que elaboró como resultado de la exhibición de documentos) f. Que el perito Javier Moros, al haber participado activamente en la elaboración y sustentación del primer dictamen pericial como miembro que fue del Consorcio 2012, se encontraba impedido para rendir, como lo hizo, el segundo dictamen, por así prohibirlo expresamente el numeral 12 del artículo 141 del CGP. g. Que los peritos recusados por PETROMINERALES, señores Pérez y Moros (Consorcio 2012), a juicio del Tribunal, no desempeñaron sus funciones con la claridad, objetividad e imparcialidad que se les exige, al no haber manifestado que cuando los elaboraron, fungían simultáneamente como contratistas permanentes de la ANH, circunstancia esta que les impedía obrar como peritos, tal como también lo establece el numeral 12 del artículo 141 del CGP. h. Que, además, el perito Javier Moros, al haber participado como perito en la elaboración del primer dictamen como miembro activo del Consorcio 2012, tampoco podía -de manera alguna- participar, como lo hizo, en la elaboración y sustentación 34 La hoja de vida del señor Moros aparece anexa en el Cuaderno Principal No. 7, folios 69 a
72. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 84 del segundo dictamen pericial pues, ello se lo prohíbe expresamente el numeral 12 del artículo 141 del CGP. i. Que la ANH, tampoco podía desconocer, bajo ninguna circunstancia, que el señor Javier Moros, al haber formado parte del Consorcio 2012 y al haber participado activamente en la elaboración del primer dictamen pericial, como su consultor permanente remunerado, ya había actuado como perito en este proceso arbitral, lo que, igualmente, le impedía elaborar el segundo dictamen, pues así se lo prohíbe expresamente el numeral 12 del artículo 141 del CGP. j. Que, ante esa comprometedora circunstancia que concurría en el perito Javier Moros, que afectaba gravemente su objetividad e imparcialidad, la ANH se ha debido abstener de presentar ante este Tribunal ningún dictamen de parte que hubiese sido elaborado por una persona en la cual concurrían graves y serias causales de recusación, tal como se lo ordena el artículo 235 del CGP, lo que no hizo.
En consecuencia, sin perjuicio de todo lo expuesto en este Laudo, sobre la valoración del contenido de los mencionados dictámenes, de acuerdo con lo previsto en los numerales 1, 4 y 12 del artículo 141 del CGP,35 en concordancia con lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 235 ibídem;36 el Tribunal encuentra plenamente demostrado no solo que el perito Javier Moros no obró con la imparcialidad, independencia y objetividad que le correspondía en su condición de auxiliar de la justicia; sino que, además, al concurrir en él precisas causales de recusación, la ANH se ha debido abstener de presentar como prueba en este proceso los dictámenes periciales que dicho señor elaboró para ella, tal como se lo prohibe el artículo 235 del CGP.
Por lo anteriormente expuesto, el Tribunal considera bien fundadas y plenamente demostradas las causales de recusación formuladas por el apoderado de PETROMINERALES, en contra de los peritos que elaboraron los dictámenes periciales y que presentó como prueba de parte la ANH, tal como lo dispondrá en la 35 “Artículo 141. Causales de recusación. Son causales de recusación las siguientes: 1.
Tener el juez, su cónyuge, compañero permanente o alguno de sus parientes dentro del cuarto grado de consanguinidad o civil, o segundo de afinidad, interés directo o indirecto en el proceso. 4. Ser el juez, su cónyuge, compañero permanente o alguno de sus parientes indicados en el numeral 3, curador, consejero o administrador de bienes de cualquiera de las partes. 12.
Haber dado el juez consejo o concepto fuera de actuación judicial sobre las cuestiones materia del proceso, o haber intervenido en este como apoderado, agente del Ministerio Público, perito o testigo.” (Resaltado fuera de texto) 36 “Las partes se abstendrán de aportar dictámenes rendidos por personas en quienes concurre alguna de las causales de recusación establecidas para los jueces.
La misma regla deberá observar el juez cuando deba designar perito.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 85 parte resolutiva de este laudo arbitral, y sin perjuicio de que esa conducta de la ANH sea apreciada por el Tribunal en este Laudo Arbitral.
Por consiguiente, y al estar debidamente fundadas las causales de recusación propuestas por PETROMINERALES, en contra de los peritos, por circunstancias que afectan gravemente su imparcialidad y objetividad y tal como lo autoriza el artículo 235 del CGP, el Tribunal le negará efecto probatorio a los dos (2) dictámenes periciales de parte que fueron elaborados por ellos. c. Juramento Estimatorio Dispone el artículo 206 del CGP, que fuera modificado por el artículo 13 de la Ley 1743 de 2014, y que resulta aplicable al presente proceso, que quien pretenda el reconocimiento de una indemnización, compensación o el pago de frutos o mejoras, estará obligado a estimarla razonablemente, bajo la gravedad del juramento, estimación esta que -además- hará prueba de su monto mientras su cuantía no sea objetada por la parte contraria dentro del traslado respectivo que especifique razonadamente la inexactitud que se le atribuya a la estimación. También prevé dicha norma que si la cantidad estimada bajo juramento excede en un cincuenta por ciento (50%) a la que resulte probada en el proceso, se condenará a quien hizo el juramento estimatorio a pagar al Consejo Superior de la Judicatura, Dirección Ejecutiva de Administración Judicial, o quien haga sus veces, una suma equivalente al diez por ciento (10%) de la diferencia entre la cantidad estimada y la probada.
Igualmente, habrá lugar a la condena a la que se refiere dicho artículo, en los eventos en que en la sentencia se nieguen las pretensiones de la demanda por falta de demostración de los perjuicios. En tal evento, la sanción equivaldrá al cinco por ciento (5%) del valor de las pretensiones que fueron desestimadas. Así mismo, establece la norma en cuestión, que la aplicación de esta sanción sólo procederá cuando la causa de la falta de demostración de los perjuicios sea imputable al actuar negligente o temerario de la parte.
De acuerdo con lo anterior, los presupuestos para que proceda la imposición de la sanción prevista en esta norma, son los siguientes: 1) Que el monto estimado bajo la gravedad del juramento de la indemnización TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 86 pretendida en la demanda, exceda del cincuenta por ciento (50%) de aquel que resultó probado en el proceso. 2) Que en la sentencia se nieguen las pretensiones de la demanda por falta de demostración de los perjuicios por un actuar negligente o temerario de la parte.
En el presente caso el Tribunal determinó que las pretensiones que no prosperan respecto de la demanda de reconvención reformada serán negadas por cuanto no se acreditó el derecho en que ellas se fundamentan, con lo cual, su fracaso no obedece a una falta de prueba del monto de los perjuicios, con lo cual se descarta la acreditación del primero de los presupuestos recién referidos.
Por otra parte, tampoco se puede afirmar la falta de prosperidad de las pretensiones obedezca a la ausencia de prueba de los perjuicios reclamados por un proceder negligente o temerario de la parte que los estimó, circunstancia que lleva a concluir que tampoco se acreditó el segundo de los presupuestos legales. En consecuencia, el Tribunal se abstendrá de imponer a cualquiera de las partes del presente proceso la sanción prevista en el artículo 206 del CGP.
En cuanto a la objeción formulada por PETROMINERALES al juramento estimatorio hecho por la ANH en la respectiva demanda de reconvención, el Tribunal se abstiene de considerarlo toda vez que las pretensiones objeto de estimación jurada de la demanda de reconvención reformada no prosperaron según se indica en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral.
2. ANÁLISIS DE ASPECTOS JURÍDICOS TRATADOS EN EL PROCESO a) El Contrato de Exploración y Producción, su naturaleza jurídica Antes de abordar el análisis de las estipulaciones del Contrato CORCEL (al que se alude en este documento indistintamente como el Contrato o el Contrato CORCEL) que resultan relevantes para la aproximación a la controversia planteada, se impone que el Tribunal determine, en primer lugar, cuál es su naturaleza jurídica a la luz de la legislación vigente en la época en que dicho Contrato se celebró, e igualmente, establezca los elementos esenciales, naturales y accidentales releventes para la controversia planteada que se predican respecto del mismo.
El Tribunal precisa, para todos los efectos de este Laudo Arbitral, que la existencia y validez del Contrato CORCEL es un tema pacífico entre los contratantes que no TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 87 está siendo debatido entre ellas y que, por lo tanto, se relevará de consideraciones al respecto; sin embargo, y en aras de la claridad de los aspectos en torno a los que gira la controversia, hará a continuación las siguientes precisiones que estima necesarias y convenientes para poder llegar a interpretar el verdadero sentido y alcance del numeral 16.2. de la cláusula 16 sobre precios altos y su apropiada aplicación por las partes durante la ejecución del Contrato.
Fue a partir de la creación de la ANH, que se produjo con la expedición del Decreto Ley 1760 de 2003 “Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos - Ecopetrol, se modifica su estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la sociedad Promotora de Energía de Colombia. S.A.” que se le atribuyeron a esta entidad, las funciones de administrar los hidrocarburos de propiedad nacional y asignar las áreas para su exploración y explotación (artículo 5 numeral 1), modificado mediante el Decreto 4137 de 2011, así: “Artículo 4°.
Funciones Generales. Como consecuencia del cambio de naturaleza, son funciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, las siguientes: “3. Diseñar, promover, negociar, celebrar y administrar los contratos y convenios de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, con excepción de los contratos de asociación que celebró Ecopetrol hasta el 31 de diciembre de 2003, así como hacer el seguimiento al cumplimiento de todas las obligaciones previstas en los mismos.” (subrayado fuera de texto) La referencia hecha por el Decreto Ley 1760 de 2003, en ese momento, al artículo 76 de la Ley 80 de 1993 mantuvo entonces la afiliación que venían teniendo los contratos relativos a la exploración y explotación de los recursos naturales renovables y no renovables, a la legislación especial aplicable a la denominada industria extractiva, con la particularidad de que siguieren siendo los reglamentos internos expedidos por las entidades dedicadas a esas actividades de exploración y explotación de recursos naturales los que determinasen los procedimientos para la selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que pudieren pactarse y las cuantías y los trámites a que debieren sujetarse los respectivos contratos.
El artículo 76 de la Ley 80 de 1993 dice así: “Art.
76. DE LOS CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LOS RECURSOS NATURALES: Los contratos de exploración y explotación de recursos naturales renovables y no renovables, así como los concernientes a la comercialización y demás actividades comerciales e industriales propias TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 88 de las entidades estatales a las que correspondan las competencias para estos asuntos, continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable.
Las entidades estatales dedicadas a dichas actividades determinarán en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que podrán pactarse, las cuantías y los trámites a que deben sujetarse. Los procedimientos que adopten las mencionadas entidades estatales desarrollarán el deber de selección objetiva y los principios de transparencia, economía y responsabilidad establecidos en esta ley.
En ningún caso habrá lugar a apropiaciones o revisiones administrativas por parte del Consejo de Ministros, del Consejo de Estado ni de los Tribunales Administrativos.” Por virtud de la anterior disposición legal, el Contrato de Exploración y Explotación (al que se aludirá en este Laudo Arbitral indistintamente como Contrato E&E o Contrato E&P -por el uso generalizado de este acrónimo para este tipo de contrato en la industria del petróleo-) que tiene como finalidad la exploración y explotación de los recursos naturales renovables y no renovables de propiedad de la Nación que se encuentre en el subsuelo, es un verdadero contrato estatal de los que están regulados por el artículo 2º de la Ley 80 de 1993, pero está sujeto a un régimen especial tal como también lo prevé dicha ley en su artículo 76.
Del mismo modo, el Decreto Ley 1760 de 2003, en su artículo 8, numeral 6, atribuyó al Consejo Directivo de la ANH la función de aprobar los modelos de nuevos contratos, como fue el caso del Contrato CORCEL. ECOPETROL, empresa estatal petrolera que tenía a cargo hasta la expedición del Decreto Ley 1760 de 2003 la administración de los hidrocarburos de propiedad nacional, ejercía también libertad de estipulación contractual para los contratos exploración y explotación de hidrocarburos.
En ese entonces, la libertad de estipulación le había sido otorgada por el Decreto Legislativo 2310 de 1974 artículo 1º. en los siguientes términos: “… la exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad nacional estará a cargo de la Empresa Colombiana de Petróleos, la cual podrá llevar a efecto dichas actividades, directamente o por medio de contratos de asociación, operación, de servicios o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión, celebrados con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras”.
Por tanto, el antecedente legal inmediato a la llegada de la ANH como autoridad sobre cuyos hombros se dejó el título legal para la administración de los hidrocarburos nacionales, permitía a ECOPETROL celebrar cualquier tipo de contrato, excepto el de concesión. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 89 El artículo 57 del Decreto Ley 1760 de 2003 derogó el Decreto 2310 de 1974 y con él la restricción al uso de la modalidad de concesión para la exploración y explotación de hidrocarburos; no obstante, el nuevo régimen legal instaurado por el Decreto Ley 1760 de 2003 llevó al Consejo Directivo de la ANH la facultad de aprobar los modelos de nuevos contratos exploración y explotación, cuya exclusión del régimen de la Ley 80 de 1993 ya estaba previsto por el artículo 76 de ésta en los términos que ya arriba se expusieron.
Desde luego que los contratos de Exploración y Explotación que aprobó en su momento la ANH, tienen como finalidad exclusiva la exploración y explotación de los hidrocarburos de propiedad de la Nación, por lo que, tal como lo dispuso el artículo 76 de la Ley 80 de 1993, deben estar regidos por las disposiciones legales especiales que regulan la materia, entre las que se abre un universo de opciones contractuales que habrá de definir la autoridad administradora del recurso petrolero nacional (ya en 2005 la ANH) a través de lo que apruebe su Consejo Directivo en ejercicio de las facultades que tiene para “Aprobar los reglamentos de contratación de la Agencia, los modelos de nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, establecer las reglas y criterios de administración y seguimiento de los mismo.”(artículo 8 numeral 8.2.
Decreto - Ley 1760 de 2003)37 Ello, no obstante, supone la sujeción, en lo pertinente, al “Código de Petróleos”, que fuera adoptado por el Decreto Legislativo 1056 de 1953, el cual es una norma especial que rige la materia y que prevalece sobre la ley general de contratación (Ley 80 de 1993). Ya en el artículo primero (1) del Código de Petróleos se había establecido que el mismo sería aplicable a todo tipo hidrocarburos de propiedad de la Nación, que se encuentre en el subsuelo, delimitándose el campo de su aplicación especial, así: “ARTICULO 1o.: Las disposiciones de este Código se refieren a las mezclas naturales de hidrocarburos que se encuentran en la tierra, cualquiera sea el estado físico de aquellas, y que componen el petróleo crudo, lo acompañan o se derivan de él. Para los efectos de este Código, las mezclas naturales de hidrocarburos a que 37 Hoy vigente Decreto 4137 de 2011, “Artículo 8°.
Funciones del Consejo Directivo. Son funciones del Consejo Directivo las siguientes: …7. Aprobar los manuales de contratación misional de la Agencia, los modelos de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, y establecer las reglas y criterios de administración y seguimiento de los mismos.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 90 se refiere el inciso anterior se denominan petróleo.” Toda la anterior reglamentación especial fue adoptada por el legislador en atención a que la industria del petróleo, por su especialidad, trascendencia y gran aporte a la economía y al desarrollo nacional, fue declarada como de utilidad pública en el artículo 4 del Código de Petróleos, así: “ARTÍCULO 4o.
Declárase de utilidad pública la industria del petróleo en sus ramos de exploración, explotación, refinación, transporte y distribución. Por tanto, podrán decretarse por el Ministerio del ramo, a petición de parte legítimamente interesada, las expropiaciones necesarias para el ejercicio y desarrollo de tal industria. (…)” Destaca el Tribunal que para la celebración y ejecución de un Contrato de E&P siempre deberá ajustarse a los principios constitucionales de igualdad, moralidad, eficiencia, celeridad, economía imparcialidad y publicidad, que se encuentran previstos en el artículo 209 de la Constitución Política y los funcionarios competentes están obligados a observar -de manera rigurosa- todos y cada uno de esos principios constitucionales.
La ANH, al tener atribuida por ley la función de aprobar los nuevos modelos de contratos, tiene la libertad de acudir al derecho privado y hacer uso de la autonomía de su voluntad para diseñar las formas contractuales que de la mejor manera protejan el interés de una industria estratégica y se adapten a las circunstancias que en cada momento puedan afectarla.
El Tribunal considera necesario en este punto referirse al artículo 23 del de “Código de Petróleos”, que fuera adoptado por el Decreto Legislativo 1056 de 1953, considerando que el contenido de esta norma se ha traído a colación durante el proceso, específicamente por la ANH para dar soporte a su argumentación. Señala el inciso primero del referido artículo 23: “Artículo 23.
La exploración y explotación de cada área solicitada se pactarán en un solo contrato.” Este primer inciso no resulta hoy aplicable, por cuanto a partir del Decreto Legislativo 2310 de 1974 se otorgaron a ECOPETROL amplias facultades para determinar las modalidades y formas contractuales, de conformidad con el inciso primero del artículo 1 que señalaba: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 91 “Artículo 1º Con excepción de los contratos de concesión vigentes en la fecha de expedición del presente Decreto, la exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad nacional, estará a cargo de la Empresa Colombiana de Petróleos, la cual podrá llevar a efecto dichas actividades, directamente o por medio de contratos de asociación, operación, de servicios o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión, celebrados con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras.” (Resaltado fuera de texto) Posteriormente con la expedición del Decreto Ley 1760 de 2003 el Decreto Legislativo 2310 de 1974 quedó expresamente derogado por el artículo 57, que señala: “ARTÍCULO 57º.- Vigencia.- Decreto-Ley 1760 de 2003.
El presente Decreto rige a partir de la fecha de su publicación y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias, en especial los Decretos 0030 de 1951 y 2310 de 1974.” Fue así como el Decreto Ley 1760 de 2003 le atribuyó amplias facultades a la ANH para contratar la exploración y explotación de hidrocarburos, bajo cualquier modalidad, e incluyendo la concesión y sin la restricción prevista en el inciso primero del artículo 23 del Código de Petróleos.
De otra parte, observa el Tribunal que tampoco están vigentes los otros incisos del artículo 23 del Código de Petróleos que regulaban la forma de la exploración y explotación de hidrocarburos bajo la modalidad única de concesión. A manera de ejemplo, veamos algunos de éstos: “La exploración se divide en tres períodos, a saber: período inicial que es de cinco (5) años, a partir del perfeccionamiento del contrato; prórrogas ordinarias por tres (3) años: y prórrogas extraordinarias por tres (3) años más. “El Gobierno concederá las prórrogas ordinarias y las extraordinarias de año en año cuando el contratista haya cumplido todos los requisitos que se especifican en este Código y compruebe, además, que el tiempo que ha empleado para la exploración ha sido insuficiente para llenar los fines de la misma.
El Gobierno estipulará que seis (6) meses antes, por lo menos, de vencerse el período inicial de exploración, el contratista deberá instalar dentro de la concesión por lo menos un equipos completo de perforación, que mantendrá trabajando con la debida asiduidad. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 92 Para obtener las prórrogas anuales; tanto las ordinarias como las extraordinarias, el contratista deberá presentar para la aprobación del Gobierno un plan de actividades que desarrollará durante la prórroga solicitada, en el cual deberá figurar la iniciación de la perforación de dos (2) pozos como mínimo, y el trabajo en la perforación de ellos con la debida asiduidad.
Comprobará además que en el período anterior ha llevado a cabo el plan correspondiente. Si al final del octavo año el contratista no ha encontrado petróleo en cantidad comercialmente explotable, el Gobierno le concederá una prórroga extraordinaria, de año en año, hasta por tres (3) años más, siempre que el Contratista haya cumplido todas sus obligaciones, y pague anualmente y por anticipado, por cada hectárea de los terrenos que retenga, como canon superficiario, dos pesos con cincuenta centavos ($2.50) durante el noveno año y tres pesos ($3.00) anuales por hectáreas durante el resto del período de la exploración. Terminado el plazo de la exploración, el contratista deberá dar principio a la explotación comercial de la concesión en las condiciones previstas por este Código.
El plazo de la explotación es de treinta (30) años a partir del vencimiento definitivo del período de exploración, comprendidas las prórrogas ordinarias y extraordinarias de este, si las hubiere, otorgadas al tenor del presente artículo, sin perjuicio de que la explotación comience antes de vencerse aquel período. El período de explotación es prorrogable hasta por diez (10) años más, a opción del contratista, si este se somete a pagar al Gobierno las regalías y los impuestos que al expirar los treinta (30) años establezcan las leyes vigentes a la sazón, y se obliga, además, a cumplir las disposiciones legales que rijan en la época de la prórroga.” Conforme a lo anterior, esta normatividad, es incompatible con los contratos suscritos por la ANH, que contemplan términos y condiciones de exploración y explotación muy diferentes.
En ejercicio de esa facultad que tiene de aprobar los nuevos modelos de contratos, la ANH designó una comisión de juristas expertos en derecho de petróleos que se encargó de estructurar y diseñar el nuevo modelo de Contrato de E&E, que fuera adoptado por medio del Acuerdo No. 10 de 31 de mayo de 2004 proferido por su Consejo Directivo, y publicado en el Diario Oficial 45.569 de junio 4 de 2004;
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 93 posteriormente, dicho acuerdo fue modificado por el Acuerdo No. 20 de 16 de julio de 2004, el cual fue publicado en el Diario Oficial 45.617 de 22 de julio de 2004.
En cuanto a su naturaleza jurídica, de acuerdo con lo ordenado por el artículo 76 de la Ley 80 de 1993, el Contrato de E&E corresponde, entonces, a la categoría de los denominados “Contratos Estatales”, que, por su naturaleza especial, siempre, debe corresponder a las condiciones generales de contratación y al modelo de contrato que fuera aprobado por la ANH por medio de sus Acuerdos 10 y 20 de 2004.
Teniendo en cuenta las anteriores precisiones acerca del régimen legal a que se encuentran sometidos los Contratos E&P, el Tribunal estima, entonces, que dicho contrato es una especie de contrato de concesión, que si bien encuentra en la figura nominada prevista en el artículo 32 de la Ley 80 de 1993 un cercano referente, no corresponde en realidad a ésta típica forma contractual, en cuanto ya quedó sentado que las entidades con competencias para la explotación de recursos naturales, por virtud del artículo 76 de la Ley 80 de 1993, se rigen por las normas especiales que les resulten aplicables y no por la aludida ley de contratación, de modo que ésta, en lo que atañe a la figura contractual de la concesión, será, si acaso, apenas una fuente analógica para la interpretación de un contrato atípico como pudiera ser el que aprobó la ANH para la exploración y explotación de hidrocarburos denominado comúnmente como de E&P. Destaca el Tribunal, entonces, que el Contrato de E&P (como lo es el Contrato CORCEL) corresponde a uno de aquellos que puede celebrar la ANH dentro de sus competencias legales, del modo y en la forma en que se encuentra previsto en el modelo de contrato que fue aprobado por medio de los Acuerdos 10 y 20 de 2004, proferidos por su Consejo Directivo.
Al referirse al tipo de este contrato, el doctrinante José Francisco Chalela Mantilla, dijo lo siguiente: “En cumplimiento de la función que le fue impuesta por el Decreto 1760 de 2003, después reiterada en el Decreto 4137 de 2011, la ANH, con la aprobación de su Consejo Directivo, ha diseñado, promovido y celebrado dos tipos de modalidades contractuales para la exploración y explotación de hidrocarburos, según sus propios términos contenidos en el artículo 6o del Acuerdo No. 008 de 2004 de dicho Consejo, aunque explícitamente se reservó acudir a cualquiera otra.
Las dos modalidades contractuales usadas hasta el momento son: (a) Los llamados por su terminología inglesa “Technical Evaluation Agreements”, más conocidos coloquialmente como “TEAs” y (b) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 94 Los llamados hoy en día “Contratos de Exploración y Producción o “Contratos E&P” Será, pues, un contrato atípico”38 (subrayado fuera de texto).
Los referidos modelos contractuales fueron aprobados por el Consejo Directivo de la ANH y puestos en práctica a partir del año 2004, con los ajustes que tienen lugar periódicamente, sin que la estructura inicialmente aprobada por esa entidad haya sido variada. Al no hacer uso o referencia a ningún contrato típico regulado por la ley, resulta claro que el modelo aprobado por el Consejo Directivo de la ANH, será el que las empresas interesadas deberán suscribir, previas unas negociaciones directas, o la participación en un proceso de licitación, pública o privada, cuya reglamentación también es función a cargo de la ANH, hoy vigente el Acuerdo No. 02 de 2017.
En ese mismo sentido, la doctora Marlene Beatriz Durán Camacho, al referirse a este contrato, expuso lo siguiente: “VI. 2 El Contrato de Exploración y Explotación es un Contrato Estatal con Régimen Especial. La ley 80 de 1993 puso fin a la clasificación que existía bajo regímenes anteriores entre contratos públicos o administrativos o de derecho público y contratos privados de la administración. Cualquier contrato celebrado por alguna de las entidades señaladas en el artículo 2° de dicha ley, entre los cuales están los establecimientos públicos, es un contrato estatal.
Sobre esta materia conviene traer las voces del propio H. Consejo de Estado: “I. Con la expedición de la Ley 80 de 1993, el legislador unificó en una sola categoría los contratos del Estado al establecer que “todos los actos jurídicos generadores de obligaciones que celebren las entidades a que se refiere el presente estatuto, previstos en el derecho privado o en disposiciones especiales, o derivados del ejercicio de la autonomía de la voluntad” son contratos estatales (art. 32).
“… Sobre el particular, la Sala plena de esta corporación sostuvo que: “La Ley 80, con la creación del contrato estatal, acabó en la práctica con la disputa sobre los contratos administrativos y los contratos de derecho privado de la administración con o sin cláusulas exorbitantes (Art. 32), 38 CHALELA MANTILLA, José Francisco, La Interpretación de los Contratos Petroleros, Revista de la Academia Colombiana de Jurisprudencia, Tomo 359, Bogotá, Agosto de 2013, páginas 101 y ss.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 95 previstos en la legislación anterior (D.222/83). En la exposición de motivos el legislador dejó sentado ese criterio, en cuanto propuso una sola categoría contractual para regular las relaciones negociales entre el Estado y los particulares…” Por ser contratos estatales, los Contratos de Exploración y Explotación de petróleo celebrados en desarrollo del artículo 76, adquieren las siguientes características: 1) Constituyen una modalidad de gestión pública, por lo que en su celebración y cumplimiento, han de observarse los principios de igualdad, moralidad, eficacia, celeridad, economía, imparcialidad y publicidad. 2) Los funcionarios deben buscar “el cumplimiento de los fines estatales, la continua y eficiente prestación de los servicios públicos y la efectividad de los derechos e intereses de los administrados que colaboran con ellas en la consecución de dichos fines”. 3) Quienes intervienen en la contratación estatal, en general, deben observar los principios de transparencia, economía y responsabilidad y los postulados que rigen la función administrativa; y, deben aplicarse las normas que regulan la conducta de los servidores públicos, las reglas de interpretación de la contratación, los principios generales del derecho y los particulares del derecho administrativo. 4) Los contratos de exploración y explotación son susceptibles de nulidad por las mismas causales que los demás contratos estatales. 5) El juez competente para conocer de las controversias que se susciten, con motivo de estos contratos es el juez de lo contencioso administrativo; sin perjuicio de la facultad de pactar cláusula compromisoria.
Su Régimen Especial está dado por el propio artículo 76 arriba trascrito, cuando señala que los contratos de exploración y explotación de los recursos naturales no renovables continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable reconociendo que existen para estas actividades normas particulares como pueden ser las contenidas en los estatutos de minería y petróleos, o en normas de orden tributario o en los reglamentos de inversión extranjera o en el régimen cambiario, en materia laboral o ambiental, y demás, TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 96 que son normas especiales que se deben aplicar de preferencia.”39 (Subraya fuera de texto) Por tanto, en virtud del Contrato de E&P la ANH otorga al contratista el derecho exclusivo a explorar y explotar autónomamente los hidrocarburos de propiedad de la Nación que se encuentren dentro del Área Contratada, y para acometer tales actividades, lo debe hacer a su nombre, por sus propios medios y por su cuenta y riesgo; durante todo el plazo que haya sido previsto por los contratantes; y bajo el control y vigilancia de la ANH como entidad contratante.
En ese sentido, el derecho que, por virtud del Contrato de E&P, otorga la ANH al contratista para explorar y explotar de manera exclusiva los hidrocarburos de propiedad de la Nación que se encuentren en el Área Contratada, y el hecho de que asuma el contratista, autónomamente, a su exclusivo costo y riesgo la totalidad de las actividades objeto del Contrato (cláusula 2, objeto y alcance), constituyen desde ya los elementos que definen la esencia del negocio jurídico celebrado y, con ello, propician un régimen de responsabilidad del contratista que, en efecto, fue más explícitamente instituido en las previsiones contractuales que a él se refieren (numerales 11.1. y 11.2. de la cláusula 11) y sobre cuyos efectos el Tribunal hará las consideraciones necesarias más adelante.
Por tratarse de un contrato atípico o innominado del que ya se ha identificado su finalidad esencial, procede ahora el Tribunal a resaltar algunos de sus aspectos determinantes para el adecuado entendimiento y aplicación de las previsiones que resultan aplicables al problema jurídico objeto de la controversia. Previamente, es necesario reconocer que la utilización de una figura innominada de algún modo desprovee de las herramientas habituales para elaborar un catálogo de obligaciones con clara y precisa identificación de su contenido y alcance, aparte de las que el propio texto contractual consigna.
En efecto, en los contratos nominados o típicos es la ley el referente objetivo para definir el régimen de prestaciones y contraprestaciones a cargo de los contratantes y demás aspectos del negocio jurídico, y a ella acude el intérprete pues en materia contractual “lo consensual” está completado por “lo legal”40. Puede ocurrir, en cambio, que en un acuerdo que no corresponda a alguna de las 39 DURAN CAMACHO, MARLENE BEATRIZ, Temas Mineros y Petroleros 2005.
Colegio de Abogados de Minas & Petróleos. Ed. Nomos. 2005. Colombia. Páginas 141 -143. 40 Según el artículo 4º del Código de Comercio, las estipulaciones de los contratos válidamente celebrados preferirán a las normas legales supletivas y a las costumbres mercantiles. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 97 figuras típicas o nominadas que la legislación prevé, la necesidad de integrar totalmente su alcance y contenido promueve, en primer término, la posibilidad de remitir el pacto a alguna de esas figuras contractuales nominadas y positivamente regladas y, si fuere menester, a acudir a los principios generales del derecho y del contrato en general e incluso, de los elementos que se entenderían pertenecerle (de la naturaleza), una vez identificados elementos esenciales que sí corresponderían a una figura nominada, que es lo que corresponde a la denominada autonomía contractual que le permite a los contratantes regular libremente sus relaciones jurídicas patrimoniales dentro de los límites que les impone la misma ley.
Observa así el Tribunal que en el modelo de Contrato de E&P aprobado por la ANH, se prevé que el contratista recibe de la entidad el derecho a explorar y explotar por su exclusiva cuenta y riesgo una determinada área geográficamente identificada, lo que hace más cercana la figura utilizada al contrato de concesión, que, en todo caso, corresponde a un régimen legal de contratación estatal -el de la Ley 80 de 1993- que no resulta aplicable a la industria extractiva como se ha explicado y que, por consiguiente, sería posible, solo por vía de analogía, traer a colación las disposiciones que norman su contenido y efectos.
También cercanas al tipo contractual de la concesión estarían las previsiones que atribuyen al contratista el derecho -y el riesgo- de remunerarse con la producción obtenida. Estas notas distintivas propician la viabilidad de invocar los desarrollos doctrinarios de esa figura. Por otro lado, se destaca la previsión que es objeto de esta controversia, encaminada a entregar a la ANH un derecho adicionar que le permite participar de la producción -aparte de las regalías que le corresponden al Estado y que se encuentran previstas en la ley- bajo determinadas circunstancias (numeral 16.2. de la cláusula 16).
Esta situación permite sostener a algunos doctrinantes, como la doctora Marlene Durán Camacho, que el Contrato E&P aprobado por la ANH viraría hacia a una coligación o combinación contractual entre el de concesión y el de producción compartida, a lo cual se refiere ella, así: “Este modelo se acerca al concepto de la concesión moderna, en tanto que la entidad estatal otorga al contratista el derecho de adelantar por su cuenta y riesgo exclusivos, las actividades de exploración del área y explotación del petróleo de propiedad estatal; y a remunerarse con la producción, neta de regalías.
Sin embargo, la ANH se ha reservado unas contraprestaciones, a título de ‘derechos’, y un porcentaje a título de participación en los ingresos por TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 98 ventas de la producción, ésta última una figura más propia de los contratos de producción compartida; por lo que el modelo no es típicamente un contrato de ‘regalías e impuestos’ ni un contrato de producción compartida.”41 Sin embargo, señala el Tribunal, que la presencia en el Contrato E&P de alguna participación en cabeza de la entidad concedente no relaciona per se al Contrato de E&P de la ANH a aquellos negocios jurídicos de colaboración como serían los de riesgo compartido, asociación o joint ventures, en cuanto la entidad, por el solo hecho de participar de la producción o de los resultados de la misma, en ciertas circunstancias, no se encuentra obligada a cubrir o a participar en los costos en esa o en otra proporción o a contribuir de modo alguno en los riesgos de la actividad exploratoria.
De hecho, la ley de contratación estatal, traída a colación aquí por mera analogía, no impone en la figura de la “concesión” un modo único de remuneración del contratista, sino cualquiera que las partes acuerden, trayendo a modo apenas ilustrativo algunas variaciones como: derechos, tarifas, una suma periódica única o porcentual, o incluso una participación en la explotación del bien concedido, lo que deja abierta la posibilidad de que ambos contratantes, concedente y concesionario, puedan participar dentro del esquema de concesión parte de las resultas de la explotación concedida, sin que por ello se mute la esencia del contrato de concesión para dejar de ser tal.
Lo hasta aquí expuesto, permite concluir al Tribunal que los elementos más destacados del contrato de exploración y explotación, permiten asimilarlo a la figura de la concesión como un referente doctrinario cercano al negocio jurídico celebrado entre el convocante y la convocada en este proceso arbitral, que podría ser útil en auxilio de la adecuada interpretación y aplicación armónica de las diferentes estipulaciones contractuales que incidirán en la definición del objeto de la Litis.
No podría sin embargo alcanzarse una esquematización completa del Contrato E&P de la ANH solo con el dibujo a mano alzada de las diferentes prestaciones y contraprestaciones principales contempladas por los contratistas (la explotación por cuenta y riesgo del contratista a cambio de las prestaciones económicas a favor de la ANH) para pretender con ello abarcar la esencia del negocio jurídico celebrado, sin además darle atención al régimen de responsabilidad que aplica a la autonomía de ejecución de la totalidad de las operaciones por parte del contratista, con lo que realmente se completa y cobra contenido la expresión “a su exclusivo costo y riesgo” con la cual se califica el derecho que se le otorga al aludido contratista de explorar 41 Durán Camacho, Marlene.
El Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Temas Mineros y Petroleros, 2005. Página 154. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 99 y explotar hidrocarburos dentro del Área Contratada.
En efecto, destaca el Tribunal, que el Contrato E&P consagra de manera explícita en el numeral 11.1. de la cláusula 11 la autonomía del Contratista para controlar la totalidad las operaciones y actividades, de manera que éste pueda obrar siempre según lo considere para una técnica, eficiente y económica exploración y explotación. Para ello gozará de autonomía técnica y directiva, de conformidad con la ley colombiana debiendo, además, observar las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo.
En el numeral iii) “Los límites de la autonomía en la definición de Áreas de Explotación”, del literal e) “El concepto de Área de Explotación frente a las demás definiciones del Contrato”, del Capítulo 2 denominado “Análisis de aspectos jurídicos tratados en el proceso”, de la Segunda Parte de este Laudo Arbitral, se desarrollará en detalle el alcance y los límites de esa autonomía para la definición de los aspectos más relevantes de esta Litis.
Concluye el Tribunal -en reiteración de lo dicho hasta aquí- que el Contrato CORCEL es un contrato atípico que deberá corresponder al modelo y a las condiciones generales de contratación que fueran aprobados por el Consejo Directivo de la ANH en sus Acuerdos 10 y 20 de 2004. En nuestra legislación tradicionalmente se ha distinguido entre los contratos nominados o típicos y los innominados o atípicos, correspondiendo aquellos a los que tienen una individualidad propia y, por lo mismo, un nombre y una reglamentación legal.
Los contratos innominados o atípicos, por el contrario, corresponden normalmente a creaciones de las partes que los acuerdan en ejercicio de la autonomía de su voluntad y su libertad de contratación, por lo que se encontrarán regidos por las estipulaciones de las partes, por los principios generales que gobiernan los contratos y por las reglas que rigen para los contratos afines.
Pero además, no deja de lado el Tribunal que el Contrato E&E de la ANH corresponde también a un contrato de adhesión. En efecto, en Colombia se ha distinguido tradicionalmente entre los denominados contratos de libre discusión y los de adhesión, siendo el contrato de libre discusión aquel en que las partes concluyen sus condiciones como resultado de una libre deliberación; por el contario, en los contratos denominados como de adhesión, una de las partes formula o propone las condiciones del contrato y la otra parte se limita a prestar su aprobación o adhesión a dichas condiciones en bloque.
Para concluir este aspecto de la naturaleza jurídica del Contrato E&P, destaca el Tribunal el elemento de la autonomía técnica y directiva, sujeta a las Buenas TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 100 Prácticas de la Industria del Petróleo, (numeral 1.8 de la cláusula 1 del Contrato CORCEL) de que goza el contratista para controlar libremente todas las operaciones y actividades que desarrolle en su ejecución para una técnica, eficiente y económica exploración, evaluación y explotación de los hidrocarburos que se encuentren en el Área Contratada. b) La autonomía técnica y directiva para una técnica, eficiente y económica realización del objeto contractual.
Buena fe contractual Destaca el Tribunal que no se encuentra ante un contrato que padezca de excesivo laconismo respecto a las actividades que debe cumplir el contratista en ejercicio de su derecho exclusivo a explorar y explotar los hidrocarburos de propiedad del Estado. Por el contrario, se tocará en otro acápite de este Laudo Arbitral la forma en que se regularon contractualmente los trámites, y oportunidades de éstos, que deben ser surtidos desde la exploración, pasando por el Aviso de Descubrimiento, el Programa de Evaluación, la Declaración de Comercialidad, el Plan de Explotación, incluida la determinación con coordenadas del Área de Explotación, todo lo cual prevé una conducta de parte que se caracteriza por la provisión de información de parte del contratista a la entidad contratante, y un seguimiento y control por parte de esta entidad estatal que alcanza un nivel más activo, con contenido de “aceptación”, solamente frente al Plan de Explotación que se le debe presentar por el contratista pues, en ese evento, la ANH dispone de un plazo contractualmente previsto, durante el cual podría pronunciarse formulando objeciones o, simplemente, ante su silencio se entenderá que el susodicho plan ha sido aceptado (numeral 9.2. cláusula 9 del Contrato).
Pese a esa caracterización detallada del Contrato respecto a la sucesión de etapas, sus plazos y el contenido de la información que debe ir proporcionando el contratista, la ejecución de sus actividades está imbuida en un régimen de responsabilidad específico y, dotada por ciertos atributos, particularmente el de la autonomía. En efecto, desde el objeto, al referirse al alcance del mismo, se erige el postulado de que el Contratista cumplirá las actividades que desarrollan su derecho de explorar y explotar hidrocarburos “a su exclusivo costo y riesgo, proporcionando todos los recursos necesarios para proyectar, preparar y llevar a cabo las actividades y Operaciones de Exploración, Evaluación, Desarrollo y Producción (…)”.
A ello se suma el régimen de responsabilidad que se impone al Contratista en la cláusula 11, según el cual éste deberá llevar a cabo las operaciones de manera TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 101 diligente, responsable, eficiente y adecuada técnica y económicamente; será el único responsable por los daños y pérdidas que cause con ocasión de las actividades y operaciones, todos los costos y gastos para reemplazar o reparar daños o pérdidas de bienes ocurridos por fuego, inundaciones, tormentas, accidentes u otros hechos similares serán a cuenta del Contratista.
En contraprestación a esa asignación de los riesgos del contrato, que debe sumarse al hecho de que solo a través de una exitosa exploración y una eficiente producción es que puede llegar a obtener el retorno de sus inversiones, se aligera al Contratista el riesgo operacional señalando que no “será responsable por errores de criterio, o pérdidas o daños que no fueren resultado de culpa grave o dolo”, con lo que se le reconoce su profesionalismo, conocimiento y experiencia para la obtención de los resultados perseguidos.
Similar situación de responsabilidad se atribuía al operador de los contratos de asociación, no obstante que en estos últimos, sus decisiones operacionales pasaban por el tamiz del comité ejecutivo de la asociación, al que concurría tanto la entidad estatal como los asociados, y aquélla (la entidad) también para tomar parte en la cuenta conjunta con la que se asumían los costos de las operaciones de desarrollo.
En el Contrato E&P de la ANH objeto de esta controversia arbitral, el Contratista es el único titular del derecho a explorar y explotar porque así se lo otorga el ente estatal, y por ello es que asume esa actividad “por su cuenta y riesgo”, es decir asumiendo todas las cargas económicas que de ello se derivan, con las contingencias y vicisitudes que pudieran sobrevenir, para enfrentar así la finalidad contractual de hallar hidrocarburos y obtener la producción que de acuerdo con el Contrato tiene derecho a percibir.
Sobre la entidad estatal también recae un interés en el resultado de las actividades exploratorias y de explotación, pero se desprende principalmente del hecho de que del éxito del Contratista en dichas actividades se derivarán para la ANH los ingresos que legal y contractualmente tiene derecho a percibir. Pero el elemento que en realidad hace la contraprestación a estas cargas contractuales en cabeza del Contratista, es el atributo de la autonomía que tiene y se le otorgó para los fines contractuales, a la que se refiere el numeral 11.1 de la cláusula 11 y que entra en combinación armónica con el elemento “a su exclusivo costo y riesgo” del Contratista que se acaba de describir.
Esa autonomía que contractualmente se le otorga el Contratista está instituida como la posibilidad de controlar todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica realización de los fines del Contrato, para lo cual todo se cumplirá con los medios del Contratista y con autonomía técnica y directiva, de conformidad con la ley colombiana y observando, para ello, las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo, de manera que se abre para el Contratista un amplio TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 102 espectro de gestión operacional, técnica y administrativa. Entonces, en el marco de esas previsiones contractuales, la autonomía del contratista deviene en un postulado fundamental que irriga el pacto contractual, y sin necesidad de acudir a criterios de integración de la voluntad de las partes en contratos típicos similares o en elementos que pudieran avizorarse como de la naturaleza del negocio jurídico frente al que estamos, observa el Tribunal que la regulación de conducta que el mismo texto contractual prevé en relación con las etapas, actuaciones y oportunidades que debe satisfacer el contratista en ejercicio de la operación contractual, así como el derrotero de actividades de control y supervisión que la entidad estatal puede ejecutar -sin que se le otorguen facultades de coadministración ni derechos de aprobación ni de dirección-, corroboran, concuerdan y entran en plena armonía con la importancia que la autonomía del contratista adquiere en el marco de su régimen de responsabilidad y en la asunción de sus actividades a su propio costo y riesgo.
No en vano la estructuración del texto contractual fue el resultado de un comité de expertos de amplio y reconocido prestigio, con amplia y reconocida experiencia en la industria petrolera, que quiso plasmar un esquema contractual consistente y coherente que, evidentemente, no fue producto de la casualidad o del arrimo aleatorio de piezas de otros modelos contractuales.
Entonces para el Tribunal el elemento de la autonomía del contratista no solo es esencial sino uno “esencialísimo” del contrato atípico de E&P, tal y como éste fue estructurado, es decir en el marco de sus prestaciones y contraprestaciones. En efecto, el elemento por cuenta y riesgo del contratista para la ejecución del contrato, resulta ser de la mayor trascendencia pues, la ANH, delegó en él la totalidad de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo de la Nación, lo que conlleva concurrir de manera unívoca en el logro de la finalidad que se pretende alcanzar.
En efecto, por una parte, para la ANH, este elemento esencial es de la mayor importancia, pues con la celebración y ejecución del Contrato de E&P asegura la exploración y explotación, adecuada y eficiente, de los hidrocarburos de propiedad de la Nación que se encuentren en el Área Contratada (numeral 2.1. de la cláusula 2); y por la otra parte, para el contratista, porque asegura que la realización de su exploración y explotación, por su cuenta y riesgo, se adelante con fines comerciales o de lucro, es decir con eficiencia técnica, administrativa y económica, dentro de los parámetros y pautas señaladas por la ANH.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 103 Que el Contratista actúe a nombre propio (numeral 11.2. de la cláusula 11) implica que la ANH no asume ningún tipo de responsabilidad en la ejecución de las actividades que desarrolle el Contratista, las cuales este último deberá asumir con total exclusión de la ANH en las relaciones frente a terceros, lo que impone que esta entidad no será, ni puede llegar a ser, responsable por los hechos, actos o actuaciones del Contratista y frente a ellos ni tendrá ninguna responsabilidad.
Que el Contratista actúe a su propio riesgo, implica que es él y solamente él, quien debe soportar la totalidad de los imponderables y contingencias a las que se somete la actividad de exploración y explotación de los hidrocarburos dentro del Área Contratada y es él quien se hace único responsable del pago de los derechos previstos en el Contrato a favor de la ANH, aun si no obtiene la producción deseada o no logra los fines que se propuso, por ejemplo, cláusula 16 numeral 16.1., “Derechos por el uso del subsuelo”.
Que el Contratista actúe a su propio nombre y por su cuenta y riesgo incide, además, en que él será el único responsable de la ejecución de todos los deberes y obligaciones que debe asumir frente a terceros en el desarrollo del Contrato, los cuales correrán por su propia cuenta, de manera que los terceros jamás tendrán acción alguna en contra de la ANH.
Por ello, el Contratista es el único responsable de resarcir la totalidad de los daños y perjuicios que llegare a ocasionar a terceros durante la ejecución del Contrato. Pero si bien es cierto que la autonomía para definir y controlar las operaciones y actividades que el Contratista considere necesarias le abren un espectro amplio de posibilidades operacionales, técnicas y económicas, ello no le otorga una absoluta libertad de operación en el Área Contratada.
En efecto, el Contratista está sujeto a algunos límites contractuales que se desprenden de algunos trámites que debe agotar, la información que debe presentar, las etapas que debe surtir oportunamente y de la aplicación de conceptos específicos descritos en el contrato como Descubrimiento, Campo Comercial, Área de Explotación y otros (de lo cual se ocupa otro aparte de este Laudo Arbitral).
También el contratista está obligado contractualmente a someterse a la ley y a las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo. Y por supuesto, ese universo de actividad contractual autónoma del Contratista, es decir, no adscrita a un derrotero previsto explícitamente como el que suele guiar otro tipo de contratos (muy común, por ejemplo, en algunos contratos de confección de obra material), deben ejecutarse especialmente dentro del marco del postulado TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 104 de la buena fe42 y, particularmente, sin desviar la libre determinación de la que goza en el terreno técnico y operacional, hacia el ejercicio abusivo del derecho que acarree, en el plano contractual -como lo reconoce hoy buena parte de la doctrina y la jurisprudencia-, una desviación de los fines superiores del contrato o una transgresión a derechos claros del otro contratante que encuentran asidero en previsiones regladas en el mismo pacto.
Por eso, el postulado de la buena fe exige al contratista que, por ejemplo, para la determinación de las Áreas de Explotación que estime pertinentes y adecuadas, debe apegarse a las previsiones que definen en el mismo contrato tales conceptos, con una perspectiva técnica ajustada con rigor a las exigencias conceptuales consignadas por las partes, pudiendo, sin embargo, obtener autónomamente la configuración más eficiente, siempre que con ello no desvíe o viole las restricciones del contrato ni las acomode o tergiverse engañosamente para defraudar el derecho del otro contratante.
Es decir, siempre que obre sin transgredir los límites que se fijaron a su autonomía y que lo haga de buena fe. La ANH por su parte, al otorgar el derecho de explorar y explotar dentro del Área Contratada al Contratista particular, no pierde la titularidad para la administración de los hidrocarburos, por lo que conserva, en el Contrato, facultades de vigilancia, obtención de información y supervisión del cumplimiento de las obligaciones que garantizan que las operaciones desarrolladas en el Área Contratada se encaminen a alcanzar los fines de la contratación. Como ya se anotó, por virtud de expreso mandato constitucional, previsto en el artículo 332 de la Constitución Política, el Estado es el único propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables que se encuentren en él, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes.
De acuerdo a lo previsto en el artículo 334 de la Constitución Política, la actividad de extracción de los recursos no renovables que se encuentre en el subsuelo de propiedad de la Nación no es una actividad libre, sino que, por el contrario, se encuentra sometida a la especial intervención del Estado quien la tendrá a su cargo y podrá intervenirla por mandato de la ley.
De igual manera se dijo en otro aparte de este laudo arbitral que corresponde a la ANH la función específica de diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento y administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de 42 Código de Comercio, artículo 871, Código Civil, artículo 1603. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 105 hidrocarburos de propiedad de la Nación. La entrega que por vía del respectivo contrato otorga la ANH al contratista, del derecho para que adelante las actividades tendientes a la exploración y explotación de hidrocarburos, conlleva el derecho correlativo de la ANH a supervisar la ejecución de las mismas, con mayor razón si se considera que ella -la ANH- tiene unos derechos económicos claros y expresamente reconocidos en el contrato que deben ser vigilados y fiscalizados incluido, desde luego, el derecho por precios altos, pero también que tiene sobre sí el deber superior de obrar de buena fe en la ejecución contractual de manera que se garantice el cumplimiento de los fines de la contratación que se trazan en la definición de la política petrolera de cada momento y se vierten en las previsiones del contrato a tales fines enderezadas.
Pero ese control y supervisión no puede, de manera alguna, llegar a ser entendido como una subordinación del contratista a la ANH, pues, como ya se expresó en otro aparte de este Laudo Arbitral, el desarrollo y la ejecución del objeto del contrato lo hará el contratista a su nombre propio y por su cuenta y riesgo, con plena autonomía. Por tanto, estima el Tribunal, que los derechos de supervisión y vigilancia que la entidad contratante ejerce sobre el Contratista solamente pueden estar encaminadas a asegurar el cumplimiento del contrato, de manera que las decisiones autónomas que lleguen a ser adoptadas por el contratista no transgredan las exigencias que corresponden a los conceptos técnicos que enmarcan el contrato, ni se encaminen a desvirtuar los fines del mismo, sin que ello signifique legitimar la interferencia en decisiones técnicas u operacionales soportadas para encaminarlas hacia cierta perspectiva que por ser considerada más adecuada, implique arrebatar al contratista su autonomía. Es aquí, entonces, donde el postulado de la buena fe juega un papel decisivo tanto para orientar las decisiones del contratista como para inspirar las facultades de vigilancia y supervisión de la entidad, así como para resaltar que por tratarse de un principio de rango constitucional que opera en el mundo jurídico como presunción, solo puede desvirtuarse a través de la certeza, adecuadamente fundada, y no de la mera sospecha afincada en elucubraciones.
El contratista debe ajustar su actuación a las previsiones contractuales, a no ejercer abusivamente sus derechos mediante el accionar descuidado o deliberadamente malintencionado que propicie el ocultamiento de información, la distorsión de la misma o la manipulación de ésta para hacerla aparecer del lado de sus propios intereses en detrimento de los de la entidad; mientras que la entidad debe obrar con pulcritud y diligencia en la vigilancia TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 106 y supervisión de las actividades del contratista, pero también sin interferencias infundadas, ni elucubraciones imprecisas que entorpezcan la plena autonomía y libre determinación que se otorgó al Contratista para “el control de todas las operaciones y actividades que considere necesarias para una técnica, eficiente y económica Exploración del Área Contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentran dentro de ésta” como lo indica el numeral 11.1.
(Autonomía) del Contrato. En el entorno del postulado de la buena fe contractual la jurisprudencia ha establecido la extensión del principio del abuso del derecho -otrora predicable solamente de la responsabilidad extra contractual- al terreno del cumplimiento cabal de las obligaciones contractuales y del ejercicio de los derechos que tienen origen en un pacto convencional.
En efecto, ha dicho la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia refiriéndose a la aplicabilidad del abuso del derecho al exceso en las facultades contractuales, lo siguiente: “… sin que medie objeción valedera alguna, la evidente conexión que, en el plano de las relaciones contractuales existe entre la prohibición del abuso y la exigencia de buena fe consagrada en los artículos 871 del Código de Comercio y 1603 del Código Civil, ello hasta el punto de poder afirmar sin escándalo que en ese terreno, la primera no viene cosa distinta de una modalidad peculiar de infracción del imperativo general de conducta que la segunda implanta (…) toda vez que en algunas situaciones que por lo común corresponden al campo de la responsabilidad extracontractual se requerirá en el autor la intención de perjudicar o bastará la culpa más o menos grave y aun la simple ausencia de un interés o utilidad, mientras que ante situaciones de otra naturaleza habrá por necesidad que acudir, para no entregar la vigencia integral del principio (el del abuso del derecho) a los riesgos siempre latentes de la prueba de las intenciones subjetivas, a la finalidad de la institución del derecho de cuyo ejercicio se trata e, incluso, a las buenas costumbres reinantes en la correspondiente actividad; en suma, nada hay de insensato en entender, guardando consonancia con estas directrices básicas, que los tribunales sabrán en cada caso hacer uso del saludable poder moderador que consigo lleva la sanción de los actos abusivos en los términos de notable amplitud en que la consagran preceptos como el tantas veces citado artículo 830 del TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 107 Código de Comercio, tomando en consideración que esa ilicitud originada por el ‘abuso’ pueden manifestarse de manera subjetiva -cuando existe en el agente la definida intención de agraviar un interés ajeno o no le asiste un fin serio y legítimo en su proceder- o bajo forma objetiva cuando la lesión proviene de exceso o anormalidad en el ejercicio de determinada facultad, vista la finalidad para la cual fue esta última incorporada y reconocida en el ordenamiento jurídico”43 (subrayas y explicación en paréntesis fuera de texto) Es así como la pretendida -y no demostrada- existencia de una supuesta estrategia forjada por PETROMINERALES para conformar las Áreas de Explotación con miras a esquivar el pago del Derecho por Precios Altos previsto en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, tendría entonces que, de acuerdo con lo que hasta aquí se ha examinado, estar soportada en la plena prueba de una intención dolosa o al menos gravemente descuidada de las obligaciones técnicas con las que el Contratista acredita el comportamiento independiente de cada uno de los yacimientos con que al menos se conforman sendas Áreas de Explotación. En efecto, mientras el yacimiento (al menos uno) con el que se erige una Área de Explotación (uno al menos, nunca menos de un yacimiento para cada Área) tenga el soporte de análisis técnicos realizados por el Contratista, que le permita considerar que se comporta como una unidad independiente desde el punto de vista de los tres criterios contractuales escogidos y señalados para predicar tal independencia, esto es: propiedades petro físicas, propiedades de los fluidos y mecanismos de producción (en la acepción técnica que corresponde a estos conceptos), no se puede predicar incumplimiento del Contratista para la conformación de Áreas de Explotación. Por otro lado, las elucubraciones no demostradas de la ANH en torno a apartes de las conversaciones que PETROMINERALES sostuvo internamente para señalar la conveniencia de contar con soporte técnico para afincar bien la decisión de separar un yacimiento de otro, no dan cuenta, como pretendió hacerlo ver la ANH con el apoyo de la ANDJE en sus alegaciones finales, de una estrategia defraudatoria o elusiva de sus obligaciones contractuales, ni demuestran ningún descuido en el cumplimiento de las obligaciones técnicas a su cargo.
En realidad, la ANH en aplicación de una política pública instauró un estímulo al contratista para hacer atractivo el desarrollo de producciones de campos menores, 43 Corte Suprema de Justicia, Casación Civil, sentencia de octubre 19 de 1994, Exp. 3972. M.P. Carlos Esteban Jaramillo Schloss. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 108 provenientes de yacimientos con menos de 5 millones de barriles, el cual consistió en permitir que con cada uno de ellos se pudiere conformar un Área de Explotación a la que aplicaría de manera individual la denominada cláusula de precios altos (numeral 16.2. de la cláusula 16).
Entonces, considera el Tribunal que la respuesta o reacción a tal estímulo por parte de PETROMINERALES, expresada como el interés de abrir en Áreas de Explotación distintas aquellos yacimientos que aunque vecinos (como es el caso de CORCEL A y CORCEL D) pudieren considerarse como unidades independientes, no puede pretender ser leída como una defraudación o una práctica malitencionada o de mala fe, máxime cuando las conversaciones de las que la convocada pretende derivar tal mala intención, ponen en evidencia lo deseable que resultó la finalidad perseguida, consistente en la separación de los yacimientos pequeños en distintas Áreas de Explotación para hacer atractiva su explotación, es decir muestran la importancia económica que para el contratista representó de alcanzar tal propósito (todo ello precisamente en entera consistencia con lo que la cláusula perseguía en desarrollo de una política pública de promoción de los coloquialmente llamados campos menores); pero no se refieren tales comunicaciones a que para ello se desfiguren o tergiversen los medios, esto es las razones técnicas, pues no encontró demostrado este Tribunal que PETROMINERALES urdiera una maniobra encaminada a disfrazar, distorsionar o tergiversar las lecturas de los aspectos correspondientes a las propiedades petro físicas, las propiedades de los fluidos o los medios de producción que corresponden a los criterios a partir de los cuales está entitulado contractualmente PETROMINERALES para predicar la separación de yacimientos entre sí y con ella la conformación con cada uno de éstos de un Área de Explotación respectivamente.
Repugna sí a la buena fe, que luego de establecer un estímulo para el Contratista como el contenido en el numeral 16.2. de la cláusula 16 para la conformación de Áreas de Explotación reducidas conformadas con al menos un yacimiento descubierto o Descubrimiento -es decir para fraccionar en el Área Contratada en segmentos con mínimo la unidad-, la reacción del Contratista en armonía con tal estímulo se pretenda percibir por la ANH como un acto malintencionado y abusivo de su legitimo derecho.
Ciertamente, el ejercicio abusivo del derecho surgido de una convención o pacto contractual ha sido objeto de estudio jurisprudencial así: “Una vez asimilada y aplicada la doctrina del abuso del derecho, fundada en los antecedentes de los actos de emulación y en las inmisiones, empezaron a brotar, como sucedáneas, la visión subjetiva, afincada en la necesidad de intención dañina o por lo menos de imprudencia o descuido en la conducta, TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 109 para que pudiera advertirse el fenómeno, y la objetiva, apoyada en la presencia del exceso o anormalidad en la ejecución del respectivo derecho, tesis ambas que terminaron siendo aceptadas en una especie de postura ecléctica, de conformidad con la cual se incurriría, en cualquiera de los dos casos, en el fenómeno que se viene tratando, pues en una u otra situación emergería el desafuero siempre que el titular del respectivo privilegio causara menoscabo por razón de su designio dañado, ora por virtud de la simple negligencia, ya porque desbordase sus límites, lo ejerciera de manera anormal o merced a que lo practicara en forma diversa a la función para la cual fue establecido.
La Corte, interpretando aquel sentimiento, lo asumió y expuso, en sentencia de 19 de octubre de 1994, que “esa ilicitud originada por el ‘abuso’ puede manifestarse de manera subjetiva -cuando existe en el agente la definida intención de agraviar un interés ajeno, o no le asiste un fin serio y legítimo en su proceder- o bajo forma objetiva cuando la lesión proviene del exceso o anormalidad en el ejercicio de determinada facultad, vista la finalidad para la cual fue esta última incorporada y reconocida en el ordenamiento positivo” (exp. #3972).
El abuso del derecho, en todo caso y con independencia de la teoría objetiva o subjetiva que se predique haberle dado origen, en cada situación concreta y según las circunstancias fácticas que lo rodeen, se caracteriza entonces fundamentalmente por la existencia, ab initio, de una acción permitida por una regla, sólo que, por contrariar algún principio de trascendental connotación social, como la moralidad del acto, la buena fe y otros semejantes, termina convirtiéndose en una conducta del todo injustificada y, por contera, constitutiva de un perjuicio”.
(…) Por tanto, la inteligencia que ha de darse a una prerrogativa originada desde el plano de la libre y concorde manifestación de voluntad no puede involucrar la posibilidad de herir el derecho de quien también expresó en su momento la intención de asumir, por ese acto, obligaciones, salvo aquellas excepciones consistentes en la existencia de justificaciones o de razones que permitan suponer con fundamento consecuencia adversa a sus intereses, como sucedería si se demostrara el incumplimiento de lo pactado, puesto que como los acuerdos producen normalmente obligaciones -pacta sunt servanda-, según antiquísimo, conocido y vigente brocárdico, es natural que la TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 110 insatisfacción ha de conducir a la sanción que para cada caso debe operar. Desde esta perspectiva también han de entenderse las cláusulas convencionales o las regulaciones legales o constitucionales permisivas de la terminación unilateral del pacto respectivo, debido a que ellas no pueden interpretarse a distancia del postulado de que se viene hablando, como quiera que exigen ser observadas a través de su propio prisma, ante la posibilidad de que en ejercicio de esa facultad se incurra en violación del derecho ajeno; ello supone entonces que deben apreciarse bajo el entendido de que su actividad no puede ser causa de daño a quienes han contratado con el agente, salvo, claro está, que exista razón que lo justifique, como sucedería, verbi gratia, cuando el comportamiento del contratista, dada su falta de honradez o inteligencia, lo imponga”44.
Conviene resaltar que la prerrogativa de conformar autónomamente varias Áreas de Explotación es del Contratista, quien bajo el esquema contractual E&E de la ANH goza de autonomía técnica y directiva a tal punto que la Declaratoria de Comercialidad de un Descubrimiento es de su entero resorte -a diferencia del Contrato de Asociación otrora usado por Ecopetrol-.
Pero más determinante aún es el hecho que para la determinación de las Áreas de Explotación se haya propiciado deliberadamente por el contratante (ANH) la posibilidad de incluir en ellas solamente un Campo Comercial y en cada uno de éstos un Descubrimiento o yacimiento descubierto, con el fin de que la estrategia de desarrollo de los inversionistas incluya pequeños hallazgos (los considerados de menos de 5 millones de barriles) sin temor a que éstos estén afectados por pagos de precios altos y sin que ello reduzca el margen económico que los haga viables; todo en beneficio del incremento de la tasa de recuperación de reservas que es de interés del Estado colombiano aumentar.
Entonces, la perspectiva de las alegaciones la ANH y de la ANDJE, según la cual resulta abusiva una aplicación, por parte del Contratista, de su legitimo derecho a conformar más Áreas de Explotación de modo que se tenga como como efecto que los yacimientos por separado no activen el Derecho por Precios Altos, como sí la activarían si fueren todos acumulados en una misma Área de Explotación, es superficial, ligera y apenas tangencial.
En efecto, la construcción del Contrato y en particular del numeral 16.2. de la cláusula 16 no fue exclusiva y aisladamente la obtención de mayores ingresos para el Estado por precios altos, sino -como quedó ampliamente demostrado- la creación de un estímulo suficiente para que también los denominados campos menores fueran objeto de interés de los inversionistas, y 44 Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil, Sentencia del 16 de septiembre de 2010, Mag.
P. Cesar Julio Valencia Copete. Ref: 11001-3103-027-2005-00590-01. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 111 con ello se incrementara la recuperación marginal de reservas, se activara la inversión en pequeños reservorios con todo lo que ello conlleva en una visión integral macro de política petrolera y, por supuesto, se incrementara el ingreso del Estado con la aplicación del Derecho por Precios Altos en los campos de más de cinco (5) millones de barriles de producción. Esa visión integral descarta que el ejercicio por parte de PETROMINERALES de su derecho a determinar en el Área Contratada múltiples Áreas de Explotación (incluso cuando cada una de ellas se conforma con un yacimiento menor, es decir con producción de menos de cinco (5) millones de barriles) constituya un detrimento del derecho del Estado, si fue el Estado mismo el que estimó (a través de la ANH) en su momento que era deseable para los intereses de la industria y su impacto socio económico, que el Derecho por Precios Altos se concentrara en campos mayores y se propiciara con ello un incremento de la producción marginal proveniente de campos menores que, en lo macro, arrojara como resultado una mayor recuperación de reservas en el país, con todo lo que ello acarrea en beneficios socio económicos y fiscales.
Adicionalmente, las dudas planteadas en el proceso sobre la independencia de unos yacimientos respecto de otros con los que se conformaron sendas Áreas de Explotación, no revisten la independencia y densidad rigurosa que sería deseable para desvirtuar el criterio con que el Contratista soportó su decisión de determinar las diferentes Áreas de Explotación; por el contrario, tales dudas son planteadas solo como interpretaciones no conclusivas ni asertivas, escasamente soportadas en visualizaciones superficiales y no pocas veces contradictorias que, aunque no parecen malintencionadas, sí se muestran insuficientes para predicar una estrategia sistemática de faltar a la buena fe contractual por parte del Contratista.
De otro lado, la finalidad del Contrato, y particularmente de la estipulación del Derecho por Precios Altos, está bien descrita y soportada por los testigos y estructuradores de la política contractual de ese entonces, de manera que el propósito de incentivar la producción en yacimientos menores y la activación de pagos que por ese concepto deben darse respecto de cada Área de Explotación, siguen estando custodiados por el hecho de cumplirse con la exigencia conceptual que resulta de la interpretación directa del Contrato, en el sentido de que se conformen Áreas de Explotación con tantos yacimientos descubiertos (descubrimientos) como lo estime conveniente el Contratista, pero siempre, mínimo, al menos con uno, entendiendo que se identifica un yacimiento con la presencia de tres aspectos técnicos (mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos de cada Descubrimiento, según la cláusula 1, numeral 1.11., que permitan señalar que se comporta como unidad independiente) que no pudieron TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 112 ser desvirtuados en este trámite respecto de los yacimientos descubiertos (descubrimientos) con los que se conformó cada una de las ocho (8) Áreas de Explotación (CORCEL A, CORCEL C, CORCEL D, CORCEL E, BOA, CARCEL, CARUTO y COBRA) que PETROMINERALES tenía reportadas a la ANH al trabarse la litis que ahora se resuelve.
Entonces, el Tribunal observa que el ejercicio de la autonomía que se le atribuyó a PETROMINERALES para la libre determinación de las Áreas de Explotación fue ejecutada de buena fe y con absoluta sujeción a las obligaciones aplicables, sin que pueda predicarse, porque no se demostró, un ejercicio abusivo de sus derechos por parte de PETROMINERALES, ni por conducta descuidada de éste, ni por elusión artificiosa del pago del Derecho por Precios Altos que consagra el Contrato, como se verá en el aparte correspondiente a la valoración probatoria. c) Antecedentes del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato Uno de los cambios más importantes que se introdujo en el nuevo esquema de contratación petrolera que se produjo a raíz del cambio del Contrato de Asociación que era utilizado anteriormente por ECOPETROL por el Contrato E&P diseñado por la ANH, fue la incorporación del numeral 16.2. de la cláusula 16 relativo a los derechos económicos a favor de la entidad con ocasión de la posibilidad de que, durante su ejecución, se presentaran “Precios Altos” en el mercado del petróleo.
Anteriormente, en los Contratos de Asociación, a través de los cuales ECOPETROL vinculaba a particulares a la explotación de los hidrocarburos de propiedad nacional, en la medida que se trataba de contratos en los cuales en la etapa de exploración el riesgo era asumido por la asociada y en el que las inversiones para la etapa de explotación en la producción de los campos eran compartidos conjuntamente entre los asociados y ECOPETROL, los derechos económicos a favor del Estado, así como las prerrogativas de éste para tomar decisiones en torno a la operación de los campos, eran mucho más significativas.
En el 2004, a raíz de la expedición del modelo del Contrato de E&P en el que la totalidad de los riesgos de inversión en todas las etapas son asumidos por el contratista, la participación del Estado cambió, no solo frente a la toma de decisiones sino también con respecto a los derechos económicos a su favor. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 113 i. Su inclusión en los Contratos E&P y las razones económicas de la cláusula, criterio de la ANH El modelo de Contrato de E&P, estructurado por la ANH, previó que los derechos económicos a favor del Estado serían las regalías e impuestos aplicables en los términos de la ley, así como la los derechos económicos a favor de la ANH por el uso del subsuelo a los que se refiere el numeral 16.1. de la cláusula 16 y, también, la posibilidad de que, en caso de que se presentara un escenario en el que el precio de venta del petróleo producido superara los límites previstos en el contrato y a partir de cierto volumen de producción, el Estado tendría derecho a recibir un porcentaje de los ingresos adicionales que tendrían los contratistas con ocasión de unas mejores condiciones en el mercado del petróleo.
Así pues, tal como lo declaró ante este Tribunal el doctor Julián García al rendir su testimonio, lo que se buscaba con la cláusula de precios altos era “… que el Estado tenga una retribución adicional a la normal, (…) adicional a la básica para situaciones en donde el precio del petróleo esté en niveles altos, para que el Estado reciba una mayor toma del gobierno en situaciones de precios altos.”45 (Subraya y negrilla fuera de texto) Sobre este asunto y en especial sobre las consideraciones que tuvo en cuenta la ANH al momento de fijar el modelo de los Contratos de E&E, el testigo doctor Armando Zamora, ex director de la ANH, también manifestó lo siguiente: “… Sí, se consideraron dos posibles contratos para reemplazar el contrato de asociación que fueron discutidos en un seminario en Cartagena en el mes de noviembre del año 2003, se consideró el contrato de producción compartida y el contrato de concesión moderna y después de consultas con la industria y después de los análisis respectivos, los análisis económicos y administrativos se llegó a la conclusión de que la estructura del contrato de concesión moderna era más conveniente dadas las circunstancias del País y dadas las circunstancias en la época.
Entonces se adoptó ese tipo de contrato que en su parte económica incluye básicamente la regalía, el pago de regalías, el pago de ciertos derechos económicos para compensar la administración del recurso y además en vista de que existía una posibilidad de que los precios aumentaran en cualquier momento, se decidió incluir una cláusula que le diera 45 Página 43 de su declaración – Cuadernos de Pruebas No. 20, folio 279.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 114 participación al Estado cuando los precios subieran de cierto nivel, que en su primera versión era un nivel de 30 dólares por barril en el año 2004.
Este ítem, quiero añadir que ese mecanismo de participación por precios altos fue introducido porque, tanto en mis estudios de posgrado como en mi práctica profesional y de docencia universitaria se llegó, conozco de primera mano las ventajas que tiene para darle estabilidad al contrato y una participación al Estado más justa y dependiente del nivel de precios que haya en determinado momento, entonces más concretamente fue una sugerencia personal mía la que yo introduje en esa cláusula del contrato.”46 (Subraya y negrilla fuera de texto) Fue así como, la ANH, luego de llevar a cabo amplias discusiones con los diversos actores del sector petrolero del país, llegó a la conclusión de que el contrato de concesión moderno, contenido en el modelo de Contrato de E&P, que fuera aprobado por su Consejo Directivo, en el cual la totalidad de los riesgos son asumidos por el contratista, era la mejor alternativa que se tenía para incentivar la inversión en el sector petrolero dadas las condiciones que se presentaban en el país en ese momento.
Así mismo, concluyó dicha entidad que era oportuno incluir una cláusula que le diera derecho al Estado a una mayor participación en aquellos escenarios en los que los precios del petróleo superaran ciertos topes previstos en el contrato. Este esquema de participación, de acuerdo con los estudios que dijo haber realizado el testigo Zamora sobre distintos modelos usados en diferentes países del mundo, ofrecía ventajas importantes ya que le daba una estabilidad al contrato y una participación más justa al Estado.
Como se pudo observar, durante su declaración, el doctor Zamora igualmente manifestó que, parte de las razones que se tuvieron en cuenta al momento de establecer cuál era el modelo más conveniente para incentivar la inversión en el sector, fueron las condiciones que se presentaban en el país al momento de la elaboración del contrato. Este punto fue corroborado por el doctor Tomas De La Calle durante su declaración al explicar cómo las circunstancias políticas, de seguridad y económicas que se estaban presentando en ese momento en el país fueron decisivas al momento de fijar la política de contratación petrolera del país y de buscar alternativas que permitieran reactivar la industria del petróleo que para finales de la década de los años 90’s del siglo pasado venía cayendo de manera drástica.
En este sentido indicó el testigo lo siguiente: 46 Página 6 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 115 “… Veníamos del Caguán en términos de seguridad, hay una gráfica que presentábamos en todas partes, la actividad de la industria se mide con dos variables físicas que es los kilómetros de sísmica y el número de pozos exploratorios, esa gráfica venía a finales de los 90 cayendo brutalmente y el hecho de que cayera sobre todo no lo asusta a uno de que caiga sino perder la autosuficiencia. Políticamente perder autosuficiencia petrolera era casi tan grave como tener un racionamiento eléctrico, así lo percibe un Ministro, un Ministro y un Presidente no quieren perder autosuficiencia petrolera por nada del mundo porque políticamente es muy fuerte el golpe.
La creación de la ANH no fue una idea nuestra, la creación de la ANH es una moda a nivel mundial, moda queda como muy peyorativo, una nueva usanza de manejar la política petrolera era quitarle las funciones de política a la empresa petrolera y cuál era la creencia sin hablar de Ecopetrol sino en general, las Compañías nacionales petroleras tienden a congelar las áreas y no invertir en ellas.
Lo que se dice es compañía petrolera dedíquese a su actividad industrial y deje que una agencia o alguien especializado del Ministerio haga la política petrolera, aquí se contrató una consultoría a principios del 2000, 2000 algo, se vio el caso especialmente de Petrobras o de Brasil que era la ANP la Agencia Nacional de Petróleos, aquí le cambiamos la H y fue muy parecido el esquema, ellos sacaron a Petrobras a la bolsa nosotros a Ecopetrol.
Lo que se veía es que al quitarle a la petrolera esa posibilidad de congelar el país, le habría (sic) más negocios a contratistas interesados y ese era el beneficio de la ANH, de ahí nace, ahí es la creación de la ANH por una parte y la otra parte era lo que traté de decir al principio y es que el… definido muy sencillo es de la renta petrolera con cuánto se captura el Estado, ese… era del 85% más o menos y lo que hizo el contrato de la agencia fue bajarlo de los 85% al 50%, que eso fue muy criticado en las comisiones quintas porque estábamos bajando la renta, ese es otro tema.
Parte de la defensa nuestra de las criticas es le vamos a bajar del 85 al 50 cuando los precios sean bajos o normales, razonables, si se elevan por encima de un número determinado el país va a entrar a capturar más de la renta a través de un mecanismo que se llamó precios altos, eso era TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 116 más o menos el contexto.”47 (Subraya y negrilla fuera de texto) Para el Tribunal es claro, entonces, de lo dicho hasta aquí, que las principales consideraciones que se tuvieron en cuenta al momento de diseñar el Contrato de E&P y los derechos económicos que se derivarían del mismo, consistían en incentivar la inversión en el sector petrolero y de esta manera reactivar la industria que venía decayendo.
En este punto el Tribunal considera importante señalar que las compañías petroleras a la hora de establecer qué tan atractivo es un país para la inversión analizan principalmente estos factores. El primero de ellos, y el más importante, es la prospectividad que permite conocer los depósitos de hidrocarburos que posiblemente se podrían encontrar en el subsuelo.
Este factor, como es comprensible, es de gran importancia, pues la información relativa a prospectos minimiza los riesgos financieros y técnicos asociados a la decisión de acometer inversiones cuantiosas en exploración en determinada región. Sin embargo, por tratarse de un factor que depende de la geología, se está frente a un asunto que no puede ser modificado por las políticas internas de cada país. Además de este factor, los inversionistas analizan además los términos fiscales, así como el “riesgo país” cuyo contenido tiene una connotación ligada a las estructuras políticas y su estabilidad, así como el ambiente económico propio del lugar donde se pretende desplegar la actividad.
El régimen fiscal, de regalías y de derechos patrimoniales derivados del esquema contractual usado, le permite a las compañías determinar cuáles son los porcentajes de participación que tendrá el Estado en cada situación particular, de tal suerte que puedan establecer cuál será el efecto que esta participación tendrá sobre la tasa de rentabilidad de sus inversiones en cada caso.
Otro factor relevante para el inversionista es la disponibilidad del producto para su exportación, o su venta en el interior del país para abastecer el mercado interno, a precios internacionales. El Tribunal observa que los expertos que diseñaron el modelo de contrato, consideraron que era necesario fijar en él políticas y esquemas que permitieran hacer el país más atractivo en términos petroleros y bajo este entendido, se determinó que lo más oportuno era lograr que la variable de efectos fiscales fuera flexible para los inversionistas, de suerte que se tomaron ciertas decisiones como modificar el sistema de regalías escalonado, así como también, de acuerdo con lo manifestado por el doctor Tomás De La Calle, se estructuró la denominada cláusula de “Precios Altos” de tal manera que la misma tuviera una aplicación condicionada a ciertas circunstancias favorables como el precio alto y unos volúmenes considerables de producción que asegurasen que el incremento de la captura de 47 Páginas 21 y 22 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 357 y 358.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 117 rentas por parte del Estado solo se diera cuando el contratista estuviere obteniendo una mayor rentabilidad. Este esquema de participación del Estado en los ingresos de las compañías impulsaría las inversiones en la medida que limitaba el porcentaje de la producción adicional a la que tendría derecho el Estado, a casos puntuales y muy específicos en el que las mejores condiciones de precio y volumen permitirían inferir un excedente para las compañías inversionistas.
Al respecto el doctor De La Calle señaló lo siguiente: “SR. DE LA CALLE: La prospectividad es lo más importante, existe un análisis que es a nivel mundial y es para decidir qué tan atractivo es un país tiene 3 elementos, uno puede estar de acuerdo con ellos o no así funciona una consultora y todas la petroleras compran eso y ranquean a los países con eso.
Y es (sic) prospectividad pesa el 50%, términos fiscales pesa el 35% y riesgo país pesa el 15%; el subsuelo pesa el 50 y la superficie pesa el 50; eso es una balanza, aquí hay dos cosas una del 35 y otra del 15 y otra del 50, si la prospectividad es muy mala uno tiene que ayudar con una de estas dos, como apenas estábamos creando la agencia éramos muy inseguros, no se podía ayudar rápido con el riesgo país, era muy alto.
Qué variable le queda a uno si hay sólo 3? Y hay dos que no se pueden modificar en el corto plazo, los términos fiscales, por eso es que el contrato se hizo atractivo y se usó esos límites a los 5 millones, gánese la plata entera y me paga a mí porque ya se está ganando más de lo que normalmente se había ganado. La variable de ajuste de corto plazo son los términos fiscales, por qué? Porque la prospectividad país era pésima, nadie hacia posos, (sic) nadie hacia sísmica y los campos, por qué no está Shell aquí? Por qué no está…, por qué no están las grandes? Porque las grandes dicen a mí 5 millones de barriles no me sirven, con eso no pago los ex patriados, a mí me sirve un campo de 100 millones para arriba; las grandes se fueron y esto quedó en una cancha de Compañías pequeña, no juegan futbol No. 5 sino futbol de salón, son las Canadá, son más pequeñas que 5 millones es mucho; la prospectividad del país estaba muy mala y todo lo que el contrato trataba de hacer era mejores esta variable TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 118 y eso fue lo que se trató de hacer.”48 (Subraya y negrilla fuera de texto) Ahora bien, al momento de definir las circunstancias en las cuales aplicaría la mencionada cláusula de “Precios Altos”, de acuerdo con lo manifestado por los distintos testigos que intervinieron en el presente proceso, se tuvieron en cuenta distintos elementos.
Es así como, en primer lugar, se acordó, tal como lo manifestó el doctor Tomás De La Calle durante su declaración, que la mencionada cláusula daría lugar al pago de una suma de dinero más no a una participación sobre la producción medida en barriles de petróleo como ocurría anteriormente con ECOPETROL en el Contrato de Asociación. Así pues, la ANH buscó diseñar la cláusula de “Precios Altos” cambiando lo que anteriormente era conocido como el “Factor R” en los Contratos de Asociación y solucionar la inconformidad que generaba esta cláusula en el sector por los efectos que tenía sobre el valor de las compañías el hecho de tener que compartir producción de barriles petróleo.
Sobre este asunto el doctor Tomás De La Calle manifestó lo siguiente: “… la cláusula era muy sencilla y fue así hecha, nosotros teníamos, contratamos un modelador de Excel, me voy a devolver un minuto para explicar lo siguiente, el factor R era el que imperaba para uno captar una renta extraordinaria, ese era el mecanismo diseñado por Ecopetrol, toda la industria odiaba el factor R y lo odia por una razón, es que en el factor R a la industria le quitan barriles, cuando se llegan a unos disparadores la industria sigue invirtiendo lo mismo le tocan menos barriles.
Por qué a la industria no le gustaba eso? Porque la industria petrolera vive de lo que le muestre la comunidad internacional que tiene de barriles en sus libros, que en mal español es los barriles que tenga en los libros, nosotros decimos barriles bookqueados, de tu book, eso es lo que sube la acción de las compañías. Discutiendo con las Compañías dijeron quiten el factor R porque nos quita barriles, si lo que quieren es plata yo les doy plata, le comparto la renta en un cheque no en barriles, porque cuando me quite plata a mí en un cheque yo puedo boquear más reservas y simplemente digo que los costos son más altos porque me tocó hacer ese cheque, la comunidad internacional ve que tengo más reservas.
Lo que dijimos si me está diciendo que lo que quiere es hacerme un cheque 48 Páginas 38 y 39 de su declaración, - Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 374 y 375-. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 119 entonces firmemos el valor de un cheque, los cheques no se hacen en barriles, se hacen en plata, la fórmula tiene un primer corchete que dice el valor de los hidrocarburos.”49 (Subraya y negrilla fuera de texto) Así pues, se acordó la cláusula de “Precios Altos” como un mecanismo medido en dinero que daría derecho al Estado a recibir un porcentaje adicional de participación sobre los ingresos que tuvieran los contratistas cuando los precios del petróleo estuvieran altos.
Aparte de lo anterior, como se puede ver en el mismo texto de la cláusula, su aplicación se condicionó no sólo a la variación del precio internacional sino también a la producción de barriles de petróleo. La razón por la que se introdujeron estás dos condiciones -precio de venta y producción mínima- fueron explicadas igualmente por el doctor Julián García durante su testimonio así: “… Era osar sobre la base de que el precio es el principal factor para determinar la ganancia de un proyecto petrolero, la variable precio internacional con un referente es algo que lo consigue en cualquier periódico o revista, ese era como un criterio, algo que es totalmente objetivo, ese es un elemento.
El otro elemento que se dijo es cuándo tener esa ganancia extraordinaria, cuándo hay acceso a esa ganancia extraordinaria? Como parte de la estrategia del nuevo régimen petrolero, que por eso arranqué introduciendo que no solamente es el precio se llama cláusula de precios altos tenía unas reglas de aplicación, ese principio de que el Estado tenga una ganancia, una participación mayor en caso de ganancias extraordinarias.
Como estrategia del país se tenía estrategia petrolera, se tenía algo que quisimos hacer en la agencia que no venía haciendo Ecopetrol y era en la mayoría de las cuencas del mundo hay unos pocos campos gigantes, un número importante pero no tan grande de campos grandes y muchos campos pequeños, así funcionan todas las cuencas del mundo, así creó la naturaleza las reservas del petróleo, hay unos campos gigantes, unos campos medianos que son pocos, hay pocos campos gigantes, hay muchos campos medianos, grandes y hay una infinidad de campos pequeños.
La estrategia de la política petrolera que había o que tenía Ecopetrol antes de crearse la Agencia era una estrategia más orientada a campos 49 Página 10 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 346. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 120 grandes y medianos, al país no le interesaban los campos pequeños, eso no estaba en la política petrolera que hubiese, que se incentivase, que se promoviese campos pequeños porque la naturaleza los da.
(…) Como estrategia de la Agencia lo que hicimos fue promover la viabilidad de campos pequeños, orientar al país a que no solamente su política petrolera fuera a campos grandes sino que también fuera hacia campos pequeños porque sabíamos que si promovíamos, si se hacía la estrategia también iban a haber muchos descubrimientos de campos pequeños.”50 (Subraya y negrilla fuera de texto) En este sentido, observa el Tribunal que, no solo se fijó el precio de los hidrocarburos que debía superarse, sino que, además, se fijó un volumen de producción de barriles (en el caso de los Hidrocarburos Líquidos) para que llegado a tal fuera procedente la aplicación de la cláusula de “Precios Altos”.
Esta condición, tal como explicó el doctor García, se introdujo con el fin de incentivar la producción de campos menores, de suerte que una producción igual o por debajo de cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos gozaba del privilegio de no tener que participarle al Estado esa renta adicional, aún cuando el precio estuviere alto en un momento determinado, lo que haría atractiva la explotación de campos de ese tamaño. El Estado hizo los estudios correspondientes con el fin de definir cuál era el número de barriles que debía producir un campo para dejar de ser considerado un campo menor y poder así definir cuál era el piso de barriles que debía introducirse a la cláusula de “Precios Altos” a partir del cual se haría exigible el derecho adicional a favor del Estado.
Sobre los estudios realizados con este fin el doctor Tomás De La Calle manifestó lo siguiente durante su testimonio: “DR. SALAZAR: Cómo se llegó a esa cifra de 5 millones de barriles en la ANH para la fórmula? DR. DE LA CALLE: Hay una técnica matemática que se llaman los fractales, que no soy capaz de explicarla aquí, solamente les voy a decir en qué cosiste (sic) muy general aplicada a geología, porque los fractales es matemática pura 50 Página 43 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 279.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 121 para cualquier campo de la ciencia. Los fractales lo que trata de hacer es entender cómo son los tamaños de los campos en una cuenca o en un país, aquí se hizo un estudio antes de la creación de la ANH, el estudio es muy famoso que son los fractales y ese estudio determinó dos cosas, la primera es se acuerda que existe la media, eso no hay que ser estadístico para acordarse de que existe el promedio.
El promedio qué es? Es coger todos los tamaños de los campos históricos de Colombia y dividirlos por el número de campos, sumar todos los barriles y dividirlos por el número de campos, cuando esa operación se hizo dio que el campo promedio en Colombia tenía 20 millones de barriles, ese campo promedio queda inflado porque nosotros hemos tenido 2 (sic) elefantes, que es como le dicen en la industria a los campos mayores de 500 millones de barriles, uno es la Cira Infantas, el otro era Cusiana y Cupiagua y el otro era… (Caño Limón) Así daba 20 millones, hay otra medida estadística que se llama la moda, la moda es el valor que más se repite, y el valor que más se repetía era 5 millones, justamente de ahí salió el 5 millones, para decir los campos en Colombia la moda de un campo en Colombia es que sea de 5 millones, como queríamos ser competitivo lo que dijimos es dejemos que él recupere tranquilo con todos los barriles sin compartir conmigo para cualquier precio, que él recupere los costos de su inversión tranquilo con esos 5 millones.”51 (Subraya y negrilla fuera de texto) El anterior entendimiento, fue corroborado por el doctor Armando Zamora en su testimonio en el cual indicó lo siguiente en relación con este tema: “El consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos quiso volver muy competitiva la exploración para campos menores, por cuanto ese iba a ser el la base para mantener la… en Colombia hasta el año 2020, la expectativa era la de tener muchos descubrimientos pequeños y ocasionalmente un descubrimiento mayor, pero en estas cuencas donde hubo los primeros contratos eran cuencas maduras con expectativas de campos menores.”52 (Subraya y negrilla fuera de texto) De acuerdo con lo anterior, para el Tribunal resulta claro que la cláusula de “Precios 51 Páginas 11 y 12 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 347 y 348. 52 Página 7 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folio 111.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 122 Altos” fue introducida como un mecanismo contractual que le permitía al Estado participar en los ingresos por producción siempre y cuando se cumplieran las siguientes condiciones: i) que el precio del petróleo fuera alto, y ii) que el Área de Explotación al que se le aplicara superara una producción del 5 millones de barriles.
Cómo se verá en el numeral iii) “Los límites de la autonomía en la definición de Áreas de Explotación”, del literal e) “El concepto de Área de Explotación frente a las demás definiciones del Contrato”, del Capítulo 2 denominado “Análisis de aspectos jurídicos tratados en el proceso”, de la Segunda Parte de este Laudo Arbitral, el Área de Explotación puede incluso reducirse a un solo campo que contenga un solo yacimiento que se comporte como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro físicas y propiedades de fluidos, de suerte que esa mínima unidad conceptual será considerada menor para efectos de aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 en cuanto su producción acumulada no supere los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos.
Así pues, si la finalidad de la cláusula era la indicada anteriormente, el Tribunal considera que la interpretación más adecuada que asegure que al ser aplicada se garantice que se cumplirán los objetivos previstos, y si además se acomoda a su texto, tendría completo fundamento hermenéutico. Bajo este entendido, el Tribunal considera que si se entiende que todos los campos de un área contratada deben ser englobados en una única Área de Explotación y que la cláusula de “Precios Altos” debe ser aplicada sobre la totalidad de la producción de dicho área global, se desvirtuaría la finalidad pretendida por la cláusula, como fue originalmente concebida según se expuso ante este Tribunal.
En efecto, bajo esa concepción, alcanzada en un área contratada la producción acumulada de cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos, no habría incentivo para explotar otros yacimientos o descubrimientos que, siendo menores y bajo el mismo contrato, fueren hallados y que se comportasen como unidades independientes en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro físicas y propiedades de fluidos. ii.
El comité de expertos Durante el proceso de estructuración del Contrato de E&P, la ANH contrató un comité de abogados expertos en la materia que la apoyaron en el proceso de estructuración y redacción del contrato. En relación con la participación de este comité sobre la redacción del numeral 16.2. de la cláusula 16 vale la pena indicar que, tal como la indicó durante su testimonio técnico la doctora Marlene Durán, quién hacia parte del mencionado comité, ese comité de expertos revisaba la legalidad de la propuesta hecha por la ANH mas no participaba en los análisis TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 123 económicos que sobre la misma se hicieron. Al respecto señaló la testigo que “realmente la comisión de expertos no participó en ese análisis económico ni tuvimos la menor participación, ninguno pretendía ser el conocedor de esos parámetros económicos, y no era tampoco, como dije en alguna respuesta anterior, tampoco entendimos que nuestro encargo profesional incluyera ese análisis económico, entonces no participamos, no cuestionamos los elementos de la fórmula tampoco.”53 (Subraya y negrilla fuera de texto) Así pues, el comité de expertos compuesto por los abogados José Francisco Chalela, Marlene Durán, Alvaro Meneses y Gustavo Suarez, acompañó a la ANH durante la redacción del modelo de Contrato de E&E y buscó que los textos del mismo reflejaran fielmente la intención de la ANH con respecto a este nuevo esquema de contratación. Con relación al numeral 16.2. de la cláusula 16 del contrato relativa a los derechos económicos a favor de la ANH con ocasión de alzas en los precios de cotización del petróleo en el mercado internacional, cuando el Tribunal le solicitó a la doctora Marlene Durán que manifestara cuál era su entendido sobre el numeral 16.2. de la cláusula 16 señaló que en su entender “la cláusula 16 le da derecho a la Agencia Nacional de Hidrocarburos de comenzar a percibir los derechos económicos de la cláusula 16 por área, cada área es lo que dice el contrato, qué quiere decir, que aquí en el área de explotación número 1 llega al límite de 5 millones de barriles de producción total acumulada, tiene que ser en un campo maravilloso para que llegue a 5 millones de producción total acumulada, en ese momento se generan los derechos económicos del numeral 16.2. de la cláusula 16 la de participar en los ingresos, se genera respecto de ésta área, mas no de las otras.
Ésta área de explotación número 2 puede llegar a ese límite, a los 5 millones de barriles, en otro momento, cuando alcance la producción total acumulada se generarán para la Agencia Nacional de Hidrocarburos los derechos económicos derivados de ésta área de explotación, es mi entender.”54 (Subraya y negrilla fuera de texto) De acuerdo con lo anterior, el Tribunal entiende que lo que se buscaba con la redacción de la cláusula era establecer un límite medido individualmente para cada Área de Explotación a partir del cual surgirían derechos para la ANH.
Sobre este punto la doctora Durán indicó en su declaración que: “los derechos económicos a que hace referencia la cláusula 16 nacen a partir 53 Página 60 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 60. 54 Página 69 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio
69. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 124 de, si se llegase a dar el caso de un área contratada dentro de la cual hay varias áreas de explotación y ninguna de esas áreas alcance el límite que permita generar los derechos para la Agencia, pues no se generarán los derechos para la Agencia y el contrato no está redactado de manera que la agencia pierda algo, no, está redactado de manera que es, a partir de ese límite, que nacen los derechos para la Agencia.”55 (Subraya y negrilla fuera de texto) Conforme con lo anterior, para el comité de expertos que participó en la redacción del contrato, la cláusula objeto de este proceso suponía un límite a partir de cual surgirían derechos económicos a favor de la ANH que debía medirse por Áreas de Explotación. Así mismo, los expertos entendieron que, de acuerdo con el Contrato, era el Contratista quien debía delimitar autónomamente cada una de las Áreas de Explotación que habría dentro del Área Contratada.
Al respecto indicó lo siguiente la doctora Durán: “El área de explotación la determina el contratista y fue una discusión muy importante porque, y hay que tener en cuenta la diferencia que hay entre el contrato de asociación y el contrato de exploración y producción, podría pensarse que antes cuando existía el contrato de asociación o dentro del marco de un contrato de asociación había una definición de campo comercial, en el contrato de exploración y producción ya no hay socios si no que es el particular que está adelantando la actividad, el o los particulares, es una parte contratista aunque esté integrada por pluralidad de empresas.
El contratista en el contrato de exploración y producción adelanta sus actividades de exploración y determina si hay o no un descubrimiento, ese descubrimiento puede serle comercial sí o no, porque es posible que haya un hallazgo pero no sea un descubrimiento interesante, técnicamente hay un hallazgo pero no se puede hablar propiamente de un descubrimiento para efectos contractuales.
Ahora, existiendo un descubrimiento el contratista es quien determina qué actividades adicionales deben desarrollar para determinar si ese descubrimiento es interesante para ser explotado o no, entonces adelanta sus actividades de evaluación y como decía al comienzo determina en un principio con base en la información técnica cuál es su área de evaluación. 55 Página 65 y 66 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 65 y
66. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 125 Como resultado de esas actividades de evaluación va a determinar cuál es su área de explotación, si se determina, si la quiere ampliar sí o no, o reducirla y cómo se extiende su área de explotación, la determina el contratista no la determina la ANH y fuimos muy cuidadosos en la comisión de no requerir aprobación del área de explotación porque somos conscientes de que ese es uno de los puntos que mayores discusiones y más desacuerdos genera entre las entidades estatales a nivel mundial y los particulares que están adelantando la actividad, el área de explotación la define el contratista y presenta su programa a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, basta con la presentación, no debe esperar aprobación.”56 (Subraya y negrilla fuera de texto) De acuerdo con lo anterior, lo que se buscó con la redacción del contrato fue asegurar que el contenido del mismo fuera prístino en cuanto a que es una prerrogativa autónoma del Contratista la de definir cuántas Áreas de Explotación habrá en el Área Contratada, sin que para esto necesite de ninguna aprobación de la ANH.
Esta potestad en cabeza del Contratista fue prevista así, de acuerdo con lo indicado por la doctora Durán, en consideración a que en el nuevo Contrato de E&P, contrario a lo que sucedía en el contrato de asociación, todas las actividades son asumidas directa y autónomamente por el Contratista. Esta definición, como es de entender, resulta de vital importancia para la recta interpretación del numeral 16.2. de la cláusula 16 en la medida que los derechos económicos que surgen para la ANH con ocasión de los “Precios Altos”, de acuerdo con el texto de la cláusula y con lo manifestado por quienes la redactaron, aplica sobre cada Área de Explotación definida individual y autónomamente por el Contratista. iii.
La evolución del texto hasta la versión según la cual se firmó el Contrato CORCEL El surgimiento de la cláusula que consagra el Derecho por Precios Altos, fue el producto de una evolución legislativa y contractual a lo largo de los últimos 40 años aproximadamente, sobre la distribución de la producción de hidrocarburos entre las partes contratantes.
De conformidad con las facultades otorgadas por la Ley 20 de 1969 y el Decreto - Ley 2310 de 1974, ECOPETROL suscribía Contratos de Asociación con la asociada en los cuales se pactaba que después de descontadas las regalías (que eran del 20% del producto bruto explotado), la distribución para las partes era del 50% para 56 Página 27 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio
27. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 126 la asociada y 50% para ECOPETROL. A raíz del gran descubrimiento de Caño Limón e inicio de la explotación en el año de 1986, se comenzó a discutir la posibilidad de que se modificaran los porcentajes sobre el derecho a la distribución de producción en el Contrato de Asociación. Fue así como el Gobierno Nacional, vía el Decreto 2782 del 28 de noviembre de 1989 estableció la distribución de la producción escalonada por campo y en su artículo 1 ordenó introducir una modificación a los contratos de asociación que suscribiera ECOPETROL así: “Artículo 1º.
Decreto 2782 de 1989. A partir de la vigencia del presente decreto, el clausulado de los contratos de asociación que suscriba la empresa colombiana de petróleos Ecopetrol, para la exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad nacional, se introducirán las siguientes modificaciones: a) Distribución de producción escalonada. Una vez deducidos los porcentajes correspondientes a la regalía, el resto del petróleo y del gas equivalente producido y proveniente del campo es de propiedad de las partes en la siguiente proporción: “Producción acumulada ECOPETROL Asociada Barriles % % De 0 hasta 60.000.000 50 50 De 60.000.000 hasta 90.000.000 55 45 De 90.000.000 hasta 120.000.000 60 40 De 120.000.001 hasta 150.000.000 65 35 Más de 150.000.001 70 30” (Subraya y negrilla fuera de texto) En principio, la anterior modificación fue declarada nula por la Sección Tercera del Consejo de Estado mediante sentencia del 3 de febrero de 1994 (expedientes acumulados 6323 y 6326) al declararse la nulidad de los decretos números 2782 del 28 de noviembre de 1989 y 1093 del 25 de mayo de 199057, por medio de los 57 Los decretos 2782 de 1989 y su modificatorio el decreto 1093 de 1990, obligaban a Ecopetrol a incluir en sus contratos cláusulas de distribución escalonada de la producción, transferencia de tecnología, control ecológico y obligaciones en caso de cesión. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 127 cuales el Gobierno Nacional reglamentó parcialmente el Decreto Legislativo 2310 de 1974. No obstante lo anterior, esta sentencia no tuvo efectos reales en la práctica, por cuanto se interpretó que era ECOPETROL quien tenía la función de realizar las actividades de exploración y explotación directamente o por medio de contratos distintos a la concesión y, efectivamente, ECOPETROL firmó sus contratos teniendo en cuenta la producción escalonada.
La anterior medida de la distribución de la producción escalonada, fue muy criticada en la industria del petróleo, debido a que no tenía en cuenta factores económicos tales como costos de exploración y explotación; y por tanto, fue modificada por lo que se denominó el Factor “R” de rentabilidad, pero manteniendo los “60 millones de barriles de Hidrocarburos líquidos o a la cantidad de 420 gigapies cúbicos de Hidrocarburos gaseosos a condiciones estándar”.
Efectivamente, en los contratos de asociación de ECOPETROL, en el modelo de contrato ronda 2000, se pactó la cláusula 14 según la cual la distribución de producción se efectuaría dependiendo de los volúmenes de producción y aplicando el factor R así: “14.2 Distribución de Producción. 14.2.1. Después de deducido el porcentaje correspondiente a la regalía, el resto de los Hidrocarburos producidos provenientes de cada Campo Comercial es de propiedad de las Partes en la proporción de cincuenta por ciento (50%) para ECOPETROL y cincuenta por ciento (50%) para LA ASOCIADA hasta cuando la producción acumulada de cada Campo Comercial llegue a la cantidad de 60 millones de barriles de Hidrocarburos líquidos o a la cantidad de 420 gigapies cúbicos de Hidrocarburos gaseosos a condiciones estándar, lo primero que ocurra (1 gigapie cúbico= 1x109 pies cúbicos). 14.2.2 Independientemente de la clasificación del Campo Comercial dada por ECOPETROL en la definición de la comercialidad, por encima de los límites señalados en el numeral 14.2.1, la distribución de la producción de cada Campo Comercial (previa deducción del porcentaje correspondiente a la regalía) es de propiedad de las Partes en la proporción que resulte de aplicar el factor R como se señala a continuación: 14.2.2.1 Si el Hidrocarburo que alcanzó primero el límite señalado en el numeral 14.2.1 de esta Cláusula fue el Hidrocarburo líquido se aplicará la TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 128 siguiente tabla: FACTOR R Distribución de Producción después de Regalías (%) ASOCIADA ECOPETROL 0.0 a 1.0 50 50 1.0 a 2.0 50/R 100 - 50/R 2.0 o más 25 75 14.2.2.2 (…) 14.2.3 Para efectos de las tablas anteriores, el factor R se definirá como la relación de los ingresos acumulados sobre los egresos acumulados correspondientes a LA ASOCIADA para cada Campo Comercial en los siguientes términos: …” (Subraya y negrilla fuera de texto) Posteriormente, en el año 2002, con la finalidad de estimular la exploración de hidrocarburos, fueron modificadas las regalías por la explotación de hidrocarburos por cada campo, que desde el año de 1974 eran del 20% del producto bruto explotado y se establecieron regalías variables o escalonadas, en el artículo 16 de la Ley 756 de 2002 hoy vigente, así: “Artículo 16.
Ley 756 de 2002. Monto de las regalías. El artículo 16 de la Ley 141 de 1994 quedará así: Artículo 16. Establécese como regalía por la explotación de recursos naturales no renovables de propiedad nacional, sobre el valor de la producción en boca o borde de mina o pozo, según corresponda, el porcentaje que resulte de aplicar la siguiente tabla: (…) Establézcase como regalía por la explotación de hidrocarburos de propiedad nacional sobre el valor de la producción en boca de pozo, el porcentaje que resulte de aplicar la siguiente escala: Producción diaria promedio mes Porcentaje Para una producción igual o menor a 5 KBPD 8% TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 129 Para una producción mayor a 5 KBPD e inferior o igual a 125 KBPD X% Donde X = 8 + (producción KBPD - 5 KBPD)* (0.10) Para una producción mayor a 125 KBPD e inferior o igual a 400 KBPD 20% Para una producción mayor a 400 KBPD e inferior o igual a 600 KBPD Y% Donde Y = 20 + (Producción KBPD - 400 KBPD)* (0.025) Para una producción mayor a 600 KBPD 25% Parágrafo 1°.
Para todos los efectos, se entiende por “producción KBPD” la producción diaria promedio mes de un Campo, expresada en miles de barriles por día. Para el cálculo de las regalías aplicadas a la explotación de hidrocarburos gaseosos, se aplicará la siguiente equivalencia: Un (1) barril de petróleo equivale a cinco mil setecientos (5.700) pies cúbicos de gas.
El régimen de regalías para proyectos de explotación de gas quedará así: Para explotación en campos ubicados en tierra firme y costa afuera hasta a una profundidad inferior o igual a mil (1.000) pies, se aplicará el ochenta por ciento (80%) de las regalías equivalentes para la explotación de crudo; para explotación en campos ubicados costa afuera a una profundidad superior a mil (1.000) pies, se aplicará una regalía del sesenta por ciento (60%) de las regalías equivalentes a la explotación de crudo.
(…)” (Subraya y negrilla fuera de texto) Posteriormente, y de nuevo con la finalidad de incentivar la inversión extranjera, se modificaron los porcentajes de la distribución de la producción, 70% para el asociado y 30% para ECOPETROL. No obstante que se quería incentivar la inversión extranjera, también se observó que los precios del petróleo podrían TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 130 generar un desequilibrio contractual, y por ello, con motivo del alza en los precios del petróleo a nivel mundial, que existió durante varios años, ECOPETROL también implementó una cláusula de precios altos previendo las fluctuaciones en los precios y el posible desequilibrio contractual en el que se podría incurrir, de forma tal que por medio de dicha cláusula quedaran pactadas de antemano las contraprestaciones entre las partes ante la variabilidad en los precios del petróleo.
En el año 2003, por las críticas relacionadas con que era el mismo ECOPETROL, en los Contratos E&P, quien actuaba como juez y parte al mismo tiempo, se dictó el Decreto Ley 1760 de junio 26 de 2003, “Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos - Ecopetrol, se modifica su estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la sociedad Promotora de Energía de Colombia.
S.A.” La filosofía sobre la autonomía de la voluntad en el derecho privado que rigió en su momento para ECOPETROL, ahora fue aplicada a la ANH, quien, como ente a cargo, comenzó contratando asesores que le ayudaran en la elaboración de una minuta modelo que sirviera de base para la celebración de sus contratos. De esta forma, para la elaboración de sus contratos, la ANH contrató unos expertos en el tema que fueron conocidos en el medio como el “comité de expertos.” En ese momento, la ANH buscó incentivar la inversión en el país, teniendo en cuenta las bajas tasas de regalías, pero a su vez promoviendo una nueva minuta de contratación que además permitiera al Estado obtener ingresos adicionales para casos de ganancias excesivas para el contratista.
Fue así como surgió la denominada cláusula relativa al Derecho por Precios Altos, que fue incluida en el Contrato CORCEL. Como se señaló anteriormente, con la creación de la ANH, esta entidad asumió toda la implementación de las políticas petroleras, las cuales deberían verse reflejadas en los nuevos contratos. De esta forma, el comité de expertos presentó una redacción, en la nueva minuta de contratación, de una cláusula de precios altos, justificada de antemano desde el punto de vista económico por las políticas del Gobierno y los expertos de la ANH.
Algunos de ellos fueron oídos en declaraciones en este proceso tales como la doctora Marlene Beatriz Durán Camacho quién exhibió ante el Tribunal documentos de los trabajos realizados y el doctor Alvaro Meneses Mena. La propuesta de cláusula de Precios Altos planteada por los expertos ante la ANH, fue presentada en documento que exhibió la doctora Marlene Beatriz Durán TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 131 Camacho en este proceso, dicha cláusula fue prácticamente la misma aprobada por la ANH; con la excepción que, en la versión final se introdujo la expresión “cada Área de Explotación”, en vez de señalar simplemente “Área de Explotación”58.
Si bien el comité de expertos se propuso plasmar en un solo texto las directrices y políticas económicas del Gobierno sobre contratación petrolera, era la ANH, la agencia del Gobierno quien en últimas definía dichas políticas. Es por ello, que la intencionalidad del clausulado estaba clara para los funcionarios de dicha agencia, y por ello se mencionarán, a continuación algunos apartes relevantes de sus testimonios: En efecto, el testigo Julián Antonio García Salcedo, quien fuera Director Técnico de la ANH en ese momento, en su declaración de abril 18 de 2016, señaló: “DR. CHALELA: ¿Pasemos a lo que nos ocupa, cuéntenos en qué consiste la cláusula de precios altos diseñada por en ese momento y en ese momento concebida y puesta a consideración del consejo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos? SR. GARCÍA: La cláusula de precios altos lo que busca es que el Estado tenga una retribución adicional a la normal, que uno pudiera llamar normal, adicional a la básica para situaciones en donde el precio del petróleo esté en niveles altos, para que el Estado reciba una mayor toma del gobierno en situaciones de precios altos.
¿Cuál era la racionalidad? Se quería que el Estado tomara la mayoría de lo que se suele llamar, perdón por el anglicismo…, o sea ganancias extraordinarias cuando hay precios altos hay ganancias extraordinarias para la industria y lo que se quería era tener un mecanismo para que el Estado capturara una parte importante de esas ganancias extraordinarias en situaciones de precios altos.
¿Por qué se decidió hacer una cláusula de precios altos? Porque el análisis es que la mayor fuente de valor para la actividad de exploración y producción de petróleo es el precio, una reducción de costos, una reducción de impuestos, una reducción de trámites no tiene tanto impacto en la rentabilidad o en las ganancias de un proyecto petrolero o gasero como lo tiene el precio. 58 Documento que obra en el Cuaderno Principal No. 4 en folios 53 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 132 La variable que más o el factor que más afecta la rentabilidad de un proyecto petrolero es el precio, creo que es evidente para todos que el precio es el mayor factor o el factor que mayor afecta la rentabilidad de un proyecto.
Lo que se quiso fue tener esas para que el Estado tomara esos ingresos extraordinarios en casos de precios altos para que fuera mayor su contribución o el… que se llama fuera mayor para el estado y se decidió hacer solamente en función o principalmente en función de esa variable que era la variable precio internacional, además porque la variable precio internacional es absolutamente objetiva.
(…) DR. Chalela: No obstante las partes van a tener la libertad de hacer preguntas sobre ello cuando lo consideren necesario. ¿Lo que nosotros queremos en este momento preguntarle a como primer interrogante es en qué consiste la cláusula de precios altos y cómo funciona? SR. GARCÍA: Le estaba respondiendo cómo funciona, funciona en que cuando se logra un precio por encima de ese precio se activa la cláusula, esa es una regla para hacerla funcionar, comienza el estado a tener un mayor porcentaje y se activa cuando se supere un volumen de reservas acumuladas que la racionalidad era la que acabo de explicar.
El Estado quería promover campos pequeños, lo que dijimos es que esa cláusula así el precio esté muy alto, si el campo es pequeño no aplica, porque queremos y viabilizar campos pequeños; se aplica cuando el precios supere cierto nivel, en ese caso se decidió según la calidad del crudo 30, 33 dólares por barril cuando el precio de referencia llámese el WTI logre cierto monto se activa la cláusula, tiene que ir la operadora o el contratista a pagarle ese derecho al Estado.
Si es un campo pequeño o si es un campo que está en sus inicios que todavía no se sabe si es un campo grande o pequeño no se activa mientras no llegue a un cierto volumen que se definió 5 millones de barriles, cuando el campo llega a 5 millones, mientras no llegue a 5 millones de barriles no se activa por aquello que se quería promover, había toda una estrategia de campos pequeños.
Se activa si el campo pasa a ser, deja de ser pequeño, cuando un campo deja TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 133 de ser pequeño se activa la cláusula y se activa cuando el precio supera cierto límite que se definió que fuera según la calidad del crudo 30 o 33 con unos ajustes según la inflación de cada año; esos son como los dos activadores que era su pregunta, esos son los dos activadores de la cláusula.
(Subraya y negrilla fuera de texto) (…) DR. CHALELA: ¿Por cada campo descubierto hay un área de explotación? SR. GARCÍA: Sí, excepto que encuentre que se fusionan dos campos, ahora le explico un poco, para allá voy si quiere le respondo un poco como diciéndole qué sigue y casos donde se amplía esa área o no se amplia. (Subraya y negrilla fuera de texto) (…) DR. SALAZAR: ¿Para precios altos cómo aplica eso? DR. GARCÍA: Como trabajamos era que en forma consistente se aplicaran los plazos y se aplicaran los precios altos también, los precios altos se aplicaban por esa área de aplicación que eran los conceptos de campo, la filosofía era que los precios altos fueran por campo y que el campo, el área de explotación era la mejor representación del campo, dentro de un área de explotación debería haber un campo.
Puede haber casos en donde haya dos campos en un área de explotación, por ejemplo, no me lo han preguntado les aclaro; supongamos que ésta es el área de explotación que inició en abril, que lleva su vida contractual, se descubrió un campo pequeño acá, este campo pequeño éste sí de malas, digo de malas y perdónenme la expresión, éste lleva la misma vida contractual de aquel.
DR. CHALELA: ¿Por ser pequeño? SR. GARCÍA: No, porque se encontró en la misma área de explotación. DR. SALAZAR: ¿Y la producción se acumula a la de la anterior? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 134 SR. GARCÍA: Sí, en ese caso sí. (Subraya y negrilla fuera de texto) (…) DR. SUÁREZ: ¿Recuerda observaciones puntuales sobre la cláusula de precios altos? SR. GARCÍA: Diría que sí, en particular recuerdo que la gente pidió aclaraciones sobre si era por área contratada o por campo, recuerdo que una de las aclaraciones que hice era por campo, no sé si por escrito de las que había por escrito, sí me acuerdo verbales porque era mucha inquietud.
Entre otras parte de lo que decíamos, del mensaje que pasábamos era que queríamos que aplicara, así como queríamos ser consistentes con el Código de petróleos también queríamos ser consistentes con las regalías, porque no queríamos hacer dos sistemas en paralelo diferentes, queríamos que las regalías se pagan por campo. Nosotros queríamos que el concepto por campo también aplicara a los precios altos en la misma forma que aplicaba a las regalías, con esa excepción de lo que quedaba dentro del área contratada, en principio tratábamos de seguir el Código del petróleo y acomodarnos también al régimen de regalías que es por campo.”59 (Subraya y negrilla fuera de texto) Corrobora las afirmaciones anteriores, el testimonio del señor Tomas De La Calle, también funcionario de la ANH para esa época, quien en su testimonio sostuvo: “DR. SALAZAR: ¿Por qué asimilan es el campo con el área de explotación, para efectos de esta fórmula? SR. DE LA CALLE: Lo normal es que uno declara un área de explotación a un campo y con ese supuesto trabajamos, ahora me puede decir ese supuesto está muy mal, no sé; lo que le quiero decir es el área de explotación uno la definía para un campo siempre fue así, si había un campo al lado la puede hacer más grande, lo que hizo fue juntar dos áreas de explotación. Para uno, eso van haciendo, coge un área grande que es el área contratada, después coge el áreas de evaluación que es un subconjunto 59 Página 43 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 280 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 135 del área contratada es más grande y ahí mira a ver qué hay, ahí por fin se decide por un área más especifica que es dónde está el campo y a la que llama área de explotación, porque voy a explotar un campo, eso es lo que está en el cerebro de todos los comerciales.
Me puede decir mal o bien no sé, si me pregunta a mí que para eso estoy aquí le digo para mí área de explotación es área de campo, qué más va a ser. Volviendo a la pregunta original de Gustavo, el área contratada la proponía él, el área de evaluación también la proponía él, él era el que decía con base en su conocimiento él qué quería evaluar.
DR. SALAZAR: ¿Quién es él? SR. DE LA CALLE: El inversionista, el petrolero, la Compañía, el contratista como se llama en el contrato, el contratista propone el área, yo tenía algo para decirle ahí que era en la fase de negociación, en el área de evaluación él era el que la proponía, nosotros teníamos unos geólogos que la revisaban con ellos para entender un poco el área de evaluación por qué era de ese tamaño y por qué no, de ahí seguí el área de explotación, si él encontraba algo sino no; el área de explotación también la proponía él con el kilómetro que se le daba como margen del área de protección. La fórmula tiene 3 componentes, el primer componente es P, Q y lo que le toca a la ANH que es un porcentaje, el primer componente es P, con P me refiero al precio, el precio es lo que valga el hidrocarburo aquí en boca de pozo, ya le puse un precio, esta fórmula está en dólares por barril abajo, como necesito sólo dólares necesito barriles para que se cancelen.
El segundo componente de la fórmula son los barriles, los barriles tiene simplemente es que no se incluyen los de regalías sino que son los barriles netos de él, los del interés del inversionista esos son los barriles que se ponen ahí, tenemos dólares por barril y tenemos barriles, se cancelan los barriles y quedan sólo dólares, ya quedó el cheque.
Ese cheque sería todo lo que vendería el petrolero, como todo no se le va a dar a la ANH y lo que estamos hallando es cuánto le toca a la ANH, la última parte de la formula lo que aplica es P menos P sub cero dividido P, P qué es? Es el precio del WTI en ese mes y P sub cero es el disparador, en ese caso era 27, eso es lo que daba aproximadamente, eso es lo que daba por encima y se multiplicaba por el 30%, ese es el último factor.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 136 DR. CHALELA: ¿Y ese volumen de producción en la fórmula se introduce mes a mes, es una Q sub mes? SR. DE LA CALLE: Sí, y por eso les decía ahora que en la mente no me cabe duda y es que nosotros nos copiamos de las regalías y las regalías era por campo y nosotros pusimos los precios altos por campo y las regalías era por mes y nosotros pusimos la fórmula por mes.
DR. SUÁREZ: Mi pregunta es, en muchas de sus respuestas ha manifestado que lo que se consideró por la ANH era y siguiendo un poco la forma como la Ley regula las regalías, que es por campo y nos dijo que aquí también se había pensado por campo; le quiero preguntar si sabe por qué ahí dice cada área de explotación, si el concepto de área de explotación es equivalente a campo… (Interpelado) DR. CHALELA: Detengamos la respuesta ahí doctor no induzcamos la respuesta.
SR. DE LA CALLE: Sé, conociendo los abogados lo que los conozco sé que leen mejor que yo, no puedo discutir en lectura, los ingenieros no aprobamos también lectura, lo único que les puedo decir es para mí como comercial era claro que eran sinónimos campo y área de explotación, es lo único que les puedo decir porque siempre fue así, la gracia de este contrato es que ya no se pagan las cosas por el agregado de varios campos sino es por uno sólo y ese uno sólo está contenido en el área de explotación. DR. SALAZAR: ¿Esa cláusula de precios altos de acuerdo con lo que ha manifestado correspondía a una política de la ANH, me refiero específicamente a los 5 millones de barriles? SR. DE LA CALLE: Sí correcto, sí. DR. SALAZAR: ¿Recuerda si en la discusión del contrato hubo observaciones de Petrominerales sobre el alcance de la cláusula de precios altos? SR. DE LA CALLE: No, no hubo, nadie discutía eso en ese momento, ni siquiera en la negociación, la negociación era súper enfocada en el plan exploratorio, nadie discutía cláusulas por allá que nadie se imaginaba que TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 137 fueran a pasar.”60 (Subraya y negrilla fuera de texto) La posibilidad de existencia de diferentes Áreas de Explotación dentro de un mismo contrato, también fue corroborada, por el testigo Eliseo Acevedo, empleado de ECOPETROL, quien para esa época colaboró con la ANH en la elaboración de la minuta y quien también se pronunció sobre la cláusula de precios altos, en la audiencia llevada a cabo el 6 de abril de 2016 por videoconferencia, quien manifestó: “DR. SUÁREZ: ¿Usted recuerda si de acuerdo al nuevo contrato en ese contrato se preveía la posibilidad que en el período de explotación existieran varias áreas de explotación dentro de la denominada área contratada? SR. ACEVEDO: Claro que sí doctor Suárez, claro que sí, la razón por la que sí podían haber varias áreas de explotación es porque usted podía tener un descubrimiento en la etapa temprana de un contrato y antes de que finalizase el periodo de exploración pudiese tener o en el programa exploratorio posterior pudiese tener un nuevo descubrimiento, entonces las áreas de explotación de cada uno de esos descubrimientos eran independientes, incluso una de las particularidades que tiene el contrato de la agencia de ese entonces era el área de explotación, los periodos de duración de esas áreas de explotación eran por área de explotación, entonces si usted tenía un área de explotación descubierta declarada en el año 3 a partir de ese año comenzaba el periodo de explotación de esa área específica, pero si en el año 6 hubiera tenido un nuevo descubrimiento dentro de la misma área contratada separado de este primero, pues entonces usted de alguna manera tenía 2 áreas de explotación en un mismo contrato y pudiera tener muchas más dependiendo del tamaño del área y dependiendo cómo se hubiera desarrollado el proceso exploratorio dentro del área contratada.
DR. CHALELA: ¿Cuénteme qué cláusula de precios altos recuerda y por favor explíqueme lo que recuerda de la cláusula de precios altos que usted tiene en la mente? SR. ACEVEDO: La cláusula de precios altos era una cláusula que cuyo propósito era ofrecerle a la Agencia Nacional de Hidrocarburos la captura de un ingreso adicional en la medida en que el precio del petróleo 60 Página 12 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 348 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 138 alcanzara o superara una cifra estipulada o un valor estipulado, estamos hablando del año 2003 el precio estaría para ese entonces, no recuerdo ahoritica pero estaríamos hablando de los 18-20 dólares quizá, no sé la cifra exacta pero era más o menos lo que uno pudiera en ese momento establecer, entonces se creó una cláusula en la que si el precio superaba una cifra habría una captura de renta a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburo, en ese momento se hablaba del 30% más o menos entre la diferencia entre el precio de venta y el precio que en ese momento se consideró para ese entonces un precio alto y esa captura de renta aplicaba bajo ciertas condiciones, aplicaba en el caso del petróleo cuando se alcanzara cierta producción acumulada, en el caso del gas era, discúlpeme pero no me acuerdo muy bien pero creo que era con tiempo, era cuando transcurriera cierto tiempo de producción, eso era como funcionaba en términos generales esa cláusula para el momento como le digo que se aplicó. Sé que tuvo variaciones posteriores, nunca entré a detallarlas porque los casos que en su momento manejaba yo tenía a cargo la parte exploratoria entonces no entré en mucho detalle en los contratos que suscribió Ecopetrol con variaciones de esa cláusula en particular pero sé que sufrieron variaciones, sé que hubo variaciones en un momento que pretendían capturar un poco más de renta cuando el precio superó incluso valores que nadie esperaba.
DR. CHALELA: Usted indicó en su respuesta que en el caso del petróleo cuando se alcanzaba cierto volumen de producción acumulada. ¿Podría explicarme a qué se refiere con esa manifestación? SR. ACEVEDO: Decía la cláusula que cuando se produjeran 5 millones de barriles de petróleo de producción acumulada proveniente del área de explotación, se empezaría a aplicar la cláusula de precios altos.
DR. SUÁREZ: Usted mencionó que respecto de la cláusula 16.2 para efectos de los precios altos se tomaba en consideración una producción acumulada de hidrocarburos líquidos, tratándose de hidrocarburos líquidos porque en el gas usted mencionó que era distinto, que era sobre el área de explotación. ¿Usted recuerda qué o cómo se define el área de explotación en esos contratos? SR. ACEVEDO: Recuerdo cómo se define el área de explotación de la minuta que en su momento trabajamos y era, el tema del área de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 139 explotación tiene una particularidad y es que nace del descubrimiento, después del descubrimiento el proceso era tratar de evaluar ese descubrimiento para ir entonces habría un área de evaluación; el área de evaluación comprendía obviamente la estructura del subsuelo donde hubo el descubrimiento y después de que se determinaba qué tan grande y si era viable comercialmente ese descubrimiento después de que hubiese sido evaluado, se establecía a partir de los límites que conocidos al momento de la declaratoria de comercialidad un corredor de protección tratando de encerrar el área del campo o de los campos si era que se hubiera descubierto más de uno en ese entonces, tratar de encerrar el área del campo en un polígono regular que tenía 1km de franja de protección en relación con los límites conocidos de los yacimientos al momento de la declaratoria de comercialidad.
DR. CHALELA: En el entendimiento y el recuerdo que usted tiene del contrato que conoce, ¿un área de explotación puede albergar más de 1 descubrimiento? SR. ACEVEDO: Sí señor, puede albergar más descubrimiento como está redactada la cláusula, la cláusula habla de que uno pudiera tener más de 1 descubrimiento, lo que ocurre con el tema es que desde el punto de vista del concepto descubrimiento yo puedo tener descubrimientos asociados a una misma estructura geológica pero en distintos niveles productivos, entonces yo puedo tener un descubrimiento en una estructura que está fracturada por una falla en el cual a un lado de la falla me quede una porción de un descubrimiento y al otro lado me quede otro, incluso pueden tener condiciones de presión distintas, pueden tener condiciones de fluido distintas incluso, en una de las partes puedo tener gas y en el otro petróleo y tendría dos distintos descubrimientos asociados a la misma estructura de carácter regional geológica en subsuelo DR. CHALELA: ¿En esa mismo orden de ideas y referido a la regulación contractual que usted recuerda, cuál es el criterio o el elemento técnico que hace que una estructura, como usted la menciona, o un descubrimiento no pueda ser acogido en una misma área de explotación sino tenga que individualizarse en otra área de explotación distinta? SR. ACEVEDO: La geología como lamentablemente la determinación de la geometría de las estructuras depende de la calidad de la información TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 140 que se tenga en superficie y la interpretación que se pueda hacer de la misma, entonces la respuesta a su pregunta dependerá necesariamente de la calidad de la información y de la interpretación que se haga de esa información, entonces nunca será posible con absoluta certeza establecer cómo está conformada la geometría de las rocas en subsuelo porque las interpretaciones que se hacen de las informaciones de los métodos disponibles para entenderla, funciona igual que si usted estuviese comparando una radiografía con una tomografía, va a depender de la calidad de la información que usted disponga para poder establecer con precisión cómo es esa geometría del subsuelo, entonces una de las cosas que siempre va a haber es que hay un grado de incertidumbre sobre qué tan grande es una estructura de subsuelo, siempre se trata de dar los mejores estimados a partir de fundamentos técnicos pero que son sujetos a variaciones o de interpretaciones en la medida que se va teniendo mejor información o que las técnicas cambian o que se refinan las interpretaciones que existen con avances tecnológicos, pero siempre habrá un grado de incertidumbre porque usted no está viendo el subsuelo.
(…) DR. SALAZAR: ¿Usted quisiera por favor explicarle al Tribunal en el modelo de contrato EP de la ANH qué se entiende por el plan de explotación? SR. ACEVEDO: En el modelo de contrato de la ANH que conozco, quiero precisarle porque no conozco la minuta reciente del modelo de la Agencia, no me he sentado a detallarlo, pero el plan de explotación es un documento que de alguna manera trata de establecer la manera como se va a desarrollar un descubrimiento a fin de traer los hidrocarburos contenidos en ese descubrimiento de una manera razonable para poder entender cómo se van a ejecutar las distintas operaciones, cómo se pretenden ejecutar los mecanismos de extracción que permitan obviamente el cobro adecuado de los hidrocarburos contenidos, ese es un plan de explotación. DR. SALAZAR: ¿De quién es la responsabilidad de elaborar y ejecutar el plan de explotación? SR. ACEVEDO: El plan de explotación lo ejecuta el operador y lo desarrolla obviamente el mismo operador.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 141 (…) DR. SALAZAR: Simplemente en ánimo de aclaración, en una respuesta anterior me pareció entender que usted manifestó que la noción de campo comercial del antiguo contrato de asociación correspondería a la noción de área de explotación en el contrato de la ANH, ¿es correcto? SR. ACEVEDO: No, preciso lo que quise decir, lo que quise decir es que me decía la pregunta uno de los doctores es que podía un contrato tener varios campos, no quiero entrar la discusión de definición de campo en el que no es una respuesta que tenga la claridad absoluta, lo que quiero decir es que en el contrato de asociación un contrato puede tener varias áreas en las cuales existen acumulaciones de hidrocarburos que están siendo producidas que no se… en el contrato como área de explotación o como no está la definición de manera explícita del contrato de asociación dentro de las definiciones, el contrato habla de, la asociación habla de campo comercial en… pero nunca en las definiciones se refiere al concepto área de explotación, hay alguna definición quizá dentro del concepto área de explotación que… la relación que hice no se refería en ningún caso a que haya sido utilizado esa definición para llevarla al control de la Agencia, sino la respuesta mía fue contestada dentro de la pregunta que me hizo el señor en relación con lo que es un área contratada podía tener varias áreas de explotación y dentro de ese contexto hice la separación con el contrato de asociación no refiriéndome de manera específica a las definiciones contenidas en la minuta del contrato de asociación para hacer uso de esas definiciones que la minuta del contrato haya hecho.”61 (Subraya y negrilla fuera de texto) Este testigo también fue interrogado por el Procurador Judicial Administrativo, doctor Carlos Eduardo Vera y es de resaltar, de su testimonio, los siguientes apartes: “DR. VERA: Finalmente manifiéstele al Tribunal ¿quién declaraba la viabilidad de un descubrimiento o quién declara la viabilidad? SR. ACEVEDO: Puedo hablar en nombre de la empresa para la cual laboro y se lo puedo contar, la viabilidad de un descubrimiento comercial la declara en el contrato, del tipo de contrato porque estamos refiriéndonos al contrato de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, el contratista como 61 Página 8 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 142 está integrado es quien determina que un descubrimiento que ha realizado no tiene mérito comercial o no, entonces lo que puede tener mérito comercial para un contratista X, puede no tenerlo por lo que los criterios dentro de una decisión esto debe ser distinto y usted lo puede ver en el mundo petrolero como compañías grandes tienen todos los volúmenes que a nosotros nos resultan atractivos para la magnitud de la compañía para los costos asociados para lo que representa así sea una rentabilidad del producto dentro de su marco conceptual de toma decisiones no representativo… pero sí tomar parte en esa viabilidad comercial.
Y una compañía con una… distinta, con unos costos distintos, con unos intereses distintos y unas fortalezas distintas pues sí le puede interesar, hay muchos criterios, hay muchas condiciones que se tienen en cuenta para tomar la decisión de… pero son independientes de cada compañía… ligados a los intereses propios de lo que esté en el mercado, hay compañías que les interesa el gas, hay compañías que no les interesa el gas, hay compañías que les interesa el gas pero puede que descubran gas en un mal momento, el gas no tiene mucho mercado y entonces las viabilidad comercial de un descubrimiento de gas, de ese ejemplo que les estoy dando, pues puede ser que la compañía de gas –no, no es viable para mí… DR. VERA: Según su respuesta, la que acaba de dar, ¿eso quiere decir que la Agencia Nacional de Hidrocarburos no interviene en absoluto en el otorgamiento de esa viabilidad? SR. ACEVEDO: La Agencia Nacional de Hidrocarburos no es la que toma la decisión de explotar comercialmente, el que toma la decisión de llevar a cabo la explotación es la compañía del contratista, el contratista es el que determina que le explique… y debe comunicárselo a la Agencia… no sé si haya algún tipo de cambio pero estaba redactado, el contratista era el que le manifestaba a la Agencia su decisión de emprender el desarrollo comercial.”62 (Subraya y negrilla fuera de texto) En relación con este mismo aspecto, el Ingeniero Julio César Vera Díaz, quien fue Director de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía durante 12 años, también manifestó en la audiencia llevada a cabo el 19 de abril de 2016 lo siguiente: “DR. CHALELA: Como se ilustró acerca del contenido de las disputas en 62 Página 18 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 143 general, muy general, de las disputas que se resolverán en este Tribunal, quisiera preguntarle si usted tiene recuerdo vivo del contenido de la cláusula 16 en la minuta del contrato que se aprobó por el consejo de dirección de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y particularmente del funcionamiento de la cláusula de precios altos, lo que usted recuerde? SR. VERA: Del texto exacto no y también tengo que confesar que hace mucho rato no la miro pero digamos, cuál era la filosofía de esa cláusula, la filosofía de la cláusula de precios altos era que las compañías de exploración y producción empezaran a participar de ingresos adicionales a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, una vez hubieran alcanzado unos niveles de producción establecidos, que eran básicamente los 5 millones de barriles y en determinadas áreas que estaban definidas en su momento como las famosas áreas de evaluación. Esas áreas de evaluación en la minuta original estaban señaladas y circunscritas a un concepto que habíamos definido a su vez para efectos de determinar las regalías aplicables a cuando un yacimiento estaba en jurisdicción de uno o más municipios, lo que un decreto del año 2003, si no me acuerdo mal el Decreto 3229, definía como el área de yacimiento, que no era nada diferente a definir cuál era el área que circunscribía un yacimiento y esa, a su vez, tenía que ser considerada como el área de evaluación para efectos del contrato de exploración y producción de la ANH y sobre la base de unos volúmenes como tal de 5 millones de barriles.
Esa fue la filosofía original del contrato, en el tiempo eso fue evolucionando, de pasar de las áreas de evaluación asociadas al mismo Decreto 3229, a llegar inclusive, entiendo, hoy en día a estar circunscrita a toda el área como tal contratada de exploración y producción… (Interpelado) DR. CHALELA: En ese marco conceptual y según los recuerdos que usted tiene, podría explicarle al Tribunal cuál es el entendimiento que usted tiene por área contratada, los conceptos de área contratada, área de evaluación y área de explotación? SR. VERA: Área contratada es el área que se le asigna a una compañía de exploración y producción para desarrollar actividades de exploración y producción del sector de hidrocarburos, valga la redundancia. El área de evaluación estaba circunscrita al descubrimiento como tal, una vez había un descubrimiento, la compañía de exploración y producción tenía TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 144 que declarar ese descubrimiento y había que definir un área de evaluación que estaba circunscrita al yacimiento que en este momento se tenía identificado. Entonces son tres conceptos, una cosa es el área contratada, que es el área que en su momento estaba dependiendo del polígono A, del polígono B, había unos tamaños promedios que variaban en unas áreas hasta de 120 mil hectáreas, en otras de 40 mil hectáreas más o menos en promedio y eso eran básicamente las áreas contratadas.
Las áreas de evaluación estaban señaladas al descubrimiento como tal, a la declaración de ese descubrimiento por parte de la compañía de exploración y producción y cuál era el área de yacimiento asociada a ese descubrimiento que estaba identificada, que estaba identificada a partir de sísmica como tal, de evaluaciones geológicas y se iba evaluando dependiendo de la evolución del desarrollo, bien fuera de pruebas extensas o ya una vez se declarara el área de explotación como tal, ya cuando se habían hecho todas las evaluaciones del área y se había determinado la extensión total del yacimiento, que lo que generalmente ya tenía que ver con desarrollo de pozos de desarrollo y pozos de avanzada como tal o nuevos pozos de exploración para determinar nuevas áreas de evaluación. DR. PARIS: Y pueden existir varias áreas de explotación dentro de un mismo contrato? SR. VERA: En mi concepto sí, porque pueden haber varias estructuras o yacimientos dentro de un mismo contrato.
DR. PARIS: Y es fácil identificar la separación de esas áreas de explotación? SR. VERA: Esta es una ciencia que no es exacta, la geología aunque ha evolucionado mucho no es exacta, y hay pruebas para determinar hasta dónde se puede extender el área de evaluación de un contrato, entonces básicamente está en identificar fallas, en hacer pruebas extensas para ver si un yacimiento tiene continuidad o no tiene continuidad, en hacer pruebas de interferencia, técnicamente se puede hoy con la información disponible identificar hasta dónde se extiende un área de evaluación. Y en un principio, cuando se definen las áreas de evaluación se parte de los pozos exploratorios que se definen con la información técnica disponible, mejor… en el área que es básicamente sísmica bien sea 2D o 3D y la información de geología, y la historia geológica de una determinada.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 145 DR. CHALELA: Pudiera un área de explotación tener más de un descubrimiento? SR. VERA: Pudiera un área de explotación tener más de un descubrimiento, tratándose de varias formaciones sí, en profundidad sí. DR. SUÁREZ: Y en sus explicaciones sobre una de las preguntas que hizo el Tribunal, se refería a si en el área de explotación podían existir distintos yacimientos, su respuesta fue sí. La pregunta que yo le voy a hacer es si de acuerdo con esa definición que usted leyó, en un área de explotación pueden existir distintos campos? SR. VERA: Como está señalada en la norma que habla de varias trampas, en un área de explotación debería existir un solo campo como tal, porque está hablando del concepto de una trampa, entonces ahí leyéndola así debería ser un área de explotación asociada a un campo.
DR. SUÁREZ: Si recuerda todo eso, dígale al Tribunal si esa posición inicial, la definición de política contractual se mantuvo a todo lo largo de los consejos directivos hasta la expedición de los acuerdos 10 y 20, en que fue aprobado el modelo del contrato en el año 2004. Dígale todo lo que usted sepa al Tribunal sobre esa materia de esa política y del concepto de área de explotación respecto de los derechos económicos, particularmente precios altos, si eso fue modificado, cambiado, si lo discutieron, todo lo que usted recuerde? DR. CHALELA: Lo que recuerde.
SR. VERA: Mi recuerdo del tema claro es que siempre el concepto de derechos de procesos económicos de precios altos estaba asociado al área de explotación, que con el tiempo empezaron a darse discusiones asociadas a que podían existir varias áreas de explotación dentro del área de un contrato y que eso debería dar lugar a modificar el concepto, es otra cosa.
DR. CHALELA: Qué quiere decir que es otra cosa, que su recuerdo es que se produjo esa discusión posteriormente? SR. VERA: Sí, asociado a que empezaban a aparecer casos, no sé si era solo este de Petrominerales o eran varios, donde posiblemente iban a haber TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 146 varias áreas de explotación en área de un mismo contrato y donde muy seguramente el concepto del volumen mínimo no se iba a alcanzar individualmente por área de explotación, sino en la suma de las diferentes áreas de explotación que se definieron.
En el tiempo eso se dio la discusión y llegó a la evolución de que el contrato fuera migrando al concepto de área como tal de contrato. DR. SALAZAR: Y cómo se empezó a ver reflejado, cómo surgió la inquietud sobre la cláusula de precios altos? SR. VERA: Entiendo, porque empezaron a haber reclamaciones de parte de las compañías de exploración y producción que el concepto debería ser como tal asociado al área de explotación y no al área contractual y había una posición en su momento de la ANH, muy en cabeza del doctor Zamora, de que el concepto debía ser área contratada y no área de explotación. DR. SUÁREZ: Usted recuerda si se discutió en el consejo directivo, si los planes de desarrollo o planes de explotación de áreas y de explotación, debía o no ser aprobado por la ANH? SR. VERA: Si debía ser o no aprobado por la ANH? DR. SUÁREZ: Sí, si se discutió ese tema, todo lo que le conste dígalo al Tribunal, todo lo que le conste? SR. VERA: En teoría, la concepción del contrato no llevaba como tal a una aprobación per se del plan de explotación, era una validación de unos elementos mínimos asociados de ese plan.
El tema de aprobación, que era la gran discusión que había en su momento y el gran cuestionamiento hacia el contrato de asociación y la aprobación como tal de una comercialidad, no, era lo que se estaba intentando evitar, eran unos mínimos que debía cumplir el plan de explotación, que debían ser evaluados pero no como tal una valoración per se o una coadministración que daría esa aprobación en un determinado momento.
Era revisar unos mínimos del plan de explotación y si se cumplían con esos mínimos debería pasar. En el tiempo ese concepto fue reevaluándose y muy asociado al tema de los organismos de control que TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 147 empezaban a generar fuertes presiones sobre el tema de que los planes de explotación requerían más que una verificación una aprobación como tal.”63 (Subraya y negrilla fuera de texto) Teniendo en cuenta las declaraciones anteriores, el Tribunal llega a varias conclusiones importantes sobre la intencionalidad de la cláusula relativa al Derecho por Precios Altos que rigió en ese momento, las cual se pueden resumir de la siguiente manera, con lo que se pretende completar y confirmar el análisis conceptual que el Tribunal hizo de la definición del Área de Explotación en el contexto de otras definiciones del Contrato y de las previsiones del mismo sobre la conformación de las aludidas Áreas de Explotación, las cuales coinciden armónicamente.
De las anteriores declaraciones de los testigos se obtienen entonces las siguientes conclusiones: • La primera de ellas es que, por lo general, empíricamente se demuestra que por cada Campo había un Área de Explotación. Se dice que por lo general, por cuanto expresamente se estableció la posibilidad de que en un Área de Explotación existieran uno o más Campos Comerciales.
Esta última situación se presentaría cuando, en principio, se identifica un Descubrimiento y con él se conforma un Campo dentro de un Área de Explotación y luego se descubre otro Campo dentro de la misma Área. Ello tendría consecuencias sobre la duración del Contrato, toda vez que la vigencia del Área de Explotación se cuenta para toda el Área de Explotación a partir de la declaratoria de comercialidad (numeral 4.3. de la cláusula 4).
No debe perderse de vista que cada Campo puede formarse a su vez con un yacimiento o Descubrimiento, según se expresa en el Contrato. • La segunda conclusión a la que llega el Tribunal es que en ese momento existía la intención de continuar la normatividad vigente y ello significaba que se pretendía que la cláusula del Derecho por Precios Altos se aplicara por Campo, así como que las regalías también se aplican por Campo. • Una tercera conclusión es la de que de conformidad con la ciencia de la geología, depende de la interpretación de la información que obtenga, cada geólogo, concluye cuál es la geometría del subsuelo.
Existe un alto grado de incertidumbre sobre la magnitud de una estructura. Así lo manifestaron varios 63 Páginas 11 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 386 y siguientes. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 148 de los expertos en sus declaraciones y especialmente el Ingeniero Eliseo Acevedo cuando sostuvo: “…cómo está conformada la geometría de las rocas en subsuelo porque las interpretaciones que se hacen de las informaciones de los métodos disponibles para entenderla, funciona igual que si usted estuviese comparando una radiografía con una tomografía, va a depender de la calidad de la información que usted disponga para poder establecer con precisión cómo es esa geometría del subsuelo, entonces una de las cosas que siempre va a haber es que hay un grado de incertidumbre sobre qué tan grande es una estructura de subsuelo, siempre se trata de dar los mejores estimados a partir de fundamentos técnicos pero que son sujetos a variaciones o de interpretaciones en la medida que se va teniendo mejor información o que las técnicas cambian o que se refinan las interpretaciones que existen con avances tecnológicos, pero siempre habrá un grado de incertidumbre porque usted no está viendo el subsuelo.”64 (Subraya y negrilla fuera de texto).
Así las cosas, si PETROMINERALES en ejercicio de su autonomía y de acuerdo con su saber leal y entender presentó oportunamente ante la ANH todos y cada uno de los Planes de Explotación que estaba obligado a presentar, identificando plenamente en ellos cada Área de Explotación, debidamente demarcada con coordenadas en los mapas, resulta indudable que la ANH al no haberse pronunciado sobre los mismos dentro del plazo previsto en el Contrato, los aceptó, por lo que hoy no puede alegar que las Áreas de Explotación son diferentes a las planteadas por PETROMINERALES.
Lo anterior, en consonancia con lo previsto en la cláusula 11 numeral 11.2. del Contrato CORCEL titulada “Responsabilidad:” “EL CONTRATISTA… quedando entendido que en ningún momento será́ responsable por errores de criterio…” (Resaltado fuera de texto) • Una cuarta conclusión le permite señalar al Tribunal que, teniendo en cuenta los antecedentes fácticos sobre la forma en que fue concebido el modelo del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos adoptado en el país en el año 2004, existía una necesidad de efectuar un cambio en la política petrolera nacional con el fin de atraer mayor inversión extranjera, incrementar la exploración, darle mayor importancia a los campos menores y otorgarle gran 64 Página 10 de su declaración, - Cuaderno Principal No. 20, folio 490.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 149 autonomía al operador,quien pasó a asumir todos los riesgos. Todo lo anterior quedó reflejado en la minuta sometida por el comité de expertos a consideración del Consejo Directivo de la ANH y que fuera aprobada por el Acuerdo No. 0010 del 31 de mayo de 2004.
El Tribunal considera, adicionalmente, que fueron precisas, claras, contundentes y suficientes las explicaciones de orden comercial, legal y técnico que adujeron los testigos sobre la inclusión del numeral 16.2. de la cláusula 16 referente al Derecho por Precios Altos, habiendo quedado claramente definida la forma en que debía aplicarse esta cláusula, teniendo en cuenta para ello, cada Área de Explotación dentro del Área Contratada.
La presentación de un proyecto de minuta por parte de la comisión de expertos fue el proceso previo para que la ANH acogiera un texto final como modelo para el Contrato CORCEL. Para llegar al texto final utilizado en el Contrato CORCEL, la ANH expidió dos acuerdos hasta llegar a la versión que fue plasmada en el Contrato. Efectivamente, con base en el proyecto de minuta presentado por el comité de expertos, la ANH expidió el Acuerdo 0010 de mayo 31 de 2004, “por el cual se aprueba un modelo de contrato de exploración y explotación de hidrocarburos”, el cual posteriormente fue modificado por el Acuerdo 020 del 16 de julio de 2004, “Por el cual se aprueban unas modificaciones a la Minuta No. 01-2004 de un Modelo de Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos”.
El texto definitivo que fue aprobado y plasmado en el Contrato CORCEL celebrado el 2 de junio de 2005, se reitera, quedó redactado así: “16.2. Derecho por Precios Altos: Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.
Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 150 a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula: En donde: Valor de los Hidrocarburos en el Punto de Entrega: Para Hidrocarburos Líquidos: Para efectos de esta fórmula, será el precio de referencia para el Mes calendario correspondiente, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl), de una canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad similar a los provenientes de cada Área de Explotación, presentada por EL CONTRATISTA en el Plan de Explotación y acordada con la ANH y ajustado para el Punto de Entrega, por un margen pre-acordado.
Si aplicado el procedimiento para la determinación del Valor de los Hidrocarburos Líquidos conforme al párrafo anterior, se producen diferencias, por exceso o por defecto, entre el precio de referencia de la canasta y el precio real de venta en el Punto de Entrega en más de un tres por ciento (3%), la Parte que se considere afectada podrá pedir una revisión de la canasta o del margen de ajuste.
Para los efectos aquí previstos, el precio real de venta de los Hidrocarburos Líquidos producidos en el Área de Explotación para el Mes calendario correspondiente, será el promedio ponderado, de los precios de venta acordados por EL CONTRATISTA con compradores no vinculados económicamente ni por otra clase de relación societaria y que, en todo caso, las transacciones queden enmarcadas dentro de las prácticas comerciales usuales, descontando los costos de transporte y trasiego entre el Punto de Entrega y el punto de venta de referencia de acuerdo con las tarifas que fije el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces.
Pago a la ANH = Valor de los Hidrocarburos en el Punto de Entrega X Volumen de Hidrocarburos Del Contratista X 30% P Po - P × Factor “A” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 151 Cuando EL CONTRATISTA venda los Hidrocarburos Líquidos con destino a la refinación para el abastecimiento interno se dará aplicación a lo señalado en el numeral 16.5 de esta cláusula65.
Para Gas Natural: Para efectos de esta fórmula, será el precio real de venta del Gas Natural para la producción del Mes calendario correspondiente, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica BTU (USD $/MMBTU), acordados por EL CONTRATISTA con compradores, descontando los costos de transporte y procesamiento entre el Punto de Entrega y el punto de venta real.
Parágrafo: En cualquier momento la ANH podrá entrar a revisar este precio. Volumen de Hidrocarburos de EL CONTRATISTA: Es el volumen de Hidrocarburos, expresado en Barriles para Hidrocarburos Líquidos y en unidad térmica Británica BTU para Gas Natural, que corresponden a EL CONTRATISTA según la Cláusula 14, en un Mes calendario determinado.
P: Para Hidrocarburos Líquidos, es el precio promedio por barril del petróleo crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) en Dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio para el gas natural marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica BTU (US $/MMBTU).
Estos promedios son para el Mes calendario correspondiente, cuyas especificaciones y cotizaciones se publican en medios de reconocido prestigio internacional. Po: Para Hidrocarburos Líquidos es el precio base del petróleo crudo marcador, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio por Gas Natural en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica (US $/MMBTU), indicado en la siguiente tabla: Gravedad API de los Po USD $/Bl) 65 La cláusula 16.5. se refiere a “Precios para Abastecimiento Interno:” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 152 Hidrocarburos Líquidos producidos >15 y≤22 $28 >22 y ≤29 $27 >29 $26 Descubrimientos localizados a más de 300 metros de profundidad de agua $32 Gas Natural producido exportado- distancia en línea recta entre punto de entrega y punto de recibo en país de destino, en kilómetros Po USD$/MMBTU > 0 y ≤500 > 500 y ≤ 1.000 > 1.000 o Planta de LNG $6 $7 $8 Para la explotación de Hidrocarburos Líquidos Pesados y con una gravedad API mayor a diez grados (10o), el Po será de cuarenta (40) dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD$/Bl) y para Hidrocarburos Líquidos Pesados con una gravedad API menor o igual a diez grados (10o) EL CONTRATISTA no pagará a la ANH Derecho por Precios Altos.
Para el Gas Natural que sea destinado para el consumo interno en el país, en caso de que su precio sea regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG - o la entidad que la sustituya, EL CONTRATISTA no pagará a la ANH Derecho por Precios Altos; en caso contrario, las Partes acordarán el gas natural marcador y el valor de Po y suscribirán el respectivo acuerdo.
Este precio base Po se ajustará anualmente a partir del primero (1°) de enero del Año 2006, según la siguiente fórmula: Po = Po(n-1) x (1+ I(n-2)) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 153 Donde: Po(n-1): El es el valor de Po del Año calendario inmediatamente anterior.
I(n-2): Es la variación anual, expresada en fracción, del índice de precios al productor de los Estados Unidos de América durante el Año Calendario, dos Años antes de aquel para el cual se realiza el cálculo, publicado por el Departamento del Trabajo de ese país. El cálculo mencionado anteriormente se realizará en el mes de diciembre de cada Año. Parágrafo: En caso de que el precio del petróleo crudo marcador “West Texas Intermediate” o del gas natural marcador “US Gulf Coast Henry Hub” (P) pierda su reconocimiento como precio marcador internacional, la ANH escogerá el nuevo petróleo crudo o gas natural marcador a utilizar y modificará la tabla con base en el nuevo índice, manteniendo las equivalencias con los valores de Po para el petróleo crudo marcador “West Texas Intermediate” o para el gas natural marcador ¨US Gulf Coast Henry Hub¨.
Con una antelación no inferior a tres (3) Meses, la ANH podrá solicitar por escrito a EL CONTRATISTA que el pago de este derecho se realice en especie durante un período no inferior a seis (6) Meses. El CONTRATISTA accederá a esta solicitud siempre que no se afecten los compromisos comerciales que haya contraído. El volumen que corresponderá a la ANH será el que resulte de calcular el factor “A”.” (Subraya y negrilla fuera de texto) iv.
Las modificaciones posteriores Con posterioridad a la celebración del Contrato CORCEL, la ANH ha efectuado varias modificaciones a la minuta del modelo del Contrato E&P inicialmente aprobada por ella y ha realizado cambios en los contratos celebrados con posterioridad; para resolver el caso que nos ocupa, el Tribunal estima relevantes los cambios que introdujo con respecto de las cláusulas de Planes de Explotación y, por su puesto, la de Precios Altos. a. Referente a los Planes de Explotación La cláusula relativa al Plan de Explotación ha sido modificada en el modelo de Contrato E&P con posterioridad a la suscripción del Contrato CORCEL por parte de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 154 la ANH, (años 2010 y 2014) con miras a ampliar sus plazos (90 y 60 días calendarios respectivamente) para el pronunciamiento por parte de la ANH. De conformidad con la minuta del año 2010 si no había un pronunciamiento expreso de la ANH, el Plan de Explotación (modificando su denominación como Plan de Desarrollo) quedaba “provisionalmente aceptado” y en la del año 2014 “se entenderá improbado”.
Veamos la evolución de la cláusula: a. En las minutas de junio de 2010, en los Contratos E&P, se modificó la aceptación del Plan de Explotación (denominado Plan de Desarrollo) por “provisionalmente aceptado” en el evento que se guarde silencio por parte de la ANH, y se lee: “19. ENTREGA DEL PLAN DE DESARROLLO: LA ANH dará por recibido el Plan de Desarrollo cuando EL CONTRATISTA entregue toda la información antes descrita.
Si LA ANH no recibe el Plan de Desarrollo con la totalidad de la información anteriormente indicada, dentro de los sesenta (60) días calendario siguientes a su presentación podrá requerir el envío de la información faltante y EL CONTRATISTA dispondrá de treinta (30) días calendarios contados desde el recibo del requerimiento para entregarla.
Si LA ANH no se pronuncia dentro de los noventa (90) días calendario siguientes a la presentación del Plan de Desarrollo por parte de EL CONTRATISTA, se entenderá que ha sido provisionalmente aceptado, hasta que LA ANH se pronuncie, caso en el cual EL CONTRATISTA deberá acoger las observaciones de LA ANH, cuando su adopción sea razonablemente factible.
Si EL CONTRATISTA no entrega el Plan de Desarrollo en la fecha establecida en el numeral anterior, o si LA ANH no recibe la documentación faltante dentro del plazo de treinta (30) días señalados en este numeral, se configurará un incumplimiento de acuerdo con lo establecido en la cláusula 67.” (Subraya y negrilla fuera de texto) b. En la minuta de la ANH de la denominada “Ronda Colombia 2014”, en la cual se modificó nuevamente lo relacionado con la aceptación del Plan de Explotación, y en este caso se establecióque, si la ANH no se pronuncia, se entiende que queda “improbado”: “17.2.
Entrega del Plan de Desarrollo: Se considera recibido por la ANH el Plan de Desarrollo, cuando se radique toda la información reseñada en el Numeral precedente, debidamente soportada. Si la Entidad no lo recibe con TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 155 la totalidad de la información exigida, requerirá al Contratista (Individual o Plural) remitir los datos faltantes, en término máximo de treinta (30) Días Calendario, contados desde la fecha de recibo del requerimiento.
De no pronunciarse la Entidad dentro de los sesenta (60) Días Calendario siguientes a la radicación completa del Plan de Desarrollo con todos sus anexos, se entenderá improbado. Si el Plan de Desarrollo no se somete a la ANH oportunamente, o si esta no recibe en tiempo la documentación faltante requerida, se configura incumplimiento de acuerdo con lo pactado en la Cláusula 54.” (Subraya y negrilla fuera de texto) En esta minuta del año 2014, también se pactó lo siguiente: “Cláusula 76.- Aprobaciones o Pronunciamientos: Cualquier determinación que conforme al presente Contrato requiera aprobación de la ANH y no tenga previsto plazo preciso de respuesta, debe ser respondida en término máximo de tres (3) Meses.
Transcurrido este lapso sin pronunciamiento de la Entidad, se entiende negada o improbada la correspondiente solicitud, sin perjuicio de que posteriormente esta pueda evaluar si modifica la decisión presunta, si media aceptación del Contratista (Individual o Plural). Este último acepta y reconoce que cualquier aprobación o autorización de la ANH, en desarrollo del presente Contrato, no comporta ni implica garantía alguna acerca del resultado del objeto de tales pronunciamientos.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Estas modificaciones, desde luego, no son aplicables al Contrato CORCEL, pero se resalta que para contratos posteriores al mismo, la ANH redefinió sus conceptos y, en ellos, los Planes de Explotación (Planes de Desarrollo) no quedarían aceptados por el transcurrir del tiempo, como sí ocurre en el Contrato CORCEL.
Efectivamente, en el numeral 9.2. de la cláusula 9 del Contrato Corcel se pactó: “9.2. Entrega del Plan de Explotación. La ANH dará por recibido el Plan de Explotación cuando EL CONTRATISTA entregue toda la información antes descrita. Si la ANH no recibe el Plan de Explotación con la totalidad de la información anteriormente indicada, dentro de los quince (15) Días calendario TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 156 siguientes a su presentación, podrá requerir el envío de la información faltante y EL CONTRATISTA dispondrá de treinta (30) Días calendario contados desde el recibo del requerimiento para entregarla.
Si la ANH no se pronuncia dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a la presentación del Plan de Explotación por parte del CONTRATISTA, se entenderá que ha sido aceptado. Si EL CONTRATISTA no entrega el Plan de Explotación en la fecha establecida en el numeral anterior o si la ANH no recibe la documentación faltante dentro del plazo de treinta (30) Días señalado en este numeral, se configurará un incumplimiento que dará lugar a la aplicación de la Cláusula 28.” (Subraya y negrilla fuera de texto) b. Referente a la cláusula de “Precios Altos” Con posterioridad a la celebración del Contrato CORCEL, más precisamente en el año 2008, la ANH también comenzó a efectuar cambios en el modelo de Contrato E&P en relación con el concepto de Área de Explotación, primero lo modificó por el de Área de Producción y posteriormente por el de Área Contratada, para la correcta aplicación de la cláusula de “Precios Altos”.
En los años 2008 y 2009 se hizo referencia a “Área de Producción”, y en el año 2010, en lo que se conoció como la ronda 2010, fue reemplazada, estableciendo que el Derecho por Precios Altos se causaba sobre el “Área Contratada”. Posteriormente en el año 2012 se mantuvo el término de “Área Contratada” en la cláusula de “Precios Altos”. Como se puede apreciar, la propia ANH ha diferenciado estos términos, y así ha modificado la minuta del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos.
Veamos la evolución: a. En los Contratos E&P, del 2009 se lee: “39. DERECHO POR PRECIOS ALTOS: EL CONTRATISTA entregará a LA ANH un derecho económico por precios altos sobre la producción de su propiedad, en especie o en dinero a elección de LA ANH, como se define en el numeral D.2 del anexo D.” En el Anexo D de los mencionados contratos, se lee: “ANEXO D DERECHOS ECONÓMICOS TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 157 D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada Área de Producción, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la Tabla A., o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, según la misma tabla A., EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula:” … (Subraya y negrilla fuera de texto) En los mismos contratos, se lee: “DEFINICIONES Para efectos de este contrato, sin perjuicio de las definiciones legales que correspondan, las expresiones enunciadas a continuación tendrán el significado que aquí se les asigna: Área de producción: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en el Capítulo III.
El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 1895 de 197366, Decreto 3229 de 200367, o con las normas que los modifiquen o sustituyan. (…) 66 La anterior normatividad (Decreto 1895 de 1973) fue derogada por el Decreto 3274 de 2009, pero su vigencia estaría sometida a la expedición de las normas técnicas por parte del Ministerio de Minas y Energía quien lo hizo mediante la Resolución del Ministerio de Minas y Energía No. 18-1495 del 2 de septiembre de 2009, publicado en el Diario Oficial número 47.462 del 4 de septiembre de 2009, “Por la cual se establecen medidas en materia de Exploración y Explotación de Hidrocarburos” y esta a su vez fue modificada por la Resolución 4-0048 de 2015. 67 El Decreto 3229 del 11 de noviembre de 2003, señala: “2.
Área del Yacimiento de Hidrocarburos: Es el área procedente del mapa estructural o de curvas de isonivel del tope de la formación productora de un yacimiento de hidrocarburos, delimitada por los bordes de la trampa la cual está definida por el nivel de contacto agua-hidrocarburos hallado o el nivel más bajo conocido de Hidrocarburos, fallas, plegamientos, cambios de facies, roca sello o cualquier otro evento geológico que no permita la transferencia de fluidos a través de él. “6.
Yacimiento de Hidrocarburos: Es toda roca en la que se encuentran acumulados hidrocarburos y que se comporta como una unidad independiente en cuanto mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 158 CAPITULO III - ACTIVIDADES DE PRODUCCIÓN
16. ÁREA DE PRODUCCIÓN: El Área de Producción estará delimitada por un polígono o por una forma geométrica regular que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilometro, siempre que el Área Contratada lo permita. Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Producción puede variar, el Área de Producción permanecerá inalterable, salvo lo señalado en la siguiente cláusula.” (Subraya y negrilla fuera de texto) b. En los Contratos E&P, de fecha 2010, se pactó: “DEFINICIONES Para efectos de este contrato, sin perjuicio de las definiciones legales que correspondan, las expresiones enunciadas a continuación tendrán el significado que aquí se les asigna: Área Contratada: Es la superficie y su proyección en el subsuelo identificada en el Capítulo I y alinderada en el anexo B, en la cual EL CONTRATISTA está autorizado, en virtud de este contrato, para efectuar las Operaciones de Exploración, Evaluación y Producción de Hidrocarburos que son objeto del mismo.
(…)
39. DERECHO POR PRECIOS ALTOS: EL CONTRATISTA entregará a LA ANH un derecho económico por precios altos sobre la producción de su propiedad, en especie o en dinero a elección de LA ANH, como se define en el numeral D.2 del anexo D. (…) ANEXO D DERECHOS ECONÓMICOS D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos del Área Contratada, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 159 marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la Tabla A., o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, según la misma tabla A., EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula: …” (Subraya y negrilla fuera de texto) En consecuencia, de acuerdo con lo anterior, no se podría pretender que esa nueva redacción de la cláusula que fue aprobada por el Consejo Directivo de la ANH para el modelo de contratación del año 2008 y de las Rondas 2010 y 2012 se aplicara a los contratos celebrados desde el 2005.
Ello sería contrario a los principios constitucionales que garantizan la autonomía privada, la garantía del artículo 38 de la Ley 153 de 1887 sobre la aplicabilidad de la ley vigente al momento de contratar y la seguridad jurídica, por cuanto equivaldría a la aplicación retroactiva de un acuerdo entre una entidad pública con un particular, y a una modificación unilateral de un contrato válidamente celebrado por las partes.
En suma, el Contrato CORCEL es el que corresponde a la minuta que finalmente fue aprobada por el Consejo Directivo de la ANH mediante los Acuerdos 10 y 20 de 2004; en este Contrato se mantuvo el criterio de que el Derecho por Precios Altos, se causa respecto de “cada Área de Explotación”. Así las cosas, no debe olvidarse que el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL sometido a consideración del Tribunal, claramente se acordó por los contratantes que la producción que debe superar los cinco millones de barriles es la de “cada Área de Explotación.” Es decir, no puede ignorarse que antes del término Área de Explotación la misma ANH, al redactar su minuta, incluyó expresamente el vocablo “cada” para delimitar con claridad la regla en cuestión, como ha quedado demostrado y probado en el curso de este proceso.
Adicionalmente, estima el Tribunal que la expresión “cada Área de Explotación” no aparece de manera aislada en el primer párrafo del numeral 16.2. de la cláusula 16, sino que se encuentra mencionada en 17 partes del Contrato CORCEL. Por último, el Tribunal destaca que por tratarse el Contrato CORCEL de un contrato de adhesión, la cláusula relativa al Derecho por Precios Altos contenida en él, no era objeto de ningún tipo de negociaciones entre la ANH y los contratistas, tal como lo confirmó el doctor José Armando Zamora Reyes exdirector de la ANH, quien en su declaración rendida ante este Tribunal el día 16 de junio de 2016 manifestó: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 160 “DR. SUÁREZ: ¿Es la cláusula de precios altos, era sujeto a negociación, se modificó en negociaciones, en contratos particulares o no? SR. ZAMORA: Esa no era sujeta a negociaciones particulares. DR. ARAQUE: Sí, una pregunta en relación con la cláusula 16.2 que hemos referido en este campo.
El doctor Zamora dijo que la concepción de los precios altos es un desarrollo propio de la ANH y en la cláusula de precios altos hay una fórmula matemática que tiene 3 elementos, la pregunta es independientemente de las modificaciones que tuvo la literatura de la cláusula, la fórmula fue objeto de alguna modificación en cualquier momento y en caso afirmativo, cuáles fueron los elementos que se tuvieron en cuenta para modificar esa fórmula? SR. ZAMORA: Yo recuerdo una modificación que tuvo lugar la ronda 2008 si no estoy mal, pero sí tuvo una modificación importante que fue para incluir una participación, incrementarla a favor del Estado en la medida DR. CHALELA: Perdón doctor Zamora, para incluir una participación incrementando el estado a medida que, no pudimos oír. SR. ZAMORA: A medida que los precios subían en razón a que a partir de 2005 los precios traspasaron la barrera de los 30 e iban, como ustedes recuerdan, el año 2008 ya llegaron a sobrepasar los 100 dólares por barril, entonces fue política del Ministerio incrementar la participación del Estado de manera escalonada a medida en que los precios subían, eso nos llevó a hacer un replanteamiento de la fórmula para introducir eso, pero que a su vez fue de una manera clara, se introdujo las tablas de los E0 y de los porcentajes de incremento de la participación, esa fue el mayor cambio que tuvo.
Hubo otro que sí hay que reconocer que fue a raíz de que hubo varios cambios en redacción que tenían por objeto aclarar el sentido de las cláusulas a medida que se iban encontrando oportunidades de mejora y una muy sustancial, doctor Araque, ahora sí la recuerdo, fue la de aplicar los precios altos a toda la producción acumulada para dejarlo muy claro no…”68 (Subraya y negrilla fuera de texto) 68 Páginas 35 y siguientes de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folios 139 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 161 v. Las hipótesis fácticas que hacen exigible la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 Como bien se señaló anteriormente, la diferencia entre las partes que se ventila en este proceso, se originó cuando la producción acumulada de CORCEL A y CORCEL C superó los cinco millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos, y el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” WTI superó el precio base Po.
A partir de ese momento, la ANH sostuvo que se cumplía con los requisitos exigidos en el numeral 16.2. de la cláusula 16, motivo por el cual consideró que era procedente exigir a PETROMINERALES el Derecho por Precios Altos a que se refiere la cláusula. PETROMINERALES, por su parte, en desacuerdo con dicha posición, señaló que los mencionados campos se encontraban en Áreas de Explotación diferentes.
Para el Tribunal de conformidad con lo acordado en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, el Derecho Económico por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos está condicionado a la ocurrencia de las siguientes condiciones contractuales: 1. Que exista un Descubrimiento69, declarado Comercial70. 2. Que exista un Área de Explotación71. 3.
Que la producción acumulada de la respectiva Área de Explotación, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos 69 El Contrato Corcel, lo define así: “1.11. Descubrimiento: Se entiende que existe yacimiento descubierto de Hidrocarburos cuando mediante perforación con taladro o con equipo asimilable y las correspondientes pruebas de fluidos, se logra el hallazgo de la roca en la cual se encuentran acumulados los Hidrocarburos y que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro-físicas y propiedades de fluidos.” 70 El Contrato Corcel, lo define así: “1.10.
Declaración de Comercialidad: Es la comunicación escrita de EL CONTRATISTA a la ANH, mediante la cual declara que el Descubrimiento que ha hecho en el Área Contratada es un Campo Comercial.” 71 El Contrato Corcel, la define así: “1.6. Área de Explotación: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato.
El área de cada Campo Comercial comprenderá́ la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 162 Líquidos72; y 4. Que el precio de crudo marcador WTI supere el precio base Po.73 Esta última condición era extraordinaria, puesto que se hacía el supuesto de que los precios del crudo alcanzaran un nivel que para esa época no se preveía que fuera a ocurrir.
Nadie concebía que el precio del barril de crudo alcanzara la barrera de los US100 y que hoy se mantuviera cerca a los US55. d) Precio y producción “por Área de Explotación” Estima el Tribunal que de la descripción que acaba de hacerse de las distintas condiciones que pueden desprenderse de la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, puede identificarse uno de los elementos fácticos que tiene la potencialidad jurídica de hacer exigible la obligación de pago del Derecho por Precios Altos y que cuantifica dicha obligación, esto es, un determinado nivel de producción. Este elemento -el nivel de producción- es particular de cada contrato, y ya veremos cuándo y respecto de la producción predicable de qué se considera hábil para que se haga exigible la respectiva obligación. En efecto, el que se alcance cierto nivel de producción de Hidrocarburos Líquidos, debe predicarse, como el propio texto contractual lo sugiere, respecto de “cada Área de Explotación”, de suerte que la conformación de una determinada Área de Explotación cobrará importancia esencial para definir el derecho de la AHN y el correlativo deber del Contratista al pago de la obligación que se desprende de exigibilidad del Derecho por Precios Altos.
La cláusula dispone: “16.2. Derecho por Precios Altos: Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los 72 El Contrato Corcel, los define así: “1.21.
Hidrocarburos Líquidos: Son todos los Hidrocarburos producidos en el Área Contratada que en condiciones estándar de temperatura y presión (60 grados Fahrenheit y a una (1) atmósfera de presión absoluta) están en estado líquido en la cabeza del pozo o en el separador, así ́como los destilados y condensados que se extraen del gas.” 73 De conformidad con la Cláusula 16.2.
“Po: “Para Hidrocarburos Líquidos es el precio base del petróleo crudo marcador, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio por Gas Natural en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica (US $/MMBTU), indicado en la siguiente tabla: …” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 163 treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento. Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.” (Subrayas fuera de texto) En tanto que las dos variables, precio y volumen de producción, concurran a alcanzar las circunstancias previstas, el pago del Derecho por Precios Altos tendría que producirse, pero respecto de la variable correspondiente al volumen de producción se tiene definido que se considerará por Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, lo que determina que no basta que la acumulación de Hidrocarburos Líquidos producidos en el campo alcance y supere los cinco millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, sino que es menester que este hecho pueda predicarse de una misma Área de Explotación de las diversas que existen en el Área Contratada que es objeto del Contrato, y no del resultado de sumar varias de ellas.
Sobre el adecuado entendimiento de la expresión que se resaltó en la transcripción, resulta valiosa la explicación dada por el testigo Alvaro Meneses Mena, quien hizo parte del comité de expertos contratado por la ANH para la redacción del modelo de Contrato E&P, cuando expresó lo siguiente: “La versión modificada o adicionada dice a partir de cuando la producción acumulada de cada área de explotación, he ahí el punto de adición que he mencionado, en la cláusula del modelo adoptado por la Agencia un mes después de que nosotros entregamos la minuta original viene la adición consistente en colocar la expresión “cada” vocablo de origen catalán que en ocasiones se utiliza con criterio de generalización y en otras oportunidades como un factor eminentemente distributivo.
En cuanto concierne a la cláusula 16.2 ese adjetivo “cada” adjetivo indefinido por lo demás, cumplió y sigue cumpliendo el objetivo de señalar una especie de separación de las áreas de explotación para individualizarlas en buen romance, cuando la nueva versión permitió hablar de cada área de explotación, está haciendo referencia a la posibilidad real de que el desarrollo del contrato dé origen a más de un área de explotación dentro del mismo.
Y siendo interesante y sin necesidad de que se hubiese adoptado el adjetivo TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 164 “cada” lo importante de su incorporación a la cláusula en mi concepto no es la generalización a que pudiera conducir sino lo que implica esa expresión como criterio distributivo en el sentido de establecer un mecanismo contractual de tratamiento independiente y separado en las áreas de explotación específicamente en cuanto concierne al nivel de producción de hidrocarburos.
No es que pretenda establecer una similitud entre la independencia petrofísica o geológica del área de explotación y su independencia contractual, pero vale la pena tener en cuenta que a la independencia de tratamiento del área de explotación se aproxima mucho alguna referencia contractual según la cual el periodo de explotación se referirá de manera separada en relación con cada área de explotación. La incidencia fundamental de esta expresión “cada” que bien puede deberse a razones de índole de conveniencia más que a necesidades lexicográficas o de claridad contractual o legal, esa incidencia en el contrato radica fundamentalmente como ya lo dije, en la posibilidad de hacer o dar un tratamiento particular, independiente al área de explotación en cuanto se refiere a los niveles de producción.”74 En el mismo sentido la doctora Marlene Beatríz Durán también declaró: “Los derechos económicos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos surgen a partir de que en cada área de explotación, como dice la cláusula, independientemente del número de campos comerciales, alcance una producción total acumulada superior total, y total incluye regalías, los 5 millones de barriles, el límite que hasta ahí. Eso es.
No es que la Agencia Nacional de Hidrocarburos pierda el derecho económico, no, es que el derecho a participar, los derechos económicos a que hace referencia la cláusula 16 nacen a partir de, si se llegase a dar el caso de un área contratada dentro de la cual hay varias áreas de explotación y ninguna de esas áreas alcance el límite que permita generar los derechos para la Agencia, pues no se generarán los derechos para la Agencia y el contrato no está redactado de manera que la agencia pierda algo, no, está redactado de manera que es, a partir de ese límite que nacen los derechos para la Agencia.”75 74 Páginas 5 y 6 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folios 85 y 86. 75 Página 67 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio
67. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 165 En ese sentido, estima el Tribunal que el elemento volumen de producción que incide en la ocurrencia de la condición contemplada en el numeral de la cláusula 16 -para que se haga exigible la obligación de pago del Derecho por Precios Altos- se debe tener en cuenta por separado para cada Área de Explotación, sin que sea útil, para activar la consecuencia prevista en la cláusula, el hecho de que la sumatoria de la producción de las Áreas de Explotación arroje un volumen superior a cinco millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, interpretación que para el Tribunal resulta clara valiéndose solo de su texto.
Por lo demás, en el prolijo análisis que hizo el testigo Meneses en su declaración sobre la redacción de la cláusula y particularmente de la modificación que prefirió incluir el vocablo “cada”, destacó que ese tratamiento separado e individualizado de la producción por Área de Explotación estaba así concebido desde el texto original, de manera tal que la claridad que agrega el vocablo “cada” posteriormente incluido, nada modifica y solo ratifica lo que ya había sido así previsto, porque al referirse a la producción del Área de Explotación se entendía de suyo que se trataba del recaudo de Hidrocarburos en ese componente específico del área física del Contrato (Área Contratada) y no de la sumatoria de todas ellas.
Pese a que, como ya se dijo, esta interpretación surge de la sola lectura del texto contractual, la confirmación que fue dada en ese sentido por el testigo Meneses coadyuva, a pesar de no haber participado en la modificación que dio lugar a la inclusión del vocablo “cada”, a la concepción que en el mismo sentido dicen haber tenido de la cláusula de Derecho por Precios Altos, otros partícipes de su estructura conceptual.
Por su parte, el ingeniero José L. Eliseo Acevedo, quien manifestó en su declaración, siendo conteste con los demás testigos, que en el año 2003 fue asignado en conjunto con varios otros profesionales de ECOPETROL para trabajar con la ANH en el equipo que iba a participar en el diseño del primer modelo contractual que se utilizaría, declaró: “…esa captura de renta aplicaba bajo ciertas condiciones, aplicaba en el caso del petróleo cuando se alcanzara cierta producción acumulada, en el caso del gas era, discúlpeme pero no me acuerdo muy bien pero creo que era con tiempo, era cuando transcurriera cierto tiempo de producción, eso era como funcionaba en términos generales esa cláusula para el momento como le digo que se aplicó. (…) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 166 DR. CHALELA: Usted indicó en su respuesta que en el caso del petróleo cuando se alcanzaba cierto volumen de producción acumulada. ¿Podría explicarme a qué se refiere con esa manifestación? SR. ACEVEDO: Decía la cláusula que cuando se produjeran 5 millones de barriles de petróleo de producción acumulada proveniente del área de explotación, se empezaría a aplicar la cláusula de precios altos.”76 (Subrayado fuera de la transcripción).
Así también, la idea de activar el pago derivado del Derecho por Precios Altos tomando en consideración solo la producción de cada Área de Explotación, se allana a la visión de la política de contratación diseñada por la ANH que estaba encaminada al incentivo de los campos menores, según lo indicó el ingeniero Julián Antonio García Salcedo, quien fue señalado en varias declaraciones como uno de los líderes de la elaboración del Contrato de E&E que pondría en marcha en su momento la ANH.
Sobre el particular declaró el ingeniero García: “El Estado quería promover campos pequeños, lo que dijimos es que esa cláusula así el precio esté muy alto, si el campo es pequeño no aplica, porque queremos y viabilizar campos pequeños; se aplica cuando el precio supere cierto nivel, en ese caso se decidió según la calidad del crudo 30, 33 dólares por barril cuando el precio de referencia llámese el WTI logre cierto monto se activa la cláusula, tiene que ir la operadora o el contratista a pagarle ese derecho al Estado.
Si es un campo pequeño o si es un campo que está en sus inicios que todavía no se sabe si es un campo grande o pequeño no se activa mientras no llegue a un cierto volumen que se definió 5 millones de barriles, cuando el campo llega a 5 millones, mientras no llegue a 5 millones de barriles no se activa por aquello que se quería promover, había toda una estrategia de campos pequeños.” (…) “El área de explotación la define la Compañía, la Compañía la presenta al momento de decir voy a entrar a la etapa de explotación y espero no equivocarme al decir lo siguiente, si la Agencia tiene una objeción se la puede, 76 Página 7 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 167 decirle no, y tienen que entrar a acordarle.” (…) “La Agencia si cree que no le gusta esa área porque hay información que pudiera ser más la Agencia le dice no tiene que ampliar su área de explotación, la compañía es la que la presenta, si la Agencia no la objeta queda aprobada como área de explotación y se vuelve contractual, se vuelve como les digo arranca en sus términos contractuales de plazos, de reglas de juego, de precios, etc., y todo lo que pase en esa área de explotación que presentó la compañía y que la Agencia aceptó comienza a tener su vida contractual, su vida contractual esa área de explotación, como les digo la puede ampliar si el campo se le alarga, ya tiene su propia vida con sus coordenadas.” (…) “Diría que el área de explotación es un tema 80% técnico asociado al concepto técnico de campo, que va un poco más allá y es el área de explotación, es un concepto que tiene una unidad contractual para darle vida a un pedazo del área contratada, darle vida propia contractual.” (…) “El instante preciso en donde se metió esa palabra no lo recuerdo, lo que sí recuerdo es que todos teníamos claro que era por área de explotación, en esa revisión de la revisión seguramente alguno dijo oiga para más claridad pongamos de CADA, como me pregunta hechos no me acuerdo del momento especifico en donde se le metió la palabra CADA ni la persona especifica que la puso, lo que sí le puedo decir es que todos teníamos claro es que iba para cada área de explotación, por eso alguien lo puso, ya no puedo responderle más concreto.”77 En realidad entonces, la claridad del texto contractual original que reiteradamente sostiene el testigo Meneses en cuanto a que el pago por el Derecho por Precios Altos se predicarían por la producción alcanzada en un Área de Explotación y no en toda el Área Contratada, encuentra respaldo en la concepción que de la estipulación se concibió, como lo refieren los demás testigos de excepción, que fueron partícipes de la estructuración y redacción del modelo de Contrato E&P, de tal suerte que la 77 páginas 45 y siguientes de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 281 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 168 modificación posterior, en la cual se introdujo la palabra “cada” antepuesta a la expresión Área de Explotación, solo ratifica, en aras de la claridad, que es la producción individual de cada Área de Explotación la que determina, en conjunto con el precio alcanzado en determinado momento, la causación de los pagos a favor de la ANH por el Derecho por Precios Altos y así lo entiende el Tribunal.
Por su parte, el numeral 4.3. de la cláusula 4 del Contrato CORCEL se refiere a la forma en que el concepto de Área de Explotación tiene relevancia para el cálculo del Período de Explotación, lo que no excluye que el referido concepto de Área de Explotación también tenga impacto en otros aspectos tales como la exigibilidad de la obligación de pago del Derecho por Precios Altos.
El tratamiento de ambas definiciones contractuales es independiente y obedece a hipótesis fácticas y pactos contractuales distintos y separables uno del otro. Las estipulaciones contractuales aluden en ambos casos (numeral 4.3. de la cláusula 4 y numeral 16.2. de la cláusula 16) de manera clara y precisa a cada Área de Explotación, por lo que la interpretación de las prestaciones relativas a la duración del periodo por el cual le fue otorgado al Contratista el derecho a explotar, como de aquellas en torno al pago del Derecho por Precios Altos, aluden ambas a cada Área de Explotación en particular, sin que sea factible, para aplicar las estipulaciones relativas a cada asunto, acumular o de algún modo extender las situaciones fácticas o los efectos de un Área de Explotación a otra, salvo cuando así esté expresamente previsto por los contratantes, como en el caso del numeral 9.4. de la cláusula 9 del Contrato que prevé el englobe de dos Áreas de Explotación bajo ciertas circunstancias, y que regula los efectos que tal englobe tiene en el cálculo del Periodo de Explotación. En la comprensión de la independencia que se predica de las Áreas de Explotación para efectos de la causación y exigibilidad de la obligación de pago del Derecho por Precios Altos, resulta útil precisar que, en el mismo texto contractual, se les otorga esa misma independencia para un aspecto esencial del Contrato como es del plazo del Periodo de Explotación, por lo que no resulta extraño, ni de tratamiento aislado, que la estipulación sobre la cual versa este debate arbitral contemple que la obligación de pago del Derecho por Precios Altos tenga origen y se haga exigible por cada Área de Explotación. En particular, el testigo Meneses señaló: “En consecuencia rematando en esta parte el tema planteado por el señor presidente, llego a la conclusión de que la producción acumulada de que trata la cláusula para efectos de generar el derecho de la Agencia en cuanto a TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 169 reclamar el mayor valor y la obligación correlativa del contratista en cuanto a pagarlo, la producción acumulada que ha de tenerse en cuenta según esa cláusula, según la claridad de su concepto y de su contenido es la que se origina en la respectiva área de explotación identificada como tal y particularizada para ese fin específico de medir los volúmenes que han de tenerse en cuenta.”78 Visto lo anterior, el Tribunal procederá el análisis del concepto de Área de Explotación en el contexto de los demás conceptos geográficos o de área que contiene el Contrato y que revisten importancia para resolver el asunto objeto de controversia. e) El concepto de Área de Explotación frente a las demás definiciones del Contrato Antes de llevar a cabo el análisis referido anteriormente, el Tribunal hace el siguiente estudio en relación con la interpretación de los contratos en consideración a que, en sus respectivos escritos, las dos partes le solicitan hacer un pronunciamiento sobre la forma en que se deben interpretar algunas de las previsiones contractuales, así como que precise el verdadero sentido y alcance de algunas de las definiciones que ellos mismos previeron en el texto del Contrato y que se relacionan con los conceptos de Área Contratada, Área De Explotación y Plan de Explotación, para que partir de las definiciones que pueda llegar a hacer el Tribunal, se pueda determinar con exactitud la exigibilidad de los derechos económicos que la ANH obtendría por la aplicación de la cláusula de Derecho por Precios Altos prevista en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, lo que es objeto de esta controversia.
Con tal fin, el Tribunal destaca, para los efectos de este Laudo Arbitral que, en el texto mismo del Contrato, más específicamente en su cláusula 1, fueron los propios contratantes quienes definieron conjuntamente de manera clara, expresa y precisa el entendimiento que tuvieron y darían respecto de cada una de esas expresiones, así: “CLAUSULA 1 - DEFINICIONES 78 Página 6 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folio
86. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 170 Para efectos de este contrato, las expresiones enunciadas a continuación tendrán el significado que aquí se les asigna:” (negrillas y subrayas para destacar) En el numeral 1.4. definieron el Área Contratada como “…la superficie y su proyección en el subsuelo identificada en la Cláusula 3 y alinderada en el Anexo A, en la cual EL CONTRATISTA está autorizado, en virtud de este contrato, para efectuar las Operaciones de Exploración, Evaluación y Explotación de Hidrocarburos que son objeto del mismo.” También en el numeral 1.6. de la cláusula 1, definieron el Área de Explotación como: “… la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato.
El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan.” Y en el numeral 1.28. de la cláusula 1, definieron el Plan de Explotación como: “… el documento guía preparado por EL CONTRATISTA de acuerdo con las Cláusulas 9 y 10 de este contrato, para adelantar la Explotación técnica, eficiente y económica de cada Área de Explotación y contendrá, entre otros aspectos, el cálculo de reservas de Hidrocarburos, la descripción de facilidades de Producción y transporte de Hidrocarburos, los pronósticos de Producción de Hidrocarburos para el corto y mediano plazo, un programa de Abandono y los Programas de Trabajos de Explotación para lo que resta del año calendario en curso o del año calendario siguiente.” Dejaron así expresamente definido los contratantes, en el mismo texto contractual que regiría sus relaciones económicas, de manera expresa, clara y precisa, lo que ellos mismos deberían entender durante el posterior desarrollo y ejecución del Contrato respecto de tales expresiones, así como lo que es su real y verdadero contenido y alcance que, de manera explícita y detallada, identificaron e individualizaron para evitar confusiones entre ellos, sin que se pueda llegar a darles un sentido y alcance distinto al que fue acordado por ellos.
De otra parte, para el Tribunal es claro también que ambas partes son coincidentes en admitir, en sus diferentes escritos y desde sus posiciones encontradas, que el texto del Contrato CORCEL y el de sus diferentes cláusulas son suficientemente claros y precisos y que no se presta a ambigüedades, pues en lo que las partes TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 171 discrepan en este proceso es respecto de la ocurrencia o no de las circunstancias de tiempo, modo y lugar que harían exigible la obligación de pagar el Derecho por Precios Altos a cargo de PETROMINERALES según se pactó en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del mismo Contrato y no del entendimiento de las mismas.
En su labor hermenéutica le corresponderá entonces al Tribunal tan solo determinar si para el recto entendimiento de las cláusulas que las partes consideran ambiguas o confusas, ellas verdaderamente reflejan clara y fielmente el real querer y la verdadera intención de los contratantes. Pero no le corresponde al juzgador definir o aclarar lo que los mismos contratantes, en ejercicio de su libertad y autonomía de contratación, definieron o acordaron previamente, pues esa labor solo le corresponde a quienes las definieron, acordaron, individualizaron e identificaron su alcance en el mismo texto contractual, a cuya definición siempre se deberá atener el Juez, no pudiendo darle un sentido y alcance distintos de los que fueron previstos por los contratantes, pues ello implicaría alterar su voluntad, a menos que tales definiciones sean contrarias a los límites de su autonomía contractual.
En su alegato de conclusión, el apoderado de PETROMINERALES, precisa lo siguiente: “PAUTAS DE INTERPRETACIÓN CONTRACTUAL La claridad o certeza que pueda desprenderse de un texto contractual determinado debe necesariamente pasar por la interpretación del mismo. Ya lo dijo la Corte Suprema de Justicia colombiana al expresar que la “búsqueda de la común intención de los contratantes no está condicionada a que la manifestación sea oscura o ambigua”79.
También tiene dicho que resulta “necesario que la claridad en el sentido de las expresiones utilizadas surja del examen que el intérprete realice de su utilización en el contexto en el que las partes han contratado”80 (negrillas y subrayas mías). En ese sentido, ha expuesto con contundencia la misma Corte Suprema de Justicia: “la operación interpretativa del contrato parte necesariamente de un principio básico: la fidelidad a la voluntad, a la intención, a los móviles de los contratantes.
Obrar de otro modo es traicionar la personalidad del sujeto 79 CORTE SUPREMA DE JUSTICIA, sentencia del 19 de diciembre de 2008. 80 CORTE SUPREMA DE JUSTICIA, sentencia del 28 de febrero de 2005. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 172 comprometida en el acto jurídico, o en otros términos, adulterar o desvirtuar la voluntad plasmada en él81 (negrillas y subrayas mías).”82 De su parte, el apoderado de la ANH, también en su alegato de conclusión, expresó lo siguiente: “4.3.1 IMPORTANCIA DE LOS TÉRMINOS DEFINIDOS INCLUIDOS EN UN CONTRATO.
Basta examinar un manual actual sobre redacción de contratos para comprobar esta realidad: “A las palabras de un contrato se les dará su sentido ordinario y natural, pero algunas, sobretodo términos técnicos o frases utilizadas varias veces en un documento, deberían definirse, de manera tal que las referencias subsiguientes eviten la repetición de la misma información. Las definiciones son también una manera útil de especificar algunos de los términos clave desde el principio… Las definiciones pueden además ayudar a asegurar la consistencia a lo largo del contrato… Una vez definidos, esos términos deberían empezar con mayúscula; los términos no definidos no deberían utilizar mayúsculas, salvo que sean nombres propios o similares”83.
La importancia de los términos definidos, fue reconocida por el mismo Jorge Posada en su declaración ante este Tribunal: “DR. ARAQUE: Manifestó usted al Tribunal que había leído con mucho detenimiento el contrato porque era un contrato nuevo y porque era su función y su interés. Usted qué alcance le dio al Capítulo 1 de definiciones del contrato para efectos de la interpretación del mismo, es importante, no es importante, cómo entendió ese capítulo 1 de la cláusula 9: definiciones? 81 CORTE SUPREMA DE JUSTICIA, sentencia del 1 de agosto de 2002, Exp. 6907.
CORTE SUPREMA DE JUSTICIA, sentencia del 14 de Septiembre de 1998, Exp. 5068. 82 Cuaderno Principal No. 8 83 Traducción libre. El texto original en ingles dice: “[w]ords in a contract will be given their ordinary and natural meaning, but some, especially technical terms or phrases used several times in a document, may be worth defining, so that subsequent references will avoid repeating the same information.
Definitions are also useful way of specifying some of the key terms at the outset… Definitions can also help ensure consistency throughout the contract… Once defined, such terms should start with a capital letter when used in the document; terms not defined should not use capitals unless they are proper names or similar”. Charles Boundy, Business Contracts Handbook, Gower Publishing Ltd., 2010, p.
28. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 173 SR. POSADA: Yo le diría que ese capítulo lo entiende cualquier persona como se entiende un capítulo de definiciones y que es importante en la medida que genera los límites de cada término definido para el contrato”84.
4.3.2. LA DEFINICIÓN Y SUS REGLAS. APLICACIÓN A LA DEFINICIÓN DE LA CLÁUSULA 1, NUMERAL 1.6. La definición, según Jaime M Mans P. “es la explicación clara y precisa de un concepto y por consiguiente la definición es el correlato del concepto”85. Y posteriormente señala que “La definición real consiste en la declaración o explicación directa de lo que una cosa es y de lo en que se distingue de las otras cosas”86.
La definición, como una forma o elemento de la lógica con un contenido ontológico está sujeta a ciertas reglas, a decir de Jaime Mans: 1ª) Definitio sit clarior suo definito (la definición ha de ser más clara que lo definido), pues en otro caso huelga la definición. 2ª) Definitum non sit in definitione (lo definido no puede entrar en la definición), ya que en tal supuesto se daría una simple tautología que no aclararía el concepto de la cosa… 3ª) Definitio omni et soli et semper definitio conveniat (la definición debe comprender todo, solo y siempre lo definido), lo cual quiere decir que la definición debe ser adecuada para la totalidad de lo definido, comprendiéndolo en todas sus partes y debe referirse exclusivamente a él, de tal suerte que la definición no puede ser más amplia ni más estricta de lo definido, con lo cual se complementa la regla anterior diciendo: Nec latior nec angustior sit suo definito (no debe ser más amplia ni más estricta de lo definido); debiendo añadirse además que la definición ha de convenir ‘siempre’ (semper), es decir, de modo permanente, a lo definido, con lo cual se trata de precaver los peligros de una definición por los medios o accidentes, que si quiera exclusivos, pueden no ser constantes. 84 Cuaderno de Pruebas No. 20, Folio 125. 85 Mans.
Jaime M. Lógica para Juristas. BOSCH, Casa Editorial S.A. 1978.Página 145 86 Mans. Jaime M. Lógica para Juristas. BOSCH, Casa Editorial S.A. 1978.Página 147. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 174 4ª) Definitio ne sit abundans (la definición no debe ser excesivamente larga), lo que equivale a decir que ha de ser breve, pues en caso contrario propendería a la difusión en menoscabo de su claridad; pero también hay que procurar no caer en el extremo opuesto, no sea que la excesiva brevedad haga la definición oscura, tal como se trata de precaver en la máxima brevis esse laboro, obscurus fio (por prurito de brevedad me hago oscuro)”87.
Y concluye el autor: “En suma, de lo expuesto se infiere que la definición, como forma lógica de la construcción científica, ha de ser: clara, exclusiva, precisa, positiva y breve. Y porqué la tarea de definir, como se ha visto no es nada fácil, el jurisconsulto romano, tan cauto y precavido, advirtió: Tota definitio, in iure civili, periculosa est”88.
Este Honorable Tribunal habrá de rechazar las interpretaciones de Petrominerales que se opongan a la interpretación que surge del clausulado del Contrato Corcel, examinando sus cláusulas individualmente y en conjunto con el texto restante del cual forman parte, examen que debe acometer a partir de la aplicación de las reglas de la lógica antes mencionadas.
El texto del Contrato Corcel, rectamente mirado y entendido, por sí es suficiente para entender la voluntad de las partes; es decir, la voluntad de la ANH, aceptada por Petrominerales sin reserva. Dicho consentimiento se ajusta a las definiciones de “Área Contratada”, “Hidrocarburos Líquidos”, “Campo Comercial” y “Área de Explotación”, contenidas en las cláusulas 1.4, 1.21, 1.9 y 1.6 del mismo Contrato Corcel, a saber: (…)”89 De esta manera, para el Tribunal es claro que ambas partes concuerdan en que las mencionadas definiciones que ellas mismas incluyeron en la cláusula 1 del Contrato, son claras, explícitas y precisas, no contienen ambigüedades, no se prestan a interpretaciones anfibológicas o tautológicas, y no son confusas e ininteligibles, lo que descarta que sea el Tribunal el que deba interpretar su real sentido y alcance pues lo que es claro para las partes no puede ser aclarado por el Juez (in claris non 87 Mans.
Jaime M. Lógica para Juristas. BOSCH, Casa Editorial S.A. 1978. Pág. 149-150. 88 Mans. Jaime M. Lógica para Juristas. BOSCH, Casa Editorial S.A. 1978. Pág. 150. 89 Cuaderno Principal No.
8. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 175 fit interpretatio) Sobre el particular, la Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil, en sentencia del 14 de agosto de 2000, M.P. Carlos Ignacio Jaramillo, manifestó lo siguiente: “… si la misión del intérprete, por consiguiente, es la de recrear la voluntad de los extremos de la relación contractual, su laborío debe circunscribirse, únicamente, a la consecución prudente y reflexiva del aludido logro, en orden a que su valoración de índole reconstructiva, no eclipse el querer de los convencionistas, y lo que es más importante, no conduzca a su suplantación, toda vez que ello es lo que desventuradamente hacen algunos juzgadores, quienes enarbolando la bandera hermenéutica, terminan invadiendo la órbita negocial, al punto de que en veces, mutatis mutandis, parecen fungir más como contratantes que como intérpretes del contrato, esto es, como invariablemente debe tener lugar, situados en su periferia.
Cuán cauteloso entonces debe ser el fallador, para evitar que la intención real de los artífices del negocio respectivo, sea fidedignamente interpretada –y de paso respetada- y de ninguna manera mancillada, o sea adulterada o falsificada, so capa de buscar, equivocada y forzadamente, la supuesta intención de los que han contratado o de identificar el tipo contractual y de fijar su hipotético alcance, sin percatarse que procediendo de esa cuestionada manera lo conculcan y, por consiguiente, a modo de irresoluta secuela, distorsionan el acuerdo negocial, ora porque recortan su extensión, ora porque la aumentan o, incluso, porque lo truequen.
De ahí que so pretexto de auscultar la voluntad de los contratantes, no puede el intérprete desfigurar el texto del contrato, máxime si éste, justamente, la recoge con fidelidad”90 Y el profesor Fernando Hinestrosa, en un magistral prólogo al referirse sobre el tema también expresó: “… Para comenzar, no es dable soslayar que el contrato es el instrumento por excelencia del tráfico jurídico y, por consiguiente, es el medio para generar y luego regular la operación económica subyacente.
En esa virtud, los términos de la disposición, su contenido singular, o sea, los accidentalia negotii, cobran importancia especial y la certeza de su significado es definitiva. Bien se advierte allí la tensión que se presenta entre amplitud creciente de los poderes de integración y depuración que se le han ido concediendo al juez o que este se va arrogando, cuyo comienzo se da muchas veces con la interpretación y 90 Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil, en sentencia del 14 de agosto de 2000, M.P. Carlos Ignacio Jaramillo.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 176 limitación indispensable de la soberanía del juez, que no puede sustituir o, mejor, suplantar a los interesados. ¿Recrear o crear el contrato o, peor aún, el testamento? Parafraseando el símil ingenioso del jurista francés contemporáneo, el juez está presente en el desenvolvimiento de la relación, como vigilante y garante de su legalidad, corrección, equidad, sin que por ello se llegue a convertir en un ménage à trois!”91 i. Área Contratada, Área Comercial, Descubrimiento, yacimiento, Área de Explotación El Tribunal acometerá este análisis partiendo de las claras definiciones y delimitaciones conceptuales contenidas en el mismo texto contractual que fueron previstas por los contratantes, las cuales consisten en diferenciar unidades dentro del Área Contratada que se identifican como Área de Explotación, Área de Evaluación, Campo Comercial, Descubrimiento y Pozo Exploratorio, nociones todas estas cuyo alcance y contenido tiene una proposición positiva en el texto del Contrato CORCEL.
Para el Tribunal el concepto más amplio y comprensivo de los que acaban de señalarse es el de Área Contratada, pues, todos los demás, son referidos como porciones de ésta, salvo seguramente el Descubrimiento, que como se verá más adelante, no se enuncia de manera explícita como una porción del Área Contratada toda vez que corresponde -no a una creación contractual-, sino a un concepto que tiene realidad física independiente del acuerdo de voluntades, soportada en aspectos tales como la geología y configuración estructural en el subsuelo, las propiedades físicas de las rocas y fluidos y de los yacimientos de hidrocarburos asociados al mismo.
Entonces el primer concepto relevante y surgido únicamente como creación contractual, es decir sin una existencia física autónoma aparte del pacto contractual que crea el área respectiva, es el de Área Contratada, la cual se entiende y está definida claramente en el Contrato como: “1.4. Área Contratada: Es la superficie y su proyección en el subsuelo identificada en la Cláusula 3 y alinderada en el Anexo A, en la cual EL CONTRATISTA está autorizado, en virtud de este contrato, para efectuar las Operaciones de Exploración, Evaluación y Explotación de Hidrocarburos que son objeto del mismo.” Esta definición acordada por los contratantes delimita, por ende, el ámbito de acción 91 SOTO Coaguila, Carlos Alberto et al.
Tratado de la Interpretación del Contrato en América Latina. Tomo II. Editorial Jurídica Grijley. Lima, Perú. Págs 33 y
34. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 177 del Contratista. Su extensión y linderos están plenamente identificados y aceptados por ellos y constituye, desde luego, la porción geográfica superficiaria, con su proyección en el subsuelo, sobre la cual el Contratista tiene título jurídico otorgado por la propia ANH, para desplegar y ejecutar autónomamente la totalidad de sus actividades en el alcance y con las responsabilidades, riesgos y derechos que el Contrato le otorga.
Todo lo que el Contratista puede hacer por virtud del Contrato debe ser ejecutado en o con efectos sobre dicha Área Contratada, la cual constituye, entonces, el ámbito geográfico de su legítima actuación. Ahora bien, el Área de Explotación es la unidad respecto de la cual pueden llegar o no a causarse los pagos por el Derecho por Precios Altos a favor de la ANH en las condiciones que se han explicado anteriormente.
Por eso, la conformación del Área de Explotación y su interacción con otros conceptos también identificados y definidos en el Contrato (como Descubrimiento, Campo Comercial y la propia Área Contratada) así como con otras Áreas de Explotación deberá tenerse establecida para precisar la correcta aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato.
En el texto del Contrato los contratantes la definieron claramente así: “1.6. Área de Explotación: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato. El área de cada Campo Comercial comprenderá́ la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan." (…) “9.3.
Área de Explotación: El Área de Explotación estará delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita. Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral. 9.4.
Ampliación del Área de Explotación: En el transcurso del Período de Explotación de un Área de Explotación, si EL CONTRATISTA determina que un Campo Comercial se extiende más allá del Área de Explotación, pero dentro TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 178 del Área Contratada vigente, podrá solicitar a la ANH la ampliación de tal Área de Explotación, acompañando su solicitud con los soportes correspondientes.
Cumplido lo anterior a satisfacción de la ANH, ésta ampliará el Área de Explotación, quedando entendido que si tal ampliación se superpone a otra Área de Explotación, la duración del Periodo de Explotación que se aplicará para el Área de Explotación englobada será la del Área de Explotación respecto de la cual se declaró primeramente la comercialidad.” (Subrayado fuera de la transcripción).
(…) “1.9. Campo Comercial: Es la porción del Área Contratada en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos descubiertos, que EL CONTRATISTA ha decidido explotar comercialmente.” De una simple lectura de las anteriores definiciones contenidas en el Contrato pudiera surgir el entendimiento primario de que el Área de Explotación comprende dentro de sí el concepto de Campo Comercial y éste a su vez el de yacimiento descubierto, como en una suerte de círculos concéntricos donde el más amplio sería el círculo que representa el Área de Explotación, seguida de uno de menor tamaño que representaría al Campo Comercial, para finalmente envolver al más pequeño de los tres círculos concéntricos, el cual representaría al yacimiento, lo que constituiría una primera aproximación gráfica -con meros propósitos de ilustración- de la correlación conceptual existente entre esas tres nociones.
Pero, más allá de esa primera representación, pone de presente el Tribunal que de acuerdo con el texto de las propias definiciones un Área de Explotación puede contener uno o más Campos Comerciales -lo que ya permite hacer a un lado la figura de círculos concéntricos, pues puede haber dentro del círculo más grande varios círculos que representan varios Campos Comerciales no superpuestos entre sí- y que a su vez un Campo Comercial puede contener uno o varios yacimientos tampoco superpuestos entre sí, que integren un Campo Comercial, con lo que la ilustración aquí también deja de ser la de círculos concéntricos para pasar a ser la de un conjunto con uno o varios subconjuntos en su interior, lo cual ya es una representación gráfica que da mejor entendimiento de la posible correlación entre los aludidos conceptos.
Con ello, destaca el Tribunal el siguiente aspecto que surge de la simple lectura de la definición contractual de Área de Explotación y los numerales 9.3. y 9.4. de la cláusula 9 antes transcritas que -reitera el Tribunal- fueron convenidas por los TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 179 contratantes sin reparo alguno; esto es, que, para su correcto entendimiento, si bien no se fijó un tope para el número plural de Campos Comerciales que puede contener un Área de Explotación, ni tampoco para el número de yacimientos que pudiera albergar un Campo Comercial, sí es cierto que la simple gramática de la definición sugiere que, en cambio, un Área de Explotación debe contener al menos un Campo Comercial, y un Campo Comercial a su vez debe tener al menos un yacimiento. ii.
La separación e individualización de cada Área de Explotación desde el punto de vista jurídico. Observa el Tribunal que las anteriores definiciones contractuales van sucediéndose de lo general a lo particular en una cadena lógica que comienza con el Área Contratada como “entidad” o concepto superficiario con proyección en el subsuelo, que es eminentemente contractual, es decir, creado por la voluntad de las partes, noción que a su turno puede servir de continente a otros conceptos como Área de Explotación, Campo Comercial y Descubrimiento, cuya correlación contractual entre sí pretende el Tribunal esclarecer, para lo cual se impone descender ahora en la cadena de definiciones incluídas en el Contrato, hacia la noción de Descubrimiento: “1.11.
Descubrimiento: Se entiende que existe yacimiento descubierto de Hidrocarburos cuando mediante perforación con taladro o con equipo asimilable y las correspondientes pruebas de fluidos, se logra el hallazgo de la roca en la cual se encuentran acumulados los Hidrocarburos y que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro-físicas y propiedades de fluidos.” Entonces, un mismo Campo Comercial no está concebido para ser objeto de dos o más Áreas de Explotación, ni un yacimiento descubierto o Descubrimiento puede ser vinculado contractualmente a más de un Campo Comercial.
De tal manera, al descender a la unidad no divisible más connotada del esquema contractual que se refiere a las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo, encuentra el Tribunal que el yacimiento descubierto o Descubrimiento (según el lenguaje contractual) corresponde a la “unidad independiente” que conforma el punto de partida de la regulación de las distintas previsiones contractuales, pudiendo varios Descubrimientos o yacimientos descubiertos agruparse para conformar un Campo Comercial y a su vez varios Campos Comerciales (contentivos de uno o más yacimientos) juntarse para conformar un Área de Explotación, sin que, por el contrario, pueda entenderse que un TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 180 mismo yacimiento descubierto o Descubrimiento -la unidad independiente e indivisible- pueda ser fraccionado para conformar varios Campos Comerciales ni varias Áreas de Explotación. En síntesis, para el Tribunal no hay un máximo de yacimientos descubiertos (Descubrimientos) y Campos Comerciales para un Área de Explotación (ésta puede albergar tantos como sea físicamente posible dentro del Área Contratada a instancias del Contratista en ejercicio de la autonomía que se predica de éste), no obstante lo cual, sí hay un mínimo: un mismo Descubrimiento solo puede estar en un Área de Explotación, por tanto, no es aceptable para el Tribunal que un Área de Explotación se conforme con apenas la fracción de un Descubrimiento mientras que la otra fracción del mismo Descubrimiento dé lugar a otra Área de Explotación. Esta conclusión a la que arriba el Tribunal de manera deductiva, tiene su reflejo también en la perspectiva técnica desde la cual el ingeniero Jose Eliseo Acevedo describió el funcionamiento del Contrato en su testimonio, con un raciocinio más inductivo, partiendo del Descubrimiento, su evaluación técnica de límites y características, para llegar a través de ese particular evento a la conformación de un Área de Explotación; así: “DR. SUÁREZ: Usted mencionó que respecto de la cláusula 16.2 para efectos de los precios altos se tomaba en consideración una producción acumulada de hidrocarburos líquidos, tratándose de hidrocarburos líquidos porque en el gas usted mencionó que era distinto, que era sobre el área de explotación. ¿Usted recuerda qué o cómo se define el área de explotación en esos contratos? SR. ACEVEDO: Recuerdo cómo se define el área de explotación de la minuta que en su momento trabajamos y era, el tema del área de explotación tiene una particularidad y es que nace del descubrimiento, después del descubrimiento el proceso era tratar de evaluar ese descubrimiento para ir entonces habría un área de evaluación; el área de evaluación comprendía obviamente la estructura del subsuelo donde hubo el descubrimiento y después de que se determinaba qué tan grande y si era viable comercialmente ese descubrimiento después de que hubiese sido evaluado, se establecía a partir de los límites que conocidos al momento de la declaratoria de comercialidad un corredor de protección tratando de encerrar el área del campo o de los campos si era que se hubiera descubierto más de uno en ese entonces, tratar de encerrar el área del campo en un polígono regular que tenía TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 181 1km de franja de protección en relación con los límites conocidos de los yacimientos al momento de la declaratoria de comercialidad.”92 (Subraya fuera de texto) Destaca así el Tribunal que la asimilación del tratamiento contractual del concepto de yacimiento al de “Descubrimiento” tiene origen en normas positivas del sector de hidrocarburos y particularmente en el artículo 1 del Decreto 3229 de 2003 que señala: “Artículo 1°.
Definiciones. Para los fines de este Decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: (…) 1. Área del Yacimiento de Hidrocarburos: Es el área procedente del mapa estructural o de curvas de isonivel del tope de la formación productora de un yacimiento de hidrocarburos, delimitada por los bordes de la trampa la cual está definida por el nivel de contacto agua-hidrocarburos hallado o el nivel más bajo conocido de Hidrocarburos, fallas, plegamientos, cambios de facies, roca sello o cualquier otro evento geológico que no permita la transferencia de fluidos a través de él. (…) 6.
Yacimiento de Hidrocarburos: Es toda roca en la que se encuentran acumulados hidrocarburos y que se comporta como una unidad independiente en cuanto mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.” La regulación del Ministerio de Minas y Energía, contenida en resoluciones que en todo caso comprenden el concepto contractual, desarrolla variables técnicas de identificación de yacimientos de hidrocarburos líquidos, entre las cuales se refiere al sistema de presión que se predica como único en un mismo yacimiento.
La más reciente regulación expedida por el Ministerio de Minas y Energía sobre el particular es la Resolución 4 0048 de enero de 2015 que señala: “Artículo 1. Modificar el artículo 6° de la Resolución 18 1495 de 2009, el cual quedará así: 92 Página 8 e su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 182 “Artículo 6. Definiciones y siglas. Para los efectos de esta reglamentación, se adoptan las siguientes definiciones y siglas: (…) Campo: Área en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos. Campo comercial: Porción del área contratada en cuyo subsuelo existe uno o más yacimientos descubiertos que el contratista ha decidido explotar comercialmente, de acuerdo con las condiciones de cada modalidad contractual.
(…) Yacimiento: Es toda formación rocosa del subsuelo en la cual se encuentran acumulados naturalmente hidrocarburos y que están caracterizados por un sistema único de presiones, de manera que la producción de hidrocarburos de una parte del yacimiento afecta la presión de reservorio en toda su extensión.” Entonces, estima el Tribunal, que en armonía con las normas legales y con la evolución que se ha dado en la regulación hasta ahora, el Contrato además de establecer un esquema sin un máximo o sin un tope de número de unidades (descubrimientos) agrupables en Campos Comerciales y subsecuentemente en Áreas de Explotación, pero sí con un mínimo correspondiente a la unidad (sin fracciones) de “descubrimientos” o yacimientos descubiertos por Área de Explotación, definió claramente las características técnicas que debe revestir el hallazgo para que pueda ser considerado como una “unidad independiente”, es decir, para ser la unidad indivisible, no susceptible de ser fraccionada para asignar sus fragmentos a sendas Áreas de Explotación. En efecto, el Contrato se refirió a mecanismos de producción, propiedades petro - físicas y propiedades de fluidos como los elementos determinantes para fundar en ellos el comportamiento como “unidad independiente” que permite predicar la existencia de un yacimiento.
Entonces, conviene determinar la índole de estos tres aspectos que las partes contratantes erigieron y acordaron expresamente en el Contrato como criterios útiles en la industria del petróleo para definir la independencia de un yacimiento y darle esa entidad en el plano contractual, suficiente para constituir un Área de Explotación según se ha señalado.
En primer lugar, el Contrato se refiere a los mecanismos de producción. De acuerdo TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 183 con la definición del Diccionario Español de la Energía editado en 2004 por Ediciones Doce Calles (Madrid, España) con el patrocinio de Repsol YPF y el auspicio de los Ministerios de Asuntos Exteriores, Economía y Ciencia y Tecnología del Reino de España, los mecanismos de producción son “Fuente natural de energía mediante la cual los hidrocarburos se ven forzados a fluir hacia los pozos de producción. Los principales mecanismos de producción son el empuje de gas y el empuje de agua.
Estos procesos naturales se pueden activar artificialmente. (ingl.: reservoir drive mechanism).”93 Por otro lado, la petrofísica y, por ende, las propiedades relativas a ésta que tiene un yacimiento, tienen que ver con las relaciones entre las diversas características de las rocas como la porosidad, la permeabilidad o la saturación; así lo confirma el mismo diccionario.
Y finalmente, las propiedades de los fluidos corresponde al conocimiento de las características y propiedades del petróleo, gas y agua en las condiciones del yacimiento y el empleo de los métodos existentes en laboratorio para medir estos parámetros, de modo que con ello se pueda evaluar el comportamiento y características del referido yacimiento y su correlación y variaciones; generalmente al hablar de las propiedades de los fluidos se hace relación a la gravedad API, la viscosidad, composición del petróleo, presión de saturación, al factor volumétrico de formación, la relación gas- petróleo, entre otros.
Entonces los tres aspectos, antes mencionados, que contractualmente se señalaron por los contratantes, como determinantes para apuntalar la decisión fundada del Contratista de constituir, con al menos un yacimiento que reuniere condiciones de comportamiento independiente, un Área de Explotación, están referidos a características que define la naturaleza, todos de estricta raigambre técnica (no sujeta a la voluntad del hombre), y vinculados esencialmente a la realidad presente en el subsuelo.
Estos aspectos que constituyen el punto de partida y el límite inferior de la autonomía del Contratista para delimitar autónomamente sus Áreas de Explotación, impiden que se reporte y constituya un Área de Explotación que no se atenga al menos al respeto de esa frontera contractual: comportamiento como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos predicables de un mismo yacimiento; 93 Diccionario Español de la Energía editado en 2004 por Ediciones Doce Calles (Madrid, España) con el patrocinio de Repsol YPF y el auspicio de los Ministerios de Asuntos Exteriores, Economía y Ciencia y Tecnología del Reino de España. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 184 de tal suerte que con una misma acumulación de hidrocarburos así definida no puede conformarse más de un Área de Explotación, pero -como quedó dicho arriba- varias unidades con esas características sí pueden en cambio hacer parte de un mismo Campo Comercial y también de una misma Área de Explotación. Considera entonces el Tribunal que otras consideraciones adicionales, como serían las facilidades superficiarias, la estructura de costos y demás aspectos, pueden ser criterios para distribuir yacimientos independientes (considerados así según los tres elementos antes aludidos -mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos-) en sendas diferentes Áreas de Explotación o agregarlos en una misma.
Baste decir a esta altura que los tres aspectos corresponden entonces a criterios técnicos predicables de la acumulación de hidrocarburos hallada en el subsuelo y que el contratista determinaría en el ámbito de su autonomía, pero además son ajenas a cualquier circunstancia predicable de la superficie o de las consideraciones económicas, operacionales, financieras etc.
Sobre este particular, considera el Tribunal que la declaración del ingeniero Armando Zamora, ex director de la ANH, debe apreciarse con algunas consideraciones expresas. En efecto, el ingeniero Zamora manifestó: “Pero que a juicio del equipo técnico de la entidad y también a juicio, se pidió un concepto externo que estaba ayudando, como se diría vulgarmente, estirando el concepto más allá de los razonable porque la empresa estaba declarando como áreas independientes áreas que estaban muy cercanas que podrían ser objeto de un desarrollo conjunto y no estaría de acuerdo a la definición de área en el contrato, entonces había diferencias, por eso se buscó esta facilidad de arbitramento para buscar el punto justo de esta diferencia. DR. CHALELA: Doctor Araque permítame una pregunta, doctor Zamora, según esa visión que en ese momento usted identificó del concepto de área de explotación, usted podría explicarle al Tribunal si es que el concepto de área de explotación de acuerdo con su interpretación del contrato tiene algo que ver entonces con las facilidades superficiales, es decir, con los desarrollos superficiarios desprendiéndose de lo que existe en el subsuelo? SR. ZAMORA: A mí modo de verlo y como lo vi durante todo este tiempo, las inversiones de superficie eran centrales para la definición de lo que es un área de explotación, porque lo que corresponde al subsuelo está claramente definido en la ley qué es un yacimiento y qué es un campo y la definición de área, creo que está en el contrato, es la de que puede contener uno o varios TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 185 campos, lo contrario sí claramente para mí no tenía ningún sentido, en cambio a cada yacimiento…” (…) Decía yo que el concepto de área que yo personalmente visualicé desde que se discutió la estructura del contrato hasta ahora, porque todavía lo veo así, era íntimamente relacionada con el desarrollo de las facilidades en superficie, por cuanto todas las definiciones relativas al subsuelo son claras en la ley y han sido recogidas en el contrato, lo que es yacimiento, lo que es campo, lo que es formación, en todo eso hay claridad.
Para efectos contractuales lo que se quiso fue que los trabajos de superficie necesarios para desarrollar las facilidades de producción, de estar interrelacionadas, correspondían a una misma área y decía yo también que lo contrario sí nunca me ha parecido lógico y es de asignarle el carácter de área a cada yacimiento descubierto. Necesariamente cuando se desarrolla un complejo productor muchas veces económicamente tiene sentido agrupar varios yacimientos en torno a una sola área de producción para hacerla eficiente.
Ese es el concepto de área que yo visualizaba y visualizo ahora mismo.” (…) DR. ARAQUE: Durante la etapa de construcción de la minuta y de la ejecución de la nueva política petrolera, usted tuvo oportunidad de socializar con los agentes de la industria del petróleo estas concepciones que usted venía desarrollando y ejecutando y en caso afirmativo, recuérdenos qué habló sobre el punto? SR. ZAMORA: Yo recuerdo haber socializado las condiciones generales del contrato en foros, por cuanto mi participación en este sentido era en eventos públicos, el de ya discusiones detalladas no me correspondieron a mí sino al equipo de la subdirección técnica que es el equipo que tiene esa función, mi función era apoyar la promoción de este nuevo tipo de contrato a nivel nacional e internacional y por lo tanto yo transmitía la estructura general del contrato en sus grandes rasgos, mas no a ese nivel de detalle.
Tuvimos la discusión con los miembros del equipo que diseñó el contrato, ahí sí eran detalladas porque eran internas pero al nivel de la industria yo lo hice a nivel general en foros públicos pero no un… TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 186 (…) DR. CHALELA: Gracias doctor Araque, el Tribunal quisiera preguntarle cuando un descubrimiento es referido en el contrato como un hallazgo en la roca de hidrocarburos que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos, qué se entiende por esa unidad independiente de mecanismos de producción de cada descubrimiento y si puede, según lo que usted entendió del contrato, existir en un campo comercial varios descubrimientos? SR. ZAMORA: Aclaro que no soy ingeniero de petróleos y no puedo a profundidad, las definiciones geológicas de yacimientos pero sí tengo claro para mí que lo que usted acaba de describir es la definición de yacimientos separados, un yacimiento es una unidad independiente con propiedades independientes a otros yacimientos, un yacimiento puede estar separado de otro aunque provenga de la misma roca, de la misma formación, pero pueden estar separados por una falla, lo cual los hace independientes pero tienen una continuidad estratigráfica que justificaría que se desarrollen en la misma área de superficie.
Entonces esos dos yacimientos separados que son independientes en sus presiones y en su comportamiento en la producción sí pueden estar cobijados bajo un área común en superficie que es un campo, es un campo donde hay varios yacimientos separados, pero claramente, aquí les aclaro que a mi modo de ver eso no implica que fuesen área separadas, pueden ser yacimientos separados o yacimientos independientes en virtud de la falla geológica pero su proximidad puede… en un campo común y es la definición de superficie de estos yacimientos independientes y constituyan una sola área de producción.”94 (Subraya y negrilla fuera de texto) El ingeniero Zamora declaró, entonces, que su entendimiento se encaminaba a determinar que la separación en el subsuelo entre dos yacimientos, de manera que ambos resulten independientes, no bastaría para que el Contratista pueda conformar con cada uno de ellos Áreas de Explotación separadas, pues en su manera de ver, la cercanía geográfica entre ambos y la consecuente posibilidad de que fueran explotados en superficie con las mismas facilidades de producción, implicaría que constituyan o deban constituir una misma Área de Explotación. Para tal efecto, el ingeniero Zamora destacó una consideración económica (inversiones 94 Páginas 11 y siguientes de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folio 115 y siguientes TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 187 unificadas en superficie) que deberían ser centrales para impedir la separación de Áreas de Explotación. Interpretando el enfoque del ingeniero Zamora, se diría entonces que, de acuerdo con su visión, si las inversiones superficiarias de dos yacimientos (sus costos) se pudieren unificar, no tendría sentido económico que en cambio los ingresos (por producción) se pudieren separar en dos Áreas de Explotación para dar aplicación al numeral 16.2. de la cláusula 16 que da origen al derecho de la ANH a percibir una renta adicional por la exigibilidad del Derecho por Precios Altos.
El Tribunal observa que ese elemento vinculado a las facilidades de superficie que surge en el testimonio del ingeniero Zamora, si bien puede -y de hecho está- entre la baraja de aspectos relevantes para la recuperación de las reservas encontradas por el Contratista, no tiene reflejo o incidencia alguna en el Contrato como aspecto que enmarque o limite la autonomía de que goza el Contratista por virtud del Contrato, para definir e individualizar o para separar Áreas de Explotación, autónomamente y según su criterio.95 El propio texto contractual se refiere a la imposibilidad de considerar un Área de Explotación a apenas una parte o fragmento de un yacimiento descubierto o Descubrimiento, es decir, impide que el Contratista lleve su autonomía al punto de fraccionar un mismo Descubrimiento para desprender de él varias Áreas de Explotación. Esa es la consecuencia directa de que el Contrato se refiera a Área de Explotación como la que alberga “uno o más Campos Comerciales” -destaca el Tribunal-, y que se replica en cadena lógica en la definición de Campo Comercial prevista por los contratantes para indicar que es el que contiene “uno o más yacimientos descubiertos”, de tal suerte que la unidad mínima la constituye el yacimiento descubierto o Descubrimiento.
En ese orden de ideas, para el Tribunal, el Descubrimiento se individualiza y se torna indivisible, solamente por la existencia de los aspectos que lo hacen un mismo ente (unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos). Así las cosas, si dos descubrimientos pueden ser considerados independientes por las tres razones que acaban de mencionarse, el hecho de no serlo en superficie (por compartir las mismas facilidades de producción) no impide contractualmente que sean contenidos en Áreas de Explotación separadas, pues su unidad apenas superficiaria no los convierte en un mismo Descubrimiento, no susceptible de ser fraccionado, a la luz del Contrato.
Entonces, el criterio adicional de unidad que el ingeniero Zamora trae a colación en su declaración para calificar un Área de 95 El Contrato CORCEL prevé: “13.2. Instalaciones comunes: cuando dos o más campos de producción se sirvan de las mismas instalaciones de desarrollo, éstas deberán incluir un sistema de medición que permita determinar la producción proveniente de cada uno de dichos campos.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 188 Exploración como indivisible, correspondiente a las facilidades de producción en superficie, no tiene ningún asidero en el pacto contractual y carece de expresión jurídica. Podrían varios yacimientos o descubrimientos ser parte de una misma Área de Explotación por considerarlo útil así el Contratista, aunque compartan facilidades de producción en superficie.
La autonomía otorgada al Contratista por virtud del numeral 11.1. de la cláusula 11 del Contrato, es general en la operación y para la evaluación y explotación de los Hidrocarburos, para estar limitada debe serlo por estipulaciones contractuales explícitas y desde luego por la ley. El entendimiento que el ingeniero Zamora explicó en su declaración, aparece según su propio dicho, como una convicción íntima que no alcanzó a ser puesta en detalle con la industria, es decir con los agentes que tenían la potencialidad de ser contratistas de la ANH y, por lo que el Tribunal ha observado del recaudo probatorio, la perspectiva superficiaria no estaba en el contexto de las limitaciones de su autonomía que PETROMINERALES tuviera contractualmente que considerar e individualizar para definir un Área de Explotación. Sobre el tema de las facilidades de producción, la determinación de un Campo Comercial, la autonomía del Contratista y si en el mismo Contrato pueden existir varias Áreas de Explotación, se refirió la testigo Carolina Arce Hernández, quien dijo ser geóloga de profesión y funcionaria de la ANH hasta el año 2012 como subdirectora técnica, quien declaró lo siguiente: “DR. SUÁREZ: Usted recuerda cómo se determinaba de acuerdo con el Contrato Corcel y con los otros contratos de esa época de la Agencia cómo se determinaba la existencia de un campo comercial? SRA. ARCE: Básicamente el campo comercial se definía cuando el contratista definía que comercialmente era… realmente era potestad del contratista definir que un campo lo iban a explotar o no comercialmente.
En cuanto a las áreas, no sé si se refiere al tema de cómo se definían las áreas, básicamente era la proyección de superficie de los yacimientos que se iban de acuerdo con cada contratista a explotar económicamente. (…) DR. SUÁREZ: Usted por razón de sus funciones tiene conocimiento si en un contrato bloque o en la totalidad de un área contratada pueden coexistir dos o más áreas de explotación? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 189 SRA. ARCE: Sí. DR. CHALELA: Sí qué doctora? SRA. ARCE: Sí pueden coexistir, sí pueden coexistir dos áreas de explotación en un área contratada. DR. SUÁREZ: Desde el punto de vista técnico y en razón de sus funciones usted aprobó o estuvo de acuerdo o se opuso o consintió en que en el área contratada del bloque Corcel existieran dos o más áreas de explotación, desde el punto de vista técnico? SRA. ARCE: Que si estuve de acuerdo en que hubieran dos áreas de explotación o más? DR. SUÁREZ: Sí SRA. ARCE: No, no me opuse.
DR. CHALELA: Doctora Carolina, le vamos a rogar que a las preguntas que le está formulando el apoderado y a cualquiera que se le formulen acá sea un poco más explícita, más allá del sí o el no y explique la razón de su dicho. Particularmente en ésta el Tribunal le quiere preguntar si usted no se opuso recuerda entonces cuál su posición y los fundamentos de la misma? SRA. ARCE: Es que no me opuse a que hubiera dos áreas de explotación porque el contrato defina que podían existir una o más áreas de explotación, varias… realmente lo que nosotros verificábamos era que las áreas que había el contratista evaluado una vez las declarara comerciales se definían como áreas de explotación, y eso fue lo que se hizo en ese y en todos los contratos.
(…) DR. SUÁREZ: Doctora Carolina, en razón de funciones y del cargo que ejerció usted recibía o personal a su cargo recibía los documentos contractuales correspondientes a las áreas de evaluación, programas de evaluación y declaratorias de comercialidad de los campos y lo que se ha denominado los planes iniciales de explotación, si su respuesta o recuerda TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 190 que sí los recibía qué hacía la subdirección técnica con todos esos documentos, cuál era la labor que hacían? SRA. ARCE: Sí, sí los recibíamos en la subdirección técnica, había un área específica que se llamaba o que se llama, no se ahora cómo se llama, seguimiento a los contratos en producción, lo que hacía esta área era verificar efectivamente lo que le menciono, las áreas, que los yacimientos o mapas… que nos enviaran, no nos metíamos en un contrato técnico porque el contratista era autónomo técnicamente pero sí nosotros verificábamos que efectivamente los yacimientos estuvieran o las áreas estuvieran definidas conforme a los yacimientos.
Verificábamos los planes iniciales de explotación, la producción que las compañías nos enviaban, los pronósticos de producción, las inversiones que iban hacer, o sea verificábamos eso y hacíamos seguimiento de que efectivamente… (Falla de audio) hicieran en esos planes se cumpliera, básicamente era que a lo que se comprometían los contratistas lo hicieran, y hacíamos seguimiento también o llevábamos el control de la producción ya que el control de la producción en esa época lo hacia el Ministerio nosotros lo que hacíamos era llevar un control de la producción de los campos.
DR. CHALELA: Doctora Arce voy a interrumpir un momento al doctor Suárez para preguntarle algo respecto a la respuesta que usted acaba de dar, mencionó dos elementos sobre los que el Tribunal está interesado en que ahonde un poco más en la explicación. Usted dijo que ustedes hacían una verificación que los yacimientos estaban conforme a la información suministrada por el contratista, yo quiero que nos explique un poco más a qué se refiere esa verificación y en qué consiste la información que ustedes verifican para determinar bajo qué criterio es que están sí o no los yacimientos de acuerdo a lo que el contratista informaba.
Y por otro lado mencionó que la labor era de verificación en tanto el contratista era autónomo, cómo entendía usted entonces o los funcionarios a su cargo y las personas que verificaban esa información la autonomía del contratista para establecer las áreas de explotación, son dos preguntas en una, discúlpeme si quiere conteste una primero y luego le repito la segunda TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 191 SRA. ARCE: La verificación que se hacía era cuando los contratistas nos enviaban los mapas de los yacimientos, el mapa estructural, lo que se vía, (sic) lo que se verificaba efectivamente sin tener un detalle, no ahondábamos en temas en detalles porque realmente no era parte de lo que teníamos que hacer, no teníamos toda la información para hacer eso, pero lo que nosotros hacíamos era verificar que efectivamente fuera un mapa o unos contornos específicos, que no tuvieran nada fuera de lo normal, no sé si me hago entender, o sea, realmente lo que se verificaba era que el mapa estructural estuviera y que el campo estuviera definido, la proyección de yacimientos fuera adecuada, lo que verificábamos era que no estuviera el contratista reteniendo más área de la que el yacimiento en sí contenía, no sé si me hago entender básicamente.
En cuanto a lo de la autonomía yo me refiero es que antes en los contratos por ejemplo de concesión, perdón de asociación de Ecopetrol, Ecopetrol debía estar de acuerdo con la comercialidad o no, en este caso el contratista era autónomo si definía o no o si decidía o no explotar comercialmente el campo, a eso me refiero en el tema de autonomía que era una de esas ventajas que nosotros promocionábamos con el nuevo contrato, que había cierta autonomía y que no necesitaba que la Agencia dijera sí o no se explotaba comercialmente el yacimiento, era un parte, eso era totalmente autónomo el contratista a eso me refería, no sé si le conteste las dos preguntas.
(…) DR. SUÁREZ: Usted recuerda si de acuerdo a las prácticas de la industria y en particular en los contratos de exploración y explotación, podía existir entre las distintas áreas de explotación compartir facilidades de producción? SRA. ARCE: Sí se podían compartir facilidades de producción. DR. SUÁREZ: Por el hecho de compartir las facilidades de producción eso significaba que sólo se tratara de un área de explotación, en otras palabras, si existían dos áreas de explotación y habían sido admitidas, o no se había presentado objeción por parte de la Agencia, y esas áreas de explotación compartían facilidades de producción por ese solo hecho de compartir facilidades de producción la ANH consideró que se debía unificar o determinar que solo se trataba de un área de explotación? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 192 SRA. ARCE: En este caso particular ese fue un tema que se abordó en su momento y teniendo en cuenta que esos campos compartían facilidades de producción se pensaba que debía definirse como una sola área de explotación. (…) DR. CHALELA: Existía en el cumplimiento de sus funciones un criterio que aplicara el despacho a su cargo para determinar que un área de explotación o que varias áreas de explotación debían ser unificadas en una misma área por algún argumento técnico, había algún criterio técnico, específicamente técnico, que ustedes aplicaran y que hubiesen aplicado en el campo Corcel para considerar que Corcel A y Corcel C deberían ser un área de explotación en lugar de dos, pero que sea un argumento de carácter técnico porque usted ya nos explicó la parte de diferencia de cláusula pasó a la oficina jurídica.
Desde la perspectiva técnica había alguna discusión que usted recuerde o algún argumento de carácter técnico que ustedes aplicaran como criterio para adoptar esa posición? SRA. ARCE: No, no había ningún criterio técnico para definir si había una o dos áreas de… (Falla de audio) no específicamente.”96 (Negrilla y subrayado fuera de texto) Para el Tribunal, en suma, es de ese ente individual determinado (yacimiento que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos) que parte la posibilidad mínima de considerar un Campo Comercial y de allí un Área de Explotación, es decir, es la identificación y señalamiento de al menos esa unidad o elemento individual la que permite contractualmente al Contratista informar a la ANH para dar comienzo a las labores de evaluación (numerales 7.1. a 7.7. de la cláusula 7), posterior Declaración de Comercialidad (numeral 8.1. de la cláusula 8) y presentación del Plan de Explotación y el Área de Explotación (numerales 9.1. a 9.4. de la cláusula 9). 96 Páginas 6 y siguientes de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folioos 154 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 193 iii. Los límites de la autonomía del Contratista en la definición de las Áreas de Explotación. El Tribunal destaca que en armonía con el otorgamiento de autonomía al Contratista para la conducción y ejecución de las operaciones y, particularmente, para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos que se encuentren en el Área Contratada, según lo dispone el numeral 11.1. de la cláusula 11 del Contrato, el procedimiento de evaluación, desde el Aviso de Descubrimiento hasta la mera presentación del Plan de Explotación, pasando por la presentación del Programa de Evaluación y por la Declaración de Comercialidad se caracteriza por una interacción del Contratista con la ANH más encaminada a informar a la entidad y mantenerla al tanto de los detalles de la exploración y, eventualmente, de la explotación posterior, que a obtener de ella una autorización o aprobación expresa, salvo por lo previsto en el numeral 9.2. de la cláusula 9 que describe los plazos dentro de los cuales debe presentarse la información correspondiente al Plan de Explotación, en la cual se indica claramente y sin que se preste a ambigüedad alguna, que el mismo se entenderá “aceptado” luego de transcurridos quince (15) días calendario sin que la ANH se hubiese pronunciado.
Entonces, para el Tribunal, la identificación de un Descubrimiento (Aviso) y la Declaratoria de Comercialidad, oportunidades dentro de las cuales el Contratista debe entregar a la ANH la información relacionada con la descripción geológica del yacimiento y su configuración estructural, las propiedades físicas de las rocas y fluidos, la presión, volumen y análisis de temperatura de los fluidos de los yacimientos, la capacidad de producción (por pozo y por todo el yacimiento), así como un estimado de las reservas recuperables de hidrocarburos (numeral 7.6. de la cláusula 7 y numeral 8.1. de la cláusula 8), no confieren a la ANH más que una facultad contractual de supervisión que no excede el derecho de verificar el cumplimiento del Contrato, es decir de contraponer el alcance de la información y su contenido con lo estipulado en el Contrato para establecer su cabal correspondencia con las obligaciones del Contrato, sin que atribuya a la ANH facultades de aprobación, autorización, regulación ni de emisión de acto jurídico alguno que constituya o siquiera declare el derecho contractual a explorar y explotar que el Contratista ya tiene otorgado por el Contrato, el cual solo pende, entonces, hasta la Declaratoria de Comercialidad -incluida ésta-, del discurrir cabal del iter de ese procedimiento.
Lo anterior, sin perjuicio, por supuesto, de la aceptación que posteriormente puede negar la ANH respecto del Plan de Explotación, en el cual ya TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 194 la información tiene otro alcance como se verá a continuación. En efecto, solo con posterioridad a la presentación del Plan de Explotación, el Contratista puede obtener la “aceptación” de la ANH que, como ya se dijo, opera de manera tácita, según aparece pactado en el Contrato, por el mero silencio de la ANH, y que versa sobre el contenido de ese mismo Plan de Explotación, en el cual además de la identificación de las coordenadas ya solo se refiere a una prospección del desarrollo (programa de perforación, métodos de extracción y procesos a los que se someterán los fluidos “extraídos”), un pronóstico de la producción, una identificación de factores críticos para la ejecución del plan, una propuesta de Punto de Entrega y de canasta de crudos, así como un programa de abandono. Es decir, los aspectos sobre los cuales versa la “aceptación” que la ANH daría -cuando no se pronuncia- o niega cuando se manifiesta en ese sentido, no tienen ya que ver con la descripción geológica del yacimiento ni con su configuración estructural ni con las propiedades físicas de las rocas y fluidos, ni con la presión, volumen y análisis de temperatura de los fluidos de los yacimientos, ni siquiera con la interpretación que de esos aspectos ha hecho autónomamente el Contratista para efectos de conformar un Área de Explotación, tal como se lo permite el texto contractual.
Para el Tribunal esta consideración es de crucial importancia en la delimitación de las facultades que tiene el Contratista para denunciar un Descubrimiento o yacimiento descubierto e identificarlo como una unidad independiente con base en los tres elementos previstos en el Contrato, esto es: mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.
En efecto, la autonomía que de él -del Contratista- se predica, se traduce efectivamente en la posibilidad que tiene de considerar yacimiento descubierto a la acumulación de hidrocarburos que identifique, siempre que encuentre e informe que ésta se comporta como unidad independiente desde la perspectiva de los tres aspectos señalados; pero también implica la posibilidad de que el Contratista configure el esquema de sus Campos Comerciales (con uno al menos o un grupo de descubrimientos) y de sus Áreas de Explotación (con uno o un grupo de campos comerciales).
Es entonces al denunciar un Descubrimiento que el Contratista ejerce plenamente su autonomía técnica y la ANH, en respeto de la misma, pero con la información obtenida, confirmará el cumplimiento del Contrato, es decir la realización oportuna y cabal (completa y consistente) del procedimiento de reporte e informe (incluso técnico), en desarrollo de lo cual la ANH, se reitera, solo corroborará que el Contrato se cumple, que las exigencias mínimas del mismo estén debidamente acreditadas (por ejemplo, que un yacimiento descubierto sea una unidad independiente de acuerdo con los tres aspectos técnicos señalados y no solo un fragmento que ha sido desagregado para TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 195 constituir artificialmente un Área de Explotación sin tener la entidad mínima para ello). La autonomía del Contratista, desde luego, no puede considerarse como absoluta; de hecho no lo es en este Contrato CORCEL en cuanto que la actuación del Contratista está contractualmente sometida a un procedimiento (oportunidad y actuación reglada) y a ciertos parámetros conceptuales que determinan lo que éste -el Contratista- puede o no, por ejemplo, considerar como un Descubrimiento, o la forma en que puede conformar un Campo Comercial: con uno o más descubrimientos pero, al menos, con uno y no con apenas una fracción de un Descubrimiento.
La autonomía entonces conlleva a que ante el Contratista se abra una cierta discrecionalidad (en todo caso fundada en la Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo y en el Contrato con sus fines que además son de interés público por virtud de la ley) para la conducción de las operaciones, la cual está limitada por lo que el mismo Contrato exige.
Si el Contratista cumple con el respeto a las limitaciones y honra cabalmente las cargas que se desprenden de las obligaciones en cabeza suya, la ANH no tiene, ni puede tener, intervención en ninguna de las decisiones de la operación del Contratista, ni en los criterios que sean aplicados por él, salvo, se reitera, cuando éstos impliquen una transgresión al Contrato o a los límites y cargas que éste le impone al Contratista.
En efecto, en cuanto las previsiones contractuales explícitamente determinan la autonomía en cabeza del Contratista, ésta solo puede estar limitada por estipulaciones también expresas y contractuales, es decir, de la misma índole, que, como el numeral 9.3. de la cláusula 9, establecen requisitos (en ese caso técnicos) para considerar yacimiento descubierto a una acumulación de Hidrocarburos solo en cuanto ésta se comporte como unidad independiente por los tres precisos aspectos mencionados en el Contrato, lo que impide que un pozo, una simple emanación o un fragmento de una acumulación que en realidad es más amplia -y por ende fragmentada no se comporta como unidad independiente en cuanto a los tres aspectos ya citados-, sea considerada como un Descubrimiento y erigida como un Área de Explotación. Es en ese contexto, que la información entregada a la ANH en la fase de Aviso de Descubrimiento y Declaratoria de Comercialidad no queda inane.
El hecho de que en esa etapa no se mencione en el Contrato una facultad expresamente definida de aceptación o aprobación por parte de la ANH no desprovee a la entidad de acción frente a las actuaciones del Contratista. En realidad, la entidad conserva la supervisión de la cabal ejecución de las prestaciones por parte del Contratista y, en relación con el Aviso de Descubrimiento, la información que le sea suministrada por este deberá servirle para determinar que el Contratista en ejercicio de la autonomía TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 196 de la que goza, la cual se debe ejercer de acuerdo con las “Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo” (término definido dentro del Contrato, numeral 1.8. de la cláusula 1), ha considerado y determinado con base en información suficiente y buen juicio que el yacimiento reportado como descubierto (el Descubrimiento) se comporta como exige el Contrato, es decir, “como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos”.
Mientras tanto, para el Plan de Explotación, la entidad (ANH) está revestida contractualmente de una facultad de “aceptación” que únicamente versa sobre el contenido del mismo, a saber: “a) El mapa con las coordenadas del Área de Explotación. b) El cálculo de reservas y de la producción acumulada de Hidrocarburos, diferenciada por tipo de Hidrocarburo. c) El esquema general proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial, que incluya una descripción del programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos de extracción, de las facilidades respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos antes del Punto de Entrega. d) El pronóstico de producción anual de Hidrocarburos y sus sensibilidades, utilizándola tasa óptima de producción que permita lograr la máxima recuperación económica de las reservas. e) La identificación de los factores críticos para la ejecución del Plan de Explotación, tales como aspectos ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo. f) Una propuesta de Punto de Entrega para consideración de la ANH. g) Una propuesta de canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad similar para efectos del cálculo de los Derechos por Precios Altos descritos en la Cláusula 16. h) Un programa de Abandono para efectos de la Cláusula 30.” En relación con estos tópicos estima el Tribunal que la ANH no hizo comentarios dentro del plazo previsto, según lo probado en el proceso arbitral, con respecto a TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 197 las ocho (8) Áreas de Explotación en discusión, por lo que el Tribunal encuentra demostrado que, por ese hecho, esa entidad sí aceptó todos los Planes de Explotación que le fueron presentados por el Contratista, tal como se verá en otro de los apartes de este Laudo Arbitral.
Estima, entonces, el Tribunal, que los tres aspectos mencionados, (mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos) son aspectos predicables solo del hallazgo en el subsuelo, y que, en solo ellos, puede fundarse su comportamiento como unidad independiente que es la que se constituye en la frontera infranqueable del Contratista al configurar autónomamente un Área de Explotación, la cual debe tener no menos de una (1) unidad de esas características.
Esas consideraciones son ajenas a cualquier otra circunstancia predicable de la superficie o de las realidades y variables económicas, operacionales y financieras etc., por lo que éstas quedan en la baraja de aspectos que el Contratista puede gestionar a su arbitrio para afectar con ellas, en ejercicio de su autonomía, su decisión de delimitar autónomamente, se repite, el mapa de Áreas de Explotación dentro del Área Contratada, siempre y cuando respecto de cada Área de Explotación que constituya, se pueda predicar el mínimo de condiciones técnicas atrás descritas.
Enfatiza el Tribunal, en torno a este aspecto, de la conformación de un Área de Explotación, que el ejercicio de la autonomía por parte del Contratista, frente a la limitada supervisión de cabal cumplimiento contractual por parte de la ANH en la Evaluación y Declaración de Comercialidad, pone en manos del Contratista una facultad deliberante para evaluar a su sola discreción la información disponible y decidir, dentro del margen de interpretación que permite la información superficiaria de la que disponga, la ingeniería de petróleos y la geología, de acuerdo con las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo, si las condiciones de independencia (unidad independiente) para conformar un yacimiento están presentes para constituir con él un Área de Explotación. De este modo, estima el Tribunal que mientras no se contraponga frente a un ejercicio de esa autonomía (juicioso, profesional y de cabal cumplimiento del Contrato) por parte del Contratista, un criterio fundado de la ANH que contradiga con rigor técnico la predica sustentada del Contratista, al punto de erigirse y probarse una desviación técnica que mal fundó las conclusiones del Contratista o incluso una situación de incumplimiento del Contrato en cabeza de éste en la identificación y aviso de un Descubrimiento (procedimiento y acertada calificación), la existencia de éste como unidad independiente debe tenerse por demostrada y TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 198 como cierta. f) Separación e individualización de cada Área de Explotación desde el punto de vista geológico El objeto del Contrato de E&P suscrito entre la ANH y PETROMINERALES que fue definido por los contratantes “otorga exclusivamente a EL CONTRATISTA el derecho de explorar el Área Contratada y de explotar los Hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran dentro de dicha área.
EL CONTRATISTA tendrá derecho a la parte de la producción de Hidrocarburos provenientes del Área Contratada que le correspondan, de acuerdo con la Cláusula 14.” (cláusula 2., numeral 2.1.) Así mismo, para el desarrollo de dicho objeto se previó en el Alcance del Contrato (numeral 2.2. de la cláusula) que el Contratista en ejercicio de su derecho “adelantará las actividades y operaciones materia de este contrato, a su exclusivo costo y riesgo, proporcionando todos los recursos necesarios para proyectar, preparar y llevar a cabo las actividades y Operaciones de Exploración, Evaluación, Desarrollo y Producción dentro del Área Contratada.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Considera entonces el Tribunal que las decisiones técnicas, operativas, administrativas y financieras que adopte el Contratista en el giro ordinario de sus actividades con el fin de desarrollar y ejecutar el objeto del Contrato, tales como la delimitación de las Áreas de Explotación o las decisiones con respecto a la unificación de las facilidades de producción, no pueden ser -en principio- cuestionadas por la ANH, salvo en aquellos casos en los que la agencia - en su calidad de entidad contratante -encuentre que las mismas tiendan a desviar o tergiversar el fundamento técnico en que deben fundarse o que contravengan alguna disposición contractual o legal.
En los términos del numeral 1.6. de la cláusula 1 del Contrato el Área de Explotación que fue definida por los contratantes, corresponde, entonces, a “… la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato. El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan.” (Subraya y negrilla fuera de texto).
Según lo anterior, para definir un Área de Explotación es necesario que se individualicen, desde el punto de vista del subsuelo, el o los yacimientos que TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 199 conformarán la respectiva Área de Explotación, de tal suerte que se pueda hacer la proyección vertical en la superficie de dichos yacimientos y establecer así una delimitación geográfica en la superficie de los mismos.
De acuerdo lo previsto por los contratantes, en el numeral 1.11. de la cláusula 1 del Contrato, se entiende que existe un yacimiento descubierto de Hidrocarburos “… cuando mediante perforación con taladro o con equipo asimilable y las correspondientes pruebas de fluidos, se logra el hallazgo de la roca en la cual se encuentran acumulados los Hidrocarburos y que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petro- físicas y propiedades de fluidos.” (Subraya y negrilla fuera de texto).
La anterior definición de Descubrimiento, supone, en los términos del Contrato, que para que pueda considerarse que una acumulación de hidrocarburos es un yacimiento, es necesario que se pueda establecer que el mismo es una unidad independiente de acuerdo con tres aspectos fundamentales, a saber: i) sus mecanismos de producción, ii) las propiedades petrofísicas de los hidrocarburos, y iii) las propiedades de los fluidos.
El Contratista, de acuerdo con lo pactado en el numeral 7.1 de la cláusula 7 del Contrato, una vez defina la existencia de un Descubrimiento, debe enviar un aviso a la ANH informándole este hecho y acompañarlo de un informe técnico “… que contenga los resultados de las pruebas realizadas, la descripción de los aspectos geológicas y los análisis efectuados a los fluidos y rocas”.
Igualmente, deberá presentar un Programa de Evaluación sobre el mencionado Descubrimiento. Luego de llevar acabo la Evaluación correspondiente, el Contratista tiene la facultad de declarar el yacimiento como un Campo Comercial e incluirlo dentro de un Área de Explotación que podrá estar conformada únicamente por dicho yacimiento o por algunos más. Una vez se haya declarado la Comercialidad de un yacimiento, PETROMINERALES está obligado a enviar a la ANH el Programa de Explotación que debe contener de acuerdo con lo previsto en el numeral 9.1 de la cláusula 9, entre otras, lo siguiente: i) las coordenadas del Área de Explotación; ii) un esquema proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial, que incluya una descripción del programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos de extracción, de las facilidades respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos; y iii) una canasta de máximo tres (3) petróleos para efectos del cálculo de los Derechos por Precios Altos.
Así pues, de acuerdo con el propio Contrato, la delimitación de cada Área de Explotación supone, para el Contratista, hacer un análisis desde la perspectiva del TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 200 subsuelo para poder definir la existencia de al menos un yacimiento, entendido este último como una unidad independiente, dentro del Área de Explotación, así como elaborar una definición desde la perspectiva superficiaria para establecer los límites geográficos de la proyección vertical de dicho yacimiento en la superficie estableciendo las coordenadas del Área de Explotación. i. La perspectiva del subsuelo - Separación e individualización de cada Área de Explotación desde el punto de vista geológico Como se mencionó anteriormente, la delimitación de cada Área de Explotación desde la perspectiva del subsuelo depende de la individualización que se haga de cada yacimiento sobre los que recae cada Área.
Conforme con las definiciones del propio Contrato, para que el Contratista pueda establecer autónomamente la existencia de un yacimiento es necesario comprobar que se trata de una unidad independiente de acuerdo con i) sus mecanismos de producción, ii) las propiedades petrofísicas de los hidrocarburos, y iii) las propiedades de los fluidos.
Dos estructuras pueden ser consideradas como independientes cuando, de acuerdo con lo explicado por el ingeniero Carlos Eduardo Botero Villa durante su testimonio, rendido ante este Tribunal el 6 de abril de 2016: “la estructura en sí misma está delimitada por trampas o fallas que efectivamente impide la transferencia de fluido de un área de explotación hacia otra, es a partir de la sísmica, las pruebas que se llevan a cabo en los pozos que se determina que efectivamente esas áreas no están interconectadas y eso es lo que los geólogos y los geofísicos han establecido en el caso específico de Corcel, las estructuras o C, A, D, E o Cobra son estructuras independientes y no están interconectadas.”97 (Subraya y negrilla fuera de texto) Así pues, a partir de la distinta información que se obtenga durante la Etapa de Evaluación debe establecerse la existencia de estructuras independientes, para lo cual los ingenieros deben hacer un análisis de los datos geológicos, petrofísicos, geofísicos y de ingeniería de las distintas acumulaciones de hidrocarburos y determinar que se trata de estructuras autónomas, es decir, que se comportan como unidades independientes teniendo en cuenta los mecanismos de producción, las propiedades petro físicas, y las propiedades de los fluidos.
Estos tres elementos, sin embargo, están atados o de algún modo se correlacionan 97 Página 38 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 203. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 201 con variables a las que se refirieron algunos de los testigos y expertos que contribuyeron al mejor entendimiento de los hechos en este proceso arbitral, entre las que pueden mencionarse: i) los topes de las formaciones geológicas, ii) las zonas productoras de hidrocarburos, iii) las profundidades de los contactos agua - petróleo, iv) los niveles de fluido de los pozos, v) la composición estructural de cada yacimiento, y vi) las propiedades de los fluidos encontrados en cada formación, todo lo cual no es ajeno a los tres aspectos que el mismo Contrato indica como elementos determinantes para predicar de un yacimiento que se comporta como unidad independiente y que han sido tantas veces mencionados.
Es claro entonces, para el Tribunal, que la decisión de declarar una acumulación de hidrocarburos como un Descubrimiento en los términos del Contrato, debe estar sustentada con estudios técnicos que permitan concluir que si se comportan de manera independiente. Sobre este punto, el Tribunal anota que, según lo manifestado por el ingeniero José l. Eliseo Acevedo Olaya en su calidad de testigo en el proceso, en la audiencia del 6 de abril de 2016, las conclusiones a las que llegue el intérprete en este sentido dependen, en gran medida, de la calidad de la información que se tenga y las interpretaciones que se hagan sobre la misma, pues la geología no es una ciencia exacta.
Al respecto mencionó el ingeniero Acevedo lo siguiente: “SR. ACEVEDO: La geología como lamentablemente la determinación de la geometría de las estructuras depende de la calidad de la información que se tenga en superficie y la interpretación que se pueda hacer de la misma, entonces la respuesta a su pregunta dependerá necesariamente de la calidad de la información y de la interpretación que se haga de esa información, entonces nunca será posible con absoluta certeza establecer cómo está conformada la geometría de las rocas en subsuelo porque las interpretaciones que se hacen de las informaciones de los métodos disponibles para entenderla, funciona igual que si usted estuviese comparando una radiografía con una tomografía, va a depender de la calidad de la información que usted disponga para poder establecer con precisión cómo es esa geometría del subsuelo, entonces una de las cosas que siempre va a haber es que hay un grado de incertidumbre sobre qué tan grande es una estructura de subsuelo, siempre se trata de dar los mejores estimados a partir de fundamentos técnicos pero que son sujetos a variaciones o de interpretaciones en la medida que se va teniendo mejor información o que las técnicas cambian o que se refinan las interpretaciones que existen con avances tecnológicos, pero siempre habrá un grado de incertidumbre porque usted no está viendo el TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 202 subsuelo.”98 (Subraya y negrilla fuera de texto) Destaca el Tribunal, entonces, que siempre existirá un grado de incertidumbre sobre la delimitación que se haga de un yacimiento y que la misma podrá ser controvertida.
Durante la ejecución del Contrato, como era su derecho, PETROMINERALES individualizó autónomamente distintas Áreas de Explotación dentro del Bloque Corcel para lo cual entregó en forma oportuna a la ANH la correspondiente Declaración de Comercialidad de cada Campo y presentó, en cumplimiento de sus deberes contractuales, los correspondientes Planes de Explotación. Así pues, el Contratista en ejercicio de su autonomía, a la fecha de la presentación de la demanda principal reformada, había delimitado, según su criterio profesional, en total siete (7) Áreas de Explotación que fueron definidas de la siguiente manera: i) CORCEL A, declarado Campo Comercial en diciembre de 2008; ii) CORCEL C, declarado Campo Comercial en octubre de 2009; iii) CORCEL D, declarado Campo Comercial en mayo de 2010; iv) CORCEL E, declarado Campo Comercial en enero de 2011; v) BOA, declarado Campo Comercial en abril de 2011; vi) COBRA, declarado Campo Comercial en abril de 2012; vii) CARUTO, declarado Campo Comercial en junio de 2012; y viii) CARDENAL, declarado Campo Comercial en marzo de 2012.
Destaca el Tribunal que estas ocho (8) estructuras, de acuerdo con el criterio técnico de PETROMINERALES, podían ser consideradas como unidades que se comportan de manera independiente de acuerdo con i) sus mecanismos de producción, ii) las propiedades petrofísicas, y iii) las propiedades de los fluidos, por lo que podían ser consideradas a la luz del Contrato cada una como un Descubrimiento independiente.
Ahora bien, como es de entender, la posibilidad que tenía la ANH de controvertir que dos acumulaciones de las reportadas por PETROMINERALES fueran tenidas como una sola estructura, debe estar acompañada de una prueba de los elementos que técnicamente conduzcan a concluir que la delimitación efectuada por el Contratista no corresponde a la realidad o contradice su conocimiento sobre la materia.
Es decir, afirmar, como lo hizo la ANH, que dos (2) estructuras que han sido delimitadas como autónomas por el Contratista en realidad no los son, debe estar soportada con las pruebas técnicas que desvirtúen categóricamente esa afirmación que el Contratista (PETROMINERALES), con sujeción a las 98 Páginas 10 y 11 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 203 oportunidades y trámites que el Contrato le impone, ha efectuado en ejercicio de su autonomía. Así pues, en la medida que PETROMINERALES entregó oportunamente a la ANH toda la información técnica que le sirvió de sustento para determinar la independencia de cada una de las ocho (8) estructuras que definió, según su criterio técnico, como independientes, a la ANH le correspondía aportar los elementos materiales probatorios necesarios para demostrar que existen otros elementos que le permiten afirmar con mayor certeza que los criterios técnicos en los que se basó PETROMINERALES no fueron correctos o adecuados para desvirtuar así su proceder contractual. ii.
La perspectiva superficiaria a) La separación geográfica Como se indicó anteriormente, de acuerdo con las previsiones del Contrato CORCEL, el Contratista para definir cada Área de Explotación debe hacer una proyección vertical de cada uno de los Campos que la componen de tal manera que pueda delimitar en la superficie las coordenadas que permiten ubicar geográficamente cada yacimiento.
Lo anterior supone que, desde el punto de vista de la superficie, cada una de las Áreas de Explotación debe localizarse geográficamente según lo dispone el Contrato, lo cual no implica que esa localización superficiaria deba proyectarse a su vez en el subsuelo, sino por el contrario, como dispone el Contrato (numeral 1.6.), es desde el subsuelo que se proyecta hacia la superficie el Área de Explotación, frente a lo cual no puede el Tribunal perder de vista que la superficie corresponde a un plano mientras que el subsuelo se desarrolla en un volumen tridimensional, que se proyecta en superficie y se convierte en un plano (en las que se desenvuelven las distintas formaciones: Mirador, Guadalupe, etc.).
En concordancia con lo anterior, se estableció en el Contrato, en el numeral 9.1. de la cláusula 9, al definir el contenido mínimo que debe presentarse dentro del Plan de Explotación de cada Área de Explotación, se impuso para el Contratista la obligación de entregar las coordenadas de ubicación de cada una de ellas. La información que se entregue en relación con la ubicación geográfica de cada Área de Explotación por sí misma, como es de entender, no pone en evidencia que se trate de estructuras independientes pues la independencia de las estructuras, como ha manifestado el Tribunal en reiteradas oportunidades, depende de i) sus TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 204 mecanismos de producción, ii) las propiedades petrofísicas de los hidrocarburos, y iii) las propiedades de los fluidos; sin embargo, esta demarcación sí permite conocer la proyección teórica que se hace en superficie.
En relación con la ubicación de las distintas Áreas de Explotación definidas autónomamente por PETROMINERALES y la separación de las mismas, el ingeniero Juan Carlos Botero durante su interrogatorio manifestó lo siguiente: “DR. CHALELA: ¿Esas 6 áreas son vecinas entre sí? SR. BOTERO: Son vecinas entre sí. DR. CHALELA: ¿Están cerca la una de la otra? SR. BOTERO: Están cerca la una a la otra.
DR. PARIS: ¿Qué tan cerca, cuántos kilómetros? SR. BOTERO: Ahí me rajó, no recuerdo exactamente la distancia de esa área. DR. CHALELA: ¿A pesar de esa cercanía existe algún documento o información técnica que permita entonces dar sustento a la existencia de que a pesar de estar tan cerca corresponden a trampas o estructuras diferentes? SR. BOTERO: Existe la información técnica a partir de las interpretaciones que se han hecho con la sísmica y los resultados de los pozos que efectivamente lo confirman.”99 (Subraya y negrilla fuera de texto) De acuerdo con lo anterior, es claro que existe una cercanía considerable entre seis (6) de las ocho (8) Áreas definidas por PETROMINERALES, sin embargo, de acuerdo con lo manifestado por el ingeniero Botero, se cuenta con la información técnica suficiente que confirma que se trata de estructuras independientes. b) La autonomía de las facilidades de producción de cada Área Ahora bien, en relación con las facilidades de producción que se utilizan en cada Área de Explotación que fueron entendidas por el doctor Zamora, de acuerdo con su testimonio, como un criterio que permite definir la existencia de independencia entre distintas Áreas de Explotación, el Tribunal observa, como lo manifestó 99 Páginas 24 y 25 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 189 y 190.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 205 anteriormente, que las decisiones que tome el Contratista en torno a estas facilidades hacen parte del ejercicio de su autonomía contractual según los esquemas de costos propios de su negocio y que las mismas no hacen parte de los criterios definidos en el Contrato para determinar la existencia e independencia de un Área de Explotación. Así pues, el Tribunal considera que es perfectamente viable que las facilidades de producción instaladas en la superficie de un Área de Explotación puedan ser compartidas con otra Área de Explotación, sin que por ello deba entenderse que las dos Áreas de Explotación deban ser unificadas en una sola.
Es decir, para el Tribunal es un hecho claro que las facilidades de producción instaladas en el Área Contratada no hacen parte de los criterios que, de acuerdo con el Contrato, puedan ser determinantes para establecer la existencia de dos Áreas de Explotación diferentes. Bajo este entendido, el Tribunal observa que era perfectamente viable que PETROMINERALES utilizara las mismas facilidades de producción para seis (6) de sus Áreas Explotación, tal como lo explicó la ingeniera Liliana Marcela Rojas Ortiz durante su testimonio, llevado a cabo el 12 de abril de 2016: “DR. SUÁREZ: En razón de sus funciones, usted podría decirle al Tribunal si las áreas de explotación Corcel A, Corcel D, Corcel E, Boa, Corcel C y Cobra comparten facilidades de producción, le gradecería (sic) para no tener que hacer preguntas y preguntas que nos informe sobre todo lo que le conste en esta materia, cómo se esas facilidades de ejecución, dónde se hace puntos de entregas, cómo se hace todo eso? SRA. ROJAS: Sí, en Corcel actualmente, si no estoy mal, tenemos 3 facilidades de producción, una de las facilidades de producción fue la que se originó con el descubrimiento de Corcel A, en Corcel A se hicieron las facilidades de producción y nosotros a medida que habíamos declarado las nuevas áreas de explotación nos hemos venido pegando a esa misma facilidad (…Interpelado) DR. CHALELA: Qué quiere decir, “nos hemos venido pegando”? SRA. ROJAS: Lo que hacemos es adaptar la facilidad para que los fluidos que vienen de cada área de explotación se puedan tratar en esa misma facilidad, como el desarrollo de Corcel fueron las 6 áreas de explotación de la parte sur, esa fue nuestra primera área, nuestra primera facilidad, TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 206 hacia la parte norte tenemos otra facilidad en Caruto y Talla se maneja con otra facilidad separada; de la facilidad que está en Corcel A estamos tratando también de lo que es Corcel A, Corcel C, Corcel D, Corcel E, Cobra, Boa, se está tratando también lo que viene de Espadarte y se tratan unos fluidos que también o es la facilidad también para el contrato Guatiquía.”100 (Subraya y negrilla fuera de texto).
Así mismo, el ingeniero Carlos Eduardo Botero Villa durante su testimonio, rendido ante este Tribunal el 06 de abril de 2016, también manifestó: “DR. SUÁREZ: Voy a pasar a otro tema. ¿Quiere usted informarle al Tribunal si para cada una de las áreas de explotación Corcel A, Corcel D, Corcel E, Boa, Cobra y Corcel C, Petrominerales construyó para cada una de esas áreas unas facilidades de producción?, si no entiende el término facilidades de producción entiendo por facilidades de producción unas facilidades de producción por cada área de explotación o unas facilidades de producción compartidas para todas esas áreas de explotación, sea lo más explícito posible, comprenda todo lo que sea necesario explicar ahí de esta pregunta.
SR. BOTERO: Petrominerales en ese momento cuando ya se planearon las facilidades para el tratamiento de todos los fluidos de las diferentes áreas de explotación que se tenían, se decidió construir una facilidad en el área de explotación Corcel A que pudiera recoger los fluidos de las diferentes áreas de explotación, esa facilidad básicamente lo que hacía era hacer toda la separación de fluidos: agua, gas y crudo, y hacer así mismo la fiscalización del crudo para definir los volúmenes que le correspondían en cuanto a regalías a la Nación y el volumen de hidrocarburos que le correspondía al contratista.
DR. CHALELA: ¿Qué áreas de explotación convoca o reúne esas facilidades de producción comunes? SR. BOTERO: Esa facilidad común trae las áreas Corcel A, D, E, Boa, C, Cobra, que es la que está construida, repito, en el área de explotación Corcel A, adicionalmente se instalaron separadores de prueba en cada una de las áreas de explotación, ese separador de prueba básicamente lo que se pretendía era medir el potencial de los pozos de cada una de las áreas, en ese separador de pruebas básicamente de nuevo se medía el volumen de crudo, 100 Página 14 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 235.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 207 agua y gas para cada uno de los pozos de cada área de explotación.”101 Ahora bien, aun cuando era viable que distintas Áreas de Explotación compartieran las mismas facilidades de producción, es de entender que de cualquier manera el Contratista debía poder garantizar que tuviera los dispositivos necesarios para poder fiscalizar la producción individual de cada Área de Explotación para efectos de poder contabilizar los datos necesarios para conocer la producción individual de cada Área y poder así establecer la aplicabilidad del numeral 16.2. de la cláusula a cada una de ellas.
En este sentido, de acuerdo con lo declarado por los distintos testigos, las facilidades de producción instaladas por PETROMINERALES incluyen lo que se definió por los contratantes como un “separador” (numeral 1.21. de la cláusula 1) para cada Área, que permite estimar el porcentaje de producción que se procesa en las facilidades producción comunes que pertenece a cada una de las Áreas.
Al respecto señaló lo siguiente el ingeniero Juan Carlos Botero: “DR. CHALELA: Para ilustración del Tribunal, ¿qué hace o qué permite determinar que un pozo sea de un área de explotación y no de otra en este caso concreto de las áreas de explotación que están reunidas bajo las facilidades de producción comunes de Corcel A? SR. BOTERO: Que un pozo sea de un área de explotación… (Interpelado) DR. CHALELA: Y no de otra, ¿cómo lo identifican, a partir de qué, de qué razón, de qué criterio? SR. BOTERO: Digamos el pozo ha sido identificado dentro de la estructura Corcel A y los pozos que se denominaron en su momento Corcel A pues correspondía a crudo proveniente de la estructura del área de explotación Corcel A. DR. CHALELA: ¿Y lo mismo respecto a D, a Cobra y a C? SR. BOTERO: Exactamente lo mismo respecto a D, C, Cobra.
DR. PARIS: ¿Y su producción se medía separadamente en cada uno de esos? SR. BOTERO: Su producción se medía a través de los separadores de prueba 101 Páginas 19 y 20 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 184 y 185. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 208 y básicamente, como les mencionaba, teníamos una fiscalización en la facilidad de tratamiento central construida en Corcel A tal como lo exige el contrato y teníamos una medición en cada uno de los campos a través de los separadores de prueba, lo que se hace, práctica común en la industria y en todas las empresas es ese número de la fiscalización se compara contra los valores obtenidos en los separadores y se saca un factor y ahí la práctica común, lo que se denomina comúnmente y se conoce en toda la industria es el… entonces digamos que el valor fiscalizado es el valor real que se paga a la Nación y yo puedo conocer entonces a partir de ese valor, me devuelvo a partir de esas mediciones que estoy haciendo por campo y establezco cuánto produce cada campo a partir de ese valor fiscalizado.” (…) DR. CHALELA: ¿Hay manera de determinar en todo caso a pesar de tener eso como punto de entrega, hay manera de determinar en esas áreas e instalaciones de producción o facilidades comunes cuánto de cada una de las áreas de explotación o cuánta es la producción de cada una proveniente de las áreas de explotación de las 6 áreas de explotación… facilidades comunes? SR. BOTERO: Sí señor, esa es la que yo mencionaba que en cada una de las áreas de explotación tenemos un separador de prueba que nos permite definir cuánto crudo, cuánto gas, cuánta agua produce cada una de las áreas de explotación y que se contrasta por el método de la… el valor fiscalizado versus lo que yo tengo en el separador de prueba.”102 Concluye entonces, el Tribunal, que conforme a las previsiones contractuales, bien podía el Contratista en ejercicio de su autonomía tomar libremente la decisión de instalar tantas facilidades de producción como quisiera, sin que pueda ser tenido en cuenta este elemento como un criterio para definir la existencia o no de un Área de Explotación, por lo que no con base en el número de facilidades de producción puede definirse el número de Áreas de Explotación en el Bloque CORCEL. c) Los costos superficiarios autónomos para deducir de ello Áreas de Explotación independientes Ahora bien, así como las facilidades de producción no pueden ser tenidos en cuenta como un elemento de juicio para determinar la existencia de un Área de Explotación, 102 Páginas 20 y 21, 22 y 23 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 185 a 188.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 209 los costos en que incurre el Contratista en la superficie tampoco pueden serlo. En este sentido, las decisiones que en ejercicio de su autonomía tome PETROMINERALES en relación con el manejo de sus costos, de ninguna manera pueden llegar a ser cuestionadas por la ANH.
No debe perderse de vista que, de acuerdo con el Contrato, PETROMINERALES estaba obligado a asumir el cien por ciento (100%) de las inversiones necesarias para ejecutar el Contrato por lo que fue él quien asumió la totalidad de los riesgos asociados al negocio. Bajo este entendido es claro que solo el Contratista conocía su modelo de negocio, el valor de las inversiones, así como los costos asociados al mismo.
Siendo esto así, no podría entenderse el criterio de unificación de costos entre distintas Áreas de Explotación como un elemento de juicio para determinar la independencia entre dos o más Áreas de Explotación. Así pues, si, tal como lo indicó el ingeniero Botero en su testimonio, PETROMINERALES tomó la decisión de unificar las facilidades de producción en una misma Área, no sólo por cuestiones geográficas y de cercanía, sino también por un tema de eficiencia de costos, esta decisión no puede ser tenida en cuenta por el Tribunal para determinar la independencia de dos Áreas de Explotación. Al respecto señaló el ingeniero Botero: “DR. CHALELA: ¿Cuál es la razón por la cual, con base en esa pregunta que ya es la segunda vez que le formulo, quisiera entender cuál es la razón por la cual en esas áreas de explotación que corresponden a estructuras diferentes, se construyeron facilidades comunes, cuál es la razón técnica o de cualquier otra índole?, por favor indíquenosla.
(…) SR. BOTERO: Sí, la facilidad común tiene un propósito también operativo y económico, operativo en el sentido de que en un solo sitio yo puedo recolectar y tratar los volúmenes de fluidos procedentes de estas 6 áreas, además pues es un tema de economía.”103 (Subraya y negrilla fuera del texto) 103 Página 24 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 189 TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 210 g) Las estipulaciones contractuales sobre las comunicaciones relacionadas con el pago del Derecho por Precios Altos Con respecto al Derecho por Precios Altos previsto en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, en las pretensiones décima primera y décima segunda de la demanda principal reformada, PETROMINERALES solicita al Tribunal, por una parte, que se ordene a la ANH abstenerse de enviar “recordatorios para cobrar” el Derecho por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos relativos a las Áreas de Explotación CORCEL D, CORCEL E, BOA, COBRA, CARUTO y CARDENAL “mientras no se cumplan las condiciones pactadas en el numeral 16.2.”, y por otra parte, solicita que el Tribunal declare que PETROMINERALES “devolvió legítimamente a la ANH” las comunicaciones recordatorias que ésta envió al Contratista para efectos de cobrar el Derecho por Precios Altos relativo a las Áreas de Explotación CORCEL A y CORCEL C que fueron enviadas “con anterioridad a la fecha en que (…) se cumplieron los requisitos del numeral 16.2.”.
En primer lugar, el Tribunal observa que, a diferencia de otras disposiciones contractuales, el numeral 16.2. de la cláusula 16 no establece un procedimiento estricto sobre la manera a través de la cual la ANH deba surtir el cobro del Derecho por Precios Altos. Al respecto, el numeral 16.2. de la cláusula 16 solamente se refiere a la oportunidad que tiene la ANH para solicitar al Contratista que el respectivo pago se realice en especie.
En ese orden de ideas, el Tribunal estima que contractualmente no se estableció una oportunidad para el envío de comunicaciones cuando el pago se deba hacer en dinero; en general no se impusieron condiciones a los escritos que las partes se deben cruzar endesarrollo del Contrato; tampoco se restringió el número de comunicaciones que se pueden dirigir, ni la posibilidad de que la ANH, luego de presentada una solicitud inicial sobre la materia, pueda eventualmente remitir comunicaciones en las cuales reitere su solicitud en caso de que a su juicio, existan aspectos pendientes de cumplimiento por parte de PETROMINERALES.
En un sentido diferente, existen otras regulaciones contractuales específicas sobre la manera en que las partes deben comunicarse ciertos aspectos, tal como es posible observarlo en la cláusula 7 con respecto a los avisos de Descubrimiento y la presentación y prórroga del Programa de Evaluación, en la cláusula 8 con respecto a la Declaración de Comercialidad, la cláusula 9 con respecto al Plan de Explotación, la cláusula 10 con respecto al Programa de Trabajos de Explotación, o la cláusula 26 con respecto a la ocurrencia y efectos de un Evento de Fuerza Mayor que afecte la ejecución del Contrato.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 211 Como consecuencia de lo anterior, ante la falta de regulación contractual específica sobre la manera en la cual pueden comunicarse las partes en torno al Derecho por Precios Altos, para tales efectos, las partes deberán acudir a la regulación general prevista en la cláusula 27 relativa a la solución de controversias y en la cláusula 35 del Contrato, en donde mencionaron las direcciones en las cuales deberán radicarse las comunicaciones entre las partes, así como la manera en la cual debe surtirse dichas comunicaciones y cómo se entienden surtidas las mismas para efectos contractuales.
En las cláusulas en cuestión, no se establecieron restricciones sobre el número de comunicaciones que las partes pueden cruzarse sobre un tema, ni los supuestos de hechos que deben cumplirse de manera previa para poder enviar una comunicación, cualquiera que sea su contenido. En ese orden de ideas, el Tribunal no encuentra fundamento contractual alguno que le permita definir que las partes se deben abstener de emitir comunicaciones entre sí o recordatorios respecto de situaciones propias de la ejecución del Contrato ni exigirle a las partes que sus comunicaciones sean solo emitidas en cuanto haya plena certeza de los fundamentos de hechos en los que se fundan tales comunicaciones.
Del mismo modo, no existe una regulación respecto a la forma en que PETROMINERALES debe reaccionar frente a tales comunicaciones, ni restricción a su actuar, distinto del que se desprende de la buena fe. Ahora bien, dentro de las mismas pretensiones, PETROMINERALES solicita al Tribunal que declaré que “PETROMINERALES no adeuda a la ANH las cantidades a las cuales se refieren las citadas comunicaciones recordatorias.” De las comunicaciones enviadas por la ANH a PETROMINERALES en relación con la obligación de pago a favor de la ANH por la causación del Derecho por Precios Altos, que son llamados por la ANH “Recordatorios de Derechos Económicos por Precios Altos”, el Tribunal a partir de las pruebas documentales allegadas al proceso, observa lo siguiente: 1) Entre enero y noviembre del 2010, la ANH envío un total de 12 recordatorios en los que se refirió a la causación de esta obligación en cabeza de PETROMINERALES en favor de la ANH por la producción total y acumulada obtenida entre octubre de 2009 y septiembre de 2010 en CORCEL A, CORCEL, C y, a partir de enero de 2010, CORCEL D incluido, tal como se puede ver en la siguiente tabla: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 212 Mes Facturado Número de Radicado ANH Fecha de Envío Campos a los que se refiere Octubre de 2009 ANH – 0132 – 000317 – 2010 – S104 18/01/2010 CORCEL A CORCEL C Noviembre de 2009 ANH – 0132 – 000318 – 2010 – S105 18/01/2010 CORCEL A CORCEL C Diciembre de 2009 ANH – 0132 – 000719 – 2010 – S106 02/02/2010 CORCEL A CORCEL C Enero de 2010 ANH – 0132 – 001870 – 2010 – S107 11/03/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Febrero de 2010 ANH – 0132 – 002957 – 2010 – S108 23/04/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Marzo de 2010 ANH – 0132 – 003352 – 2010 – S109 05/07/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Abril de 2010 ANH – 0132 – 005148 – 2010 – S110 15/07/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Mayo de 2010 ANH – 0132 – 005266 – 2010 – S111 21/07/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Junio 2010 ANH – 0132 – 006264 – 2010 – S112 02/09/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D 104 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 344. 105 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 341. 106 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 347. 107 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 385. 108 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 388. 109 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 407. 110 Cuaderno de Pruebas No. 2, folio 361. 111 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 353. 112 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 401.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 213 Septiembre de 2010 ANH – 0132 – 007867 – 2010 – S113 03/11/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Agosto de 2010 ANH – 0132 – 007958 – 2010 – S114 05/11/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Julio de 2010 ANH – 0132 – 007959 – 2010 – S115 05/11/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D 2) Aun cuando los anteriores recordatorios ya habían sido enviados y contestados por PETROMINERALES, el 22 de diciembre de 2010, la ANH aparentemente cambió su entendimiento en relación sobre la manera como se causaba el Derecho por Precios Altos y decidió reemplazar todas las comunicaciones referenciadas en la tabla anterior por los siguientes recordatorios en los cuales incluyó, además, dentro de la producción acumulada adicionalmente la producción de las Áreas de Explotación BOA y CORCEL E que no habían sido incluídas anteriormente, de la siquiente manera: Mes Facturado Número de Radicado ANH Recordatorio que reemplaza Fecha de Envío Campos a los que se refiere Octubre de 2009 ANH – 0132 – 009064 – 2010 – S116 ANH – 0132 – 000317 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Noviembre de 2009 ANH – 0132 – 009065 – 2010 – S117 ANH – 0132 – 000318 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA 113 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 359. 114 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 374. 115 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 350. 116 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 428. 117 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 419.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 214 Diciembre de 2009 ANH – 0132 – 009066 – 2010 – S118 ANH – 0132 – 000719 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Enero de 2010 ANH – 0132 – 009067 – 2010 – S119 ANH – 0132 – 001870 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Febrero de 2010 ANH – 0132 – 009068 – 2010 – S120 ANH – 0132 – 002957 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Marzo de 2010 ANH – 0132 – 009069 – 2010 – S121 ANH – 0132 – 003352 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Abril de 2010 ANH – 0132 – 009070 – 2010 – S122 ANH – 0132 – 005148 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Mayo de 2010 ANH – 0132 – 009071 – 2010 – S123 ANH – 0132 – 005266 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Junio 2010 ANH – 0132 – 009072 – 2010 – S124 ANH – 0132 – 006264 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D 118 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 377. 119 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 382. 120 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 392. 121 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 410. 122 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 365. 123 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 416. 124 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 404.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 215 CORCEL E BOA Septiembre de 2010 ANH – 0132 – 009052 – 2010 – S125 ANH – 0132 – 007867 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Agosto de 2010 ANH – 0132 – 009051 – 2010 – S126 ANH – 0132 – 007958 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Julio de 2010 ANH – 0132 – 009073 – 2010 – S127 ANH – 0132 – 007959 – 2010 – S 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA 3) Adicional a los recordatorios reemplazados el 22 de diciembre de 2010, en esta misma fecha la ANH envió los siguientes seis (6) recordatorios referidos a meses de 2009 que no habían sido facturados previamente: Mes Facturado Número de Radicado ANH Fecha de Envío Campos a los que se refiere Abril de 2009 ANH – 0132 – 009058 – 2010 – S128 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D Mayo de 2009 ANH – 0132 – 009059 – 2010 – S129 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E Junio de 2009 ANH – 0132 – 009060 – 2010 – S130 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D 125 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 437. 126 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 371. 127 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 398. 128 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 362. 129 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 413. 130 Cuaderno de Pruebas No. 2, folio 389.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 216 CORCEL E Julio de 2009 ANH – 0132 – 009061 – 2010 – S131 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E Agosto de 2009 ANH – 0132 – 009062 – 2010 – S132 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E Septiembre de 2009 ANH – 0132 – 009063 – 2010 – S133 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA 4) En esa misma fecha (22 de diciembre de 2010), la ANH, adicional a las comunicaciones referidas en los dos numerales anteriores, envió el recordatorio a PETROMINERALES por el Derecho por Precios Altos correspondiente a los meses de octubre y noviembre de 2010, los cuales no había sido facturados previamente, mediante las siguientes comunicaciones: Mes Facturado Número de Radicado ANH Fecha de Envío Campos a los que se refiere Octubre de 2010 ANH – 0132 – 009053 – 2010 – S134 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Noviembre de 2010 ANH – 0132 – 009057 – 2010 – S135 22/12/2010 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA 131 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 395. 132 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 368. 133 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 434. 134 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 431. 135 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 425.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 217 5) Posteriormente, durante el 2011, la ANH envió los siguientes dos (2) recordatorios a PETROMINERALES correspondientes a los meses de noviembre (reemplazando la comunicaciones ANH – 0132 – 009057 – 2010 – S enviada el 22 de diciembre de 2010) y diciembre de 2010: Mes Facturado Número de Radicado ANH Fecha de Envío Campos a los que se refiere Diciembre de 2010 ANH – 0132 – 001017 – 2011 – S136 10/02/2011 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Noviembre de 2010 ANH – 0132 – 001980 – 2011 – S137 10/03/2011 CORCEL A CORCEL C CORCEL D CORCEL E BOA Sobre las comunicaciones enviadas por la ANH que fueron anteriormente reseñadas, el Tribunal observa que la ANH aplicó incorrectamente en todas su comunicaciones el numeral 16.2. de la cláusula 16 relativo al Derecho por Precios Altos, en la medida que asumió que la obligación de pago se hace exigible una vez la producción total y acumulada de Hidrocarburos Líquidos de toda el Área Contratada ha superado los cinco (5) millones de barriles.
Tal como lo señaló el Tribunal en el literal f de la segunda parte de este Laudo Arbitral, el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL se predica respecto de la producción independiente de cada Área de Explotación, por lo cual la ANH debió cobrar a PETROMINERALES independientemente por cada Área de Explotación según la producción de Hidrocarburos Líquidos de cada una de ellas y no por el total del Bloque CORCEL.
Ahora bien, sobre la comunicaciones en particular, observa el Tribunal lo siguiente: 1) A partir de enero de 2010 la ANH comenzó a enviar recordatorios a PETROMINERALES en relación con el Derecho por Precios Altos en los que se refería a la producción acumulada conjuntamente por los Campos CORCEL A y CORCEL C entre los meses de octubre de 2009 y julio de 2010, lo cual no era procedente por cuanto: i) las comunicaciones se referían a la 136 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 380. 137 Cuaderno de Pruebas No. 28, folio 357.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 218 producción acumulada entre las dos Áreas aun cuando se trata de Área de Explotación independientes, tal como se corroboró en el literal f de la segunda parte de este laudo, por lo que el numeral 16.2. de la cláusula 16 debe ser aplicado a cada uno de ellas independientemente; y ii) para dicha fecha ninguna de dichas áreas había alcanzado independientemente un producción acumulada de cinco (5) millones de barriles. 2) Como se pudo apreciar, el 22 de diciembre de 2010 la ANH tuvo un cambio en su entendimiento sobre la aplicación de la cláusula relativa al Derecho por Precios Altos y a partir de dicha fecha optó por cobrar retroactivamente estos derechos por la producción total de todas las Áreas de Explotación existentes en el Bloque CORCEL.
Sobre dicho cambio de inetrpretación el Tribunal considera que, no solo la interpretación acogida por la ANH era incorrecta, sino que, además en el cobro retroactivo, la ANH incurrió en errores adicionales ya que la fechas a partir de las cuales empieza a incluir la producción de cada una de las áreas de Explotación en la contabilización de la producción acumulada no coincide con la fechas en que fueron decubiertas las áreas de Explotación ni declaradas campos comerciales.
Así pues, por ejemplo, observa el Tribunal que: a. La ANH inició el cobro del Derecho por Precios Altos desde abril de 2009 por los Campos CORCEL A, CORCEL C y CORCEL D aun cuando para esta fecha el único de estos campos que había sido declarado Campo Comercial había sido el CORCEL A. b. A partir de la comunicación ANH – 0132 – 009058 – 2010 – S que se refiere a la producción de abril de 2009, la ANH incluyó dentro de las comunicaciones la producción del pozo CORCEL D aun cuando este fue declarado Campo Comercial en mayo de 2010. c. A partir de la comunicación ANH – 0132 – 009060 – 2010 – S que se refiere a la producción de junio de 2009, la ANH incluyó dentro de las comunicaciones la producción del pozo CORCEL E aun cuando este fue descubierto en agosto de 2009 y declarado Campo Comercial en enero de 2011. d. A partir de la comunicación ANH – 0132 – 009063 – 2010 – S que se refiere a la producción de septiembre de 2009, la ANH incluyó dentro de las comunicaciones la producción de BOA, aun cuando fue descubierto en noviembre de 2009 y declarado campo comercial en abril de 2011.
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3. LA APRECIACIÓN DE LOS HECHOS RELEVANTES Procede a continuación el Tribunal a determinar los aspectos y los hechos más relevantes que considerará, para lo cual tomó como punto de partida el texto del Contrato CORCEL, desde sus antecedentes, sus definiciones, sus cláusulas más relevantes, así como y todas las actividades desarrolladas en su ejecución, dentro de las cuales destacará los descubrimientos, la denominación de los mismos, los Planes de Explotación, el cobro del Derecho por Precios Altos y los pagos de los mismos. a. La cláusula de Precios Altos del Contrato En el Contrato CORCEL, se destaca el numeral 16.2. de la cláusula 16 realtivo al Derecho por Precios Altos, de cuya adecuada interpretación depende en gran parte la solución a la controversia que dio origen al presente Tribunal de Arbitramento, tanto así que el problema jurídico que se debe resolver se centra principalmente en la correcta interpretación y aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato relativa al Derecho por Precios Altos.
Específicamente, el Tribunal dilucidará si el Derecho de Precios Altos se aplica sobre la sumatoria de toda la producción del Área Contratada cuando se cumplan las condiciones descritas en la cláusula, como lo solicita la ANH, o si, por el contrario, se aplica por cada Área de Explotación como sostiene PETROMINERALES. Para efectuar una interpretación adecuada de la cláusula 16. del Contrato CORCEL, se estudiaron por parte del Tribuanl los antecedentes de la misma, tales como, su evolución histórica, la finalidad económica que se tuvo para incluirla en el Contrato, las manifestaciones de las partes, sus actuaciones en la ejecución del mismo y además se efectuará la interpretación sistemática y exegética de la misma.
Después de un proceso normativo y contractual de más de 50 años en Colombia (1953-2003) y específicamente en el presente caso, se concibió el texto final de la cláusula de Derecho de Precios Altos pactada en el Contrato Corcel, de la siguiente forma: “CLÁUSULA 16 - DERECHOS ECONÓMICOS CONTRACTUALES DE LA ANH “(…) Cláusula 16.2. Derecho por Precios Altos: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 220 Para Hidrocarburos Líquidos138: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los (5) cinco millones de barriles de hidrocarburos líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” WTI supere el precio base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento.
Para Gas Natural: Cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el precio base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento.
El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula: En donde: Valor de los Hidrocarburos en el Punto de Entrega: Para Hidrocarburos Líquidos: Para efectos de esta fórmula, será el precio de referencia para el Mes calendario correspondiente, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl), de una canasta de máximo tres (3) petróleos 138 El Contrato Corcel los define así, para diferenciarlos del Gas Natural: “1.21.
Hidrocarburos Líquidos: Son todos los Hidrocarburos producidos en el Área Contratada que en condiciones estándar de temperatura y presión (60 grados Fahrenheit y a una (1) atmósfera de presión absoluta) están en estado líquido en la cabeza del pozo o en el separador, así ́ como los destilados y condensados que se extraen del gas.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Pago a la ANH = Valor de los Hidrocarburos en el Punto de Entrega X Volumen de Hidrocarburos Del Contratista X 30% P Po - P × Factor “A” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 221 crudos de calidad similar a los provenientes de cada Área de Explotación, presentada por EL CONTRATISTA en el Plan de Explotación139 y acordada con la ANH y ajustado para el Punto de Entrega, por un margen pre-acordado.
Si aplicado el procedimiento para la determinación del Valor de los Hidrocarburos Líquidos conforme al párrafo anterior, se producen diferencias, por exceso o por defecto, entre el precio de referencia de la canasta y el precio real de venta en el Punto de Entrega en más de un tres por ciento (3%), la Parte que se considere afectada podrá pedir una revisión de la canasta o del margen de ajuste.
Para los efectos aquí previstos, el precio real de venta de los Hidrocarburos Líquidos producidos en el Área de Explotación para el Mes calendario correspondiente, será el promedio ponderado, de los precios de venta acordados por EL CONTRATISTA con compradores no vinculados económicamente ni por otra clase de relación societaria y que, en todo caso, las transacciones queden enmarcadas dentro de las prácticas comerciales usuales, descontando los costos de transporte y trasiego entre el Punto de Entrega y el punto de venta de referencia de acuerdo con las tarifas que fije el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces.
Cuando EL CONTRATISTA venda los Hidrocarburos Líquidos con destino a la refinación para el abastecimiento interno se dará aplicación a lo señalado en el numeral 16.5 de esta cláusula. Para Gas Natural: Para efectos de esta fórmula, será el precio real de venta del Gas Natural para la producción del Mes calendario correspondiente, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica BTU (USD $/MMBTU), acordados por EL CONTRATISTA con compradores, descontando los costos de transporte y procesamiento entre el Punto de Entrega y el punto de venta real.
En cualquier momento la ANH podrá entrar a revisar este precio. Volumen de Hidrocarburos de EL CONTRATISTA: Es el volumen de Hidrocarburos, expresado en Barriles para Hidrocarburos Líquidos y en unidad térmica Británica BTU para Gas Natural, que 139 De lo anterior se deduce, que el Área de Explotación para aplicar esta cláusula, es la que El Contratista, presenta en el Plan de Explotación. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 222 corresponden a EL CONTRATISTA según la Cláusula 14, en un Mes calendario determinado. P: Para Hidrocarburos Líquidos, es el precio promedio por barril del petróleo crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) en Dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio para el gas natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica BTU (US $/MMBTU).
Estos promedios son para el Mes calendario correspondiente, cuyas especificaciones y cotizaciones se publican en medios de reconocido prestigio internacional. Po: Para Hidrocarburos Líquidos es el precio base del petróleo crudo marcador, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio por Gas Natural en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica (US $/MMBTU), indicado en la siguiente tabla: Gravedad API de los Hidrocarburos Líquidos producidos Po USD $/Bl) >15 y≤22 $28 >22 y ≤29 $27 >29 $26 Descubrimientos localizados a más de 300 metros de profundidad de agua $32 Gas Natural producido exportado-distancia en línea recta entre punto de entrega y punto de recibo en país de destino, en kilómetros Po USD$/MMBTU > 0 y ≤500 > 500 y ≤ 1.000 $6 $7 TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 223 > 1.000 o Planta de LNG $8 Para la explotación de Hidrocarburos Líquidos Pesados y con una gravedad API mayor a diez grados (10o), el Po será de cuarenta (40) dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD$/Bl) y para Hidrocarburos Líquidos Pesados con una gravedad API menor o igual a diez grados (10o) EL CONTRATISTA no pagará a la ANH Derecho por Precios Altos.
Para el Gas Natural que sea destinado para el consumo interno en el país, en caso de que su precio sea regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG - o la entidad que la sustituya, EL CONTRATISTA no pagará a la ANH Derecho por Precios Altos; en caso contrario, las Partes acordarán el gas natural marcador y el valor de Po y suscribirán el respectivo acuerdo.
Este precio base Po se ajustará anualmente a partir del primero (1°) de enero del Año 2006, según la siguiente fórmula: Po = Po(n-1) x (1+ I(n-2)) Donde: Po(n-1): El es el valor de Po del Año calendario inmediatamente anterior. I(n-2): Es la variación anual, expresada en fracción, del índice de precios al productor de los Estados Unidos de América durante el Año Calendario, dos Años antes de aquel para el cual se realiza el cálculo, publicado por el Departamento del Trabajo de ese país. El cálculo mencionado anteriormente se realizará en el mes de diciembre de cada Año. Parágrafo: En caso de que el precio del petróleo crudo marcador “West Texas Intermediate” o del gas natural marcador ¨US Gulf Coast Henry Hub¨ (P) pierda su reconocimiento como precio marcador internacional, la ANH escogerá el nuevo petróleo crudo o gas natural marcador a utilizar y modificará la tabla con base en el nuevo índice, manteniendo las equivalencias con los valores de Po para el petróleo crudo marcador “West Texas Intermediate” o para el gas natural marcador “US Gulf Coast Henry Hub”.
Con una antelación no inferior a tres (3) Meses, la ANH podrá solicitar por TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 224 escrito a EL CONTRATISTA que el pago de este derecho se realice en especie durante un período no inferior a seis (6) Meses.
El CONTRATISTA accederá a esta solicitud siempre que no se afecten los compromisos comerciales que haya contraído. El volumen que corresponderá a la ANH será el que resulte de calcular el factor “A”.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Para que se haga exigible el numeral 16.2. de la cláusula 16 con respecto a la producción de Hidrocarburos Líquidos140, es necesario que exista un Descubrimiento que se haya declarado comercial y que se cumplan los siguientes requisitos: 1.
Que la producción acumulada de cada Área de Explotación, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos. Obsérvese que se hace referencia al término “cada Área de Explotación”, en contraposición al término Área Contratada. 2. Que el precio del crudo marcador “West Texas lntermediate” (WTI) supere el Precio Base Po141.
Una vez cumplidos los requisitos anteriormente enunciados, se puede dar aplicación a la fórmula contenida en el numeal 16.2. de la cláusula 16 para lo cual se debe tener en cuenta que: 1. El valor a pagar por este derecho es por cada Área de Explotación y será el que resulte de la aplicación de la fórmula (equivalente al 30%, dependiendo del precio y de la gravedad API) 2.
Los Hidrocarburos Líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción de cada Área de Explotación también se tendrán en cuenta en la aplicación del Derecho por Precios Altos, tal como lo dispone la cláusula 16.3. 140 No incluye el Gas Natural, que tiene un tratamiento diferente. 141 “Po: “Para Hidrocarburos Líquidos, es el precio promedio por barril del petróleo crudo marcador “West Texas Intermédiate” (WTI) en Dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio para el gas natural marcador "U.S. Gulf Coast Henry Hub" en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica BTU (US $/MMBTU).
Estos promedios son para el Mes calendario correspondiente, cuyas especificaciones y cotizaciones se publican en medios de reconocido prestigio internacional. “Para Hidrocarburos Líquidos es el precio base del petróleo crudo marcador, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por Barril (USD $/Bl) y para Gas Natural es el precio promedio por Gas Natural en Dólares de los Estados Unidos de América por millón de unidad térmica Británica (US $/MMBTU), indicado en la siguiente tabla: …” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 225 Ahora bien, entiende el Tribunal que el término que genera diferencia entre los contratantes y que será dirimido, es el de Área o Áreas de Explotación, pues las otras condiciones que contiene esta cláusula para su aplicación, no se encuentran en discusión. El Tribunal, con base en la evolución histórica del texto, en la intención que tuvieron las partes al convenirla, en los testimonios de los juristas que ayudaron en la redacción del clausulado, en el criterio de autonomía del Contratista y en las posteriores modificaciones a la norma, concluye que la expresión “cada Área de Explotación” prevista en la cláusula 16, numeral 16.2, autoriza plenamente al Contratista para que, dentro de una misma Área Contratada, aplique la cláusula respecto de cada una de las Áreas de Explotación que haya determinado autónomamente.
Desde el punto de vista jurídico y de acuerdo con las reglas de la hermenéutica entiende el Tribunal que la intención de independizar cada una de las “Áreas de Explotación”, tal como lo señaló el Doctor Meneses en su declaración, al decir: ““cada” “adjetivo indefinido por lo demás, cumplió y sigue cumpliendo el objetivo de señalar una especie de separación de las áreas de explotación para individualizarlas en buen romance…”142 De acuerdo con todo lo anterior, para este Tribunal no existe duda alguna acerca de que la intencionalidad de la cláusula cuando se refiere a “cada Área de Explotación” como una expresión diferente a la de “Área Contratada.” En este sentido, recuerda el Tribunal que la ANH explícitamente reconoció la existencia de al menos cinco (5) Áreas de Explotación diferentes, junto con tres (3) diferentes Áreas de Evaluación, cuando sucribió, sin reservas de ninguna naturaleza, el Otrosí No. 1 al Contrato CORCEL el día 23 de septiembre de 2011, el cual fue suscrito conjuntamente por el Representante Legal de PETROMINERALES y por el Director General de la ANH, el señor José Armando Zamora Reyes.
En este sentido, la cláusula tercera del mencionado Otrosí señaló: “CLÁUSULA TERCERA: Se deberá formalizar mediante Acta debidamente suscrita por las partes, la devolución de al menos cincuenta por ciento (50%) del área contratada, excluidas las áreas en explotación denominadas Corcel-A, Corcel-B (Actualmente Boa), Corcel-C, Corcel-D, Corcel-E y las áreas en evaluación denominadas Cardenal, Caruto y Amarillo.” (Subraya y negrilla fuera de texto) 142 Página 5 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 32, folio
85. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 226 En igual sentido, la cláusula cuarta de dicho Otrosí dispuso: “CLÁUSULA CUARTA: Las actividades establecidas en la cláusula primera, deberán ser ejecutadas por fuera de las áreas en explotación y evaluación señaladas en la cláusula anterior.” Destaca el entonces Tribunal que fue la misma ANH quien a lo largo de la ejecución del Contrato CORCEL y al haber suscrito el Otrosí No. 1 del 23 de septiembre de 2011, en sus cláusulas tercera y cuarta reconoció expresamente la existencia de diferentes Áreas de Explotación CORCEL A, CORCEL B (actualmente BOA), CORCEL C, CORCEL D, CORCEL E y las Áreas de Evaluación CARDENAL, CARUTO y AMARILLO.
No sobra reiterar que las Áreas de Evaluación anteriormente señaladas a la fecha son Áreas de Explotación, a saber: CARDENAL, CARUTO y COBRA. b. Los descubrimientos en el Área Contratada CORCEL De conformidad con el Contrato CORCEL existe una secuencia que debe seguir el Contratista en su ejecución, comenzando por el inicio de la Exploración, luego el Descubrimiento, seguido por la delimitación de un Área y, por ende, la de un Área de Explotación. Destaca en ese sentido el Tribunal que, para el desarrollo de cada una de las actividades tendientes a cumplir con las obligaciones a su cargo derivadas del Contrato, el Contratista goza de “autonomía”.
Del testimonio rendido por el experto, señor Luis Alberto Moncada, el 27 de abril de 2016 se traen apartes que ayudan a comprender la secuencia en el Contrato y los informes presentados: “SR. MONCADA: En el aviso de descubrimiento hay eso, entonces ellos tienen que presentar un informe, dos meses después de haber presentado el informe o el aviso de descubrimiento, el operador debe presentar el programa de evaluación, o sea si el operador decide que el descubrimiento.
Una vez el operador hace el descubrimiento o presenta o da el aviso de descubrimiento con el informe correspondiente, tiene dos meses para presentar el programa de evaluación si toma la decisión de hacer evaluación del descubrimiento. En ese programa de evaluación tiene que presentar un informe en el cual indica el mapa del área de evaluación, ahí empezamos a hablar del área de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 227 evaluación, la descripción y objetivos de evaluación qué es lo que piensa obtener en ese programa, cronograma y presupuesto total, destino de los hidrocarburos y fluidos que se van a producir, propuesta del punto de entrega.
Hay que recordar que toda la producción que se saque de un pozo sea en pruebas iniciales, pruebas extensas, cualquier tipo paga regalías, entonces tiene que haber un punto de fiscalización o un punto de entrega. Este programa lo puede modificar dentro de los seis meses siguientes, entonces el siguiente paso es analizar el programa de evaluación y volver a hacer, si está en evaluación, otra matriz como está listando lo que debe cumplir el contratista, qué hizo el contratista y cuáles son las recomendaciones del grupo evaluador que en este caso era Acipet.
La tercera columna de esta matriz, esto es las obligaciones contractuales, lo que dijo el contratista y las observaciones del grupo evaluador. Después de eso, una vez hecha la evaluación, tiene que entregar el informe de evaluación, en el informe de evaluación también tiene descripción geológica, propiedades físicas de la roca, de los fluidos, presión, volumen, temperatura, análisis de PVT, capacidad de producción y un estimado de reservas.
Ahí el contratista debe acompañarlo, si lo considera, en la declaratoria de comercialidad. Acuérdense que en este tipo de contrato, el contratista es libre de declarar o no la comercialidad así el descubrimiento no sea comercial, con qué propósito, es comercial para seguir produciendo lo poco que hizo y recuperar parte de la inversión, en el contrato anterior, en el de asociación no pasaba eso, él tenía que reunirse con Ecopetrol y de común acuerdo declarar si el campo era o no comercial, si Ecopetrol decía que no era comercial, el contratista tenía la opción de hacerlo por solo riesgo, o sea continuar con la explotación como si fuera 100% de él, aquí no, aquí el contratista dice: lo declaro comercial así no sea comercial, nadie le va a exigir nada, es una simple carta.”143 (Subraya y negrilla fuera de texto) En este tipo de Contrato, en el que la totalidad de los riesgos son asumidos por una sola de las partes, la autonomía del Contratista deviene en un elemento esencial y determinante, la cual debe ser plena, es decir, debe abarcar todos los aspectos, excepto aquellos para los cuales el Contrato reserva cierta regulación; particularmente y de manera destacada respecto de la oportunidad y el 143 Páginas 36 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 444 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 228 procedimiento entendido éste como la sucesión de actos concatenados de manera sucesiva, desde el aviso de Descubrimiento hasta la declaración de un Área de Explotación, pasando por la Evaluación, la declaratoria de comercialidad y demás etapas contractualmente señaladas.
En este sentido, en la cláusula 2 del Contrato CORCEL, los contratantes pactaron lo siquiente: “CLÁUSULA 2 - OBJETO 2.1. Objeto: Por virtud del presente contrato se otorga exclusivamente a EL CONTRATISTA el derecho de explorar el Área Contratada y de explotar los Hidrocarburos de propiedad del Estado que se descubran dentro de dicha área.
EL CONTRATISTA tendrá derecho a la parte de la producción de los Hidrocarburos provenientes del Área Contratada que le correspondan, de acuerdo con la Cláusula 14 de este contrato. 2.2. Alcance: EL CONTRATISTA, en ejercicio de ese derecho, adelantará las actividades y operaciones materia de este contrato, a su exclusivo costo y riesgo, proporcionando todos los recursos necesarios para proyectar, preparar y llevar a cabo las actividades y Operaciones de Exploración, Evaluación, Desarrollo y Producción, dentro del Área Contratada.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Bajo este entendido, puede concluirse que la vigilancia que se permite a la ANH, al ser la parte contractual que no asume ningún riesgo, debe estar limitada estrictamente a conocer lo que se está haciendo por el Contratista pero, únicamente, con propósitos de verificación del cumplimiento del Contrato y para tener la posibilidad de solicitar información adicional y rectificaciones, si así lo considera necesario.
Para cada Fase se asigna un rol a la ANH frente al accionar contractual del Contratista, de suerte que solo frente al Plan de Explotación presentado por éste la entidad dispone de facultades de aceptación según se analizará en detalle más adelante, mientras que en las actuaciones precedentes (Descubrimiento, aviso del mismo, Plan de Evaluación, declaratoria de comercialidad) la ANH se limita a la verificación del cumplimiento del Contrato por parte del Contratista, toda vez que la actuación de éste, si bien está signada por la autonomía, debe ceñirse a unas oportunidades y procedimientos contractualmente reglados.
En efecto, en desarrollo del Contrato, el Contratista en ejercicio de la autonomía que TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 229 tiene, inicia las labores de Exploración144 sobre el Área Contratada y, según el resultado de las actividades de Exploración, es posible que obtenga hallazgos de Hidrocarburos, y por ende efectue algún Descubrimiento, de acuerdo con el numeral 1.11. de la cláusula 1.145 Posteriormente, para cada Descubrimiento, el Contratista autónomamente, decide si delimita un Área de Evaluación con el fin de llevar a cabo un Programa de Evaluación146 en los términos contractualmente definidos.
Un vez iniciadas las labores de evaluación, el Contratista tiene la posibilidad de definir, según la información obtenida, la existencia de un Descubrimiento y de realizar al Declaración de Comercialidad del mismo. Una vez declarada la Comercialidad, es decir, cuando el Contratista ha establecido que algún Descubrimiento realizado dentro del Área Contratada será entendido como un Campo Comercial (cláusula 1 numeral 1.9.147), el Contratista debe establecer el Plan de Explotación (cláusula 1 numeral 1.28.148) del mismo, así como definir el Área de Explotación (cláusula 1 numeral 1.6.149) correspondiente.
Todas y cada una de estas etapas anteriormente reseñadas deben estar precedidas por la adecuada presentación de los debidos soportes técnicos por 144 El Contrato Corcel lo define así: “1.15. Exploración u Operaciones de Exploración: Son todos aquellos estudios, trabajos y obras que EL CONTRATISTA ejecuta para determinar la existencia y ubicación de Hidrocarburos en el subsuelo, que incluyen pero no están limitados a métodos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, y en general, las actividades de prospección superficial, la perforación de Pozos Exploratorios y otras operaciones directamente relacionadas con la búsqueda de Hidrocarburos en el subsuelo.” 145 El Contrato Corcel lo define así: “1.11.
Descubrimiento: Se entiende que existe yacimiento descubierto de Hidrocarburos cuando mediante perforación con taladro o con equipo asimilable y las correspondientes pruebas de fluidos, se logra el hallazgo de la roca en la cual se encuentran acumulados los Hidrocarburos y que se comporta como unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de fluidos.” 146 Definido en el Contrato Corcel así: “1.33.
Programa de Evaluación: Es el plan de Operaciones de Evaluación presentado por EL CONTRATISTA a la ANH, según la Cláusula 7 de este contrato, con el propósito de evaluar un Descubrimiento y determinar si se trata de un Campo Comercial. La ejecución del Programa de Evaluación y presentación de informe de resultados a la ANH son requisitos para declarar si un Descubrimiento es un Campo Comercial.” 147 El Contrato Corcel, lo define así: “1.9.
Campo Comercial: Es la porción del Área Contratada en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos descubiertos, que EL CONTRATISTA ha decidido explotar comercialmente.” 148 El Contrato Corcel, lo define así: “1.28. Plan de Explotación: Es el documento guía preparado por EL CONTRATISTA de acuerdo con las Cláusulas 9 y 10 de este contrato, para adelantar la Explotación técnica, eficiente y económica de cada Área de Explotación y contendrá́, entre otros aspectos, el cálculo de reservas de Hidrocarburos, la descripción de facilidades de Producción y transporte de Hidrocarburos, los pronósticos de Producción de Hidrocarburos para el corto y mediano plazo, un programa de Abandono y los Programas de Trabajos de Explotación para lo que resta del Año Calendario en curso o del Año Calendario siguiente.” 149 El Contrato Corcel, la define así: “1.6.
Área de Explotación: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato. El área de cada Campo Comercial comprenderá́ la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 230 parte de PETROMINERALES a la ANH, quien, de acuerdo con los numerales 19.1. y 19.4. de la cláusula 19, 150 está facultada para pronunciarse sobre la información recibida y/o pedir información suplementaria.
La autonomía que tiene el Contratista, ya en el plano de la Explotación de un Descubrimiento, para decidir si llevará a cabo la Declaración de Comercialidad del mismo, fue confirmada por el doctor José Armando Zamora Reyes, exdirector de la ANH, en su declaración rendida ante este Tribunal el día 16 de junio de 2016 en la que manifestó lo siguiente: “DR. SUÁREZ: Pasando a otro tema, sírvase informarle al Tribunal, una vez que se ha hecho un descubrimiento y se ha cumplido el trabajo y las actividades e inversiones de un periodo de evaluación en un área de explotación determinada y el contratista determina que es comercial, qué tipo de análisis hace el contratista, si usted lo sabe, para consideración de la ANH para que declare comercialmente un descubrimiento o un campo? SR. ZAMORA: La declaración de comercialidad es una prerrogativa exclusivamente del contratista que tiene que examinar si su descubrimiento es económico y justifica su desarrollo y esa sí es una decisión que corresponde al contratista y el cual tiene la opción de renunciar a ese descubrimiento de considerar que no es comercial y que no merece la pena ser desarrollado.”151 (Subraya y negrilla fuera de texto) Observa entonces el Tribunal que el Contratista, puede realizar autónomamente cada una de estas actividades, y para cada una de ellas debe presentar los respectivos informes previstos en el texto contractual ante la ANH y va identificando las diferentes Áreas de Explotación. La ANH por su parte, se puede o no pronunciar sobre la información recibida en cualquier momento.
A continuación el Tribunal hará un recuento de los distintos descubrimientos 150 Sobre la entrega de información técnica permanente en todas las etapas del contrato, por parte del Contratista a la ANH, en el Contrato Corcel, se pactó: “19.1. Informacion Técnica: EL CONTRATISTA mantendrá́ oportuna y permanentemente informada a la ANH sobre el progreso y resultados de las operaciones.
Por consiguiente, además de los documentos requeridos en otras cláusulas de este contrato, EL CONTRATISTA entregará a la ANH, a medida que se vaya obteniendo y antes de la fecha de vencimiento de cada uno de las fases del Periodo de Exploración y por Año Calendario durante el Período de Explotación, toda la información de carácter científico, técnico y ambiental, obtenida en cumplimiento de este contrato.
Esta información de Exploración y Explotación será́ entregada a la ANH de acuerdo con el Manual de Suministro de Informacion de Exploración y Explotación.” (Resaltado fuera de texto) (…) “19.4. Reuniones Informativas: En cualquier momento durante la vigencia de este contrato la ANH podrá́ citar a EL CONTRATISTA, a reuniones informativas.” 151 Página 29 de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 133.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 231 efctuados durante la ejecución del Contrato CORCEL y de las actividades realizadas por PETROMINERALES tendientes a obtener la aceptación por parte de la ANH de los distintos Planes de Explotación que le presentó y de la identificación de cada una de las Áreas de Explotación: • Mediante comunicación ANH-1-005159-2007-E152 del 9 de agosto de 2007, PETROMINERALES anunció a la ANH un Descubrimiento de Hidrocarburos en el pozo CORCEL 1, posteriormente denominado A1. • Mediante comunicación ANH-12-005598-2007-E153 del 24 de agosto de 2007, PETROMINERALES presentó a la ANH el Programa de Evaluación. • Mediante comunicación ANH-1-012538-2008-E154 del 17 de diciembre de 2008, PETROMINERALES informó a la ANH su intención de explotar comercialmente el Descubrimiento del pozo “Corcel-A1” y los pozos subsiguientes en dicho Campo. • Mediante comunicación ANH-12-003167-2009-E155 del 16 de marzo de 2009, PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial para el Campo CORCEL A, incluyendo el mapa con las coordenadas del Área de Explotación. El Área de Explotación CORCEL A incluida en el Plan de Explotación inicial no fue objeto de pronunciamiento alguno por la ANH dentro del plazo contractual. • Mediante comunicación ANH-1-008570-2008-E156 del 16 de septiembre de 2008, PETROMINERALES anunció a la ANH un Descubrimiento de Hidrocarburos en el pozo CORCEL C-1. • El 15 de enero de 2009, PETROMINERALES mediante comunicación ANH-12-000412-2009-E,157 presentó a la ANH el Programa de Evaluación para el “Descubrimiento Bloque Corcel C”. 152 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 1. 153 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 13. 154 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 114. 155 Cuaderno de Pruebas No. 1, folio 63- Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 115. 156 Cuaderon de Pruebas No, folio 59. 157 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio
15. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 232 • Mediante comunicación ANH-0001-012207-2009-E158 del 9 de octubre de 2009, PETROMINERALES informó a la ANH su intención de explotar comercialmente el Descubrimiento del pozo “Corcel-C1” y los pozos subsiguientes en dicho Campo. • Mediante comunicación ANH-0012-000303-2010-E159 del 14 de enero de 2010, PETROMINERALES envió a la ANH el Plan de Explotación inicial del Campo CORCEL C. El Área de Explotación CORCEL C incluida en el Plan de Explotación inicial no fue objeto de pronunciamiento alguno por la ANH dentro del plazo contractual. • El 26 de febrero de 2009 PETROMINERALES, mediante la comunicación ANH-1-002472-2009-E,160 dio aviso de Descubrimiento realizado en la estructura CORCEL D, y luego el 8 de mayo de 2009 presentó a la ANH el Programa de Evaluación.161 • Mediante comunicación ANH-0012-004745-2010-E del 18 de mayo de 2010, PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación Inicial del Área de Explotación CORCEL D,162 el cual fue actualizado con arreglo al Contrato el 5 de mayo de 2011 y el 5 de marzo de 2012.
La información contenida en dicho Plan de Explotación y sus actualizaciones, incluyendo la delimitación del Área de Explotación no fueron objeto de comentario alguno por parte de la ANH. • Previo aviso en agosto de 2009 de Descubrimiento realizado en la estructura CORCEL E,163 PETROMINERALES presentó a la ANH el 4 de noviembre de 2009 el Programa de Evaluación mediante la comunicación NH-0012-012961-2009-E.164 • Mediante comunicación ANH-0012-000915-2011-E165 del 31 de enero de 2011, PETROMINERALES informó a la ANH su intención de explotar 158 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 132. 159 Cuaderno de Pruebas No. 1, folio 68. 160 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 286. 161 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 294. 162 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 363. 163 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 459. 164 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 479. 165 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 522.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 233 comercialmente el Descubrimiento del pozo “Corcel E1”. • Mediante comunicación con radicado ANH-0012-005438-2011-E del 23 de mayo de 2011, PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial del Área de Explotación CORCEL E,166 el cual fue actualizado con arreglo al Contrato el 5 de marzo de 2012. • El 4 de noviembre de 2009, PETROMINERALES dio aviso de Descubrimiento realizado en la estructura BOA – traducida al idioma español mediante comunicación ANH-1252-000638-2010167 del 22 de enero de 2010 -y luego el 25 de enero de 2010 presentó a la ANH mediante comunicación ANH-0012-000687-2010-E,168 el Programa de Evaluación. • PETROMINERALES anunció a la ANH la declaratoria de comercialidad del Campo Comercial BOA el 15 de abril de 2011 mediante la comunicación ANH-0012-004215-2011-E,169 posteriormente, mediante comunicación con radicado ANH-0012-008956-2011-E170 del 17 de agosto de 2011, PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial del Área de Explotación BOA, el cual fue actualizado con arreglo al Contrato el 5 de marzo de 2012.
La información contenida en dicho Plan de Explotación y sus actualizaciones, incluyendo la delimitación del Área de Explotación, no fueron objeto de comentario alguno por parte de la ANH. • Previo aviso de Descubrimiento realizado en la estructura COBRA, PETROMINERALES presentó a la ANH el 23 de diciembre de 2009 el Programa de Evaluación mediante comunicación ANH-0012-014121-2011- E.171 • Mediante comunicación PC-C-1978-12172 del 20 de abril de 2012, PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial del Área de Explotación COBRA.
La información contenida en dicho Plan de Explotación, incluyendo la 166 Cuaderno de Pruebas No. 16, folio 524. 167 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 263. 168 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 275. 169 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 313. 170 Cuaderno de Pruebas No. 15, folio 314. 171 Cuaderno de Pruebas No. 4 folio 62. 172 Cuaderno de Pruebas No. 4 folio
73. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 234 delimitación del Área de Explotación, no fue objeto de comentario alguno por parte de la ANH. • El 21 de diciembre de 2010, PETROMINERALES dio aviso de Descubrimiento realizado en la estructura CARUTO, y luego presentó a la ANH el 23 de mayo de 2011 el Programa de Evaluación mediante comunicación ANH-0012-005488-2011-E.173 • Mediante comunicación ANH No. 20123700068882174 del 1 de junio de 2012, PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial del Área de Explotación CARUTO y posteriormente, previa solicitud de la ANH, mediante comunicación ANH No. 20122200053981, PETROMINERALES envió el 13 de julio de 2012, según oficio PC-C 3781- 12175 la información suplementaria.
La información contenida en dicho Plan de Explotación con su información adicional, incluyendo la delimitación del Área de Explotación, no fue objeto de comentario alguno por parte de la ANH. • Previo aviso de Descubrimiento realizado en la estructura CARDENAL, PETROMINERALES presentó a la ANH el 31 de mayo de 2011 el Programa de Evaluación mediante la comunicación ANH-0012-005821- 2011-E.176 • Mediante comunicación 20123700031412177 del 9 de marzo de 2012, PETROMINERALES informó a la ANH su intención de explotar comercialmente el Descubrimiento del pozo “Cardenal”. • Mediante comunicación ANH No. 20123700068882 del 7 de junio de 2012,178 PETROMINERALES presentó a la ANH el Plan de Explotación inicial del Área de Explotación CARDENAL y posteriormente, previa solicitud por parte de la ANH, mediante comunicación ANH No. 2012220005597, PETROMINERALES envió el 13 de julio de 2012, según oficio PC-C-3781- 12179 información suplementaria, sin que la ANH haya presentado objeción 173 Cuaderno de Pruebas No. 4 folio 1. 174 Cuaderno de Pruebas No. 4 folio 15. 175 Cuaderno de Pruebas No. 4 folio 61. 176 Cuaderno de Pruebas No. 3, folio 496. 177 Cuaderno de Pruebas No. 4, folio 13. 178 Cuaderno de Pruebas No. 3, folio 508. 179 Cuaderno de Pruebas No. 3, folio 552.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 235 alguna ni requerido más información. Petrominerales hizo un recuento exhaustivo de sus actividades y de todas y cada una de las obligaciones legales que ha cumplido de la siguiente manera:180 SUCESO Corcel -A Boa Corcel- C Corcel -D Corcel -E Caruto Cardenal Cobra Inicia perforación pozo descubridor 08/04/ 2007 26/06/2 009 23/05/2 008 09/11/ 2008 05/04/ 2009 13/10/2 010 12/06/201 0 23/05/ 2011 Aviso de descubrimie nto 09/08/20 07 05/11/2 009 16/09/2 008 03/03/ 2009 12/08/ 2009 22/12/2 010 10/05/201 1 07/09/ 2011 Programa de Evaluación 24/08/20 07 26/01/2 010 15/01/2 009 09/05/ 2009 04/11/ 2009 24/05/2 011 31/05/201 1 23/12/ 2011 Resultados Programa de Evaluación 23/12/20 08 25/04/2 011 08/02/ 2010 01/02/ 2010 02/03/2 012 09/03/201 2 10/04/ 2012 Declaración Comercialida d 17/12/20 08 20/04/2 011 09/10/2 009 05/02/ 2010 01/02/ 2010 02/03/2 012 09/03/201 2 10/04/ 2012 Plan de Explotación inicial 16/03/20 09 18/08/2 011 14/01/2 010 18/05/ 2010 20/05/ 2011 01/06/2 012 06/07/201 2 20/04/ 2012 Actualización 2010 02/03/20 10 - - - - - - - Actualización 2011 26/04/20 11 - 29/04/2 011 02/05/ 2011 - - - Actualización 2012 05/03/20 12 05/03/ 2012 05/03/2 012 05/03/ 2012 05/03/ 2012 - - Actualización 2013 15/03/20 13 15/03/ 2013 15/03/2 013 15/03/ 2013 15/03/ 2013 15/03/2013 15/03/ 2013 Renuncia al Área - - - - - 26/12/2012 - De lo anterior concluye el Tribunal que PETROMINERALES sí presentó ante la ANH, en las oportunidades y términos previstos en el Contrato y surtiendo las etapas pertinentes, todos y cada uno de los documentos contractuales que eran necesarios para definir las Áreas de Evaluación, para establecer o no la comercialidad de un Campo Comercial, para llevar a cabo las correspondientes Declaraciones de Comercialidad, así como para presentar los Planes de Explotación, identificando y delimitando en cada uno de ellos el Área de Explotación sobre el que recae así como las coordenadas de la misma.
Destaca el Tribunal que, tal como se señaló anteriormente, para ese momento no hubo ningún pronunciamiento por parte de la ANH, quedando así aceptadas por esa entidad las Áreas de Explotación, de acuerdo con el prodecimiento previsto en la cláusula 9, numeral 9.2. del Contrato, según el cual “Si la ANH no se pronuncia dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a la presentación del Plan 180 Página 79 de la contestación de la demanda de reconvención. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 236 de Explotación por parte del CONTRATISTA, se entenderá que ha sido aceptado.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Para el Tribunal la cláusula 9, numeral 9.2., es clara, específica y precisa, ya que, según se convino en ella, se entiende que la ANH dará por aceptado el Plan de Explotación, si esta entidad no se pronuncia dentro de los quince (15) días calendarios siguientes a su presentación, tal como ocurrió en el caso de las ocho (8) Áreas de Explotación que habían sido declaradas Áreas de Explotación para el momento de la presentación de la demanda principal reformada.
Si bien esta cláusula fue modificada posteriormente por la ANH en el modelo del Contrato E&P para rondas posteriores, para este Contrato, esta es la disposición contractual que rige para las partes. En consecuencia, desde el punto de vista contractual, para el Tribunal es claro que todas las Áreas de Explotación que fueron delimitadas autónomamente por PETROMINERALES durante la ejecución del Contrato CORCEL, quedaron debidamente aceptadas por la ANH, al haber guardado silencio y no haberse pronunciado dentro del plazo que se había concedido contractualmente. i. El cambio de denominación de los descubrimientos Existen discrepancias entre las partes, relacionadas con la re-denominación de los pozos, a las cuales se les ha dado bastante importancia y en consecuencia el Tribunal se referirá a ellos.
Es así como, en la demanda principal reformada, en relación con este asunto, PETROMINERALES manifestó lo siguiente: “6. El 8 de octubre de 2008, mediante comunicación con radicado ANH-1- 009478-2008-E, PETROMINERALES informó a la ANH sobre la designación de los pozos dentro del Bloque Corcel y que: (i) dentro del estudio sísmico realizado en dicho Bloque, PETROMINERALES inicialmente identificó seis estructuras prospectivas e independientes para la producción de hidrocarburos, las cuales se designaron con el nombre del bloque y una letra; es decir, Corcel-A, Corcel-B, Corcel-C, Corcel-D, Corcel-E y Corcel-F;
(ii) la primera estructura (Corcel-A) corresponde a los primeros cuatro (4) pozos que se perforaron en la zona; (iii) los siguientes dos (2) pozos que se perforaron corresponden a una estructura diferente, Corcel-C. Con base en lo anterior PETROMINERALES consideró que para mayor TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 237 claridad la designación de los pozos, que a 8 de octubre de 2008 se habían denominado Corcel-1, Corcel-2, Corcel-3 y Corcel-4, debían cambiarse en su designación a Corcel-A1, Corcel-A2, Corcel-A3 y Corcel-A4.
La denominación enunciada deja claro que cada uno los anteriores pozos corresponden a una estructura diferente de los pozos que a la fecha se han denominado Corcel-C1, Corcel-C2 y Corcel-C3. 7. Mediante comunicación con radicado ANH-1252-007347-2008-S del 30 de octubre de 2008, la ANH con el ánimo de verificar lo afirmado por PETROMINERALES en comunicación ANH-1-009478-2008-E del 8 de octubre de 2008, manifestó que respecto a los pozos perforados en la estructura A, para hacer futuras referencias a ellos, se entiende que se renombrarían así: Corcel-1, como Corcel-A1, Corcel-2, como Corcel-A2, Corcel-3, como Corcel-A3, Corcel-4, como Corcel-A4 y que los pozos perforados en la estructura C, se denominarían, como se había venido haciendo, anteponiendo al número la letra C, es decir, Corcel-C1, Corcel-C2, Corcel C3.” (Subraya y negrilla fuera de texto) De su parte, la ANH, en la contestación a la demanda principal reformada, replicó que con la re-denominación PETROMINERALES había pretendido “… valerse de esto con intereses no confesados ni exteriorizados en su momento”, y en este sentido la ANH manifestó: “Sólo hasta el 8 de octubre de 2008 Petrominerales solicitó autorización para cambiar la “Designación de pozos dentro del Bloque Corcel” con un designio distinto al que ahora ha puesto en evidencia. Dijo que era “para mayor claridad en la ejecución del contrato” y ahora resulta que se quiere aprovechar de ese cambio de denominación para forzar una interpretación distinta de la CLÁUSULA 16.2 al margen de los términos definidos en la CLÁUSULA 1 y la fórmula pactada para el cálculo del Derecho por Precios Altos.” De igual forma, en la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH con respecto a este tema, la entidad sostuvo lo siguiente: “32.
El 30 de octubre de 2008, la ANH relacionó a Petrominerales lo que entendió sobre la nueva denominación pretendida y le solicitó copia de la autorización que hubiera impartido el Ministerio de Minas y Energía para realizar ese cambio de denominación en los pozos. (…) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 238 36.
Petrominerales posteriormente quiso aprovechar este cambio de denominación para forzar una interpretación distinta de la CLÁUSULA 16.2 al margen de los términos definidos en la CLÁUSULA 1 y la fórmula pactada para el cálculo del Derecho por Precios Altos. En la carta en ningún momento expresó Petrominerales que la división y nueva nomenclatura se tomaría en consideración, ni más ni menos, que para determinar el derecho por precios altos a favor de la ANH bajo la CLÁUSULA 16.2.
Sólo mencionó el cándido efecto de que era “para mayor claridad la designación de los pozos”. De su parte, en la contestación de la demanda de reconvención reformada, con respecto a este tema, PETROMINERALES sostuvo lo siguiente: “AL HECHO 32: Es cierto que se recibió la comunicación ANH-1252-007347- 2008-S. Me atengo al texto de dicha comunicación. En todo caso, cabe anotar que en momento alguno la ANH se opuso al cambio de denominación ni manifestó inquietudes u oposición alguna respecto a la existencia de varias estructuras objeto de la actividad exploratoria en el Contrato Corcel, por el contrario, manifestó que entendía precisamente lo que PETROMINERALES propuso al solicitar la autorización para el cambio de designación de los pozos, esto es, que cada uno de los pozos quedaría renombrado con una letra “A” o “C” de conformidad con la denominación de la estructura sobre la que se había perforado.
Agrego que toda la información geológica y geofísica obtenida mediante las actividades sísmicas y de exploración con taladro del Área Contratada, término definido en el Contrato Corcel, obraba en poder de la ANH por haber sido enviada por PETROMINERALES en cumplimiento del Contrato Corcel. De los informes técnicos presentados tanto a la ANH como al MME se desprende con diamantina claridad que los pozos exploratorios estaban localizados en estructuras diferentes e independientes entre sí, las cuales fueron objeto de las Áreas de Evaluación correspondientes a cada yacimiento descubierto.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Para resolver este punto, destaca el Tribunal que la autorización del cambio de denominación por parte del Ministerio de Minas y Energía le fue concedida a PETROMINERALES el día 23 de diciembre de 2008 y comunicada por el Contratista a la ANH desde el 6 de enero de 2009.
En la comunicación enviada por el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el Director de Hidrocarburos, se lee: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 239 “Doctor JOHN F. SCOTT Gerente Colombia PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
ASUNTO: Nueva Designación Pozos Perforados Bloque Corcel. En atención a las comunicaciones PC-C-1905 del 08 de octubre de 2008… relacionadas con el asunto de la referencia, me permito informarle que con el fin de tener una mayor claridad de cada una de las estructuras identificadas en el bloque Corcel, esta Dirección no encuentra ningún inconveniente para renombrar los pozos en función de cada una de estas, que para este caso particular involucra las estructuras A y C. Por lo anterior, los pozos perforados en la estructura A, Corcel-01, Corcel-02, Corcel-03, Corcel.04 y Corcel SWD01, se denominarán a partir de la fecha Corcel-A-01, Corcel-A02, Corcel-A03, Corcel-A04 y Corcel-ASWD01.
En el mismo sentido, los pozos perforados en la estructura C, Corcel-01, Corcel-03 y Corcel-SWD01, se denominarán a partir de la fecha Corcel-C-01, Corcel-C03 y Corcel-CSWD01. Es importante mencionar, que se deben realizar oportunamente los cambios respectivos en todos los documentos y formas oficiales que se envían a esta oficina.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Igualmente, con respecto a la referida re-denominación, se pronunció en audiencia del 12 de abril de 2016 la testigo Liliana Marcela Rojas Ortiz, quien señaló lo siguiente en relación con este asunto: “DR. ARAQUE: No sabe, usted sabe si alguno de los funcionarios de Petrominerales cuando se tomó la decisión de redenominar los pozos, le informó a la ANH, o usted tuvo conocimiento de que ese mejor manejo podía tener incidencia en la forma de calcular los precios altos de la cláusula 16.2 del contrato? SRA. ROJAS: Hasta donde yo recuerdo la Agencia sí se le notificó la redenominación de los pozos, pero pues eso no tenía nada que ver en el cálculo de los precios altos.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 240 (…) DR. ARAQUE: Por qué considera usted o Petrominerales, si es que ellos lo consideran, que no tenía nada que ver en los cálculos de precios altos? SRA. ROJAS: Pues porque la cláusula es muy clara en decir que los precios altos se causan a partir de que cada área de explotación llegue a la producción acumulada y pues no veo en qué infiera el nombre del pozo.” 181(Subraya y negrilla fuera de texto) También sobre la redenominación, declaró en audiencia del 12 de baril de 2016 el testigo Jan Erik Lyngberg, quien dijo ser geólogo de profesión y Vicepresidente Técnico de Exploración de PETROMINERALES dirigiendo la oficina de Calgary, quien declaró lo siguiente en relación con la llamada re-denominación de pozos: “DR. ARAQUE: La decisión de redenominar los pozos tuvo origen en alguna causa geológica o económica?, en cualquier caso explique su respuesta.
SR. LYNGBERG: No, fue por fines administrativos, es muy común en el medio nombrar diferentes estructuras con diferentes nombres, por ejemplo Shell Oil nombró, en unos proyectos en el mar, todos sus prospectos con base en nombres de cervezas.”182 (Negrilla y subrayado fuera de texto) De todo lo anterior, el Tribunal concluye que para los primeros cuatro pozos perforados en CORCEL por PETROMINERALES, no se antepuso letra alguna.
Partiendo del postulado de la buena fe, que debe estar presente en todos los contratos, es entendible que para ese momento no se considerara necesario, toda vez que se encontraban en un área, que a entender de PETROMINERALES, correspondía a una misma estructura (posteriormente fueron incluidos dentro de Corcel A). Sin embargo, toda vez que al iniciar la Explotación de los siguientes pozos, PETROMINERALES consideraba que se encontraban en diferente estructura, antepuso la letra “C” a su denominación. No se observa por el Tribunal cómo el cambio de denominación, que fuera posteriormente aprobado por el Ministerio de Minas y Energía, pudo haber sido utilizado con “intereses no confesados ni exteriorizados en su momento” o similar, ni, tampoco, que éste cambio haya promovido un fraccionamiento de un mismo yacimiento o Descubrimiento en varias Áreas de Explotación que -de ser así- 181 Páginas 22 y siguientes de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 243 y siguientes. 182 Página 46 de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 267.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 241 excediera los límites de la autonomía dada al Contratista en contravía del Contrato. El cambio de re-denominación de unos pozos mal haría en definir o no un Área de Explotación. La definición del Área de Explotación está claramente definida y regulada en el Contrato, la cual debe ajustarse a las consideraciones legales en compatibilidad con las definiciones geológicas y petrofísicas propias de esta actividad, como se ha explicado detalladamente en este Laudo Arbitral.
Adicionalmente, en el transcurso de este trámite la ANH tenía la carga de demostrar la mala fe en el actuar o similar por parte de PETROMINERALES durante la ejecución del Contrato y particularmente en el ejercicio de la tan mentada autonomía de la que gozaba, frente a esta actuación de re-denominación, presunción esta que no fue desvirtuada en el presente proceso al no haberse acreditado que dicha re- denominación hubiese sido abusiva, maliciosa ni malintencionada.
En consecuencia, el Tribunal concluye que el cambio de re-denominación no produce el alcance de definir o modificar las Áreas de Explotación y mucho menos de hacerlo con un propósito abusivo, malintencionado o malicioso que contravenga el postulado de la buena fe o el ejercicio legítimo de la autonomía del Contratista. c. Los Planes de Explotación Una vez vencido el Período de Exploración, que contractualmente tiene una duración de seis años y está definido en el Contrato por Fases (cláusula 4 numeral 4.2.183), el Contratista, en aquellos casos en los que perfore un Pozo Exploratorio184 cuyos resultados indican que se ha producido un Descubrimiento, está en la obligación de informarlo a la ANH, acompañando dicho aviso de un informe técnico que contenga, entre otros (i) los resultados de las pruebas realizadas;
(ii) la descripción de los aspectos geológicos y (iii) los análisis efectuados a los fluidos y rocas. (cláusula 7 numeral 7.1. “Aviso de Descubrimiento.”) Si el Contratista, autónomamente considera que el Descubrimiento tiene potencial comercial, debe presentar y ejecutar un Programa de Evaluación respecto a dicho 183 Contrato Corcel: “4.2.
Periodo de Exploración: El Periodo de Exploración tendrá́ una duración de seis (6) Años a partir de la Fecha Efectiva y se divide en las fases que se describen a continuación. La primera fase del Periodo de Exploración comienza en la Fecha Efectiva y las siguientes fases el Día calendario inmediatamente siguiente a la terminación de la fase que la precede: Fase 1 con una duración de quince (15) meses Fase 2 con una duración de doce (12) meses Fase 3 con una duración de doce (12) meses.
Fase 4 con una duración de doce (12) meses. Fase 5 con una duración de doce (12) meses. Fase 6 con una duración de nueve (9) meses.” 184 Definido en el Contrato Corcel, así: “1.29. Pozo Exploratorio: Es un pozo a ser perforado por EL CONTRATISTA en el Área Contratada en busca de yacimientos de Hidrocarburos, en un área no probada como productora de Hidrocarburos, o para encontrar yacimientos adicionales a un Descubrimiento o para extender los límites de los yacimientos conocidos de un Descubrimiento.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 242 Descubrimiento, cuyo contenido, entre otros aspectos debe contener lo siguiente: (i) mapa con coordenadas del Área de Evaluación; (ii) la descripción y los objetivos de cada una de las Operaciones de Evaluación y la información que se propone obtener para determinar si el Descubrimiento puede ser declarado como Campo Comercial;
(iii) pl plazo total del Programa de Evaluación con su respectivo cronograma que no podrá exceder de dos (2) años; (iv) la información sobre la destinación de los Hidrocarburos y demás fluidos que espera recuperar como resultado de las Operaciones de Evaluación; y, (v) una propuesta de Punto de Entrega para consideración de la ANH. (cláusulas 1.33.
“Programa de Evaluación”; 7.2. “Presentación del Programa de Evaluación” y 7.3. “Contenido del Programa de Evaluación:”). Este Programa de Evaluación puede ser modificado por el Contratista en cualquier momento, durante los seis meses siguientes a la fecha de su presentación “para lo cual informará oportunamente a la ANH…” (cláusula 7 numeral “7.5.
Modificaciones al Programa de Evaluación:”). Posteriormente, el Contratista está obligado a presentar ante la ANH un informe completo de los resultados del Programa de Evaluación, dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de su terminación. “Tal informe incluirá, como mínimo: la descripción geológica del Descubrimiento y su configuración estructural; las propiedades físicas de las rocas y fluidos presentes en los yacimientos asociados al Descubrimiento; la presión, volumen y análisis de temperatura de los fluidos de los yacimientos; la capacidad de producción (por pozo y por todo el Descubrimiento); y un estimado de las reservas recuperables de Hidrocarburos.” (cláusula 7 numeral “7.6.
Resultados del Programa de Evaluación:”). Destaca así el Tribunal, que por cada actividad contractual, el Contratista, está obligado a presentar informes detallados ante la ANH de cada una de sus labores y de resultados, resaltando que en cada uno de estas debe incluir entre otros, el mapa con las coordenadas identificando con precisión el Área, la descripción geológica, la configuración estructural de cada uno de los yacimientos, el mapa estructural, con la debida sustentación técnica;
De esta forma la ANH en todo momento, durante la ejecución contractual, conoce con precisión todas las actividades desplegadas por el Contratista, y puede solicitar reuniones informativas, de conformidad con lo previsto en el numeral 19.4. de la cláusula 19 del Contrato, que señala: “19.4. Reuniones Informativas: En cualquier momento durante la vigencia de este contrato la ANH podrá citar a EL CONTRATISTA, a reuniones informativas.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 243 Una vez realizadas estas actividades, y de ser positivas las mismas, el Contratista de nuevo autónomamente, deberá presentar ante la ANH, un aviso de “… declaración escrita que contenga de manera clara y precisa su decisión incondicional de explotar o no comercialmente ese Descubrimiento.
En caso afirmativo, a partir de esa declaración el Descubrimiento se tendrá́ como un Campo Comercial.” (cláusula 8 numeral 8.1. del Contrato. “Declaración de Comercialidad”185.). Posteriormente, dentro de los tres (3) Meses siguientes a la Declaración de Comercialidad, el Contratista deberá entregar ante la ANH el Plan de Explotación, con la información muy similar a la exhibida en las anteriores actividades.
De nuevo destaca el Tribunal la existencia de la autonomía del Contratista para decidir libremente sobre la Declaración de Comercialidad, la elaboración de una Plan de Explotación y obligación de informar permanente a la ANH sobre todas sus actividades. La información que debe contener el Plan de Explotación, de conformidad con la cláusula 9 “Plan de Explotación” numeral 9.1., es: “9.1.
Presentación y Contenido: Dentro de los tres (3) Meses siguientes a la presentación de la Declaración de Comercialidad de que trata la cláusula 8, EL CONTRATISTA entregará a la ANH el Plan de Explotación inicial el cual contendrá como mínimo, la siguiente información: a) El mapa con las coordenadas del Área de Explotación. b) El cálculo de reservas de Hidrocarburos y de la producción acumulada de Hidrocarburos, diferenciada por tipo de Hidrocarburo. c) El esquema general proyectado para el Desarrollo del Campo Comercial, que incluya una descripción del programa de perforación de pozos de desarrollo, de los métodos de extracción, de las facilidades respectivas y de los procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos antes del Punto de Entrega. d) El pronóstico de producción anual de Hidrocarburos y sus sensibilidades, utilizando la tasa óptima de producción que permita lograr la máxima 185 Definida en el Contrato Corcel, así: “1.10.
Declaración de Comercialidad: Es la comunicación escrita de EL CONTRATISTA a la ANH, mediante la cual declara que el Descubrimiento que ha hecho en el Área Contratada es un Campo Comercial.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 244 recuperación económica de las reservas. e) La Identificación de los factores críticos para la ejecución del Plan de Explotación, tales como aspectos ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo. f) Una propuesta de Punto de Entrega para consideración de la ANH. g) Una propuesta de canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad similar para efectos cálculo de los Derechos por Precios Altos descritos en la Cláusula 16. h) Un programa de Abandono para efectos de la Cláusula 30.” (Subraya y negrilla fuera de texto) La ANH dará por recibido el Plan de Explotación cuando se entregue la totalidad de la información descrita en el numeral 9.1. de la cláusula 9 y podrá requerir al Contratista para el envío de la información faltante.
Si no se entrega el Plan de Explotación se configurará un incumplimiento del Contrato. Así se pactó en el numeral 9.2. de la cláusula 9 del Contrato CORCEL: “9.2. Entrega del Plan de Explotación. La ANH dará por recibido el Plan de Explotación cuando EL CONTRATISTA entregue toda la información antes descrita. Si la ANH no recibe el Plan de Explotación con la totalidad de la información anteriormente indicada, dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a su presentación, podrá requerir el envío de la información faltante y EL CONTRATISTA dispondrá de treinta (30) Días calendario contados desde el recibo del requerimiento para entregarla.
Si la ANH no se pronuncia dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a la presentación del Plan de Explotación por parte del CONTRATISTA, se entenderá que ha sido aceptado. Si EL CONTRATISTA no entrega el Plan de Explotación en la fecha establecida en el numeral anterior o si la ANH no recibe la documentación faltante dentro del plazo de treinta (30) Días señalado en este numeral, se configurará un incumplimiento que dará lugar a la aplicación de la Cláusula 28.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Lo anterior, en armonía con la definición del numeral 1.28. de la cláusula 1, del Contrato CORCEL, que señala: “1.28.
Plan de Explotación: Es el documento guía preparado por EL TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 245 CONTRATISTA de acuerdo con las Cláusulas 9 y 10 de este contrato, para adelantar la Explotación técnica, eficiente y económica de cada Área de Explotación y contendrá, entre otros aspectos, el cálculo de reservas de Hidrocarburos, la descripción de facilidades de Producción y transporte de Hidrocarburos, los pronósticos de Producción de Hidrocarburos para el corto y mediano plazo, un programa de Abandono y los Programas de Trabajos de Explotación para lo que resta del Año Calendario en curso o del Año Calendario siguiente.” (Subraya y negrilla fuera de texto) Una vez entregado el Plan de Explotación, dentro del cual se incluye el mapa con las coordenadas, queda debidamente delimitada un Área de Explotación. Así visto, si la ANH guardó silencio y no se pronunció en el plazo previsto por el Contrato, sobre los Planes de Explotación que presentó PETROMINERALES, estos se deberán tener como “aceptados” de conformidad con lo previsto en el numeral 9.2. del Contrato CORCEL.
De acuerdo con lo anterior, el Contratista autónomamente elabora y entrega el Plan de Explotación y una vez entregado, la ANH tiene la facultad de pronunciarse o de no hacerlo, y en este último caso, “Si la ANH no se pronuncia dentro de los quince (15) Días calendario siguientes a la presentación del Plan de Explotación por parte de EL CONTRATISTA, se entenderá que ha sido aceptado.” (Resaltado fuera de texto).
(cláusula 9 “Plan de Explotación” numeral 9.2. “Entrega del Plan de Explotación:”) Para el Tribunal, el texto de esta última cláusula es claro específico y preciso, en el sentido de establecer que se entiende que la ANH “acepta”186 el Plan de Explotación si no se pronuncia dentro de los quince (15) días calendario siguientes a su presentación, tal como ocurrió en todas las oportunidades que se cuestionan en este proceso arbitral.
Esta cláusula constituye un verdadero, auténtico y legítimo pacto de silencio contractual en positivo, es decir, que cuando no exista un pronunciamiento expreso en contrario por parte de la ANH, se entiende que lo presentado por PETROMINERALES, queda aceptado. Así las cosas, para el Tribunal es claro que, para que el Contratista pueda proceder a la delimitación de cada Área de Explotación, lo deberá hacer autónomamente para cada una de las Áreas de Explotación que delimite en cada Plan de Explotación. Este es un documento preparado por el Contratista, de acuerdo con las cláusulas 9 186 El Diccionario de la Lengua Española, Vigésima Segunda Edición, de la Real Academia Española, Editorial Espasa, en la página 24, define: “Aceptar: Recibir voluntariamente o sin oposición lo que se da, ofrece o encarga. 2 Aprobar; dar por bueno, acceder a algo…” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 246 y 10 (cláusula 9, sobre “Plan de Explotación” y cláusula 10, referente a los “Programas de Trabajos de Explotación”). De conformidad con estas cláusulas, el Contratista debe presentar a la ANH informes anuales de Actualización del Plan de Explotación187, en el que debe referirse a todas las actividades, incluyendo entre otras, las siguientes “b) Un pronóstico de producción mensual del Área de Explotación para el Año Calendario”.
(Subraya y negrilla fuera de texto), en concordancia con lo previsto en el numeral 1.28. del Contrato Corcel, “para adelantar la Explotación técnica, eficiente y económica de cada Área de Explotación”. (Subraya y negrilla fuera de texto) En resumen, hasta esta etapa contractual (la presentación del Plan de Explotación), es el Contratista quien autónomamente actúa: presenta ante la ANH un Descubrimiento, realiza un Programa de Evaluación, posteriormente presenta la Declaración de Comercialidad, y por último, presenta el Plan de Explotación y delimita el Área de Explotación, de conformidad con el numeral 9.1. de la cláusula 9 del Contrato.
A este respecto, sobre los Planes de Explotación, la, doctora Marlene Beatriz Durán Camacho señaló en su declaración: “DR. SALAZAR: Doctora Marlene, en el seno de la comisión si el plan de explotación no estaba sujeto aprobación y era autonomía del privado, cuál fue el sentido que tuvieron ustedes en el seno de la comisión en poner el verbo aceptar? SRA. DURÁN: Se generó, como decía antes había mucha discusión porque naturalmente los funcionarios de la entidad gubernamental quisieran tener la facultad de aprobarla, pero volvíamos el punto contrario a esa posición era que la totalidad de las inversiones costo y riesgo le corresponden al particular, quien debía presentar y cumplir una vez presentado ese plan, por eso fue que llegamos a esta fórmula en el sentido que debía el contratista presentar el plan y debía ser aceptado, aceptado, reconocido como que el contratista está entregando suficiente información, suficiente 187 El Contrato Corcel lo establece, así: “9.5.
Actualización del Plan de Explotación: EL CONTRATISTA ajustará y presentará anualmente, durante el Mes de febrero de cada Año Calendario y con sujeción al procedimiento descrito en el numeral 9.2 de esta cláusula, el Plan de Explotación para cada una de las Áreas de Explotación existentes en el contrato. Cuando la producción real de Hidrocarburos del Año Calendario inmediatamente anterior difiera en más de un quince por ciento (15%) con respecto al pronóstico de producción anual señalado en el Plan de Explotación para algún Área de Explotación, EL CONTRATISTA presentará las explicaciones del caso.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 247 conforme a lo que está exigido contractualmente, si la Agencia Nacional de Hidrocarburos consideraba que debía haber más información o más detalle tenía, o tiene según este modelo, la facultad de pedir más información sólo cuando se reciba con la información descrita.
(…) DR. SUÁREZ: ¿La cláusula que usted leyó habla de un término me perece, 15 días? SRA. DURÁN: Hay 2 plazos, le especifico, si la ANH no recibe el plan de explotación con la totalidad de la información anteriormente indicada dentro de los 15 días calendario siguientes a su presentación podrá requerir, ese es un plazo, el plazo para requerir información faltante y el contratista dispondrá de 30 días contados a partir del recibo del requerimiento para entregar la información faltante, si la ANH no se pronuncia dentro de esos 15 días calendario siguientes a la presentación se entenderá que ha sido aceptado.
DR. SUÁREZ: Usted en una de sus respuestas anteriores manifestó que ese plan de explotación es el que establecía las obligaciones en materia de explotación para la respectiva área de explotación, usted lo manifestó, entonces si ese plan de explotación es incumplido, fue aceptado por silencio porque la administración a los 15 días no manifestó nada, se entendió aceptado, si el contratista incumple las obligaciones que están ahí, cuáles son las consecuencias que trae el modelo o contrato que se discutió y fue aprobado en el seno de la comisión? SRA. DURÁN: El incumplimiento de una obligación contractual, hay una cláusula especial de incumplimiento.”188 (Subraya y negrilla fuera de texto) Se entiende, por tanto, que el Contratista cumplió con sus obligaciones contractuales presentando el Plan de Explotación junto con toda la documentación requerida, dentro de la cual se debe incluir el mapa de coordenadas que delimite el Área de Explotación. Ahora bien, la ANH hubiera podido hacer observaciones o simplemente guardar silencio, como sucedió en el caso concreto, lo que conlleva a que el Plan o los Planes de Explotación que fueron presentados por el Contratista quedaron aceptados.
Existe sin embargo, en el expediente la declaración de la ANH 188 Páginas 33 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 33 y siguientes. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 248 dirigida a este Tribunal, con radicado E-140-2016-092989 “Asunto: Respuesta Informe Escrito”189 de la cual se desprende una relación de comunicaciones de la ANH a PETROMINERALES presentando “comentarios u observaciones, o solicitudes de ajuste” de una serie de actividades técnicas, pero se reitera que ninguna de ellas está relacionada con los Planes de Explotación iniciales de las Áreas en litigio, de acuerdo con los plazos pactados en la cláusula 9, numeral 9.2. del Contrato. d. El cobro del Derecho por Precios Altos por parte de la ANH La ANH, por medio de comunicaciones que se comenzaron a enviar el 18 de enero de 2010, ha reclamado a PETROMINERALES ciertos valores económicos que según ellos corresponden a lo previsto en el numeral 16.2 de la cláusula 16 del Contrato sobre el Derecho por Precios Altos.
La ANH soportó su reclamo en que, según su afirmación, el 23 de abril de 2009 los Hidrocarburos Líquidos obtenidos en el Área de Evaluación y el Área de Explotación del Área Contratada, incluidas las pruebas de producción, alcanzaron una producción acumulada de cinco (5) millones de Barriles, y a partir de entonces se causó el Derecho por Precios Altos de conformidad con los numerales 16.2. y 16.3. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL.
Por el contrario, de conformidad con lo relatado en los hechos 60 y subsiguientes de la demanda principal reformada, PETROMINERALES afirmó que sólo hasta el mes de agosto de 2011 el Área de Explotación CORCEL A excedió los cinco (5) millones de barriles de producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos y el precio del crudo marcador WTI y a partir de esa fecha siempre ha sido superior al precio base Po.
Y en el mes de junio de 2012 el Área de Explotación CORCEL C excedió los cinco (5) millones de barriles de producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos y el precio del crudo marcador WTI a partir de esa fecha siempre ha sido superior al precio base Po. En el hecho 63, sostiene: “63. Con excepción de las Áreas de Explotación Corcel-A y Corcel-C, en las demás Áreas de Explotación del CONTRATO no se han cumplido a la fecha los requisitos para que se cause el Derecho Económico por Precios Altos a favor de la ANH y, pese a las estipulaciones contractuales y a los hechos, la ANH insiste en cobrar supuestos Derechos Económicos por Precios Altos respecto de la producción de las Áreas de Explotación Corcel-D, Corcel-E, 189 Cuaderno Principal No. 5, folios 104 a 116.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 249 Boa, Cobra, Caruto y Cardenal.” Con motivo de estas reclamaciones, PETROMINERALES adicionalmente indicó que la ANH había incurrido en un grave error porque había entendido que los Campos CORCEL A y CORCEL C eran parte de una misma Área de Explotación, cuando en realidad los mencionados Campos se encontraban en Áreas de Explotación diferentes y, por ende, la producción acumulada de los mismos, se afirma, no podía ser sumada para dar aplicación de la cláusula relativa al Derecho por Precios Altos.
El 9 de febrero de 2010 PETROMINERALES envió una comunicación a la ANH señalando: “El contrato es suficientemente claro en que los Derechos por Precios Altos se causan luego de que el volumen de producción total acumulada por Cada Área de Explotación supere los cinco millones de barriles. Por lo anterior, las comunicaciones de la referencia incurren en un grave error porque, al parecer, entienden que ´Corcel A´ y ´Corcel C´ son campos que corresponden ambos a una misma Área de Explotación, cuando en realidad se trata de Áreas de Explotación independientes.”190 A partir de ese momento, las posiciones de PETROMINERALES y de la ANH se distanciaron y cada una de las partes ha seguido, hasta el día de hoy, defendiendo su punto de vista sobre la aplicabilidad de la cláusula relativa al Derecho por Precios Altos, fundamentándose en lo que cada una de ellas entiende por el concepto de “Área de Explotación”, que en últimas es el concepto determinante para la correcta aplicación de del numeral 16.2. de la cláusula 16. e. Los pagos del Derecho por Precios Altos por parte de PETROMINERALES De acuerdo con lo señalado por PETROMINERALES y la información de producción aportada al expediente por las partes, se puede verificar que sólo hasta el mes de agosto de 2011 el Área de Explotación CORCEL A excedió los cinco (5) millones de barriles de producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos, y en el mes de junio de 2012 el Área de Explotación CORCEL C excedió los cinco (5) millones de barriles de producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos.
Por su parte, en la demanda principal reformada, PETROMINERALES afirmó haber pagado a la ANH hasta diciembre de 2012 por concepto de la obligación de pago del Derecho por Precios Altos correspondiente a estas dos Áreas de Explotación las 190 Cuaderno de Pruebas No. 2, folio 306. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 250 siguientes sumas: 1) Por el Área de Explotación CORCEL A la suma de DOS MILLONES QUINIENTOS NOVENTA MIL CIENTO DOS DÓLARES DE LOS ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMÉRICA (USD $2.590.102) correspondiente al periodo entre agosto de 2011 y diciembre de 2012, incluido. 2) Por el Área de Explotación CORCEL C la suma de CUATRO MILLONES CIENTO DIECIOCHO MIL CUATROCIENTOS SETENTA Y SIETE DÓLARES DE LOS ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMÉRICA (USD $4.118.477) correspondiente al periodo entre junio de 2012 y diciembre de 2012, incluido.
Ninguno de estos pagos fue controvertido ni mucho menos negado por la ANH, por lo que el Tribunal encuentra probado que los mismos fueron efectivamente hechos. Adicionalmente, el Tribunal observa que los pagos realizados por PETROMINERALES a la ANH desde agosto de 2011 hasta el 31 de diciembre de 2015 por concepto de Derecho por Precios Altos por los campos CORCEL A y CORCEL C (que según lo relacionado en dicho documento a diciembre de 2015 acendía a la suma de DIECIOCHO MILLONES CUATROCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL OCHOCIENTOS SETENTA Y NUEVE DÓLARES CON CINCUENTA Y NUEVE CENTAVOS (USD$18.442.879,59), se encuentran relacionados y certificados por la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participacioes de la ANH en los folios 158 a 160 del Cuaderno de Pruebas No. 24.
Igulamente, sobre este asunto se refiere el peritaje de parte elaborado conjuntamente por ALUVIA y Corredores Asociados, que fue aportado al proceso por la ANH, en el que se reconoce que a partir de agosto del 2011 y hasta enero de 2013, PETROMINERALES realizó pagos a la ANH por el Derecho por Precios Altos. f. Dictámenes periciales presentados por las partes A continuación, procede el Tribunal a valorar cada uno de los dictámenes presentados como prueba por cada una de las partes, los cuales, en todos los casos fueron aportados como peritajes de parte.
Si bien es cierto que el problema jurídico que se plantea en este proceso está basado fundamentalmente en la interpretación de la definición de “Área de Explotación” para la correcta aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, también es cierto, que cualquiera que sea la interpretación a que se llegue, la misma debe tener un claro sustento probatorio que permita TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 251 delimitar el Área o las Áreas de Explotación y considerando los efectos jurídicos de dicha delimitación. La correcta interpretación de un contrato debe ser aquella que permita tener una coherencia entre la interpretación meramente jurídica con la realidad de los hechos.
Esta situación permitirá que el derecho pueda ser aplicado correctamente. No tiene sentido la interpretación de una disposición contractual que no tiene aplicabilidad real, es decir aquella que conduce a que la estipulación no produzca efecto alguno como lo señala el artículo 1620 del Código Civil; y tampoco tiene sentido aceptar una discrecionalidad interpretativa demasiado amplia, en la cual cada una de las partes pueda llegar a conclusiones jurídicas y técnicas en su propio beneficio, como si la intención de cada una de las partes pudiera primar por separado sobre la intención común, la concordada, a la que le otorga la ley privilegio sobre la letra misma del texto contractual, según el artículo 1618 del Código Civil.
En el transcurso de este proceso arbitral, cada parte ha sustentado no sólo sus argumentos jurídicos, sino también ha buscado soportar su punto de vista apoyándose en conceptos técnicos y estudios geológicos que presentan una realidad fáctica que se adaptaría a la interpretación jurídica propia de quien los aporta, la cual en todo caso está asumida desde la perspectiva del punto de vista particular de cada una de las partes.
En ese contexto el Tribunal analizará y valorará, a continuación, cada una de las mencionadas pruebas, sin perder de vista que los hechos que se demuestren deberán, en todo caso, ser apreciados a través del racero de unas hipótesis jurídicas que están consignadas en el acuerdo de voluntades cuya interpretación también acometerá este Tribunal para poder obtener conclusiones en derecho.
En todo caso, el Tribunal destaca que habiendo sido definidos claramente por los contratantes los diferentes aspectos del Contrato CORCEL, especialmente los conceptos de “Área Contratada”, “Área de Evaluación” y de “Área de Explotación”, no le es dable al Juez del contrato entrar a interpretar o definir aquello que ya las mismas partes definieron e interpretaron pues, los únicos llamados a regular sus relaciones jurídicas patrimoniales, son los mismos contratantes quienes, en ejercicio de su autonomía y libertad contractual pueden auto regular libremente el contenido y alcance de las obligaciones que recíprocamente asumen en virtud de un contrato que las vincule válidamente.
En ese sentido y teniendo en cuenta que las partes discrepan en el presente proceso no respecto de una estipulación contractual que sea ambigua o confusa, o que se TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 252 preste a diversas interpretaciones, como sería la cláusula de Derecho por Precios Altos contenida en el numeral 16.2 de la cláusula 16, del Contrato CORCEL, sino que, por el contrario, discrepan es respecto de saber sí las condiciones previstas por ellas en dicha cláusula, que harían exigible o no la obligación a cargo del Contratista de pagar el Derecho por Precios Altos, se encuentran o no reunidas como para que den lugar a la exigibilidad de dicha obligación, estima el Tribunal que no tiene nada que interpretar respecto de la misma sino que, por el contrario, lo que se debe verificar es el cumplimiento o no de tales condiciones que darían lugar a la exigibilidad o no de dicha obligación, por lo cual nada tiene que interpretar respecto del contenido y alcance del numeral 16.2. de la cláusula 16, ya que su labor se debe limitar a verificar el cumplimiento o no de las condiciones que fueron previstas por los contratantes para la exigibilidad de dicha obligación a cargo del Contratista.
En el desarrollo del proceso arbitral, las partes aportaron en total ocho dictámenes de parte tendientes a demostrar, principalmente, cuántas Áreas de Explotación existen en el Bloque CORCEL y cuál debe ser, según el entendimiento que se tenga del número de Áreas que haya, la aplicación o no del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato.
La ANH, de su parte, aportó al inicio del proceso cinco (5) dictámenes de parte, uno de ellos con la finalidad de cuantificar el valor que, según su interpretación de la cláusula, PETROMINERALES ha debido pagarle a la ANH por concepto de “Precios Altos”, y los otros cuatro con el propósito de demostrar cuántas Áreas de Explotación existen en el Bloque CORCEL.
Adicionalmente, con ocasión de la inspección judicial con exhibición de documentos en las instalaciones de PETROMINERALES que fuera decretada por el Tribunal, la ANH aportó dos dictámenes de parte adicionales. Así pues, la ANH allegó al proceso una experticia de informática que buscaba analizar los documentos recibidos con ocasión de la exhibición de documentos, así como una experticia de geología, geofísica e ingeniería de petróleos.
Previo a valorar el contenido de los dictámenes de parte presentados, y teniendo en consideración el número de dictámenes de parte aportados por la ANH, el Tribunal se pronunciará sobre la siguiente manifestación efectuada por el apoderado de la ANH en la página 9 de sus alegatos de conclusión: “el Tribunal Arbitral que hoy conoce de las controversias interpretativas de la cláusula 16.2, en conjunto con el Contrato Corcel, NO tiene competencia para invadir la órbita técnica-geológica del Contrato y, por contera, para “dilucidarla TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 253 verdad geológica o geofísica” del “Área Contratada” concesionada por la ANH a Petrominerales; mucho menos para hacer análisis técnicostécinos a cada yacimiento, Campo Comercial, Área de Explotación en particular de cada Campo Comercial y el Área de Explotación del Área Contratada.
Dicho conflicto técnico debe ser dirimido a la luz de la Cláusula 27.2.1 del Contrato, bajo la cual las controversias que tengan tal naturaleza deben ser resueltas mediante el Peritaje Técnico. El objeto de este Tribunal de Arbitramento no es producir una decisión para determinar si geológicamente se produjo una adecuada separación de los yacimientos, y con base en estas, si fue correcta o no lo determinación de la Áreas de Explotación de cada uno de los campos comerciales; como tampoco lo es emitir su decisión con fundamento en la conformación estructural del “Bloque Corcel”, sino dilucidar cuál fue la verdadera y originaria intención de la ANH y Petrominerales al vincularse a efectos de la cláusula 16.2 del mismo.” Sobre la anterior afirmación el Tribunal llama la atención sobre la evidente contradicción que existe sobre lo que expresó su apoderado y el hecho de que la ANH haya aportado al proceso un total de CINCO dictámenes de parte cuya única finalidad era demostrar, desde el PUNTO DE VISTA TÉCNICO, cuántas Áreas de Explotación existen en el Bloque Corcel.
No obstante lo anterior, el Tribunal, tal como se puede apreciar en los capítulos que anteceden el presente aparte de este Laudo Arbitral, se ha abstenido y se abstendrá de hacer pronunciamientos de carácter técnico y por el contrario, destaca que ha limitado la discusión exclusivamente a un análisis jurídico en el que hizo un pormenorizado estudio de distintas hipótesis jurídicas que están consignadas en el acuerdo de voluntades cuya interpretación le permitirán evaluar los hechos probados en el proceso y así obtener las conclusiones que en derecho correspondan.
Por su parte, PETROMINERALES presentó un dictamen de parte rendido por Sproule cuya finalidad era la de demostrar que las Áreas de Explotación delimitadas por PETROMINERALES como tales, sí son estructuras independientes que conforman cada una un Área de Explotación diferenciable y sellada. Teniendo en cuenta lo anterior, el Tribunal, a la luz de las consideraciones hechas anteriormente en relación con la interpretación que debe hacerse del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, así como de la definición de Área de Explotación, hará la valoración de los distintos dictámenes de parte que obran en el expediente con el fin de determinar, de acuerdo con los documentos probatorios y el desarrollo TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 254 procesal, cuántas Áreas de Explotación hay o no en el Bloque CORCEL que lo conducirán a, aplicar adecuadamente el numeral 16.2. de la cláusula 16 y verificar así el cumplimiento de las condiciones que darían lugar a la exigibilidad de la correspondiente obligación a cargo de PETROMINERALES de pago del Derecho por Precios Altos.
A continuación el Tribunal se pronunciará sobre los mismos, así: i. Concepto técnico elaborado por ACIPET del 22 de junio de 2010 - aportado por la ANH La ANH aportó un concepto técnico rendido el 22 de junio de 2010 por la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, ACIPET, incorporado en los folios 121 a 148 del Cuaderno de Pruebas No. 8.
De acuerdo con el mismo, el objeto de éste era rendir “un informe de verificación del contenido del “Plan Inicial de Explotación del Campo CORCEL C” entregado el 14 de enero de 2010”. Sobre el mismo ACIPET hace las siguientes consideraciones: 1) Que el contenido del mismo se ajusta a los establecido en el numeral 10.2 de la cláusula 10 del Contrato. 2) ACIPET considera que, aun cuando el término para solicitar información adicional a PETROMINERALES sobre el Plan de Explotación ya pasó, “los diferentes campos declarados como comerciales dentro del Contrato CORCEL pertenecen a un mismo campo comercial”.
Pero no aporta ningún fundamento científico que permita conocer las razones por las cuales llega a esta conclusión. 3) Que al tratarse de un solo campo, le asiste el derecho a la ANH de aplicar el numeral 16.2. de la cláusula 16, lo cual constituye una valoración jurídica y no técnica que solo le corresponde hacer al Tribunal. 4) Que actualmente se encuentran definidas tres canastas diferentes para CORCEL A, CORCEL C y CORCEL D, por lo que, teniendo en cuenta que (según el criterio de ACIPET) se trata de un solo campo comercial, se debe definir una única canasta.
Para el Tribunal este dictamen no demuestra que en el Contrato CORCEL exista una sola Área de Explotación en la medida que los peritos se limitaron a afirmar que los campos declarados comerciales por PETROMINERALES hacen parte de un TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 255 mismo Campo sin presentar ningún fundamento científico sobre el asunto. ii.
Concepto técnico elaborado por ACIPET del 2 de agosto de 2010 - aportado por la ANH El segundo concepto de ACIPET del 2 de agosto de 2010 aportado por la ANH, el cual es titulado “CONCEPTO SOBRE ÁREA DE EXPLOTACIÓN PARA APLICACIÓN DE LA CLÁUSULA POR PRECIOS ALTOS”, trae a colación las definiciones del Contrato CORCEL de Área de Explotación dada por el numeral 1.6. de la cláusula 1, así como los numerales 9.3. y 9.4. de la cláusula 9, la definición de Campo Comercial establecida por en el numeral 1.9. de la cláusula 1, así como la definición de yacimiento del Decreto 3229 de 2003.
En la página 3 de dicho informe se sostiene: “De las definiciones anteriores se concluye que el Área de Explotación es la porción en superficie del Área Contratada que contiene la proyección del Campo o los Campos Comerciales los cuales pueden estar constituidos por uno o varios yacimientos.”191 (Subrayado fuera de texto). Observa el Tribunal que la previsión conceptual del experto sobre Área de Explotación dista de la que el mismo Contrato define y precisa claramente.
Lo expertos se limitan a “suponer” que el Área de Explotación contiene Campos Comerciales constituidos por uno o varios yacimientos, sin reparar en la ausencia de restricción contractual para que el Contratista conforme, si así lo decide, con cada yacimiento conforme un Campo Comercial y con éste un Área de Explotación, siempre que dicho yacimiento se comporte como unidad independiente en cuanto a los mecanismos de producción, propiedades petro físicas y propiedades de los fluidos.
Esa omisión en el contenido y amplio alcance de la autonomía del Contratista y su escasa limitación, restringida solo a este aspecto de unidad independiente que el yacimiento que sustenta cada Área de Explotación debe tener, conduce al experto a sugerir áreas de Explotación que agrupen Campos Comerciales que se proyectan como cercanos en superficie, como ocurrió desde su primera opinión, como si se tratara de un criterio de obligatorio seguimiento por parte del Contratista.
La distinción conceptual relativa al amplio espectro de la autonomía del Contratista - dada por el Contrato- que se echa de menos en las opiniones del experto ACIPET, fue explicada en abstracto pero detalladamente en el numeral iii) “Los límites de la 191 Cuaderno de Pruebas No. 8, folio 151. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 256 autonomía en la definición de Áreas de Explotación”, del literal e) “El concepto de Área de Explotación frente a las demás definiciones del Contrato”, del Capítulo 2 denominado “Análisis de aspectos jurídicos tratados en el proceso”, de la Segunda Parte de este laudo.
Más adelante trae el dictamen una definición de Producción acumulada, no prevista en el Contrato y sin referencia alguna, visible a página 3, que dice así: “Producción acumulada del Área de Explotación es entonces la producción de lo (sic) los hidrocarburos, en este caso líquidos, que se obtienen del yacimiento o los yacimientos de cada Campo o Campos Comerciales dentro de dicha área, área que debe estar dentro del perímetro del Área Contratada.”192 De otra parte, hace referencia a que durante la vigencia del Contrato de Asociación se efectuaron modificaciones al Contrato para dar claridad a la definición de Campo, a la Distribución de la Producción y recomienda modificar la definición de Campo Comercial “para evitar que resulten controversias entre la ANH y los Contratistas.” Como conclusión contenida en la página 4 del informe, precisa: “CONCLUSIÓN: Sin entrar en los detalles técnicos sobre las estructuras que constituyen las diferentes trampas, las propiedades físicas y químicas de las rocas y los fluidos, las presiones y mecanismos de producción de los diferentes yacimientos, se concluye que los campos descubiertos y declarados comerciales dentro del Área Contratada del Bloque Corcel están dentro de la misma Área de Explotación y por lo tanto la producción de todos los campos se debe adicionar para determinar la producción acumulada y la aplicación de la Cláusula 16, numeral 16.2 del Contrato E & E Corcel.
(…) RECOMENDACIÓN: (…) 2. Modificar la definición de Campo Comercial en el Contrato para evitar 192 Cuaderno de Pruebas No 8, folio 151. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 257 interpretaciones que resulten en controversias entre la ANH y los contratistas.
Se sugiere la definición del contrato de asociación ya discutida.”193 (Subraya y negrilla fuera de texto) De esta conclusión y recomendaciones, el Tribunal concluye que ACIPET no efectuó un estudio técnico enfocado por el destinatario ANH a esclarecer los aspectos de la aludida índole técnica relevantes en el marco del Contrato CORCEL, sino que asumió un marco conceptual propio, ajeno al Contrato, que incluso invadió la órbita del Contrato celebrado y vigente, para entrar a sugerir cambios en las definiciones acordadas por los contratantes, en lugar de solventar los aspectos técnicos que de acuerdo con los señalamientos contractuales, se erigen como determinantes para establecer el alcance mínimo de un Área de Explotación, esto es: comportamiento como unidad independiente de un yacimiento, teniendo en cuenta: mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos y nada más. De acuerdo con lo anterior, es claro para el Tribunal que en este informe ACIPET presentó su propia interpretación del Contrato según el cual en el Bloque CORCEL sólo era posible identificar un Área de Explotación. Este entendimiento, sin embargo, no está sustentado de manera detallada con alguna evidencia técnica que permita comprender desde el punto de vista de la experticia de los autores cómo llegaron a tal conclusión, sino que se limita a hacer apreciaciones subjetivas y valoraciones de índole jurídico sobre la interpretación que debe hacerse de las cláusulas del Contrato CORCEL, lo cual, como es de entender, es labor de este panel arbitral y no le corresponde hacerlo a los ingenieros autores de la experticia. Por tales motivos dicho informe tampoco puede ser considerado como experticia técnica ni dictamen pericial.
Por el contrario, el concepto efectúa una interpretación jurídica y se inmiscuye en una evaluación de las cláusulas del Contrato para revisarlas y recrearlas -sin enmarcarse en ellas- y adicionando otra definición inexistente en el mismo. La interpretación jurídica es de competencia de este Tribunal y a ella se aplicará. Adicionalmente, con este concepto la ANH no demuestra que en el Contrato CORCEL exista una sola Área de Explotación ni que los Descubrimientos señalados por PETROMINERALES como tales en realidad correspondan a un solo yacimiento que se comporta como unidad independiente desde la perspectiva de los mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos, más bien se ocupa de sugerir la conveniencia de agrupar esos descubrimientos en un mismo Campo Comercial, asunto que corresponde a la autonomía del Contratista como se explicó en el numeral iii) “Los límites de la 193 Cuaderno de Pruebas No. 8, folio 152.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 258 autonomía en la definición de Áreas de Explotación”, del literal e) “El concepto de Área de Explotación frente a las demás definiciones del Contrato”, del Capítulo 2 denominado “Análisis de aspectos jurídicos tratados en el proceso”, de la Segunda Parte de este Laudo Arbitral.
Por esta razón, el documento tampoco se apreciará como un dictamen pericial de parte, ni como una experticia técnica, al carecer de fundamento técnico y científico en sus conclusiones. iii. Concepto técnico elaborado por ACIPET del 19 de agosto de 2010 - aportado por la ANH La ANH adjuntó un tercer concepto de la misma ACIPET, rendido el 19 de agosto de 2010, trayendo a colación una serie de definiciones, tales como: rasgo estructural; condiciones estratigráficas; acumulación individual de un mismo tipo de hidrocarburo; presiones originales del yacimiento; contacto hidrocarburo líquido; campo, y otras definiciones en inglés, y adicionalmente, según el propio concepto, extraídas de un documento, que no se anexó, denominado “Sistema Gerencial para el Manejo de los Recursos Petroleros que es una traducción realizada por la ANH del documento original aprobado por SPE, AAPG, WPC y SPEE en el 2007.” Específicamente sobre la definición de campo señala: “Campo Un área que consiste de uno o varios yacimientos agrupados o relacionados con la misma característica estructural geológica y/o condición estratigráfica.
Pueden existir dos o más yacimientos en un campo que se encuentren separados verticalmente por rocas impermeables, lateralmente por barreras geológicas locales o ambos. El término puede ser definido de otra forma por las distintas autoridades reguladoras.”194 (Subraya y negrilla fuera de texto) La definción de campo dada por lo ingenieros de ACIPET dista de la definición de Campo Comercial contenida en el Contrato CORCEL según la cual: “1.9.
Campo Comercial: Es la porción del Área Contratada en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos descubiertos, que EL CONTRATISTA ha decidido explotar comercialmente.” 194 Cuaderno de Pruebas No. 8, folio 160 y 161. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 259 Posteriormente en la “DESCRIPCIÓN DE EVENTOS GEOLÓGICOS” hace unos análisis técnicos, sobre interpretaciones de los programas de sísmica 2D y 3D en el Bloque CORCEL, sobre las diferentes formaciones, profundidades y características de los crudos gravedades API y señala: “De acuerdo con lo anterior, cada una de estas formaciones se comporta como yacimientos independientes.”195 (Subraya y negrilla fuera de texto) En la conclusión del documento, se sostiene: “CONCLUSIONES: 1.
Los pliegues Corcel A, C y D, se formaron en respuesta a un mismo evento tectónico conformando dos estructuras, una por arrastre (roll-over) contra la falla con cierres independientes (Corcel A y D) y otra por plegamiento asociado (Corcel C). Estos plegamientos afectaron la secuencia estratigráfica presente en esta área, incluyendo las formaciones productoras, mirador, Guadalupe y las Arenas Inferiores Pre Guadalupe. 2.
En este sector de la cuenca de los Llanos, el sincronismo de los eventos tectónicos y estratigráficos; los procesos sedimentológicos y petrofísicos relacionados con las rocas generadoras, almacenadoras y sello y los periodos de generación y migración, constituyen un mismo Sistema Petrolífero. 3. Las presiones de los diferentes yacimientos son muy similares indicando que el mecanismo de producción es el mismo para cada uno de ellos y soportado por el mismo acuífero en todas las acumulaciones descubiertas.
Por eso las presiones iniciales registradas en las formaciones Mirador y Guadalupe en el cierre estructural D son inferiores a las registradas en las mismas formaciones en el cierre estructural A como consecuencia de la producción acumulada en esta última estructura. Este efecto de producción no se observa en las presiones iniciales tomadas en las estructuras C y E debido al mayor espaciamiento. 4.
Los contactos agua - petróleo de las estructuras A y D para cada una de las formaciones Mirador y Guadalupe son los mismos. 5. La proyección vertical en superficie de los yacimientos correspondientes a las arenas de las formaciones Mirador, Guadalupe, y Arenas Inferiores, 195 Cuaderno de Pruebas No. 8, folio 163. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 260 encontrados en las partes estructuralmente más altas de los cierres Corcel A y D conformarían un campo y los cierres estructurales definidos como Corcel C y Boa pueden considerarse como otro campo; todos ellos conforman un mismo sistema petrolífero.”196 (Subraya y negrilla fuera de texto) El Tribunal concluye que este dictamen elaborado por ACIPET trae definiciones no contempladas en el Contrato CORCEL, que fueron extraídas de un documento ajeno al Contrato; adicionalmente hace mención a otras definiciones en inglés sin su debida traducción al castellano por traductor oficial y en lo que más hace énfasis es lo que denomina “el mismo Sistema Petrolífero” que no lo define ni tampoco está definido en el Contrato CORCEL.
De otra parte, el concepto acepta que hay varios Campos y deja entrever que existen formaciones que se comportan como “yacimientos independientes.” De acuerdo con lo anterior, para el Tribunal, no es de recibo traer como soporte para la interpretación de la definición de Área de Explotación, el concepto de “Sistema Petrolífero”, toda vez el mismo no ha sido definido por la ley ni por el Contrato, ni aparece demostrado en el proceso.
Sobre este mismo asunto, el experto Luis Alberto Moncada, en testimonio rendido el 27 de abril de 2016, dio varias explicaciones sobre los conceptos emitidos por ACIPET así: “DR. SUÁREZ: Pero yo me refiero es básicamente para las fechas de su dictamen que es junio del 2010 a agosto del 2010, lo que posterior, el otro que no está en su dictamen y no es objeto de la prueba, son tres, esos tres básicamente, son tres estructuras.
Cada uno de estos fue declarado comercial como un campo independiente. (…) DR. SUÁREZ: Primero, el término área comercial que usted utiliza ahí es área de explotación o es otro concepto? SR. MONCADA: Está mal usado, déjeme mirar antes de dar una respuesta. DR. SALAZAR: Usted, como se ha referido varias veces a que está mal, yo quiero que lo precise muy bien qué es lo que está mal? 196 Cuaderno de Pruebas No. 8, folio 164.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 261 SR. MONCADA: El punto 1 dice “el equipo de Acipet considera que los diferentes campos declarados como comerciales dentro del contrato Corcel pertenecen a un mismo campo comercial” eso debería haber dicho pertenecen a una misma área de explotación, si nos vamos a las definiciones que hay dentro del contrato sobre área de explotación y campo comercial.
Lo que se quiso decir acá, ya adhiriéndonos al contrato entre la Agencia y Petrominerales, es que los campos declarados comerciales pertenecen a la misma área de explotación. DR. SUÁREZ: ¿En el punto 3 de esa carta a que estamos haciendo mención, antes de proceder a las otras, en el punto 3 se dice que “al ser un solo campo le asiste a la ANH el derecho de aplicación de la cláusula 16.2” Mi pregunta es; de acuerdo al dibujo que usted hizo aquí, estamos hablando de un solo campo o de tres campos? SR. MONCADA: De 3 campos y una sola área de explotación, ahí también hay un error que debería de haber dicho que al ser una sola área de explotación, le asiste a la ANH el derecho de aplicación de la cláusula 16.2 por precios altos, estoy de acuerdo.
DR. CHALELA: ¿En las preguntas anteriores usted se refirió, dando lectura al documento concepto técnico, a alguno de los documentos de concepto técnico, a una imprecisión relativa a que en algunos apartes del documento en donde se refería textualmente el documento a campo se ha debido referir a área de explotación? SR. MONCADA: Sí señor.
(…) DR. SUÁREZ: ¿Usted ha mencionado que campo, de acuerdo a las definiciones legales, aquí imaginémonos la superficie, esta es la superficie y este es el subsuelo, aquí tenemos, de acuerdo a lo que creo que entendí, campo sería la proyección vertical más extenso, esto, parte de aquí, sería el campo comercial que tiene tres yacimientos en el ejemplo que puse? SR. MONCADA: Sí. DR. SUÁREZ: ¿Porque están superpuestos sea total o parcialmente? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 262 SR. MONCADA: Ahí tiene tres yacimientos. DR. SUÁREZ: ¿Sí, tengo tres yacimientos que están superpuestos parcialmente? SR. MONCADA: Como usted los dibujó. DR. SUÁREZ: Sí. SR. MONCADA: Son tres yacimientos lenticulares, qué quiere decir eso, que no hay continuidad, entonces al no haber, que es ahí en donde estaba la trampita, al no haber continuidad, yo puedo decir que cada uno de esos yacimientos constituye un campo.
(…) DR. CHALELA: ¿Lo que hace que sea una sola área de explotación es esa comunidad técnica de fluidos, presión, características? SR. MONCADA: Exactamente, que sea y que obedezca a un mismo evento geológico, eso no está documentado en toda la literatura técnica, la ANH se acogió a un estudio que hicieron la ACP, la Sociedad Americana de Ingenieros de Petróleo y la Sociedad Americana de Evaluadores del Petróleo y de la Sociedad de Geólogos del Petróleo y el Consejo Mundial del Petróleo a solicitud de la Agencia de Impuestos de Estados Unidos para definir las reservas, entonces donde están todas esas definiciones es en ese documento.
La Agencia lo acogió a través de la resolución o el acuerdo número 11 del 2010, creo que fue antes del 2010, ya para dar una explicación, las definiciones correctas de todo, campo, aquí, como explicó el doctor, esto puede ser un solo campo y yo puedo pedir un área de explotación para esto, por qué, porque esto tiene una presión, tiene unas propiedades de los fluidos, tiene unas propiedades de las rocas, porosidad, permeabilidad, etc. que son completamente diferentes a éste porque esto obedece a un depósito que ocurrió en una época cualquiera y esto pudo haber ocurrido millones de años antes o después. DR. PARIS: ¿O sea que pueden ser dos áreas de explotación diferentes? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 263 SR. MONCADA: Aquí podrían ser 3 áreas de explotación. DR. CHALELA: ¿3? SR. MONCADA: Y podrían ser 3 áreas de explotación porque este también tiene diferentes presiones, ocurrió en otra época diferente.
(…) DR. SUÁREZ: ¿En los distintos gráficos que usted ha señalado y en un gráfico que contiene estas tres; A, D y C, usted señalaba con una de tres estructuras? SR. MONCADA: Tres estructuras. DR. SUÁREZ: ¿Y en el momento nos está diciendo que aquí en este hay un solo yacimiento y también de acuerdo a las definiciones legales, este caso era un solo yacimiento? SR. MONCADA: Sí señor porque se comporta como una unidad.
DR. SUÁREZ: ¿Y si se encuentran, en otra área del mismo bloque, otros, son también el mismo yacimiento? SR. MONCADA: Si están conectados con el mismo acuífero sí. DR. SUÁREZ: Pero si la falla que hay aquí es una falla sellante. SR. MONCADA: Es sellante. (…) DR. SUÁREZ: En el concepto técnico en escrito de agosto 2 de 2010 producido por Acipet pero firmado por usted, se hace una recomendación, usted hace una recomendación en la tercera página de ese concepto.
En la recomendación número 2 usted manifiesta, Acipet manifiesta que se sugiere, como doy cuenta de esto, modificar la definición del campo comercial en el contrato para evitar interpretaciones que resulten en controversias entre la ANH y los contratistas y sugieren como definición la del contrato de asociación, que tampoco recibí como anexo en el traslado y ese es un contrato de asociación al que usted se refiere y dice que es un modelo de noviembre TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 264 26 del 99… El documento está transcrito pero dice que acompaña como anexo, pero bueno está transcrito. Sírvase explicarle al Tribunal por qué usted dice, en que se funda para decir que esa definición de campo, que ni siquiera es de campo Corcel sino dice campo la siguiente definición y entonces usted la trae en ese concepto de la página 2 de ese concepto, ¿quiere usted mirar, si quiere puede mirar y nos explica esa definición y por qué usted la sugiere y por qué la sugiere la definición explicada? SR. MONCADA: Como les decía hice un análisis sobre lo que es el área de explotación, esto lo había hecho antes, o sea esto lo tengo desde hace rato como un documento de consulta para mis clases, si quiere yo se lo puedo aportar aquí, sobre la definición del término de área de explotación. Área de explotación no existía, no existía campo, hablaban de área de explotación cuando las regalías eran del 12 y del 14%, entonces decían las áreas de explotación que estén al oriente de la cordillera oriental las regalías son del 12% y las que estén al oeste serán del 10%.
También hablan de explotación, pero como el contratista adquiere un área para explotar pero nunca una definición así limitada de área de explotación, sólo aparece en el contrato de la Agencia y también está en la Resolución 181495, también está la definición de área de explotación. Esa Resolución 181495 la reformó el Ministerio por la 40048 y eliminó la definición de área de explotación. Entonces qué era lo que le decíamos a la Agencia, le decíamos mire, cuando se hizo el contrato de asociación de provisión escalonada era por campo, entonces el campo, ese era el mismo concepto que cogió la Agencia Nacional de Hidrocarburos para definir el área de explotación, entonces en el contrato de asociación de producción escalonada, cuando la producción del campo llegue a los 60 millones de barriles, la participación de Ecopetrol pasa del 50 al 55%, ahí se formaron los mil problemas, no, que mi campo es este, este es otro campo.
Hubo problemas y Ecopetrol tuvo que aceptar esos campos individuales, o sea llegaron algunos contratos en los cuales suman los diferentes campos, llegaba a los 60 millones pero Ecopetrol no podía tomar el 55%. Entones qué hizo Ecopetrol, unificó y dijo, no, campo es todo lo que usted consiga en el área contratada y se acabó el problema, eso se lo recomendábamos a TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 265 la Agencia y eso hizo la Agencia en los siguientes contratos de exploración y explotación. Olvídense del área de explotación ahora todo lo que consiga usted ahí, cuando llegue a 5 millones de barriles la Agencia adquiere el derecho por precios altos, punto.
DR. SUÁREZ: ¿Cuándo sucedió eso en la Agencia? SR. MONCADA: Exactamente no sé pero el último contrato está así, no sé exactamente porque ahí sí no estaba yo pendiente. DR. SUÁREZ: ¿Para el contrato Corcel eso está así? SR. MONCADA: No, el contrato Corcel es de los primeros, por eso es contrato de exploración y explotación. DR. SUÁREZ: ¿En sus conclusiones entiendo que usted menciona que hay dos campos porque existen unos cierres y uno de esos Corcel A y D, es decir, para usted ese conforman un campo y los cierres estructurales definidos como Corcel C y BOA pueden considerarse como otro campo? SR. MONCADA: Podría ser.” 197(Subraya y negrilla fuera de texto) El Tribunal encuentra que ACIPET acepta que en el Contrato CORCEL, existen varios campos comerciales, varios yacimientos, separados por una falla sellante, y que adicionalmente existen varias estructuras.
Este Tribunal considera que con este concepto la ANH, no fundamenta ni sustenta ni demuestra que en el Contrato CORCEL existe una sola Área de Explotación ni que correspondan a un mismo yacimiento descubierto (Descubrimiento) que se comporte en sí mismo como unidad independiente de acuerdo con los tres elementos que contractualmente se fijaron para definir su independencia, esto es: mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos. iv.
Concepto técnico elaborado por el Consorcio de Seguimiento 2012 - aportado por la ANH El Tribunal, no obstante va a despachar favorablemente la recusación presentada por PETROMINERALES en contra del Consorcio de Seguimiento 2012, procederá 197 Páginas 38 y siguientes de su declaración – Cuaderno de Pruebas No. 20, folios 446 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 266 a hacer un breve análisis del contenido de este dictamen. Este concepto técnico se emitió en relación con la definición de “Áreas de Explotación en Particular” y fue presentado el 27 de agosto de 2013, de conformidad con el Contrato 189 suscrito entre la ANH y el Consorcio Seguimiento 2012 de fecha “30 de julio de 2012” para la “Prestación de servicios profesionales especializados de apoyo a la gestión del grupo de seguimiento a la producción de hidrocarburos para el desarrollo de las acciones pertinentes para que los requerimientos contractuales se desarrollen en la oportunidad y calidad requeridas, teniendo en cuenta la dinámica de los contratos y convenios suscritos por la ANH.” En el informe elaborado por los expertos Javier Moros Otero y Libardo Perez Aguilar en nombre del Consorcio 2012, contrario al entendimiento expuesto por ACIPET, se concluye que en el Bloque CORCEL eran identificables tres (3) Áreas de Explotación de la siguiente manera: “Con el presente informe se determinaron tres (3) Áreas de Explotación en particular en el Contrato de E&E Corcel, sector Suroseste.
El Área de Explotación en particular 1 corresponde con los descubrimientos denominados por Petrominerales como Corcel A, Corcel D y Corcel E, los cuales esta Consultoría considera que hacen parte de una misma estructura y por lo tanto integran una sola Área de Explotación en particular dentro del Contrato E&E Corcel. Dicha área se ha determinado como la envolvente de un polígono en superficie, con área estimada de 1.297,33 hectáreas (Fig.40).
El Área de Explotación en particular 2 corresponde con los descubrimientos denominados por Petrominerales como Corcel C y Boa, los cuales esta Consultoría considera que hacen parte de una misma estructura y por lo tanto integran una sola Área de Explotación en particular dentro del Contrato E&E Corcel. Dicha área se ha determinado como la envolvente de un polígono en superficie, con un área estimada de 936,77 hectáreas (Fig 40).
El Área de Explotación en particular 3 corresponde con el descubrimiento denominado por Petrominerales como Cobra, el cual esta Consultoría considera que se trata de una estructura aislada y por lo tanto integra una sola Área de Explotación en particular dentro del Contrato de E&E Corcel. Dicha área de ha determinado como la envolvente de un polígono en superficie, con TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 267 un área de 298,76 hectáreas (Fig. 40).”198 Destaca el Tribunal que, el Consorcio 2012, contrario a lo que entendió ACIPET, considera que cada descubrimiento que se comporta de manera autónoma puede ser entendido como una estructura aislada que puede integrar por sí misma una sola Área de Explotación. Este raciocinio corrobora la tesis expuesta por este Tribunal a lo largo del capítulo anterior según la cual, lo que define en principio que una acumulación de Hidrocarburos pueda ser entendida como un yacimiento y por ende un Campo Comercial y así mismo se considere un Área de Explotación depende de que pueda establecerse que el mismo se comporta de manera independiente.
De acuerdo con lo manifestado por los señores Moros y Pérez durante la audiencia de contradicción, celebrada el 12 de mayo de 2016, el Consorcio 2012 elaboró su informe basándose en información que fue entregada en su momento por PETROMINERALES a la ANH y que reposa en los archivos de la ANH.199 A partir de esta información y del análisis que hicieron sobre la misma los señores Moros y Pérez, se llegó a la conclusión de que dentro de las seis (6) estructuras ubicadas en el sector suroeste del Contrato - CORCEL A, CORCEL C, CORCEL D, CORCEL E, BOA y COBRA - se podían identificar únicamente tres (3) Áreas de Explotación en consideración a que las estructuras denominadas CORCEL A, CORCEL D y CORCEL E debe agruparse en una misma Área de Explotación, al igual que las estructuras CORCEL C y BOA debe ser agrupadas en otra Área de Explotación, mientras que la estructura denominada COBRA por sí misma hace parte de una estructura aislada que puede ser considerada un Área de Explotación.200 Ya en esta aproximación se observa que el experto enuncia la existencia de tres “descubrimientos” que conforman, respectivamente, cada una, tres de las Áreas de Explotación “en particular” que él reconoce (CORCEL A, CORCEL D y CORCEL E en una y CORCEL C, CORCEL B y BOA en otra y una tercera denominada COBRA), con lo que en principio surge la necesidad de establecer si el experto utiliza el vocablo “descubrimiento” con la connotación que del mismo da el Contrato (unidad que se comporta de manera independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos) y adicionalmente, cuál es el criterio que adopta para asegurar que los grupos de dos y tres descubrimientos -cualquiera que sea el concepto que de éste término tenga- 198 Cuaderno de Pruebas No. 18, folio 63. 199 Según consta en la página 6 del Dictamen Pericial – Cuaderno de Pruebas No. 18, folio 9. 200 Según consta en la página 7 del Dictamen Pericial –Cuaderno de Pruebas No. 18,, folio
10. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 268 deben agruparse en tres Áreas de Explotación. Los expertos Javier Moros Otero, Libardo Pérez Aguilar y Ligia Esperanza Florez, coautores del dictamen de parte elaborado por el Consorcio Seguimiento 2012, fueron oídos en declaración en la audiencia llevada a cabo el 12 de mayo de 2016, de cuyas declaraciones llaman la atención del Tribunal los siguientes apartes: “DR. SUÁREZ: ¿Ustedes tuvieron conocimiento y leyeron el contrato de exploración, de explotación en su momento denominado Corcel para la elaboración del dictamen? SR. MOROS: Yo tuve la oportunidad de tener en mis manos el contrato denominado Corcel.
DR. SUÁREZ: ¿Señor Perez, tuvo acceso al contrato? SR. PEREZ: Yo a través de Javier tuve algo de conocimiento del contrato y como ahí cuando nosotros hacemos la relación, aquí en el mismo documento se hablan de algunos antecedentes y mencionamos algo del contrato, pero así en detalle o conocerlo, yo no tuve, ni recuerdo bien los términos. DR. SUÁREZ: Pero mi pregunta es, ¿qué es el área de exploración en particular, qué es y si hay alguna diferencia, con la definición que usted nos hizo mención en la 1.6 y 9.3, área de explotación? SR. MOROS: Entonces lo que entendíamos nosotros en ese momento, nosotros no somos abogados, somos técnicos, en un Contrato de Asociación como era el de Corcel, (sic) teníamos un área, en esa área se hace exploración que con esa exploración se encuentran uno o más campos de petróleo, esos uno o más campos de petróleo se crean áreas de explotación y la suma de esos campos de petróleo, esas áreas de explotación forman el contexto general de qué es un área de explotación en el contrato.
DR. SUÁREZ: ¿O sea que el área de explotación es la que resulta de la sumatoria de las distintas áreas de explotación? SR. MOROS: Es correcto, o sea, un Área de Explotación general que resulta de la suma de las Áreas de Explotación en Particular. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 269 DR. SUÁREZ: Dado su conocimiento del contrato, ¿quiere indicarnos en el contrato dónde se refiere con el área de explotación general, si está definido el concepto área de explotación general? SR. MOROS: No creo que esté definido.
DR. SUÁREZ: Para efectos de éste dictamen, que es de agosto/13, ¿ustedes tomaron en consideración información suministrada por Petrominerales de año 2013, o sea, todo lo que se presentó durante el primer semestre? SR. MOROS: Si había llegado ya a la Agencia, creo que lo utilizamos, no recuerdo bien, pero sí utilizamos la mayoría de información desde el 2006, 2007, 08, 09, 10, a veces hacía falta información y se solicitaba a la Agencia la información, a veces llegaba, a veces no llegaba, pero yo creo que sí. DR. SUÁREZ: De acuerdo con esto, ¿usted nos puede explicar en qué se fundaron, en el momento en que hicieron ese informe, en que Corcel C y Corcel B o Boa es una sola estructura, por qué es una sola estructura y de dónde sacaron esto, de qué información exacta sacaron esto para llegar ahí, si ustedes dicen que no hicieron interpretación, sino que se basaron en los datos, qué datos? SR. MOROS: Básicamente la interpretación de las imágenes y los mapas estructurales que ustedes nos proveían y en los contornos estructurales y los contactos agua - aceite que estaban cortando los contornos, primero nos mostraron unas estructuras celdadas, después mostraron unas estructuras con fallas y no teníamos cómo identificar que esas fallas estaban o no estaban, es básicamente con las imágenes y los mapas que ustedes nos mostraron.
DR. SUÁREZ: ¿O sea, sí hicieron interpretación? SR. MOROS: De los mapas que ustedes nos mostraron, sí. DR. CHALELA: La pregunta es, ¿por qué ese lenguaje que señala esa situación como una probabilidad y no como una situación conclusiva y definitoria? SR. MOROS: Volvemos a lo primero, las interpretaciones son nuestras, nosotros no interpretamos el room data como tal, yo estoy basado en un mapa TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 270 que me están mostrando, que está haciendo un intérprete de Petrominerales, yo viendo el mapa digo, pueden ser, porque no estoy completamente seguro de que eso esté pasando. DR. SALAZAR: Quiere repetir esa última frase, ¿no puede estar completamente seguro de qué? SR. MOROS: De que esté pasando.
DR. SALAZAR: ¿Pero entonces no sería correcto decir que la información les fue suministrada por Petrominerales, sino de la información que Petrominerales suministró a la ANH que reposa en esos archivos de la ANH? SR. PEREZ: Sí señor, tiene toda la razón, es correcto. DR. MOROS: Adicionalmente nosotros estamos trabajando con herramientas indirectas, la información sísmica es una herramienta indirecta que tiene y puede ser interpretada dependiendo de cada intérprete, es muy difícil llegar a una misma conclusión, diría yo, con dos geólogos intérpretes que utilicen la misma información. DR. SALAZAR: Para que más o menos se precise el fundamento de las conclusiones, si es con certeza o es con suposiciones hipotéticas.
DR. CHALELA: ¿Quiere oír nuevamente la pregunta doctor Moros? DR. SALAZAR: Lo que nosotros queremos saber es si hay un hipotético en la premisa, ¿por qué la conclusión da certeza, si el fundamento de la conclusión es con certidumbre, por qué la premisa que lleva esa conclusión parte de bases hipotéticas o supuestos que ustedes tienen? SR. MOROS: Voy a leer una conclusión, “el área de explotación en particular 1, corresponden con los descubrimientos denominados por Petrominerales como Corcel A, Corcel B, Corcel E, (sic, en vez de Corcel B, es Corcel D, según el informe) los cuales esta consultoría considera que hacen parte de una misma estructura y por lo tanto integran una sola área de explotación, en particular dentro del contrato de exploración y explotación Corcel, dicha área se ha determinado como la envolvente de un polígono superficie”, eso es una consideración de nosotros.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 271 El área de explotación en particular dos, corresponden con los descubrimientos denominados por Petrominerales como Corcel C y Boa, los cuales esta consultoría considera que hacen parte de una misma estructura y por lo tanto integran una sola área de explotación en particular dentro del contrato DE y E (sic) Corcel, dicha área se ha determinado como la envolvente de un polígono en superficie por un área estimada de 936 hectáreas.
El área de explotación en particular 3, corresponden con el descubrimiento denominado por Petrominerales como Cobra, el cual esta consultoría considera que se trata de una estructura aislada y por lo tanto integran una sola área de explotación en particular dentro del contrato de exploración y explotación Corcel, dicha área se ha determinado como la envolvente en de un polígono en superficie”.
Estamos colocando la palabra considera, es una consideración que nosotros hacemos. SR. PEREZ: Lo que quiero que quede claro es que en la industria del petróleo no hay verdades absolutas porque es muy dinámico el conocimiento y especialmente en los pozos, yo trabajo con una información y puedo sacar para mí una verdad hoy, pero resulta que tomo otra información, si tengo 2D, trabajo con la 2D, pero ya después tomo una sísmica 3D, mantiene una mejor calidad, una mejor resolución, entonces ya me modifica un poquito el conocimiento, en todas las ciencias podemos hablar de eso, la única parte donde uno dice, es así, ya es, en las matemáticas, 2 más 2, cuatro y no hay más. Lo que quiero también que quede claro es que lo que nosotros estamos haciendo, por eso cuando decimos eso es porque tenemos un conocimiento, tenemos una experticia, estamos completamente seguros de lo que estamos afirmando, no es que estemos así, lo que uno deja hoy es una afirmación y por eso se dan unas conclusiones porque consideramos que lo que se está afirmando está basado en una experticia y en un conocimiento en las buenas prácticas de la industria del petróleo, que de pronto lo que dicen, uno está trabajando con una información que está de pronto a tres kilómetros de distancia y uno tiene que coger un parámetro, coger el otro empezar uno y va armando.
DR. SUÁREZ: ¿Cómo lo define usted en todo este campo de acuerdo al contrato? SR. MOROS: Un campo comercial que tiene unas dimensiones. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 272 DR. SUÁREZ: ¿Pero cómo lo define? DR. CHALELA: Doctor Suárez, yo tampoco estoy entendiendo la pregunta.
DR. SUÁREZ: Dice que todo esto es un solo campo y yo le estoy preguntando que de acuerdo al contrato cómo se define el campo para que quede que es un solo campo. SR. MOROS: Es una estructura que tiene uno más yacimientos que tienen producción de hidrocarburos. DR. SUÁREZ: Para mi ilustración, ¿esto que usted dibujó aquí son fallas, mini fallas, separaciones? SR. MOROS: Pueden ser fallas, pueden ser fracturas, pueden ser barreras de permeabilidad, pueden ser cambios estratigráficos y eso no quiere decir que no sea en el mismo campo, el campo interiormente puede constar… DR. SALAZAR: Doctor Libardo y Javier, en su reporte también tienen unas recomendaciones, en su recomendación número uno dice, “para mejorar las interpretaciones que cobijan los sectores denominados Corcel E, Corcel C, Boa y Cobra, esta consultoría recomienda elaborar una reinterpretación estructural de la información sísmica que involucre todos los datos en los pozos perforados, con esta nueva interpretación se pretende tener un mapa claro de las estructuras y de sus contactos agua y aceite”, ¿usted quiere informarle al Tribunal cuál es la razón de ser de estas recomendación, si en sus conclusiones ustedes manifestaban que se trataba de tener las mismas estructuras A, D, E, Boa y Corcel, por qué estas recomendaciones? SR. MOROS: Es como dice, es para mejorar la interpretación, teníamos muchas dudas con las interpretaciones porque por ejemplo, habían pozos desviados, no sabíamos si esos pozos desviados estaban colocados con un dato y correspondían con el mapa estructural en el punto donde estaba, eso no lo teníamos claro y tampoco teníamos el tiempo para hacer nosotros esa interpretación en ese momento.
DR. SUÁREZ: ¿Ustedes examinaron las declaratorias de comercialidad de cada una de esas seis áreas a las que hemos hecho mención? TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 273 SR. MOROS: Creo que en algunas las mencionamos en el informe, pero realmente no me acuerdo.
SR. PEREZ: Cuando en algunos casos nosotros encontrábamos, no recuerdo exactamente aquí, pero buscaba uno el programa de evaluación, para mí era clave, fundamental, después miraba todo esto, algunas comunicaciones que ustedes se cruzaban, nosotros tuvimos disponible o lo que colgaban ahí nosotros podíamos mirarlo, comunicaciones que cruzaron ustedes entre las diferentes compañías con la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Saber uno exactamente que esta comunicación, está no la plasmamos ahí, cuál comunicación, qué día, todo eso, pero si estaba colgada uno la miraba y a veces no estaba entonces la pedía, en algunos casos la Agencia decía, hombre es la hora que yo la solicité, no sé si con ustedes ocurrió eso, yo solicité la información y no me llegó, uno decía, bueno, era como para ampliar su conocimiento, pero con la información que había era suficiente para nosotros, para hacer nuestro estudio, eso pasó en muy contados casos pasó.”201 (Subraya y negrilla fuera de texto) En consideración de lo anterior, el Tribunal estima que, aun cuando al documento elaborado por el Consorcio 2012 no se le dará valor de dictamen pericial de parte en la medida que prosperará la recusación formulada por PETROMINERALES, en cualquier caso este concepto no permite llegar a la conclusión de que exista una sola Área de Explotación en el Contrato CORCEL, por las siguientes razones: a. La idea de que existe una sola Área de Explotación en el Contrato entra en contradicción, con los estudios anteriores de la ACIPET, también presentados por la ANH.
Según este concepto, se acepta la existencia de tres Áreas de Explotación que el Consorcio denomina “Áreas de Explotación en Particular”. A juicio de este Tribunal es diferente considerar que el Área de Explotación general resulta de la suma de las Áreas de Explotación en Particular a considerar por parte de ACIPET que existe una sola Área de Explotación, por tratarse de un mismo Sistema Petrolífero, concepto extraño al Contrato y cuya determinación en el concepto del experto no obedece a los criterios con que contractualmente se indicó que podría predicarse la independencia de un yacimiento, esto es, sus mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.
Si bien se pretende llegar a la misma conclusión, no se es coherente en sus conceptos. 201 Páginas 6 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 32, folios 6 y siguientes. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 274 b. No obstante lo anterior, el estudio no parece tener clara la identificación de las “estructuras”, toda vez que en la declaración se dice: “teníamos muchas dudas con las interpretaciones porque por ejemplo, habían pozos desviados, no sabíamos si esos pozos desviados estaban colocados con un dato y correspondían con el mapa estructural en el punto donde estaba, eso no lo teníamos claro y tampoco teníamos el tiempo para hacer nosotros esa interpretación en ese momento.” (Subraya y negrilla fuera de texto).
Por lo tanto, la refutación de la existencia de esos descubrimientos que PETROMINERALES había reportado como unidades independientes, que daban lugar a distintas Áreas de Explotación -y que la ANH pretende considerar una misma Área de Explotación-, no está fundada en un argumento contundente que desvirtúe las conclusiones de PETROMINERALES para reportar tales descubrimientos como Áreas de Explotación, sino en apenas dudas que no pueden tener la entidad para deshacer las conclusiones a las que el convocante PETROMINERALES llegó en ejercicio de su autonomía, que le otorga el privilegio de hacer valer su verdad mientras la presente en las oportunidades y con sujeción a los procedimientos que le fija el Contrato y mientras ésta no sea desvirtuada por la ANH con el sustento técnico que contradiga cabalmente la prédica fundada de PETROMINERALES. c. El concepto y las declaraciones efectúan una diferenciación entre “Área de Explotación en Particular” y “Área de Explotación General.” Estos dos conceptos no se encuentran definidos en el Contrato CORCEL ni en la legislación y por tal motivo, este Tribunal no dará validez a la diferenciación que se pretende de “Área de Explotación en Particular”, “Área de Explotación General” efectuada por el Consorcio.
Para este Tribunal el criterio que debe explicarse, definirse y delimitarse debe ser únicamente el de “Área de Explotación” definido en el Contrato CORCEL sobre cuyo contenido y alcance se refirió en abstracto anteriormente. d. Los argumentos que se quieren probar no se encuentran fundamentados técnicamente y adicionalmente entra en contradicción con los conceptos presentados anteriormente por la ANH.
De acuerdo con lo dicho anteriormente, este Tribunal con respecto a los dictámenes de parte aportados por la ANH, con pretensión de ser tenidos en cuenta como prueba técnica de sus pretensiones y excepciones, que han sido evaluados hasta ahora (tres de ACIPET y uno del Consorcio Seguimiento 2012) considera que una vez valorados los mismos no demuestran nada en la medida que carecen de claridad, solidez, precisión y fundamento técnico y científico en sus conclusiones, tal como lo dispone TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 275 el artículo 232 del CGP. v. Estudio Financiero presentado por la ANH Para sustentar la posición financiera y el contenido de las obligaciones que en su entender PETROMINERALES adeuda a la ANH, ésta última presentó un documento elaborado por la sociedad Corredores Asociados S.A. y Aluvia S.A.S., titulado “Concepto Técnico Especializado” fechado de mayo de 2013.
Este Tribunal observa que el concepto basa todos sus cálculos matemáticos en una interpretación del Contrato acorde con la posición asumida por la ANH, a saber que se tiene en cuenta la existencia de una sola Área de Explotación y así lo manifestaron los expertos en su declaración, al señalar que tuvieron en cuenta la sumatoria de toda la producción en el Contrato CORCEL, como una sola Área de Explotación. En su declaración manifestaron: “…entonces lo que nosotros hicimos en el experticio fue sumar las producciones de esos diferentes campos dentro de las áreas de explotación porque puede haber otras áreas de explotación diferentes y estos campos los fuimos sumando nosotros, eso fue lo que se hizo en el experticio.” 202 Y posteriormente, se lee: “SR. DE BEDOUT: Para la aplicación de esta fórmula nosotros asumimos que hay un área de explotación.” DR. SUÁREZ: ¿Una sola área de explotación? SR. DE BEDOUT: De leer la información como se nos presentó, fue lo que hicimos, entre otras está evidente desde la primera pregunta, que estamos sumando todos los campos.”203 En este sentido, toda vez que es de competencia de este Tribunal tomar una decisión sobre la adecuada interpretación del Contrato, específicamente sobre el numeral 16.2. de la cláusula 16, desestimará los supuestos básicos sobre los cuales desarrolla el concepto, pues ya ha quedado claro y explícito que el concepto de Área de Explotación difiere del de Área Contratada, así como que, en el caso específico del Contrato CORCEL, independientemente de los análisis sobre cada uno de las Áreas 202 Página 8 de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 416. 203 Página 16 de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 424.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 276 de Explotación que fueron reportadas por PETROMINERALES, ya es conclusivo que hay más de un Área de Explotación en el Área Contratada del Contrato CORCEL y que en todo caso no podrá considerarse que todos los descubrimientos que allí se han identificado puedan englobarse bajo una sola y única Área de Explotación. Como se indicó, este dictamen presentado por la ANH, tiene como única finalidad determinar el valor que debería haber pagado PETROMINERALES por concepto de “Precios Altos” a la fecha de la presentación de la demanda de reconvención reformada según la interpretación de la cláusula de “Precios Altos” expuesta por la ANH en dicha demanda.
En este dictamen, los expertos que lo elaboraron no hacen ningún análisis técnico con respecto a la existencia o no de diversas Áreas de Explotación, sino que parten del entendimiento de que la posición de la ANH según la cual existe una única Área de Explotación es verdadera y a partir de ella hacen los cálculos solicitados por la ANH.
Bajo este entendido, el Tribunal no tendrá en cuenta este dictamen de parte para definir cuántas Áreas de Explotación existen efectivamente el Bloque CORCEL, sino que, únicamente hará uso del mismo en el eventual caso de concluir que, como ha sostenido la ANH, exista una única Área de Explotación en el Contrato. Ahora bien, no obstante que este peritaje de parte no puede ser usado para definir el número de Áreas de Explotación que existen en el Bloque CORCEL, el Tribunal considera oportuno destacar que en este dictamen los peritos hacen un análisis en las páginas 9 a 22 sobre el comportamiento del WTI diario y mensual entre el 2009 y el 2013 y en la página 23 hacen el análisis comparativo entre el WTI y el índice Po, concluyendo que el WTI siempre estuvo por encima del índice.
Teniendo en cuenta lo anterior, el Tribunal tendrá en cuenta esta conclusión de los peritos al momento de resolver las pretensiones de la demanda de reconvención reformada en las que se solicita al Tribunal pronunciarse sobre el comportamiento del WTI y su relación con el índice Po. vi. Concepto elaborado por la firma Sproule International Limited - presentado por PETROMINERALES PETROMINERALES por su parte, en apoyo de sus pretensiones, presentó un estudio técnico titulado: “Estudio de conectividad de reservorios de petróleo entre estructuras dentro de formaciones independientes dentro del Área contratada de Corcel, Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia, al 8 de enero de 2013” preparado por la firma Sproule International Limited, que reposa en el expediente debidamente traducido al castellano. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 277 Contrario a lo concluido en las distintas experticias presentadas por la ANH, el dictamen de parte rendido por Sproule y aportado por PETROMINERALES al proceso con la demanda principal reformada, concluye que las ocho (8) estructuras delimitadas por PETROMINERALES y analizadas por ellos se pueden identificar como unidades independientes que constituyen cada una por sí misma una estructura individualizada.
En su informe, Sproule presenta un estudio sobre las ocho (8) estructuras objeto de debate, y explica por qué, las estructuras en las que se encontró petróleo en cada una de esas formaciones, pueden ser entendidas como una unidad independiente. En su resumen ejecutivo concluye lo siguiente: “Con base en la información disponible hasta el 8 de enero de 2013, Sproule realizó una evaluación independiente en relación a la conectividad de yacimientos de petróleo entre estructuras dentro de formaciones independientes dentro del Área contratada de Corcel, Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia, específicamente en las estructuras Corcel A, Corcel C, la Corcel D, Corcel E, Boa, Cobra, Cardenal y Caruto.
En las Figuras S1 y S2 se muestran los mapas de localización del bloque y de las ocho áreas de explotación relacionadas con las ocho estructuras incluidas en esta evaluación. La Figura S3 muestra a su vez un mapa estructural en profundidad al tope de la formación de Mirador Superior donde se resaltan la ubicación de las ocho estructuras individuales.
Basados en nuestro análisis técnico de los datos que se nos proporcionaron, Sproule ha confirmado la presencia de ocho cierres estructurales que contienen veinte y dos acumulaciones de hidrocarburos, de las cuales sólo dos carecen de una evidencia definitiva sobre su conectividad como se resume en la Tabla S1. Las restantes veinte acumulaciones están claramente separadas basado en la evidencia presentada por múltiples factores tales como las zonas estratigráficas, cierres estructurales, profundidad de los contacto de fluidos.
Los dos yacimientos de hidrocarburos que carecen de evidencia definitiva en su separación corresponden a la Formación Mirador Superior en las estructuras Corcel A y Corcel D. Los yacimientos de las formaciones Mirador Inferior, Guadalupe Superior y Guadalupe inferior en cada una de las dos estructuras son yacimientos de hidrocarburos completamente separados.”204 (Subraya y negrilla fuera de 204 Página 3 de la experticia – Cuaderno de Pruebas No. 18, folio 206.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 278 texto) Con fundamento en dicho estudio, PETROMINERALES sostiene que en el Contrato se han identificado ocho (8) Áreas de Explotación distintas: CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL, independientes entre sí y delimitadas de conformidad con los documentos que obran en el expediente.
Ahora bien, del dictamen Sproule, este Tribunal observa en primer lugar que el consultor sostiene que existen ocho (8) estructuras diferenciadas. En segundo lugar, que el criterio utilizado para definir las Áreas de Explotación es el de “conectividad de yacimientos de petróleo entre estructuras dentro de formaciones independientes dentro del Área Contratada de Corcel, Cuenca de los Llanos Orientales Colombia.” Para llegar a la conclusión de que no existe “conectividad entre yacimientos”, Sproule revisó entre otros, datos geofísicos como los volúmenes de sísmica 3D, datos petrofísicos como los registros de los pozos, datos geológicos como la correlación de topes geológicos dentro de cada formación, datos de ingeniería de yacimientos, como el análisis de muestras de petróleo obtenidas de cada una de las formaciones y dentro de ellas de las ocho estructuras individuales denominadas por PETROMINERALES.
Todos los aspectos tomados en consideración guardan estrecha relación con los criterios contractualmente señalados como válidos para predicar que un yacimiento se comporta como unidad independiente, esto es los mecanismos de producción, las propiedades petrofísicas y las propiedades de los fluidos. Las conclusiones obtenidas se basaron principalmente en una interpretación integrada de todos los datos recibidos.
Los autores del dictamen pericial de Sproule, en testimonio de contradicción rendido ante este Tribunal, a solicitud de ambas partes, hicieron referencia a las razones que tuvieron para considerar la no conectividad de reservorios de petróleo. En efecto, en la audiencia llevada a cabo el 12 de mayo de 2016, los expertos Phillip W. Pantella, Mustafa Ali Malik, Ranjit Ubudhi, Irina Baiseitova, Barrie F. Jose, Douglas J. Carsted rindieron su testimonio sobre el dictamen de Sproule.
A este respecto, este Tribunal destaca los siguientes apartes: “DR. ARAQUE: Se le pregunta a los expertos si conocieron y valoraron los informes técnicos anuales presentados por Petrominerales al Ministerio de Minas y Energía principalmente el del año 2007, el informe técnico aparece en el expediente a folio 217 y siguientes del cuaderno No.
12. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 279 SR. CARSTED: Señor Presidente, no se nos entregaron los archivos de Petrominerales, nos dieron los datos en crudo para dar una evaluación independiente sin ningún prejuzgamiento de ninguna otra parte.
DR. CHALELA: ¿Podría explicarle al Tribunal cuál es el sentido de la frase, nos dieron los datos en crudo, es decir describa un poco mejor cuál es la información que a ustedes les entregaron? SR. CARSTED: Se nos entregó las ubicaciones de los pozos, las encuestas direccionales, los registros originales para cada uno de los pozos perforados dentro del área de contrato, se nos entregaron las pruebas sísmicas 3D, se nos entregaron los archivos del pozo que contenían archivos de prueba e información de producción de los pozos hasta diciembre de 2012.
(…) DR. CHALELA: ¿Todas separadas pertenecientes a la misma estructura, son yacimientos separados pertenecientes a la misma estructura? SR. CARSTED: Si usted mira la estructura individual, las combinaciones, hay 3 estructuras independientes. (…) DR. CHALELA: ¿Usted señaló que para obtener esa conclusión se basaba en pruebas petrofísicas, para información del Tribunal, ustedes tuvieron a disposición pruebas de fluidos y de presión para efectos de determinar la independencia y absoluta separación entre esas 3 acumulaciones a las que está haciendo referencia? SR. CARSTED: Señor Presidente la información de PVT, como la llamamos, el análisis químico fue insuficiente para determinar si las estructuras estaban separadas o si eran la misma debido a que la información estaba mezclada entre las zonas, entonces un análisis se tomó de Mirador superior, Mirador inferior y la combinación de ambos, entonces el grupo de ingeniería y dejaré que la señorita Irina hable al respecto si así lo quieren, decía que no podíamos concluir definitivamente si la información de presión separaría la información o las estructuras separadas, todo está basado en información sísmica como también en análisis de registros petrofísicos.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 280 (…) DR. ARAQUE: ¿Les pido el favor que nos digan, en el informe o estudio preparado por Sproule cuántas estructuras independientes encontraron en el área que aparece en la figura 3 que se les puso de presente, cuántas separadas e independientes encontraron? SR. CARSTED: En esta figura, señor Presidente, encontramos un total de 8 estructuras, hay 2 al noreste que son Cardinal y Caruto a las cuales no nos estamos refiriendo en este momento pero al suroeste hay 6 estructuras independientes que se aislaron en los distintos niveles de los reservorios.
(…) DR. SUÁREZ: No, en su reporte, en sus conclusiones ustedes afirman enfáticamente que existen, en la parte suroeste del bloque Corcel, 6 estructuras que lo han repetido aquí a lo largo y que existen 22 yacimientos o acumulaciones de crudos separados independientes, quisiera que precisaran cuáles son las razones de tipo geológico para que se pueda hacer esa afirmación, si las diferencias de la roca son diferencias de tipo estructural o si son diferencias de tipo estratigráfico que nos expliquen un poco eso.
SR. CARSTED: Señor Presidente, desde nuestro análisis de las estructuras, son estructuras independientes, tenemos varios reservorios, tenemos Mirador Superior, Mirador Inferior, tenemos Guadalupe Superior, Guadalupe inferior y Sant 1 inferior; estos ocurren en 6 estructuras independientes que han sido identificadas por las pruebas sísmicas en 3d utilizando la información petrofísica que tenemos de los pozos que penetraron estas estructuras independientes, tenemos diferentes contactos de fluidos que muestran que están aislados de las otras estructuras y de entre ellas mismas.”205 (Subraya y negrilla fuera de texto) Del dictamen anterior y de las declaraciones rendidas, este Tribunal hace las siguientes síntesis y conclusiones: 205 Páginas 6 y siguientes de su declaración –Cuaderno de Pruebas No. 32, folios 57 y siguientes.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 281 a. El Tribunal considera relevante señalar que el objeto de estudio del concepto de Sproule, a saber, “La conectividad entre yacimientos de petróleo entre estructuras dentro de formaciones independientes”, está estrechamente relacionado con el concepto de “estructura” el cual fue ampliamente explicado en el capítulo de metodología del propio concepto de Sproule.
Este concepto fue aclarado en las declaraciones del señor Carsted y la señora Baiseitova, en las cuales se dijo que las estructuras deben ser independientes unas de otras y que las fallas precisamente cumplen la función de atrapar el petróleo para que no se pueda mover de una estructura a la otra. De acuerdo con este criterio, el dictamen de Sproule está enfocado a estudiar si las ocho (8) estructuras definidas por PETROMINERALES son independientes, o por lo menos sostener que no existe evidencia para establecer que hay conectividad entre ellas. b. Según los estudios presentados y las conclusiones a que llegaron los expertos, este Tribunal considera que el dictamen es consistente con el objetivo para el cual fue contratado y, especialmente, con el propósito de establecer respecto de los descubrimientos o yacimientos descubiertos reportados por PETROMINERALES, si se comportan como unidades independientes teniendo en cuenta los aspectos contractualmente fijados, es decir mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.
Está sustentado en la información y en los datos que le fueron suministrados y no se aprecian contradicciones dentro del mismo estudio, ni en las declaraciones de los expertos que resultan conclusivas en cuanto a la separación de las estructuras CORCEL A, CORCEL C, CORCEL D, CORCEL E Y BOA, ASÍ COMO CARDENAL COBRA y CARUTO, acudiendo, se repite, a fundamentos técnicos que tienen directa relación con los tres aspectos contractualmente acordados para definir la independencia de un yacimiento con el que, como mínimo, puede formarse un Área de Explotación, esto es mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos.
Por estas razones, de conformidad con el criterio de la sana crítica, este Tribunal aprecia con suficiente valor probatorio, el estudio sobre “La conectividad de yacimientos de petróleo entre estructuras dentro de formaciones independientes dentro del Área contratada de Corcel, Cuenca de los Llanos Orientales, Colombia, específicamente en las estructuras Corcel A, Corcel C, la Corcel D, Corcel E, Boa, Cobra, Cardenal y Caruto.” De esta forma el estudio de Sproule será aceptado como dictamen pericial de la parte que lo aportó, teniendo en cuenta el punto de vista que se usó para su TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 282 elaboración. No obstante lo anterior, será el Tribunal quien definirá en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral las pretensiones y excepciones de las partes a la luz del análisis contractual del concepto de Área de Explotación y sus efectos jurídicos. vii.
Informe de análisis de evidencia digital rendido por ADALID - presentado por la ANH La ANH, con ocasión de la inspección judicial con exhibición de documentos e intervención de peritos, decretada por el Tribunal, aportó una experticia de informática titulada “Informe de Laboratorio” rendido por ADALID CORP., en la cual, según su contenido, se hizo un análisis de evidencia digital, así como un análisis de respaldo de cuentas de correo electrónico.
Antes de analizar el contenido de este dictamen de parte, así como de su contenido, el Tribunal considera importante recordar que, una vez fue presentado el mismo, el Tribunal llevó a cabo un análisis sobre los documentos aportados como anexos del mismo y, en el Acta No. 48 mediante la cual se incorporó el mismo al expediente, indicó lo siguiente en relación con los mismos: “el dictamen pericial por su parte, de acuerdo con el artículo 226 del CGP, sirve para verificar hechos que le interesan al proceso y que requieren de especiales conocimientos científico, técnicos o artísticos.
De acuerdo con el inciso tercero del artículo 226 la prueba pericial debe acompañarse por “… los documentos que le sirvan de fundamento”. En ese sentido, la documentación que ha examinado el perito y que soporte las conclusiones a las que ha llegado será aportada como anexo al dictamen pericial, en cuanto tengan que ver con el dictamen y sea precisa y directamente relacionadas con los exámenes, métodos efectuados y con “los fundamentos técnicos, científicos o artísticos de sus conclusiones.
(…) en relación con los documentos aportados acompañando al dictamen pericial y que corresponden de alrededor de 12 millones de archivos que hacen parte de la información digital, si bien soportan el volumen de información analizada por el perito, no se registra que el aludido análisis efectuado contenga un examen o verificación del contenido de los mismos ni un proceso de confrontación con los hechos que pretenden hacerse valer, por lo que tales archivos no pueden tenerse en cuenta en su contenido como pruebas TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 283 documentales del proceso.” Bajo este entendimiento, el Tribunal analizará el anterior dictamen de parte bajo el entendido que los documentos aportados en el mismo hacen parte de los anexos aportados por lo ingenieros como documentos que sirvieron de fundamento a las conclusiones a la que llegaron los peritos.
Ahora bien, en audiencia del 15 de marzo de 2017 decretada por el Tribunal, se llevó a cabo la recepción del testimonio de los expertos Edwin Alexander Cifuentes Bastidas, John Jairo Echeverry Aristizabal y Andres Alberto Guzmán Caballero, como parte del equipo de la compañía ADALID CORP., como autores del informe análisis de evidencia digital presentado por la ANH, de cuya transcripción se resaltan los siguientes apartes: “DR. CHALELA: Disculpe la interrupción ingeniero pero para efectos de entender todos, de qué estamos hablando, explíquenos, cuando usted se refiere a una imagen forense sujeta esa norma que acaba de enunciar, ¿a qué se refiere para un lego como nosotros en esa materia? SR. CIFUENTES: Con mucho gusto doctor, una imagen forense se conceptualiza como una copia bit a bit de una información digital, ¿qué se consigue con una imagen forense?, traer los mismos datos con sus metadatos, es decir, cuándo fue creada, cuándo fue accedida, cuándo fue modificada de una información digital, esta información digital era la reconstrucción de la base de datos de correos electrónicos de Petrominerales que estaba en las instalaciones de Pacific.
Fueron 4 imágenes forenses, es decir, para que me entienda es una copia exacta de 3 medios de almacenamiento, en realidad 3 discos duros, que tenía bajo su custodia Pacific que le había entregado Team Management Solutions, fueron 3, la cuarta era una copia exacta, bit a bit de un buzón de correo electrónico de Erick Lindbergh. En la diligencia se le hizo la pregunta a la persona que me atendió que fue el ingeniero Germán Bustamante, quien tenía bajo custodia estos elementos, él me informa que como el correo electrónico muchas veces se hacía backup en Colombia tenían los backups en los discos duros, pero particularmente de la cuenta de Erick Lindbergh también había una copia o una cuenta en Canadá que previamente la había solicitado Pacific, me la colocaron de presente y ahí TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 284 hicimos la adquisición de la imagen forense ahí en presencia del ingeniero Germán Bustamante. Esas imágenes forenses fueron certificadas por una plataforma de certificación digital que es llama Ibela, todo va anexo en las imágenes forenses, las imágenes forenses fueron almacenadas en un repositorio previamente esterilizado, otro disco duro, es decir, un disco duro va a contener las 4, que es el que se habla en el informe pericial y fue al que se le inició la cadena de custodia para llevarlo al laboratorio de análisis.
(…) DR. CHALELA: ¿Esas cintas y ese almacenamiento puede intervenirse para modificarse, eliminar archivos, cambiarlos? SR. CIFUENTES: Existe la posibilidad, sí, es posible hacer esa modificación, sí, sin embargo con el análisis que hicimos en laboratorio determinamos que las cintas estaban bien, es decir, contenían una base de datos de Microsoft Exchange que fue el software que brindaba el servicio de correo electrónico en su momento que era lo que nos interesaba, al hacer una modificación interna a las cintas la restauración de estas cintas hubiera sido fallida.
(…) DR. SUÁREZ: Para claridad, ¿o sea de lo entregado a ustedes, ustedes no recibieron las 131 o 132 cintas directamente sino un disco duro de las cintas? SR. CIFUENTES: Sí señor. DR. CHALELA: ¿Que es fiel? SR. ECHEVERRY: Sí es fiel copia, lo que pasa y como para claridad del tema es que pasa de un medio de almacenamiento que son unas cintas obsoletas a un disco duro obviamente que permite la facilidad para poder hacer un proceso forense y a partir de allí hacer obviamente todo el ejercicio de recuperación de información. (…) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 285 DR. SUÁREZ: Entonces mi pregunta es, esos 11 millones de archivos que ustedes mencionan ahí del sistema de correos, ahí hay archivos del contrato Corcel y de cualquier otro tipo de contrato y actuaciones de Petrominerales que hayan quedado en la base de datos petrominerales.com.
SR. CIFUENTES: Primero hacer una claridad y esa claridad se resuelve en la página No. 19 de nuestro informe, el número 11.986.910 archivos no son los recuperados, es la totalidad que se analizó en laboratorio, después de haber recuperado 3.441.686 archivos, en realidad. DR. CHALELA: El universo completo son 11 millones… SR. CIFUENTES: Sí, 11 millones, ahora, la diferencia de eso era lo que normalmente se miraba que estoy hablando de un aproximado, perdóneme, de 8 millones de archivos, era lo que no normalmente tenía el servicio Exchange, los correos electrónicos de petrominerales.com.
DR. CHALELA: Porque había 3.441 que estaban perdidos o que ustedes tuvieron que recuperarlos. SR. CIFUENTES: Exactamente, en laboratorio… (Interpelado). DR. CHALELA: ¿Pero esos 3.441 ustedes los vieron también? SR. CIFUENTES: Esos 3.441 hacen parte del universo, o sea en realidad nosotros a qué tuvimos acceso, es a los 11.986.000… (…) DR. CHALELA: A esta altura también quiero hacer una pregunta para los peritos que básicamente tienen que ver con la metodología, digamos que hemos hecho algunas preguntas que tienen que ver con la fuente sobre la cual se hizo el dictamen que ustedes presentaron; ahora ya estamos pasando a la metodología aplicada sobre la fuente, quisiera preguntarle de una manera, nuevamente, con todo respeto, muy simple, porque se refiere a nuestro limitado conocimiento, el deber de ustedes sí es convertir ese limitado conocimiento en un conocimiento más posible de asimilar esta situación. La metodología aplicada, haciendo reduccionismos pero intente explicármelo claro, es exclusivamente palabra clave, es decir, ¿cuando ustedes identifican TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 286 archivos los clasifican y responde a las preguntas que les propone quien presenta el dictamen, preguntas como por ejemplo las que se expresen todas del literal F, y les propone en subnumerales del 1 al 9 una serie de identificación y clasificación de archivos, la metodología utilizada fue exclusivamente identificación de palabras claves o hay más allá de ello un análisis de contenido de los archivos encontrados? SR. ECHEVERRY: No doctor, como usted lo menciona es solamente una búsqueda de la palabra claves, y eso por qué lo enunciamos, porque si bien es cierto conocíamos la contextualización del caso, no conocíamos el detalle de lo que realmente se estaba buscando, entonces particularmente la metodología basado obviamente en la petición del a firma Gómez Pinzón Zuleta era que frente a cada una de las preguntas extrajimos las palabras claves dentro de todos los archivos ya recuperados como lo explicaba previamente el ingeniero Edwin y a partir de allí generamos, algo así como nos reportes buscando obviamente una metodología que buscara que fuera muy fácil el poder visualizarlo, observar las características o metadatos frente a fechas y que realmente quienes podrían llegar a determinar la pertinencia de los archivos pues son las personas que están contextualizadas con el mismo.
Y esto por qué lo explico, porque nosotros como peritos tenemos una función buscando la objetividad del dictamen y es sentarnos a buscar las palabras claves y muchas veces, por decirlo de alguna manera, si nosotros hiciéramos un análisis de contenido, lo que para mí como perito sin tener el contexto de la investigación o del caso no puede ser importante de pronto para los que están llevando el caso sí puede ser importante.
Entonces, por eso dentro de la estrategia que realizamos nosotros, después de toda una metodología de informática forense es hacer la búsqueda de palabras claves frente a aquellos archivos recuperados, aquí particularmente frente a correos electrónicos y hacer, vuelvo y repito, unos reportes que sean muy amigables y muy fácil frente a la exploración de los archivos, de tal manera que sean obviamente las partes las que determinan la importancia de uno o de otro.
(…) DR. SUÁREZ: Quisiera que le precisara al Tribunal si ustedes para efectos digitación, como usted dice, recibieron toda la colaboración de la empresa TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 287 Pacific Rubiales en cuanto a la información y si la compañía les entregó todo lo que ustedes pidieron o quedó algo pendiente? SR. ECHEVERRY: Frente a la intervención que nosotros hicimos, es decir Adalid obviamente existió toda la colaboración por parte de Pacific Rubiales, es decir, cuando solicitamos obviamente las reuniones iniciales para saber e ir a recolectar la evidencia, la explicación obviamente de la forma en que se hizo esa reconstrucción de los backups y obviamente la consolidación de la reunión para recolectar la evidencia, sí, sí doctor.
(…) DR. CHALELA: Reitero, ¿ese filtrado era un filtrado exclusivamente de contenido o no contenido sin ningún criterio de pertinencia o impertinencia de la información…? SR. CIFUENTES: No, porque no tenían contenido. (…) DR. CHALELA: O sea, perdón, ¿si la palabra clave precios altos pasa por el análisis del correo del señor Lindbergh pasa por los correos existentes, por los eliminados y recuperados también? SR. CIFUENTES: Así es señor Presidente, de la cuenta Francisco Mendivelso se encontraron 650 correos electrónicos eliminados y recuperados y de la cuenta Jorge Posada 1.647 eliminados y recuperados.”206 (Subraya y negrilla fuera de texto) Anota el Tribunal que el objetivo de este dictamen, tal como menciona el mismo, era hacer un análisis de evidencia digital, así como del respaldo de determinadas cuentas de correo electrónico sin hacer ningún análisis técnico del contenido de dicha información, ni mucho menos de la existencia de Áreas de Explotación en el Bloque CORCEL.
Teniendo en cuenta lo anterior, el Tribunal considera que dicha experticia no resulta determinante para establecer desde el punto de vista técnico si se cumplen las propiedades para identificar las diferentes Áreas de Explotación, según lo explicado con anterioridad por el Tribunal, y ser entendido como una estructura independiente y agrupado por sí mismo en un Área de Explotación a la 206 Cuaderno de Pruebas No. 20, folio 490 TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 288 luz del Contrato, por lo que el Tribunal tampoco tendrá encuenta este dictamen como criterio para definir efectivamente cuántas Áreas de Explotación pueden ser individualizadas en el Contrato. viii.
Informe del dictamen pericial geológico y de yacimientos resultado de la inspección judicial con exhibición de documentos relacionados con el contrato Corcel y específicamente sobre los campos CORCEL A, CORCEL C, CORCEL D, CORCEL E y BOA elaborado por Javier Moros – aportado por la ANH El Tribunal, no obstante va a despachar favorablemente la recusación presentada por PETROMINERALES en contra del señor Javier Moros, procederá a hacer un breve análisis del contenido del dictamen elaborado por este.
Este informe fue elaborado por el geólogo Javier Moros con Matrícula Profesional No. 427 del CPG, el cual absuelve algunos de los interrogantes planteados en la demanda de reconvención reformada. Observa el Tribunal que gran parte de este informe se centra en demostrar la existencia de un supuesto plan al interior de PETROMINERALES que tenía como objetivo evitar la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16, para lo cual PETROMINERALES buscó mostrar el mayor número de estructuras como independientes.
Afirma por ejemplo el perito en este sentido lo siguiente: “A comienzos del 2008 Petrominerales se da cuenta que, de acuerdo con el contrato firmado con la ANH, el descubrimiento de un campo después de alcanzar una producción de 5MM de barriles comienza a pagar más regalías, por lo que se empieza a elaborar una estrategia para que esto no suceda.” 207 Como prueba de lo anterior, el señor Moros se refiere a una serie de correos que, según lo expuesto por él, ponen en evidencia que PETROMINERALES dio inicio a una estrategia para no que no fueran aplicable el Derecho por Precios Altos a favor de la ANH.
Sobre la interpretación que hace el perito acerca el contenido de los mencionados correos electrónicos, llama la atención del Tribunal que, para determinar de que los mismos ofrecen convicción sobre la existencia de una estrategia para no permitir la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato, el perito hace una interpretación propia sobre el uso de determinadas palabras en el idioma inglés que, según su criterio, son sinónimos de “fraguar, 207 Página 10 del documento – Cuaderno Principal No 7, folio
18. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 289 inventar, idear, imaginar, tramar”. Como es de entender, el perito ingeniero no es un traductor oficial ni mucho menos un experto en el uso del idioma inglés por lo que mal haría el Tribunal si asumiera como cierto el entendimiento del propio perito cuando no existe ninguna otra prueba en el proceso que ponga de manifiesto que PETROMINERALES haya “fraguado, inventado, ideado, imaginado o tramado” una estrategia para no aplicar el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL.
En este mismo sentido, señala el perito lo siguiente: “Posteriormente, en Julio de 2008 PCL, decide perforar una nueva estructura que denominó Corcel C, cuidándose de presentar mapas a Minminas y a la ANH, que sólo incluyeran la estructura a perforar. No había razón para presentar la estructura regional porque la idea final es que no fuera lo suficientemente grande para alcanzar una producción mayor de 5MM de barriles.” 208 Una vez más, el perito formula apreciaciones subjetivas que implican graves acusaciones que no tiene cómo demostrar.
El Tribunal entiende que PETROMINERALES solo está obligado a entregar a la ANH la información correspondiente a cada Área de Explotación exigida por el Contrato y que, en la medida que haya entregado lo que le correspondía, mal haría el Tribunal en coincidir en que PETROMINERALES presentó estratégicamente la información para ocultar información - que es lo que el señor Moros entre líneas pretende indicar - y evitar así el pago de determinados derechos económicos cuando no existe una prueba clara sobre ello.
Observa el Tribunal que de cualquier manera que los correos y comunicaciones a las que se refiere el perito Moros como prueba de un supuesto plan al interior de PETROMINERALES para no permitir la aplicación de la cláusula relativa a “Precios Altos”, se refieren en su mayoría a la necesidad de “presentar argumentos técnicos que soporten que la producción viene de estructuras independientes”209.
Lo anterior, para el Tribunal, no puede ser entendido por sí mismo con un elemento abusivo o de mala fe como pretende hacerlo ver la ANH, pues de acuerdo con el Contrato, PETROMINERALES tiene plena autonomía para separar distintas estructuras en diferentes Áreas de Explotación siempre que tenga los elementos técnicos para comprobar que se trata de estructuras independientes cosa que, de acuerdo con las comunicaciones citadas, es lo que buscó hacer.
Para el Tribunal es un hecho 208 Páginas 12 y 13 del documento – Cuaderno Principal No. 7, folios 20 y 21. 209 página 18 del documento – Cuaerno Principal No. 7, folio
26. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 290 bastante claro que PETROMINERALES, en el desarrollo de la explotación del Bloque CORCEL que asumió bajo su cuenta y riesgo, podía llegar a la conclusión de que prefería mantener el mayor número de estructuras como autónomas y ubicarlas cada una de ellas dentro de un Área de Explotación, independientemente de que el motivo por el que decidiera hacer tal cosa fuera por temas económicos y de rentabilidad de su negocio, siempre que tuviera los elementos técnicos suficientes para sostenerlo, sin que por ello pueda asumirse un comportamiento contrario al postulado de la buena fe o de abuso del derecho por parte de PETROMINERALES.
Más adelante, en su dictamen, el perito indica que “el manejo que le han dado a la estructura Corcel D es el claro ejemplo de como Petrominerales ha manipulado la información tratando de independizar estructuras, unas de otras y así poder retrasar el impacto del impuesto de precios altos después de alcanzar producciones de 5MMbbls.” Una vez más el señor Moros afirma vehementemente y sin fundamento alguno la existencia de un supuesto plan de PETROMINERALES para evitar la aplicación de la cláusula de “Precios Altos” y como sustento de ello se refiere a la “metodología de colocar fallas laterales para separar la denominada en un principio, estructura compleja Corcel” y al contenido de comunicaciones en las cuales los directivos de PETROMINERALES (según el experto) abiertamente expresan su intención de evitar la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16.
Sobre este punto observa el Tribunal, que el perito no aporta ningún elemento técnico o científico que permita entender por qué desde su experticia es posible concluir que las mencionadas fallas “fueron intencionalmente colocadas” y que las mismas no existen. Por lo demás, el Tribunal no encuentra que la existencia de una comunicación que se refiera a la intención maliciosa de evitar el pago de un derecho económico adicional, que por si misma pueda demostrar que PETROMINERALES alteró alguna información técnica con el fin de no permitir tal situación. Vale la pena destacar en este dictamen los siguientes puntos: a. Se alude a una serie de correos electrónicos internos de PETROMINERALES en los cuales se hace alerta sobre el impacto que tendría en la cláusula de Derecho por Precios Altos al separar en el Contrato CORCEL en diferentes Áreas de Explotación. Específicamente en cuanto a CORCEL A y CORCEL D, el señor Moros trae un email en Inglés, traducido por él mismo y dice “… no hay apoyo técnico claro para separar las áreas de Corcel A&D” (página 12 del concepto) y adicionalmente inserta otros TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 291 correos de PETROMINERALES en el cual se señala: “La intención es presentar argumentos técnicos que soporten que la producción viene de estructuras independientes así como de unidades independientes y por tal razón tiene un efecto en el porcentaje de pago de regalías.” (pág. 18 del concepto).
El Tribunal estima que lo escrito en los correos hace referencia a que el apoyo técnico no es claro, pero no a que no existe y, por consiguiente, corresponde a una conversación a la que no puede dársele el alcance de pretender fábrica artificiosa o infundadamente argumentos técnicos que sustentaren la separación entre los pozos CORCEL A y CORCEL D. De otra parte, cuando se dice que “la intención es presentar argumentos técnicos que soporten que la producción viene de estructuras independientes”, hace referencia a que se van a presentar las pruebas que sustenten dicha afirmación. De estas afirmaciones no se deberían hacer otras inferencias, puesto que irían en contra del postulado de la buena fe, la cual se presume, a menos que se demuestre lo contrario, sin que en este trámite obre prueba alguna que demuestre o al menos acredite la existencia de un propósito desleal o de ausencia de soporte técnico necesario para predicar de CORCEL A y CORCEL D la separación o independencia que afirmó PETROMINERALES durante la ejecución del Contrato. b. A este respecto el Tribunal considera que los argumentos del señor Moros se apoyan y sustentan en meras suposiciones hipotéticas en las que se echa de menos el respectivo fundamento técnico o científico que es de esperar de cualquier inferencia esgrimida como postulado positivo que pretenda desvirtuar otra afirmación técnica, tal como él mismo lo señala, “podría tratarse de una misma estructura”.
(página 14 del concepto). En el evento de que así fuera, hubiera debido probarse, mas no cuestionarse, la buena fe presumida del Contratista. Esta asimetría entre una argumentación técnica fundada y una suposición apenas construida de la mera sospecha conduce al Tribunal a darle más credibilidad a la experticia de Sproule, máxime cuando la asignación contractual de la autonomía técnica PETROMINERALES le da el privilegio de fundar su dicho con base en sus conclusiones, teniendo éstas por adecuadas al menos que sean desvirtuadas con solvencia técnica capaz de infirmar su dicho. c. El perito, señor Moros, hace infundados juicios de valor sobre la metodología de PETROMINERALES para presentar los mapas.
En efecto, señala: “Aparentemente la misma metodología de colocar fallas laterales para separar la denominada en un principio, estructura compleja de Corcel, fue usada posteriormente en Julio de 2010 en una presentación a solicitud de la ANH, donde presentan nuevos mapas de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 292 Corcel D y lo separan con fallas laterales de las áreas Corcel A y Corcel E (figura13).”210 Este Tribunal considera que se trata de argumentos que dejan entrever que está cuestionando la buena fe del Contratista.
En efecto, el decir que se usa una “metodología de colocar fallas laterales” de antemano coloca una sombra de duda sobre la existencia de dichas fallas, lo cual constituye una acusación directa a PETROMINERALES, la cual debe ser sustentada con fundamento técnico y científico y al no serlo, deberá, por tanto, ser desestimada pues, se repite, la buena fe se presume y la mala fe se demuestra.
Este Tribunal considera que, este tipo afirmaciones infundadas deben ser probadas, pero por ningún motivo va a fundar su decisión en meras suposiciones hipotéticas carentes de soporte o en elucubraciones sobre un supuestamente malintencionado cambio de interpretaciones que en todo caso no arroja como resultado final una evidencia petro física o de propiedades de fluidos o de mecanismos de producción que demuestre por parte de ANH una conectividad entre los yacimientos que PETROMINERALES consideró como independientes para conformar con cada uno un Área de Explotación. d. Para el caso de la perforación de las Áreas de CORCEL E y BOA, el señor Moros también se hacen algunas suposiciones y juicios de valor similares a los de las Áreas ya mencionadas, sin aportar soporte técnico alguno que explique y sustente la razón de su dicho. e. Existe en el dictamen un juicio de valor general efectuado por el señor Moros, en relación con la actuación de PETROMINERALES.
Se dice así: “Con la perforación de los dos pozos de Boa Petrominerales configuró 5 diferentes áreas a partir de lo que se considera son solo dos estructuras paralelas y que para independizarlas, con el fin de demorar el disparo de la cláusula de precios altos, lo que hicieron fue colocar trazos de fallas o lineamientos estructurales entre ellas que nunca se vieron representados de manera gráfica en los mapas elaborados por Petrominerales”.211 (Subraya y negrilla fuera de texto) Considera este Tribunal que el perito hace un infundado juicio de valor que ha debido ser sustentado detalladamente, porque está cuestionando de antemano toda la actuación de PETROMINERALES, y su buena fe contractual, mediante 210 Página 22 del documento – Cuaderno Principal No. 5, folio 30. 211 Pagina 28 del documento – Cauderno Principal No. 5, folio
36. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 293 acusaciones y elucubraciones subjetivas propias, huérfanas de sustento probatorio. f. El Tribunal destaca la ligereza de las afirmaciones efectuadas por parte del señor Moros, por tratarse de calificaciones y apreciaciones a las que no acompaña una razón técnica que las sustente.
El señor Moros, de otra parte, se refiere al estudio efectuado por Sproule, sin que su labor hubiese sido la contradicción de dicho dictamen el propósito y alcance de su experticia, destacando que resulta exótico que en su debido momento procesal la ANH tuvo la oportunidad de refutarlo o contradecirlo en la diligencia de la declaración de los expertos que lo elaboraron sin que hubiere efectuado, en su oportunidad, cuestionamientos de ésta índole, es decir ajenos al contenido o solvencia técnicos del estudio y más bien relacionados con la veracidad o fidelidad de la información sometida a los análisis y procesos técnicos de interpretación. Además, es notorio que todos los comentarios y análisis efectuados en este informe se enfocan como acusaciones y elucubraciones infundadas en las que se echan de menos respuestas propias basadas en la exhibición de los documentos de la inspección judicial o en sus propios estudios. g. Los argumentos aducidos por el señor Moros, constituyen meros ensayos de posibilidades, condicionadas a contingencias desconocidas, no enunciadas y que, por ende, carecen de certeza, por contraposición a las conclusiones del estudio de Sproule que se mencionó en acápite anterior, en el cual la separación de los yacimientos se enuncia con la razón geológica, petro física y de propiedades de líquidos que la sustenta. h. Llama la atención del Tribunal la respuesta dada por el perito a la pregunta No.5 que dice: “Determinar si la fundamentación y conclusiones del concepto de Sproule presentado por Petrominerales corresponde a lo encontrado por los peritos sobre los documentos”,212 por cuanto el perito se basa principalmente en acusaciones no soportadas sobre la fiabilidad de la información objeto de análisis (mapas, etc.) en el estudio Sproule, pero en parte alguna de su dictamen hace referencia a los resultados que el señor Moros encontró en los documentos y que lo llevaron a concluir que lo hecho por Sproule estaba erróneo.
Efectivamente, todos los argumentos están basados en un lenguaje de insinuaciones de alteración de información y acusaciones infundadas tales como: “…los diferentes contactos agua- petróleo han sido manipulados…”, “Sproule no elaboró una nueva interpretación de la Sísmica…”, “De por si al inicio del estudio, Sproule preconcebidamente ya sabía que había ocho estructuras”, “…al no poder dar explicación clara de las tendencias de los contactos agua-aceite, genera lineamientos para independizar estructuras y 212 Página 42 del documento – Cuaderno Principal No. 5, folio
50. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 294 corta el trazo de los contactos de manera busca contra esos lineamientos…”, “De todas maneras Sproule pretendió demostrar que todos los yacimientos eran separados dándole el peso mayor al contacto agua-petróleo, que como vimos también tiene dudas en su interpretación”.213, lo que para el Tribunal resulta exótico e inaceptable.
En este caso, si bien es cierto que la pregunta específicamente hacía referencia a la fundamentación del concepto de Sproule, la respuesta útil para desvirtuar las conclusivas afirmaciones de Sproule no es la imprecisa descalificación de lo fundamentado por el experto Sproule, sino un exámen técnico que, con rigor lógico y argumentos científicos, geológicos, petro físicos, de propiedades de los líquidos o mecanismos de producción, desvirtuare sus conclusiones.
El estudio del señor Moros se queda en la descalificación sin basamento. La respuesta debe tener un contenido de fondo, este documento fue presentado como un informe de dictamen de parte elaborado con base en inspección judicial y en exhibición de documentos, no un informe que se limita a predicar yerros de Sproule sin dar fundamento a esa descalificación, desbordándose así la labor del perito y el alcance de la prueba decretada por el Tribunal. i. Las respuestas que se dieron a partir de la pregunta 6 constituyen apenas unas meras acusaciones infundadas sobre las actividades de PETROMINERALES, haciendo el perito inaceptables juicios de valor sobre la conducta contractual que podrían tener connotaciones de índole jurídica si no se basaran en elucubraciones y suposiciones subjetivas del perito, pero sus conclusiones no contienen contundencia técnica o fundamento científico alguno para deshacer o desvirtuar las conclusiones que PETROMINERALES en ejercicio de su autonomía llegó respecto a la existencia de las Áreas de Explotación. Lo dicho por el señor Moros no se fundamenta en parte alguna, por el contrario se enuncia desprovisto de prueba o raciocinio técnico que le de sustento: “…pozos que debían ser de desarrollo fueron clasificados como exploratorios”, “…trazan fallas donde no las hay…”, “En la sísmica, manejan la interpretación de horizontes cambiando criterios de seguimiento de reflectores para crear estructuras…”, “La configuración de los yacimientos se ha modificado a través del tiempo, básicamente porque se ha conseguido mayor información de control, se ha reprocesado la información o simplemente porque se han introducido artificios para controlar las estructuras”, entre otras.
En igual sentido se hacen críticas a los criterios que PETROMINERALES utilizó para interpretar otras cláusulas del Contrato, asunto 213 Páginas 42 y siguientes del documento – Cuaderno Principal No. 5, folios 50 y siguientes. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 295 que no corresponde al ámbito de la prueba pericial. j. Para este Tribunal no es de recibo que la oportunidad procesal que la ANH tuvo para efectuar un informe de dictamen pericial sobre la exhibición de documentos, haya sido utilizada para descalificar los documentos presentados por PETROMINERALES en el trámite, sin proponer respuestas que sustenten su propio criterio, solo descalificaciones sin fundamento.
Por tal motivo, este Tribunal podrá valorar como fundamento técnico de su punto de vista las insinuaciones y elucubraciones tendientes a descalificar los estudios y actividades de PETROMINERALES sin que éstas descalificaciones tengan el soporte técnico que le den mérito y razonabilidad. g. Valoración dictámenes periciales presentados De los conceptos técnicos y declaraciones de los expertos durante las respectivas audiencias de contradicción se concluye que cada parte tiene un punto de vista diferente y por ello, los estudios y conceptos son elaborados partiendo de ese punto de vista.
En efecto, desde el punto de vista de la ANH se parte de la interpretación jurídica de que el Área de Explotación coincide el Área Contratada y por ello sus estudios técnicos parten de que se trata de una única Área de Explotación. De esta forma se pretende encontrar evidencia que concluya que no existen razones para determinar que existen diferentes Áreas de Explotación. De ahí que se haga referencia a criterios como el de Sistema Petrolífero para concluir que se trata de una misma Área de Explotación o que se pretenda señalar que varias Áreas de Explotación Particulares conforman una sola Área de Explotación General.
Por el contrario, desde el punto de vista de PETROMINERALES, se presentó un estudio técnico que partió de la base de que se trataba de estructuras dentro de formaciones independientes, y por ello, las conclusiones hacen referencia a las razones que permitan ratificar dicha premisa, y que confirme la existencia de las ocho estructuras independientes o que por lo menos señale que no hay evidencia de conectividad, lo cual es diferente a decir que se encuentran intercomunicadas.
En efecto, el dictamen presentado por PETROMINERALES concluye con fundamento técnico y científico que: “…Sproule ha confirmado la presencia de ocho cierres estructurales que contienen veinte y dos acumulaciones de hidrocarburos, de las cuales sólo dos carecen de una evidencia definitiva sobre su conectividad…”. Lo anterior, en concordancia con los Planes de Explotación presentados por PETROMINERALES en las diferentes Áreas de Explotación que fueron aceptados por la ANH, al guardar silencio sobre los mismos.
De todo lo anterior este Tribunal TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 296 concluye que cada uno de los dictámenes presentados por las partes, tienen supuestos diferentes y por ello cada uno de ellos trae conclusiones diferentes dependiendo de los supuestos de los que parte.
Como se puede observar, entre los distintos dictámenes presentados existe una diferencia de conclusiones sobre el número de Áreas Explotación - definidas a partir de la verificación de que cada una recae sobre una estructura de acumulación de Hidrocarburos que se comporta como unidad independiente - que hay en el Bloque CORCEL, lo cual obliga al Tribunal a hacer una valoración de los distintos dictámenes de parte con el fin de establecer cuántas Áreas de Explotación existen en el Bloque CORCEL, y poder así determinar cómo debe aplicarse el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato.
Como se mencionó anteriormente en este Laudo Arbitral, el Tribunal considera que el Contrato le otorga plena y absoluta autonomía al Contratista para delimitar libremente las Áreas de Explotación siempre y cuando las mismas contengan por lo menos un Descubrimiento entendido este último, de acuerdo con las propias definiciones del Contrato, como una estructura que se comporta de manera independiente de acuerdo con sus características de sus fluidos, sus propiedades petrofísicas y sus mecanismos de producción. Teniendo en cuenta lo anterior, el Tribunal descartará la interpretación que hace ACIPET en sus informes según la cual el Bloque como un todo está compuesto por una única Área de Explotación, ya que dicha conclusión parte de una interpretación errada del Contrato que el Tribunal no comparte.
Como ya expuso el Tribunal, el Contrato le da la facultad al Contratista de definir autónoma y libremente cuántas Áreas de Explotación habrá, siempre que se cumpla que los yacimientos a los que se refiere cada una de ellas se comporten de manera independiente. Así pues, en la medida que PETROMINERALES presentó Planes de Explotación para ocho (8) Áreas diferentes, el Tribunal parte del supuesto de que cada una de estas Áreas corresponde por lo menos a una estructura independiente salvo que haya prueba en contrario de ello.
Teniendo en cuenta lo anteriormente expuesto, es claro que corresponde al Tribunal definir, si en el Bloque CORCEL existen ocho (8) Áreas de Explotación, como revela Sproule. Sobre este punto, es importante precisar que el Tribunal considera que, teniendo en consideración que el Contrato le otorga autonomía al Contratista para definir cada una de sus Áreas de Explotación y que era una facultad en cabeza del mismo delimitar el alcance de las mismas, es claro que en este caso quien tiene la carga de la prueba para demostrar que las Áreas de Explotación señaladas por el Contratista no cumplen con los requisitos contractuales -independencia de los TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 297 descubrimientos- es la ANH, pues, el Contratista, en ejercicio de su autonomía, puede definir cada una de sus Áreas de Explotación y las mismas solo pueden ser cuestionadas cuando la ANH tenga las dudas suficientes para considerar que no se cumplen los presupuestos para que determinada Área de Explotación sea considerada como tal.
Bajo este entendido, siendo una facultad de PETROMINERALES la de delimitar sus Áreas y una prerrogativa de la ANH cuestionar tal circunstancia, es quien pretende cuestionarla quien tiene la carga de la prueba de demostrar su afirmación, para lo cual debe aportar los elementos de juicio suficientes para poner en evidencia porqué no se cumplen con los requisitos contractuales de tal suerte que sea posible desvirtuar el sustento de dicha posición. Es claro que, en la medida que, es la ANH quien alega que las estructuras definidas por PETROMINERALES no se comportan como unidades independientes, es la ANH la que debe soportar la carga de aportar los elementos de juicio suficientes que demuestren que eso no es así. El Tribunal, teniendo en cuenta: i) que la recusación presentada por PETROMINERALES en contra del Consorcio 2012 así como de Javier Moros está llamada a prosperar; ii) que en los informes rendidos por los mencionados peritos se hace uso reiterativamente de un lenguaje sugestivo sin que el mismo esté sustentado en algún elemento técnico lo cual no permite establecer sin lugar a dudas que las consideraciones presentadas son válidas; y iii) que estos documentos contienen juicios de valor sobre la conducta contractual que podrían tener connotaciones de índole jurídica, los cuales se basan en elucubraciones y suposiciones subjetivas e hipotéticas del perito, pero no contiene contundencia técnica o fundamento científico alguno para deshacer o desvirtuar las conclusiones de PETROMINERALES; considera que lo anterior abre un espacio de duda considerable sobre las conclusiones técnicas y científicas presentadas en estos documentos en la medida que, no solo están llenos de contradicciones, sino que además, de acuerdo con lo manifestado por los peritos, ellos mismos no están absolutamente seguros del contenido de los mismos.
Por lo anterior, el Tribunal concluye que el dictamen de parte aportado por PETROMINERALES y rendido por Sproule, brinda mayores elementos técnicos para entender las razones por las que debe entenderse que las estructuras de CORCEL A, BOA, CORCEL C, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO, COBRA y CARDENAL son unidades independientes y selladas que pueden ser entendidas cada una de ellas como un Área de Explotación diferente, en los términos del Contrato CORCEL.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 298 h. Consideraciones adicionales i. Cadenas de correos presentados por la ANH y la ANDJE. Tanto la ANH en su alegatos de conclusión como el apoderado de la ANDJE, traen a colación distintos correos electrónicos que, en su parecer pondrían en evidencia la existencia de un plan de mala fe de PETROMINERALES para evitar la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato.
Con respecto a los correos transcritos, es relevante señalar que algunos de estos se cruzan entre diferentes empresas de la industria del petróleo sin que en ningún momento se ponga en evidencia en ellos la existencia de una mala fe, por el contrario es normal en el desarrollo de los negocios que los empresarios asuman frentes comunes para defender sus derechos, incluso cuando los mismos se refieren al tema de “Precios Altos”.
De los correos encontrados, llama la atención el Tribunal especialmente sobre los siguientes: 1. Correo enviado por el señor Mauricio Vega exfuncionario de HOCOL S.A. el 11 de marzo de 2010, cuando ya varias compañías se encontraban frente a la ANH en la misma situación, dirigido a la señora Diana al parecer funcionaria de la compañía GRANTIERRA y con copia a otros funcionarios de HOCOL y al doctor Jorge Posada de PETROMINERALES, en el que se lee: “Diana, Gracias por la información. Actualizo sobre el avance: 1.
Recibimos carta de la ANH que sin hacer referencia a nuestra comunicación con el concepto legal, nos cobran diferencia en las liquidaciones so pena de pagar intereses de mora. 2. Procedimos a hacer el pago aclarando que no estamos de acuerdo y que cualquier diferencia acordada sería aplicable como anticipo de pagos futuros. 3. Estamos considerando solicitar el pago en especie para limitar la exposición ya que este tema puede ir para largo.
En ese orden de ideas podríamos reunirnos para definir cuál sería la mejor estrategia para adelantar las negociaciones con la ANH, sea en forma individual o colectiva. (Resaltas y subrayas fuera de texto) TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 299 Proponemos reunirnos el próximo martes 16 de marzo a las 3 pm en nuestras oficinas.
Favor confirmar quienes podrían asistir. Cordialmente, Mauricio Vega” 2. El enviado por la señora Diana Iletaly funcionaria de la compañía GRANTIERRA del mismo 11 de marzo de 2010, cuando ya varias compañías se encontraban frente a la ANH en la misma situación, dirigido a Jorge Posada de PETROMINERALES y otros funcionarios de HOCOL y de GRANTIERRA, de nuevo narrando una reunión sostenida con el señor Mauricio Vega y de su lectura no se desprende mala fe o similar.
En este se lee: “Hola Jorge, disculpa la tardanza en responder tu correo. Respecto a nuestro tema en común de Precios Altos, quería contarte que me reuní con Mauricio Vega de Hocol para revisar este tema antes de involucrar a más compañías y entender el punto en el que estaban. Te resumo los puntos de la reunión: • Están en la misma situación nuestra en relación a los costos de transporte por carro tanque. • Ellos solicitaron un concepto legal del contrato y se lo enviaron a la ANH.
Están esperando respuesta. • Estamos alineados en no ceder frente a la ANH en el reconocimiento de los costos de transporte hasta el punto de entrega. Acordamos que cada compañía adelante si proceso frente a la ANH y si no tenemos respuesta positiva, luego si avanzamos en grupo. (Resaltas y subrayas fuera de texto) • Quedamos en compartir cualquier respuesta por parte de la ANH y/o en caso de cambiar estrategia en este tema, también informar a la otra parte.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 300 • Quedamos en reunirnos nuevamente la segunda semana de Marzo para revisar los avances, a esta reunión me gustaría que nos acompañaras. (aún no tenemos fecha definida) Por nuestra parte te cuento que: • Enviamos carta a la ANH aceptando la entrega del crudo en especie a partir del mes de feb. pero dado este derecho económico se empezó a generar desde el sep 09 aún está pendiente la negociación del precio del hidrocarburo correspondiente a precios altos para este periodo. • En la carta solicitamos a la ANH cita con el Dr. Zamora para elevar el tema (tal como lo indica el contrato) y ver qué posibilidades hay de llegar a un acuerdo con él. • Estamos en espera de respuesta por parte de la ANH.
Por el momento no vamos a incluir un concepto legal, buscando cubrir primero otras instancias y para que cada compañía maneje diferentes estrategias frente a la ANH y ellos no piensen desde ya que nos unimos contra ellos.214 (Resaltas y subrayas fuera de texto) Te estaré avisando sobre la próxima reunión y te agradezco me informes sobre cualquier avance que tengan en este tema frente a la ANH.
Saludos, Diana Iletaly” 3. Correo enviado por el doctor Jorge Posada de PETROMINERALES a la señora Diana Iletaly funcionaria de la compañía GRANTIERRA y otros, del 24 de febrero de 2010, cuando ya varias compañías se encontraban frente a la ANH en la misma situación, manifestando y relacionado otras empresas que estaban en la misma situación al tema de “Precios Altos”, del cual, se reitera, no se desprende mala fe o similar.
En este se lee: 214 Apartes de este párrafo es transcrito por el apoderado de la ANDJE, visible a folio 19 de su primer escrito, así: “que cada compañía maneje diferentes estrategias frente a la ANH y ellos no piensen desde ya que nos unimos contra ellos.” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 301 “Diana: Fue un gusto haberlas conocido a ti y a Alejandra. En relación con las empresas que pueden tener el mismo problema de precios altos, o que estén cerca y les interese su resolución, hemos identificado a las siguientes (sin seguir ningún orden en particular): Ecopetrol Metapetroleum Hocol Grantierra Petrominerales Cepcolsa C&C Energy WOGSA Columbus Hupecol Te repito, no todas han llegado ya a los cinco millones de barriles, pero las que no han llegado tienen niveles de producción en contratos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos que les debe hacer interesante resolver el punto de los costos hasta el punto de venta.
¿Quieres tomar el liderazgo y contactar estas empresas? Quedo pendiente de tus noticias, Jorge Posada Secretario General” El Tribunal reitera nuevamente que se trata de correos cruzados entre diferentes compañías petroleras que se encontraban en la misma situación frente a la interpretación que tiene la ANH, sobre el alcance de la cláusula del Derecho por Precios Altos que impacta a los Contratistas en sus finanzas, sin embargo, como se ha indicado, de los mismos no puede deducirse la existencia de mala fe por parte de PETROMINERALES.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 302 El apoderado de la ANDJE en su escrito de intervención y en sus Alegatos de Conclusión, llama especialmente la atención sobre el siguiente correo electrónico: Las conversaciones entre varios empleados de la empresa PETROMINERALES, evidencian una intención de eludir los pagos derivados de la aplicación del supuesto de hecho descrito en la cláusula 16.2 del CONTRATO CORCEL, ya transcrita.
Se tiene por ejemplo, que dentro de la exhibición documental pudieron evidenciarse conversaciones como la que se transcribe a continuación: Liliana Marcela Rojas: Yo digo que si no se dan cuenta… si las aceptan Jorge Posada “Ok, entonces las enviaré sin decir nada. Amanecerá y veremos.” Como se puede ver, el anterior correo electrónico fue copiado de manera aislada y descontextualizada.
Sin embargo, una vez revisada la cadena de correos que antecede al mismo, se puede observar que este correo, no se refiere a Áreas de Explotación o al Derecho por Precios Altos, sino a las políticas del Banco de la República frente a las Cartas de Crédito. En este sentido, éste fue enviado por Liliana Marcela Rojas a Jorge Posada, Luisa F. Camargo Sánchez y María Claudia Tobón y como el asunto de “Cartas de Crédito ANH” de fecha agosto 17 de 2010 y dice así: “Luisa, Revisando las Cartas de Crédito me he dado cuenta que el banco hace la aclaración de que las garantías se hace en dólares y se paga en la divisa establecida, esto entendido es en dólares?? Si sí, esto quiere decir que todas las que se expidan de aquí en adelante serán así, nominadas en dólares pagaderas en dólares?? Me cuentas.
Jorge, de ser esto cierto, dejamos las cosas así o ponemos al tanto a la ANH de las nuevas políticas bancarias “Banco de la Republica” Saludos Liliana Marcela Rojas Ortiz” TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 303 Y le contesta el doctor Jorge Posada a la señora Liliana Marcela Rojas Ortiz: “Yo digo que si no se dan cuenta… si las aceptan… Jorge Posada” Y le responde la señora Liliana Marcela Rojas Ortiz, al doctor Jorge Posada: “Ok, entonces las enviaré sin decir nada.
Amanecerá y veremos. Liliana Marcela Rojas Ortiz” Como puede verse, una vez más, el anterior correo tampoco demuestra mala fe o comportamiento abusivo alguno, al contrario, como está planteado tergiversa lo dicho. Es de aclarar, que en el escrito de Alegatos de Conclusión de la ANH si está transcrito en forma adecuada.
4. PRONUNCIAMIENTO SOBRE LAS CUESTIONES SOMETIDAS A CONSIDERACIÓN DEL TRIBUNAL a. Síntesis de las consideraciones del Tribunal 1) Llegados a este punto, tiene decantado el Tribunal que entre PETROMINERALES y ANH se celebró válidamente un Contrato de E&E que representó un cambio significativo en la naturaleza jurídica y el régimen de responsabilidad respecto del modelo contractual de “Asociación” que había utilizado ECOPETROL en el pasado, específicamente porque el modelo de Contrato E&E asignó al contratista (PETROMINERALES en este caso) la realización de las actividades a su cuenta y riesgo, pero además gozando de autonomía técnica y directiva para tal efecto, por lo que el Contrato CORCEL participa de elementos propios de la figura contractual doctrinariamente identificada como concesión. Lo anterior lo ratifica el apoderado de la ANH en sus Alegatos de Conclusión, (también sostenido por varios testigos y probado en el curso de todo el proceso), cuando manifiesta: “Es pacífico para ambas partes que el Contrato Corcel fue celebrado el 2 de junio de 2005215.
Por medio de este, la ANH le “otorg[ó] 215 Cuaderno de Pruebas No. 1. Fl.35: Contrato Corcel. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 304 exclusivamente a [Petrominerales] el derecho de explorar el Área Contratada y de explotar los hidrocarburos de propiedad del Estado que se descubran dentro de dicha área”216.
Conforme a la cláusula 11, Petrominerales asumió “el control de todas las operaciones y actividades que consider[ara] necesarias para una técnica, eficiente y económica exploración del área contratada y para la Evaluación y Explotación de los Hidrocarburos”217. “Está probado, entonces, que Petrominerales tenía el derecho contractual y el control pleno para delimitar los Campos Comerciales y las llamadas Áreas de Explotación en particular.”218 (Resaltas y subrayas fuera de texto) 2) En la formación y estructuración del Contrato se incorporó el Derecho por Precios Altos de Hidrocarburos, el cual quedó consagrado en numeral 16.2. de la cláusula 16 con el fin, según se ve en los documentos y declaraciones testimoniales, de reconocer la necesidad del Estado Colombiano y sus perspectivas de producción de hidrocarburos, de estimular el interés de los inversionistas en el desarrollo de los denominados campos menores y propiciar que solo respecto de producciones de mayor magnitud se hiciera exigible un ingreso adicional en cabeza de la ANH.
De tal manera que tratándose de producciones de menos de cinco (5) millones de Barriles (para el caso de Hidrocarburos Líquidos) el no pago de derechos económicos por precios altos a favor de la ANH viabilizara las inversiones de desarrollo y significara un estímulo adicional para dedicar recursos e inversiones para su desarrollo y aumentar la recuperación también de reservas menores, con todos los beneficios socio económicos que la industria y las solas regalías representan también para el país. 3) Encontró el Tribunal que el analizado el numeral 16.2. de la cláusula 16 solo se aplica por cada Área de Explotación y que a tal conclusión se llega del texto mismo y de la consulta a la intención mayoritaria de los redactores y partícipes en la estructuración del nuevo Contrato E&E, así como de la finalidad pretendida relacionada con el estímulo de desarrollo o explotación encaminada a obtener también producciones menores, sin que para tal lectura tenga impacto alguno la ausencia inicial o la inclusión posterior 216 Ibídem, Cláusula 2. 217 Ibídem, Cláusula 11. 218 Páginas 42 y
43. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 305 (con meras consecuencias reiterativas) del vocablo “cada” precedente a la expresión definida “Área de Explotación”, pues en cualquier caso se entiende que la regulación de la cláusula recae y produce efectos respecto de cada Área de Explotación. 4) Ahora bien, en cuanto al concepto de Área de Explotación, el Tribunal concluye que éste corresponde fidedignamente a un término definido por las partes en el Contrato (numerla 1.6. de la cláusula 1) que además es objeto de regulaciones en diversos apartes del mismo que refieren a la aplicabilidad de tal concepto a distintos aspectos de la operación y el devenir jurídico y económico del Contrato.
El vocablo “Área de Explotación”, corresponde a un solo concepto definido expresamente por los contratantes, sin que la utilización de, por ejemplo, la expresión “Área de Explotación en particular” o cualquier otra que el Contrato contenga en la que “Área de Explotación” se acompañe de un artículo, adjetivo o cualquier otra voz aclarativa, tenga la fuerza de crear o establecer una nueva categoría conceptual de Área de Explotación distinta de la que ya se define y regula en el texto contractual como se analizó detalladamente en este Laudo Arbitral. 5) La diferencia del Área de Explotación con otros conceptos del Contrato (según se explica in extenso en uno de los apartes de este Laudo) se establece claramente de la interpretación sistemática y armónica de los conceptos contractuales de Área Contratada, Descubrimiento o yacimiento descubierto, Campo Comercial y Área de Explotación. De ellos se deduce sin mayor esfuerzo que no existe ninguna previsión contractual que establezca un tope superior para el número plural de Campos Comerciales que pueda contener un Área de Explotación, ni tampoco para el número de yacimientos que pudiera albergar un Campo Comercial, pero en cambio es palmario de la simple gramática de las propias definiciones contractuales que, un Área de Explotación debe contener al menos un Campo Comercial, y un Campo Comercial a su vez debe tener al menos un yacimiento descubierto o Descubrimiento, de suerte que éste (el yacimiento o Descubrimiento) se convierte en la unidad mínima, independiente e indivisible, por lo que un mismo Descubrimiento solo puede estar en un Área de Explotación, no es aceptable para el Tribunal que un Área de Explotación se conforme con apenas la fracción de un Descubrimiento mientras que la otra fracción del mismo Descubrimiento dé lugar a otra Área de Explotación. No tiene entonces fundamento contractual alguno la identificación a priori del concepto de Área de Explotación con Área TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 306 Contratada que pretende la ANH. Por consiguiente, todas las excepciones de la ANH y sus pretensiones como convocante en reconvención que partan del equívoco de equiparar el concepto de Área de Explotación al de Área Contratada o de considerar que el Área de Explotación recoge o agrupa unas supuestas áreas que clasifica bajo el concepto no existente en el contrato de “Áreas de Explotación en particular” -asumiendo éste como uno distinto al único de “Área de Explotación” -, en cuanto parten de ese infundado supuesto o establecen enlaces lógicos defectuosos a partir de tal infundada consideración o subordinan conclusiones o premisas a esa errada convicción, no prosperarán. 6) Por otro lado encuentra el Tribunal que el Descubrimiento o yacimiento descubierto está claramente definido e individualizado en el Contrato, es decir tiene entidad contractual propia a partir de la identificación de los aspectos que permiten diferenciarlo de otros conceptos y de yacimientos entre sí. Acordaron los contratantes las características que debe revestir el hallazgo para poder ser considerado como una “unidad independiente” y exclusivamente señalaron como tales i) los mecanismos de producción, ii) las propiedades petrofísicas y iii) las propiedades de fluidos como únicos elementos determinantes para fundar en ellos el comportamiento como “unidad independiente” que permite predicar la existencia de un yacimiento descubierto o Descubrimiento.
De manera que es con esos tres aspectos que contractualmente se legitima al Contratista para que, en ejercicio de su autonomía, pueda determinar libremente si un yacimiento se comporta como unidad independiente para conformar, al menos con uno de tales características, un Área de Explotación. 7) La autonomía otorgada al Contratista para la ejecución del Contrato y su entera asunción de los costos y riesgos de la explotación, impone que la identificación y aviso que éste haga de un Descubrimiento para con él conformar un Área de Explotación, debe tenerse como cierta en aplicación del postulado constitucional de la buena fe, salvo que se contraponga a las conclusiones del Contratista un criterio fundado de la ANH que contradiga, con rigor técnico, la predica sustentada del Contratista.
Solo si se lograre probar una desviación técnica o una abusiva aplicación del criterio del Contratista, que tenga por mal fundadas sus conclusiones o incluso demostrare una situación de incumplimiento del Contrato por su parte, cosa que no ocurrió ni durante TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 307 la ejecución del Contrato ni tampoco en el trámite de este Tribunal, quedaría desvirtuada la presunción de buena fe.
Por ende, la conformación de ocho (8) Áreas de Explotación en el Área Contratada CORCEL para el momento de la presentación de la demanda principal reformada, correspondientes a CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL, cuenta con apoyo contractual y no fue desvirtuada con el material probatorio en este trámite desplegado. 8) El postulado de la buena fe exige al Contratista que, por ejemplo, para la determinación de las Áreas de Explotación que estime pertinentes y adecuadas, deba apegarse a las previsiones que definen en el mismo Contrato tales conceptos, con una perspectiva técnica afiliada con rigor a las exigencias conceptuales consignadas por las partes, pudiendo, sin embargo, obtener autónomamente la configuración más eficiente, siempre que con ello no viole las restricciones del Contrato ni las acomode engañosamente con artificios técnicos (que no fueron demostrados en este proceso) para defraudar el derecho del otro contratante, por lo que el Tribunal circunscribió su análisis a la aproximación jurídica y hermenéutica del Contrato tal como lo plantearon las partes a través de sus pretensiones y excepciones. 9) La pretendida estrategia maliciosa y malitencionada que adujo la convocada y apoyó la ANDJE con base en la presentación de fragmentos editados de unos correos electrónicos internos de PETROMINERALES, no aparece probada pues lo que se evidencia de ellos es la reacción del Contratista provocada por el estímulo creado por la propia ANH, consistente en el interés y motivación de aquel para separar los campos menores en Áreas de Explotación independientes para obtener el beneficio de no activar pagos por el Derecho por Precios Altos según el numeral 16.2. de la cláusula 16 y propiciar el resultado buscado por la ANH que fue el incremento de la producción proveniente de campos marginales o menores (de menos de cinco (5) millones de barriles).
Las comunicaciones de PETROMINERALES de las que la ANH pretende derivar tal supuesta mala intención, lo que ponen en evidencia es lo deseable que resultó para PETROMINERALES la finalidad perseguida por la política de la ANH concretada en el numeral 16.2. de la cláusula, consistente precisamente en la separación de los yacimientos pequeños en distintas Áreas de Explotación para estimular el interés del inversionista en dichos campos marginales o menores, es decir la importancia económica de alcanzar tal finalidad (todo ello precisamente en entera consistencia con lo que la cláusula perseguía), pero no se refieren TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 308 dichas comunicaciones a que para ello se desfigurasen o tergiversasen los medios, esto es la razones técnicas, pues no encontró demostrado este Tribunal que el Contratista hubiera urdido maliciosa o malintencionadamente una maniobra encaminada a disfrazar, distorsionar o tergiversar las lecturas de los aspectos técnicos correspondientes a las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos o los mecanismos de producción. Por consiguiente, no se desvirtuó la presunción de la buena fe en la ejecución de los contratos y por ello ninguna de las pretensiones o excepciones que plantea la ANH invocando tal mala fe o abuso del derecho habrá de prosperar. 10) En cuanto a los cuestionamientos de la ANH respecto de los pagos efectuados por el Derechos por Precios Altos por parte de PETROMINERALES, se tiene que: (i) aquellos que se fundan en que el Derecho por Precios Altos debieron causarse por una producción correspondiente a una conformación de Áreas de Explotación distinta de las ocho (8) reportada por PETROMINERALES, bien sea que se tratare de (1) sola Área de Explotación según la ANH, o un número plural distinto de las ocho (8) reportadas por PETROMINERALES y que se sometieron a debate durante el presente proceso arbitral, éstos se considerarán sin fundamento en cuanto este Tribunal ha encontrado demostrada la determinación autónoma y contractualmente fundada por parte de PETROMINERALES de ocho (8) Áreas de Explotación (CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL) que habían sido reportadas para el momento de la presentación de la demanda principal reformada, todo ello en la forma y oportunidad en que el Contratista las conformó según se ha establecido a lo largo de este Laudo Arbitral;
(ii) con respecto a aquellos cuestionamientos relacionados con las variables de precio, canastas de crudos y márgenes pre-acordados utilizados por el Contratista (PETROMINERALES) para calcular el Derecho por Precios que se han realizado por éste, a partir de la existencia de aquellas de las ocho (8) Areas de Explotación reportadas para el momento de la presentación de la demanda principal reformada, respecto de las cuales se han cumplido las condiciones necesarias para hacer exigible el Derecho por Precios Altos, el Tribunal considera que PETROMINERALES afirmó haber cumplido y obran en el expediente pruebas de los pagos efectuados por ésta sin que se haya arrimado prueba alguna que desvirtúe esa afirmación. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 309 b. Pronunciamiento expreso sobre cada una de las cuestiones sometidas a consideración del Tribunal Con base en las consideraciones que anteceden y en cumplimiento del principio de congruencia que debe tener toda providencia conforme a lo dispuesto por el artículo 281 del CGP, el Tribunal resolverá a continuación, todas y cada una de las pretensiones formuladas por las partes, tanto en la demanda principal reformada como en la demanda de reconvención también reformada, así como todas y cada una de las excepciones propuestas por ellas en sus correspondientes escritos de contestación. Para efectos de lo anterior se tendrán en cuenta las consideraciones fácticas y jurídicas que se hicieron en la parte motiva de este Laudo Arbitral, así como lo demostrado en el proceso por las partes. i. Resolución sobre las pretensiones de PETROMINERALES contenidas en la demanda principal reformada El Tribunal, teniendo en cuenta las consideraciones que ya han quedado plasmadas en detalle, resolverá así: Respecto de la pretensión “PRIMERA: DECLARAR que entre la ANH y PETROMINERALES se celebró y suscribió válidamente el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Sector Corcel (el CONTRATO) integrado por el cuerpo principal y los anexos A (Área Contratada), B (Programa Exploratorio Mínimo) y C (Modelo de la Carta de Crédito)”.
El Tribunal despachará favorablemente esta pretensión en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral por considerar que la suscripción y celebración del Contrato fue un hecho aceptado y no controvertido por la ANH en el curso del presente trámite. Respecto de la pretensión “SEGUNDA: DECLARAR que, en los términos del CONTRATO, principalmente según los numerales 1.4, 1.6, 1.9, 1.27 y 1.28, de la Cláusula 1, numeral 4.3 de la Cláusula 4 y numerales 9.3 y 9.4 de la Cláusula 9, las definiciones contractuales de “Área Contratada”, “Área de Explotación” y “Campo Comercial” son diferentes”.
El Tribunal despachará favorablemente esta pretensión, en el sentido de declarar que de acuerdo con lo indicado en los numerales 1.4., 1.6., 1.9., 1.27 y 1.28. de la cláusula 1 del Contrato, así como en el numeral 4.3. de la cláusula 4 y los numerales 9.3. y 9.4. de la cláusula 9, las definiciones contractuales de “Area Contratada”, “Area de Explotación” y “Campo Comercial”, ciertamente son diferentes, tal y como TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 310 fue analizado en el numeral i) “Área Contratada, Área Comercial, Descubrimiento, Yacimiento, Área de Explotación”, del literal e) “El concepto de Área de Explotación frente a las demás definiciones del Contrato”, del Capítulo 2 denominado “Análisis de aspectos jurídicos tratados en el proceso”, de la Segunda Parte de este Laudo Arbitral.
Respecto de la pretensión “TERCERA: DECLARAR que, en los términos del CONTRATO, en el Área Contratada existen actualmente las siguientes ocho (8) Áreas de Explotación: Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal, independientes entre sí y delimitadas de conformidad con los documentos que obran en el expediente”.
De acuerdo con lo demostrado en el proceso, el Tribunal despachará favorablemente esta pretensión en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral, particularmente en la Segunda Parte, numeral 2, literales b), e), f) y numeral 3, entre otros. Lo anterior, en cuanto cabe al Tribunal la convicción de que dentro del Área Contratada existían al momento de la presentación de la demanda principal reformada ocho (8) Áreas de Explotación distintas denominadas CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL, las cuales se encuentran plenamente independizadas entre sí y debidamente delimitadas de acuerdo con los procedimientos contractuales oportunamente surtidos en torno a la conformación que autónomamente el Contratista hizo de las ocho (8) Áreas de Explotación aquí mencionadas, sin que se encuentren probadas por parte de la ANH (convocante en reconvención) razones que desvirtúen la conformación de las Áreas de Explotación en los términos que fue efectuada por el Contratista, y sin que haya sido probada una estrategia malintencionada o tendiente a defraudar sobre la que se haya soportado, según lo arguyó la convocada, la configuración de las aludidas ocho (8) Áreas de Explotación que el Contratista reportó. Respecto de la pretensión “CUARTA: DECLARAR que en los términos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, el pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos está condicionado a la ocurrencia de cinco condiciones contractuales que son: (i) que haya un Descubrimiento;
(ii) que haya la declaratoria de comercialidad de un Campo; (iii) que haya un Área de Explotación, pues el derecho se predica de cada Área de Explotación; (iv) que la producción acumulada de la respectiva Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías supere los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos; y (v) que el precio de crudo marcador WTI supere el precio base Po; y que estas condiciones deben cumplirse conjuntamente para que se cree una obligación en cabeza de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 311 PETROMINERALES (obligación de pago a la ANH) y correlativamente un derecho en cabeza de la ANH (derecho a exigir y recibir el pago por parte de PETROMINERALES)”. El Tribunal se refirió -in-extenso en la Segunda Parte, numeral 2 literal c) subnumeral v), literal d), entre otros- al contenido y alcance de este numeral 16.2. de la cláusula 16, así como a las condiciones que deben cumplirse para que se haga exigible el derecho de la ANH a cobrar el Derecho por Precios Altos; razón por lo cual, se despachará favorablemente esta pretensión en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral.
Respecto de la pretensión “QUINTA: DECLARAR que por estar ubicados los Campos Comerciales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal en sus respectivas Áreas de Explotación, individualizadas e independientes entre sí dentro del Área Contratada, las producciones de los referidos Campos Comerciales y Áreas de Explotación se comportan de manera individual, separada y exclusiva y no se suman para determinar los Derechos Económicos por Precios Altos para Hidrocarburos Líquidos a favor de la ANH en los términos del CONTRATO”.
De conformidad con lo demostrado en el proceso, según se analizó detenidamente en esta providencia, especialmente en la Segunda Parte, literal c) subnumeral v), literal d), literal e) subnumeral ii) y iii), literal f) y numeral 3 literales a), b), c), d), f) y g) entre otros, el Tribunal encuentra que los Campos Comerciales “CORCEL A”, “BOA”, “CORCEL C”, “COBRA”, “CORCEL D”, “CORCEL E”, “CARUTO” y “CARDENAL” se encuentra ubicados en sus respectivas Áreas de Explotación, las cuales están debidamente individualizadas e independientes entre sí dentro del Área Contratada.
Así mismo, el Tribunal observa que las producciones provenientes de los descubrimientos referidos como Campos Comerciales que conforman las respectivas Áreas de Explotación se comportan como unidades independientes y que, conforme con el Contrato, no se deben sumar para efectos de la determinación del Derecho por Precios Altos para Hidrocarburos Líquidos a favor de la ANH, en cuanto para los efectos de tales derechos se debe tomar en cuenta la producción por Área de Explotación, razón por la cual el Tribunal despachará favorablemente esta pretensión en la parte resolutiva del presente Laudo Arbitral.
Respecto de la pretensión “SEXTA: DECLARAR que, como consecuencia de la anterior pretensión, la producción de hidrocarburos de cada una de las Áreas de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 312 Explotación y sus respectivos Campos Comerciales no se suma para la aplicación del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO”.
El Tribunal también despachará favorablemente esta pretensión por las mismas razones que acogerá la pretensión quinta anterior, toda vez que la pretensión sexta es consecuencial de la pretensión quinta precedente que fue acogida totalmente. Respecto de la pretensión “SÉPTIMA: DECLARAR que, en los términos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, la obligación de pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos por parte de PETROMINERALES, sólo se ha causado respecto del Área de Explotación Corcel- A a partir del mes de agosto de 2011 y respecto del Área de Explotación Corcel-C a partir del mes de junio de 2012, por haberse superado en cada una de dichas Áreas de Explotación una producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías, que supera los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos y por haber acontecido, en relación con tales Áreas de Explotación, las demás condiciones a las que se refiere la pretensión CUARTA”.
En cuanto a esta pretensión el Tribunal la acogerá totalmente, en consonancia con el hecho de resolver favorablemente la pretensión cuarta de la demanda principal reformada y además al haber encontrado demostrado que, según lo expresó PETROMINERALES, las Áreas de Explotación denominadas “CORCEL A” y “CORCEL C” superaron los cinco (5) millones de barriles a partir de las fechas indicadas por ella;219 el Tribunal señaló al despachar favorablemente las pretensiones quinta y sexta anteriores las razones por las que la producción de las diferentes Áreas de Explotación no deben sumarse, y encuentra que para acoger la presente pretensión séptima son aplicables las mismas razones allí expuestas, así como los análisis de pruebas que especialmente se incluyen en la Segunda Parte numeral 3 literales d), e) y f) subnumeral v) y literal g), entre otros.
Respecto de la pretensión “OCTAVA: DECLARAR que no existe obligación de pago de Derechos Económicos por Precios Altos a la ANH respecto de las Áreas de Explotación Corcel-D, Corcel-E, Boa, Cobra, Caruto y Cardenal, toda vez que ninguna de ellas ha superado los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos de producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías”.
Esta pretensión será despachada favorablemente por el Tribunal en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral en la medida que no está probado que para el 219 Según consta en cuadros de producción que obran en los Cuadernos de Pruebas No. 6 y
7. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 313 momento de la presentación de la demanda principal reformada existiera obligación de pago respecto de las Áreas de Explotación CORCEL D, CORCEL E, BOA, COBRA, CARUTO y CARDENAL, pues las condiciones necesarias para que dicha obligación de pago sea exigible no aparecen probadas respecto de cada una de las Áreas de Explotación mencionadas, y en cuanto han sido acogidas las pretensiones cuarta, quinta, sexta y séptima.
Además de las consideraciones que detalladamente se exponen, en especial en la Segunda Parte numeral 2 literal c) subnumeral v), literales d) y e), numeral 3 literales d), e) y f), entre otros, encuentra el Tribunal que no está probado que las Áreas de Explotación denominadas como “CORCEL D”, “CORCEL E”, “BOA”, “COBRA”, “CARUTO” y “CARDENAL” se comportan como una sola.
Por el contrario, PETROMINERALES sí demostró que tales Áreas de Explotación se comportan como unidades independientes. Respecto de la pretensión “NOVENA: DECLARAR que PETROMINERALES ha cumplido estrictamente sus obligaciones de pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos establecidos por el numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO respecto de las Áreas de Explotación Corcel-A y Corcel-C”.
Respecto de esta pretensión, que será acogida totalmente por el Tribunal, se resuelve que, de acuerdo con lo que obra en el proceso, PETROMINERALES afirmó haber cumplido y obran en el expediente pruebas de los pagos efectuados por ésta sin que se haya arrimado prueba alguna que desvirtúe la afirmación, de manera que para el Tribunal PETROMINERALES cumplió en la forma y tiempo debidos con su obligación de pagar a la ANH el Derecho por Precios Altos a su cargo respecto de las Áreas de Explotación denominadas “CORCEL A” y “CORCEL C”.
Adicionalmente, observa el Tribunal que los pagos realizados por PETROMINERALES a la ANH desde agosto de 2011 hasta el 31 de diciembre de 2015 por concepto de Derecho por Precios Altos por los campos CORCEL A y CORCEL C (que según lo relacionado en dicho documento a diciembre de 2015 acendía a la suma de DIECIOCHO MILLONES CUATROCIENTOS CUARENTA Y DOS MIL OCHOCIENTOS SETENTA Y NUEVE DÓLARES CON CINCUENTA Y NUEVE CENTAVOS (USD$18.442.879,59), se encuentran relacionados y certificados por la Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participacioes de la ANH en los folios 158 a 160 del Cuaderno de Pruebas No.
24. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 314 Respecto de la pretensión “DÉCIMA: DECLARAR que PETROMINERALES ha cumplido estrictamente sus obligaciones de pago de los Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos establecidos por el numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO respecto de las demás Áreas de Explotación existentes en el Área Contratada, por no haberse superado los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos de producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías y no haberse causado la obligación de pago en cuestión”.
El Tribunal no acogerá la pretensión décima por cuanto esta se refiere al cumplimiento de la obligación de pago del Derecho por Precios Altos, el cual, de acuerdo con lo que se ha señalado en la parte considerativa del presente Laudo Arbitral, solo se hará exigible respecto de las demás Áreas de Explotación distintas de CORCEL A y CORCEL C, una vez se cumplan las condiciones previstas en la cláusula 16.2 respecto de cada Área de Explotación, lo cual no ha ocurrido.
Lo anterior en atención a que el Tribunal acogió las pretensiones cuarta, séptima y octava de la Demanda Principal Reformada. Respecto de la pretensión “DÉCIMA PRIMERA: ORDENAR a la ANH abstenerse de enviar recordatorios para cobrar a PETROMINERALES Derechos Económicos por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos por las Áreas de Explotación Corcel- D, Corcel-E, Boa, Cobra, Caruto y Cardenal mientras no se cumplan las condiciones pactadas en el numeral 16.2 de la Cláusula 16, del CONTRATO”.
Por no encontrar el Tribunal fundamento contractual alguno para que las partes se abstengan de emitir comunicaciones entre sí o recordatorios respecto de situaciones propias de la ejecución del Contrato, según se analizó en el literal g) del numeral 2 de la Segunda Parte del Laudo Arbitral, ni ser exigible para las partes que sus comunicaciones sean solo emitidas en cuanto haya plena certeza de los fundamentos de hechos en los que se fundan tales comunicaciones, no despachará favorablemente la pretensión décima primera, sin perjuicio de recordar a ambas partes el deber constitucional y legal de obrar de buena fe, el cual debe incluso reflejarse en la oportunidad, fundamentación, contenido y tenor de las comunicaciones que en ejecución del contrato se efectúen.
De otra parte, estima el Tribunal que si lo que se solicita en esta pretensión por parte de PETROMINERALES es que se haga un pronunciamiento acerca del alcance que puedan llegar a tener las comunicaciones que le ha dirigido la ANH exigiéndole el pago de ciertos derechos económicos por precios altos, en caso de que las mismas lleguen a ser consideradas como un requerimiento extrajudicial para constituirla en TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 315 mora de pagar las sumas de dinero a que las mismas se refieren, tal pretensión tampoco estaría llamada a prosperar, toda vez que conforme a lo dispuesto por el artículo 1608 del Código Civil, tratándose la obligación de pagar derechos económicos por precios altos, de una típica obligación condicional que está sujeta para su exigibilidad al cumplimiento estricto de las condiciones previstas por los contratantes en la cláusula 16.2. del Contrato CORCEL, tal exigibilidad solo vendría a producirse cuando se cumplan estrictamente la totalidad de esas condiciones en la forma en que fueron convenidas por las partes, ya que conforme a lo dispuesto por el artículo 1542 ibídem, no puede exigirse el cumplimiento de la obligación condicional sino verificada la condición totalmente.
Ahora bien, como ya se dijo en otro aparte de este laudo arbitral, el Tribunal consideró que tales condiciones solo se han verificado respecto de dos Áreas de Explotación, y que no se han cumplido para las restantes seis (6) Áreas de Explotación que encontró demostradas, lo que hace que la obligación de pagar tales derechos económicos solo es exigible respecto de esas Áreas de Explotación y no de ninguna otra.
En ese sentido, y por tratarse de típicas obligaciones condicionales, las mencionadas comunicaciones no pueden ser consideradas como un requerimiento extrajudicial para que se constituya en mora a PETROMINERALES de pagar a la ANH los derechos por precios altos respectos de las restantes seis (6) Áreas de Explotación pues la respectiva obligación de pago que se pretende en ellas aun no aparece como exigible en la forma prevista por la ley y, además, porque las obligaciones condicionales solo se hacen exigibles desde el momento en que se verifiquen las condiciones, lo que no ha ocurrido.
Así lo ha considerado la Corte Suprema de Justicia, Sala de Casación Civil, en sentencia del 10 de julio de 1995, MP. Dr. Pedro Lafont Pianetta: “La mora del deudor no puede en ningún caso confundirse con el incumplimiento de las obligaciones contractuales, como quiera que aquella, como lo tiene por sentado la jurisprudencia de esta Corporación, consiste en "el retraso, contrario a derecho, de la prestación por una causa imputable a aquél" (Casación 19 de julio de 1936, G.J. T. XLIV, pág. 65), en tanto que el incumplimiento es la inejecución de la obligación debida, ya sea ésta positiva (dare, facere) o negativa (non facere).
Significa entonces lo anterior que exigibilidad y mora de la obligación son dos nociones jurídicamente diferentes. La primera se predica de las obligaciones TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 316 puras y simples, esto es, las que no se encuentran sometidas a plazo, condición o modo, ya porque nunca han estado sujetas a una cualquiera de estas modalidades, ora porque éstas ya se realizaron y, por ello el acreedor se encuentra autorizado a exigir al deudor su cumplimiento, aún acudiendo para el efecto a la realización coactiva del derecho mediante la ejecución judicial; la mora, en cambio, supone el retardo culpable del deudor en el cumplimiento de la obligación, y para constituír en ella al deudor, se requiere que sea reconvenido por el acreedor, esto es, que se le intime o reclame conforme a la ley la cancelación de la prestación debida.
De tal suerte que, sólo a partir de surtida la interpelatio puede afirmarse que el deudor incumplido, además ostenta la calidad de deudor moroso, momento éste a partir del cual puede exigirse el pago de perjuicios conforme a lo dispuesto por los artículos 1610 y 1615 del Código Civil, o reclamarse el pago de la cláusula penal, que entonces se torna exigible de acuerdo con lo preceptuado por los artículos 1594 y 1595 del Código Civil” Del citado fragmento de la sentencia de la Honorable Corte Suprema de Justicia se concluye que, para que el deudor incumplido se convierta en deudor moroso, se debe haber hecho exigible la obligación y además que la misma sea pura y simple, que no a plazo, condición o modo, de tal forma que el acreedor se encuentre autorizado a exigir al deudor su cumplimiento, y además que haya de su parte, un retardo culpable en el cumplimiento de la obligación; de tal forma que, como ya se expresó, al no ser aun exigible la obligación por no haberse cumplido la condición, mucho menos podrá serlo la mora, aunque se haya surtido el requerimiento para constituirla.
Respecto de la pretensión “DÉCIMA SEGUNDA: DECLARAR que PETROMINERALES devolvió legítimamente a la ANH todas las comunicaciones recordatorias que envió mensualmente a PETROMINERALES por las cuales pretendía cobrar Derechos Económicos por Precios Altos correspondiente a las Áreas de Explotación Corcel-A y Corcel-C, enviadas con anterioridad a la fecha en que respecto a cada una de esas dos Áreas de Explotación se cumplieron los requisitos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, así como respecto de las demás Áreas de Explotación en el Área Contratada y que, además, PETROMINERALES no adeuda a la ANH las cantidades a las cuales se refieren las citadas comunicaciones recordatorias”.
Con respecto al primer componente de la pretensión décima segunda relacionado con la declaración de legitimidad de la devolución a la ANH por parte de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 317 PETROMINERALES de las comunicaciones recordatorias que la ANH envió mensualmente para cobrar el Derecho por Precios Altos “correspondiente a las Áreas de Explotación Corcel-A y Corcel-C, enviadas con anterioridad a la fecha en que respecto a cada una de esas dos Áreas de Explotación se cumplieron los requisitos del numeral 16.2 de la Cláusula 16 del CONTRATO, así como respecto de las demás Áreas de Explotación en el Área Contratada”, el Tribunal declarará que dicho aparte de la pretensión no prosperará, en cuanto no encontró fundamento contractual que regule el envío o la devolución de comunicaciones emitidas por las partes contractuales para esos propósitos tal y como fue analizado en el literal g) del numeral 2 de la Segunda Parte del Laudo Arbitral.
En ese orden de ideas, el Tribunal considera que la legitimidad para enviar o devolver comunicaciones relativas al cobro del Derecho por Precios Altos es un asunto que no atañe a las obligaciones del Contrato, sin perjuicio de lo cual, se permite recordar a ambas partes el deber constitucional y legal de obrar de buena fe, el cual debe incluso reflejarse en la oportunidad, fundamentación, contenido y tenor de las comunicaciones que en ejecución del contrato se efectúen, así como la atención, reacción y respuesta que a ellas se dé. Con respecto al segundo punto de la pretensión en relación con declarar que “PETROMINERALES no adeuda a la ANH las cantidades a las cuales se refieren las citadas comunicaciones recordatorias” el Tribunal observa que, de acuerdo con el análisis hecho sobre los recordatorios enviados por la ANH en literal g) del numeral 2 de la Segunda Parte del Laudo Arbitral, estos fueron indebidamente tasados y calculados por la entidad por lo que los cobros ahí hechos no son procedentes, por lo que la segunda parte de esta pretensión décima segunda sí prosperará. Adicionalmente, encuentra el Tribunal que, de acuerdo con lo decidido en la pretensión novena anterior, PETROMINERALES a la fecha de la presentación de la demanda había pagado a la ANH el Derecho por Precios Altos causados con relación a los Campos CORCEL A y CORCEL C. Respecto de la pretensión “DÉCIMA TERCERA: CONDENAR a la ANH al pago de las costas y gastos del proceso, incluidas las agencias en derecho”.
Ante la prosperidad de las pretensiones invocadas por PETROMINERALES en los términos atrás expuestos, el Tribunal despachará favorablemente esta pretensión, y condenará en costas a la ANH en la forma prevista por el artículo 365 del CGP, tal como se dispondrá más adelante en el presente Laudo Arbitral. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 318 ii. Resolución sobre las excepciones propuestas por la ANH al contestar la demanda principal reformada Al contestar la reforma de la demanda principal, la ANH propuso las siguientes excepciones, que son resueltas por el Tribunal, así:
PRIMERO: PREVALENCIA DEL TENOR LITERAL DEL CONTRATO CORCEL. Al sustentar esta excepción la ANH sostuvo que, conforme la cláusula de “Precios Altos”, para la causación del derecho económico previsto a su favor, la producción de Hidrocarburos Líquidos que debía superar los cinco (5) millones de barriles era la correspondiente a TODOS los Hidrocarburos obtenidos en el Área Contratada.
Adicionalmente afirmó la ANH que no es admisible la tesis de PETROMINERALES según la cual, para efectos de aplicar ese Derecho por Precios Altos, debe tomarse en consideración la producción individual de cada una de las Áreas de Explotación a que se refiere el numeral 9.3. de la cláusula 9 porque estas son áreas particulares de cada Campo Comercial, delimitadas para dar cumplimiento al Plan de Explotación de que trata la cláusula 9.
Al analizar el contenido de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, encontró el Tribunal que dicha cláusula es clara, no refleja ambigüedades de ninguna naturaleza y refleja plenamente la intención de los contratantes al suscribirlo. Como se ha sostenido a lo largo de este Laudo Arbitral, para el Tribunal resulta claro, conforme a lo previsto en la cláusula 16 del Contrato CORCEL y la interpretación de la intención de los contratantes que en este caso resulta en total armonía con el tenor literal del Contrato, es que la producción de hidrocarburos que se debe considerar para causar a favor de la ANH el derecho económico previsto en la cláusula de “Precios Altos”, es la relativa a cada una de las Áreas de Explotación que fueron delimitadas por PETROMINERALES y no a la producción del Área Contratada, como lo sostuvo la ANH a través de esfuerzos por crear identidad entre los conceptos de Área Contratada y Área de Explotación, así como por dar al concepto de Área de Explotación connotaciones distintas según los diversos apartes del Contrato en los que se usa, lo cual fue analizado por el Tribunal sin encontrar sustento para tal proposición de la ANH, según se explicó especialmente en la Segunda Parte numeral 2, literales c), d), e) y f), entre otros.
En ese sentido, esta excepción no está llamada a prosperar. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 319 SEGUNDO: IMPOSIBILIDAD DE APLICAR LA INTERPRETACIÓN CONTRA PROFERENTEM. Al sustentar esta excepción la ANH sostuvo que, no es posible aplicar el artículo 1624 del Código Civil en contra de la ANH, pues PETROMINERALES ha pretendido excusar su incumplimiento al pago de los derechos económicos por precios altos aduciendo que la cláusula 16.2. es ambigua y sostiene que el clausulado del Contrato Corcel fue negociado por ambas Partes y que PETROMINERALES no solicitó a la ANH ninguna explicación derivada de supuestas ambigüedades del clausulado.
Para resolver esta excepción el Tribunal considera que, como ya se dijo, el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato es en efecto clara, en el sentido de establecer sin lugar a dudas que hay lugar al pago del Derecho por Precios Altos cuando la producción de cada una de las Áreas de Explotación que se encuentren dentro del Área Contratada supera los cinco (5) millones de barriles y el precio WTI supere el precio base Po, por lo que la referida cláusula no contiene ningún tipo de ambigüedades que puedan o deban interpretarse en contra de la ANH según se analizó el alcance y contenido de la respectiva cláusula, especialmente en la Segunda Parte numeral 2 literales c), d) y e), entre otros.
En ese sentido, esta excepción tampoco está llamada a prosperar.
TERCERO: OMISIÓN DE INTERPRETACIÓN CONFORME A LA INTENCIÓN DE LAS PARTES Y A LA NATURALEZA DEL CONTRATO CORCEL. Para resolver esta excepción el Tribunal estima que, conforme a la intención de los contratantes y a lo demostrado en el proceso, se acreditó plenamente que en el Área Contratada existen varias Áreas de Explotación debidamente delimitadas e individualizadas por PETROMINERALES, cuya producción solamente había superado al momento de la presentación de la demanda principal reformada los cinco (5) millones de barriles en dos (2) de ellas.
Sostener que en el Área Contratada no pueden existir varias Áreas de Explotación, apoyándose en una interpretación exegética del artículo 23 del Código de Petróleos, va en contravía del marco jurídico aplicable, el Contrato celebrado entre las partes, así como en contra de lo demostrado en el proceso, pues PETROMINERALES tenía la autonomía contractual para conformar las Áreas de Explotación libremente dentro del Área Contratada sujetándose a lo dispuesto en el Contrato, y en cumplimiento de sus obligaciones contractuales las delimitó a ciencia y paciencia de la ANH.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 320 En consecuencia, no es de recibo para el Tribunal la tesis sostenida por la ANH al formular esta excepción, en cuanto que los conceptos de Área Contratada y Área de Explotación guardan identidad, pues como se dijo anteriormente, los dos conceptos son diferentes y la intención de las partes se aviene a la naturaleza del Contrato y a las estipulaciones claramente contenidas en el mismo, según se expuso en este Laudo Arbitral, especialmente en la Segunda Parte numeral 2, numeral 3 literales a), b), d) y e).
Por lo tanto, esta excepción no está llamada a prosperar.
CUARTO: OMISIÓN DE INTERPRETACIÓN EFICIENTE. Ya en otro aparte de este Laudo Arbitral el Tribunal se refirió in-extenso a lo que corresponden las definiciones que hicieron los contratantes en el contrato CORCEL respecto de los conceptos “Área de Explotación”, “Área Contratada”, “Descubrimiento” y “Campo Comercial”, precisando y aclarando su alcance frente al tema debatido, así como los efectos que las mismas producen.
En ese sentido, por estar claramente definidas esas nociones por los contratantes sin entrar en contradicción con las normas legales y por conducir la regulación hecha por éstos a un negocio jurídico funcional y de posible cumplimiento de acuerdo con las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo y la autonomía de la voluntad, se descarta que el Contrato deba interpretarse en la forma en que lo señala la ANH.
Al entendimiento de los conceptos relevantes y claramente aplicados en el clausulado se refirió este Tribunal, de manera especial, en la Segunda Parte numeral 2 literales b), c), d), e), f) y numeral 3 literal a), entre otros. Por tanto, está excepción tampoco prosperará.
QUINTO: OMISIÓN DE INTERPRETACIÓN SISTEMÁTICA. Conforme a lo previsto en el artículo 1622 del Código Civil, las cláusulas de un contrato se pueden interpretar unas con otras dándoles a cada una el sentido que mejor convenga al contrato en su totalidad, por lo que Tribunal en el presente caso, observó que conforme el numeral 16.2. de la cláusula 16, el reconocimiento de derechos económicos previsto en la cláusula de Derecho por Precios Altos opera respecto de cada Área de Explotación que se encuentre dentro del Área Contratada.
Lo anterior no desconoce el sentido de los numerales 1.6., 1.9., 1.21. de la cláusula 1, el numeral 4.3. de la cláusula 4 y las cláusulas 12 y 14 del mismo Contrato, las cuales, igualmente, se deberán entender como referidas a cada una de las Áreas TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 321 de Explotación que se delimitaron por PETROMINERALES dentro del Área Contratada.
El Tribunal se ocupó del análisis sistemático del contrato en la Segunda Parte numeral 2 de este Laudo Arbitral, entre otros. En ese sentido, esta excepción no está llamada a prosperar.
SEXTO: EJERCICIO ABUSIVO DE LOS DERECHOS DE PETROMINERALES. Al proponer esta excepción la ANH sostiene que si bien es cierto que PETROMINERALES tenía derecho a determinar libremente los que denomina como “Campos Comerciales”, al dividir los yacimientos conectados en más de un Campo Comercial, ejerció ese derecho de manera abusiva para cercenar los derechos económicos de la ANH bajo una ejecución contractual incorrecta, lo que le genera una obligación de indemnizar perjuicios con fundamento en el Código de Comercio y en la Jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia. A juicio de la ANH la separación de los Campos Comerciales presentada por PETROMINERALES es contraria al Contrato CORCEL, pues al realizar el cambio de denominación de los pozos dividió estructuras que extraían crudo de formaciones o yacimientos comunes en “CORCEL A”, “BOA”, “CORCEL C”, “CARDENAL”, “CARUTO”, “COBRA”, “CORCEL D” y “CORCEL E”, y que si bien el Ministerio de Minas y Energía manifestó no tener reparos al cambio de designación de los pozos, esa manifestación no se hizo con el fin de que PETROMINERALES cercenara los derechos económicos por precios altos de la ANH.
El Tribunal observó que en ejecución del Contrato CORCEL, PETROMINERALES contaba con autonomía técnica y directiva que le permitía delimitar válida y libremente todas las Áreas de Explotación que estimase necesarias dentro del Área Contratada, debiendo cumplir para ello con la regulación de oportunidades, procedimientos y conceptos del Contrato, así como con el deber de informar a la ANH, lo cual, como se demostró, se cumplió de manera rigurosa.
En este sentido estima el Tribunal, que el ejercicio por parte de PETROMINERALES de potestades contractuales que fueron incorporadas en el Contrato, no puede entenderse como un ejercicio abusivo, malintencionado o de mala fe con el fin de cercenar o menoscabar el pago de los derechos económicos a su cargo por precios altos, como lo sugiere la ANH, según se ha explicado especialmente en la Segunda Parte numeral 2 literal b), literal e) subnumerales ii) y iii) y numeral 3 literal h) subnumerales 7), 8) y 9), entre otros.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 322 Al respecto estima el Tribunal que la ANH no demostró en el proceso que PETROMINERALES hubiese contrariado el principio de la buena fe contractual, ni aportó ninguna prueba que demostrase de manera convincente la invocada mala fe en el actuar de PETROMINERALES durante la ejecución contractual, sino la reacción positiva del Contratista en la búsqueda del estímulo propiciado por la propia ANH al estructurar el numeral 16.2. de la cláusula 16 en el sentido de incentivar la producción de yacimientos menores mediante la posibilidad de constituir con ellos Áreas de Explotación en cuanto aquellos se comporten como unidades independientes, para efectos del pago por el Derecho por Precios Altos a los que se refiere el numeral 16.2. de la cláusula 16, según se explicó especialmente en la Segunda Parte numeral 2 literal b) y en el numeral 3) literal h) de este Laudo Arbitral, entre otros.
Así las cosas, al no haberse desvirtuado la presunción de buena fe en la ejecución contractual por parte de PETROMINERALES, no se acreditó por la ANH que el ejercicio de su legítimo derecho de delimitar autónomamente las diferentes Áreas de Explotación dentro del Área Contratada hubiese sido abusivo, malicioso o malinetncionado por lo que esta excepción no está llamada a prosperar, tal como se dispondrá en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral.
SÉPTIMO: LA ACTUACIÓN DE PETROMINERALES ES CONTRARIA A SUS ACTOS PROPIOS- VENIRE CONTRA FACTUM PROPRIUM NON VALET. Al proponer esta excepción, la ANH sostiene que PETROMINERALES no cumplió con sus obligaciones de buena fe al obrar de manera contradictoria a una conducta anterior toda vez que en el programa de evaluación para el descubrimiento del bloque Corcel, presentado el 24 de agosto de 2007, hizo referencia a las formaciones Guadalupe, Mirador, y Lower Sand, señalando que tales operaciones de evaluación tenían como objetivo “continuar con la delimitación del yacimiento”; y que, posteriormente, reportó las formas C-4, C-7 y 9SH de manera consolidada para todos los pozos perforados a la sazón de manera discriminada como integrantes del “Campo Corcel” y productores de las formaciones Mirador, Guadalupe y Lower Sand hasta el mes de noviembre de 2008.
Sostuvo además la ANH, que tan solo el 8 de octubre de 2008, PETROMINERALES solicitó autorización para cambiar la “Designación de pozos dentro del Bloque CORCEL” con un designio distinto para mayor claridad en la ejecución del Contrato, y que ahora resulta que se quiere aprovechar de ese cambio de denominación para forzar una interpretación distinta del numeral 16.2. de la cláusula al margen de los TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 323 términos definidos en la cláusula 1 y la fórmula pactada para el cálculo del Derecho por Precios Altos; y que no obstante que el cambio de designación no le había sido aceptado, PETROMINERALES, a partir del mes de noviembre de 2008, comenzó a referirse a las “plataformas” “A” y “C”, re-denominó los pozos en función de esas plataformas y continuó presentando las formas C-4, C-7 y 9SH de manera consolidada para el “CAMPO CORCEL” hasta el mes de marzo de 2009, cuando dejó de presentar la forma C-4 de manera consolidada para el Bloque CORCEL cuando éste alcanzó una producción acumulada de cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, comportamiento este que, a juicio de la ANH, se aparta del principio de buena fe con que debe actuar el Contratista, por lo que dicha conducta debe ser sancionada como un incumplimiento a su obligación de obrar de buena fe en la ejecución contractual por actuar en contra de sus propios actos.
Para denegar la prosperidad de esta excepción, al Tribunal le basta señalar, como ya lo hizo en otro aparte de este Laudo Arbitral, que la buena fe se presume y la mala fe debe ser demostrada, tal como lo ordenan el artículo 83 de la Constitución Política, el artículo 769 del Código Civil y el artículo 835 del Código de Comercio. En consecuencia, no habiéndose desvirtuado esa presunción mediante la presentación de plenas pruebas convincentes del comportamiento malicioso de PETROMINERALES, su proceder durante la ejecución del Contrato se debe presumir como ceñido a dicho postulado, con tanta mayor razón si se considera que al estar obrando en su propio nombre y por su cuenta y riesgo, gozaba de autonomía para delimitar y denominar las distintas Áreas de Explotación que hubiese determinado dentro del Área Contratada lo que no quedó probado que entrañase maniobras artificiosas y malintencionadas para desviar las razones técnicas que dan soporte a sus decisiones, ni mucho menos incurrir en un incumplimiento de las obligaciones que asumió con la ANH.
Reitera el Tribunal que por virtud de la autonomía contractual que tenía y gozaba para desarrollar y ejecutar el Contrato, PETROMINERALES no estaba obligada ni legal ni contractualmente a pedir autorizaciones de ninguna naturaleza a la ANH. Por todo lo anterior, esta excepción no está llamada a prosperar.
OCTAVO: PETROMINERALES NO PUEDE SER OÍDA CUANDO INVOCA EN SU FAVOR SU PROPIA CULPA – NEMO AUDITUR PROPRIAM TURPITUDINEM ALLEGANS. Para sustentarla la ANH afirma y sostiene que PETROMINERALES, habiendo incumplido con las obligaciones a su cargo, fundamentalmente al utilizar en los TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 324 Planes de Evaluación y Explotación de forma indistinta y poco consistente denominaciones respecto del Bloque CORCEL tales como “Campo Corcel”, “Campo de producción Corcel”, “Área del Campo de Producción Corcel”, “plataforma Corcel”, etc., pretende beneficiarse de su propia culpa por lo que no puede ser oída ni beneficiarse de ese incumplimiento.
Al respecto señala el Tribunal que no aparece demostrado en el plenario conducta alguna que constituya negligencia o incumplimiento de PETROMINERALES en los procedimientos y oportunidades a los que debía apegarse para la conformación de las Áreas de Explotación, lo que per-se descarta que se esté beneficiando de su propio incumplimiento o que no pueda ser oída o beneficiarse del mismo.
El Tribunal se ha referido al trámite de reporte de los descubrimientos en el Área Contratada CORCEL, especialmente en la Segunda Parte numeral 3 literales b) y c), entre otros, sin encontrar razones para que la presente excepción prospere.
NOVENO: EXCEPCIÓN GENERICA. Frente a esta excepción el Tribunal destaca que a partir de la vigencia del artículo 281 del CGP se modificó el régimen de la denominada “excepción genérica” en el sentido de que en la sentencia el juez deberá tener en cuenta todo hecho modificativo o extintivo del derecho sustancial sobre el cual verse el litigio que haya “ocurrido” después de haberse propuesto la demanda, siempre que aparezca probado y que haya sido alegado expresamente por la parte interesada a más tardar en su alegato de conclusión o que la ley permita considerarlo de oficio.
En ese sentido, a partir de la vigencia del artículo 281 del CGP, cuando al contestar una demanda se invoque la denominada “excepción genérica o innominada”, para que ella pueda ser considerada por el Juez al momento de dictar la sentencia, además de que la misma aparezca debidamente probada, la ley impone dos (2) condicionamientos esenciales para su reconocimiento: (i) Que la excepción solo se refiera a hechos que hubiesen ocurrido con posterioridad a la presentación de la demanda; y, (ii) Que quien pretenda hacerla valer la haya alegado a más tardar en su alegato de conclusión, a menos que la ley permita al juez considerarla de oficio pues al juez le está vedado declarar de oficio las excepciones de prescripción, compensación y nulidad relativa, las cuales siempre deberán ser alegadas por quien las pretenda hacer valer en la misma contestación de la demanda.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 325 No sobra recordar que a partir de la vigencia del artículo 282 del CGP, en todo tipo de procesos, incluido el proceso arbitral, el juez deberá reconocer de oficio en la sentencia los hechos que constituyan una excepción que encuentre probados; pero como la “excepción genérica o innominada” solamente puede referirse a hechos que hayan ocurrido con posterioridad al momento en que se haya presentado o reformado la demanda; que aparezcan debidamente demostrados y que hayan sido alegados por quien tenga interés en ella a más tardar en el alegato de conclusión, la misma no podrá abarcar hechos ocurridos con anterioridad a ese momento procesal pues, los hechos que ocurran con anterioridad a él, deberán ser alegados expresamente al contestar la demanda.
Así las cosas, estima el Tribunal que en el presente proceso el apoderado de la ANH no invocó en su alegato de conclusión ninguna otra excepción que aparezca demostrada en el proceso que tienda a modificar o extinguir el derecho sustancial objeto del litigio que haya ocurrido con posterioridad a la presentación de la reforma de la demanda, y no se encontraron demostrados hechos que soporten otra excepción diferente de las formuladas en la contestación a la demanda principal reformada, razón por la cual, esta excepción tampoco está llamada a prosperar, tal como se dispondrá en la parte resolutiva de este Laudo Arbitral.
Precisa el Tribunal que en su alegato de conclusión el apoderado de la ANH si hizo referencia expresa a una cadena de correos enviados por PETROMINERALES respecto de la cual pretendió acreditar una supuesta confabulación tendiente a esquivar su obligación de pagar los derechos por precios altos, punto este que ya fue resuelto por el Tribunal. iii.
Resolución sobre las pretensiones de la ANH contenidas en la demanda de reconvención reformada El Tribunal, teniendo en cuenta las consideraciones que ya han quedado plasmadas en detalle, resolverá así: a) Pretensiones principales Para resolver las anteriores pretensiones principales, el Tribunal tendrá en cuenta también las consideraciones fácticas y jurídicas que tuvo en cuenta en la parte motiva de este Laudo Arbitral para resolver las pretensiones de la demanda principal reformada formulada por PETROMINERALES contra la ANH, así como también lo expresado al resolver las excepciones propuestas por esta última en contra de TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 326 aquella, y todas las demás que resultan aplicables como se establece a continuación respecto de cada una de las pretensiones de la ANH. Estas pretensiones principales las resuelve el Tribunal, de la siguiente manera: “PRIMERA.
Declarar que el “Área de Explotación”, tal como fue definida por las Partes en el numeral 1.6 de la “CLÁUSULA 1 - DEFINICIONES” del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Corcel (“Contrato Corcel”), está integrada por todos los “Campos Comerciales” denominados por PETROMINERALES Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal, y comprende todas las “Áreas de Explotación en particular” mencionadas en la cláusula 4.3 del mismo contrato.” El Tribunal denegará esta pretensión, toda vez que, como se mencionó en otro aparte de este Laudo Arbitral, la definición de “Área de Explotación” que se pretende por la ANH, no corresponde a lo definido por las partes en el Contrato ni a lo demostrado en el proceso, por lo que resultan aplicables las consideraciones hechas para acoger las pretensiones segunda y tercera de la demanda principal reformada en los términos anteriormente consignados.
“SEGUNDA. Declarar que el término definido “Área de Explotación” contenido en la CLÁUSULA 1.6 del Contrato Corcel es el mismo término “Área de Explotación” utilizado por el Contrato en la CLÁUSULA 16.2, segundo párrafo de la sección “para Hidrocarburos Líquidos.” El Tribunal despachará favorablemente esta pretensión en cuanto la expresión Área de Explotación utilizada en las cláusulas 1.6., y 16.2., corresponden al mismo concepto que fue definido por las partes contratantes, aclarando que en ambos casos se refieren a las diversas Áreas de Explotación que en ejercicio de su autonomía contractual determinó PETROMINERALES.
Lo anterior de acuerdo con lo que se expuso especialmente en la Segunda Parte, numeral 2, literal e), entre otros. “TERCERA. Declarar que la expresión “cada Área de Explotación en particular”, mencionada en la CLÁUSULA “4.3. Periodo de explotación” del Contrato Corcel no corresponde a ninguna de las definiciones contenidas en la CLAUSULA 1 - DEFINICIONES del Contrato Corcel y contractualmente la expresión se predica separadamente para “cada Área de Explotación en particular” en las cuales están ubicados los campos comerciales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal, en relación con TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 327 la duración, extensión o terminación del “Periodo de Explotación”, tal como éste fue definido en la CLÁUSULA 1.27.” El Tribunal denegará esta pretensión en atención a que, como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, la expresión “cada Área de Explotación en particular” de la cláusula 4.3. se refiere a la única definición de Área de Explotación que contiene el Contrato, y sobre la cual versan múltiples regulaciones atinentes a distintos aspectos contenidos en el clausulado del mismo, por lo que las Áreas de Explotación CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO Y CARDENAL son ocho (8) Áreas de Explotación independientes, lo que conducirá al Tribunal a no acoger la pretensión de que sean solo consideradas Campos Comerciales como se pide; por tanto el Tribunal reconocerá, en consonancia con haber acogido la pretensión tercera de la demanda principal reformada, que CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO Y CARDENAL son Áreas de Explotación respecto de cada una de las cuales se aplica el Contrato en tal calidad (y no en la de Campo Comercial exclusivamente) y particularmente, la regulación contractual que se predica del concepto de Área de Explotación en todo el texto contractual, incluido, lo relativo a la duración o extensión del “Periodo de Explotación”, tal como éste fue definido, para las Áreas de Explotación, en la cláusula 1.27. del Contrato.
Adicionalmente, para despachar negativamente esta pretensión, el Tribunal observa que dicha pretensión no distingue adecuadamente la diferencia entre los conceptos de Campo Comercial y Área de Explotación, ni las correlaciones que entre ambos conceptos se derivan de tal diferencia, por lo que la denegará, en consonancia con haber declarado la prosperidad de la pretensión segunda de la demanda principal reformada.
“CUARTA. Declarar que en la fórmula pactada en la CLÁUSULA 16.2., la variable “Volumen de Hidrocarburos del Contratista”, se refiere al “…volumen de Hidrocarburos, expresado en Barriles para Hidrocarburos Líquidos… que corresponden a EL CONTRATISTA según la Cláusula 14, en un Mes calendario determinado” y no al crudo producido en cada “Área de Explotación en particular” en las cuales están ubicados los campos comerciales Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal.” El Tribunal denegará esta pretensión en atención a que, como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, el Derecho por Precios Altos previstos en la cláusula 16.2. está contractualmente pactado por las partes para ser exigible por cada Área de Explotación, de manera que la pretendida declaración de que un elemento del TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 328 texto de la cláusula 14 se refiere al volumen de hidrocarburos que corresponde al Contratista, traída a colación en la pretensión como cita textual aislada, desconoce el contexto especialísimo del Derecho por Precios Altos convenido en la cláusula 16.2., el cual está diseñado para reconocer el Derecho por Precios Altos en relación con la producción de cada Área de Explotación, tal como lo prevé la cláusula 16.2., de manera que la pretendida declaración que contiene esta pretensión cuarta, circunscrita a un texto aislado, no es de recibo para el Tribunal.
Entonces, en consonancia con la prosperidad que este Tribunal declaró de las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta, sexta de la demanda principal, esta pretensión cuarta principal de la demanda de reconvención reformada no prosperará. “QUINTA. Declarar que la CLÁUSULA 16.2 se aplica sobre todos los Hidrocarburos Líquidos que le corresponden al contratista a partir del Punto de Entrega.” Por las mismas consideraciones expuestas sobre la pretensión cuarta principal de la demanda de reconvención reformada, y en consonancia con la prosperidad de las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta, sexta de la demanda principal reformada, el Tribunal denegará esta pretensión quinta principal en su totalidad porque, como se ha dicho en varios apartes de este Laudo Arbitral, y particularmente como se explicó para denegar la pretensión cuarta anterior de la demanda de reconvención reformada, toda vez que la cláusula 16.2. del Contrato CORCEL aplica sobre la producción de hidrocarburos líquidos de cada Área de Explotación. “SEXTA.
Declarar que la expresión “áreas en explotación” a la que hacen referencia las cláusulas TERCERA y CUARTA del Otrosí No. 1 del 23 de septiembre de 2011, no se encuentra definida en el Contrato Corcel.” El Tribunal denegará esta pretensión en atención a que, como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, la definición de Área de Explotación es un concepto único en el iter-contractus respecto del cual existen regulaciones en los distintos apartes del clausulado del texto contractual, sin que de ello se desprenda que existan tantos conceptos de Áreas de Explotación como lugares donde el vocablo se utiliza, como pretende entenderlo la ANH de algunos apartes del Contrato.
“SÉPTIMA. Declarar que de acuerdo con la CLÁUSULA 1.16, las “pruebas de producción” las ejecuta EL CONTRATISTA durante la “Evaluación u Operaciones de Evaluación”, y está en el deber de informar a la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS la destinación de los hidrocarburos TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 329 recuperados como resultado de las operaciones de evaluación (CLÁUSULA 7.3, Lit. f).” El Tribunal despachará favorablemente esta pretensión, no obstante lo cual, la misma no versa sobre un derecho en disputa, sino sobre el hecho del texto contractual, pues lo que se pretende en ella respecto de las pruebas de producción, corresponde a lo pactado en dichas cláusulas.
“OCTAVA. Declarar que para la aplicación de la CLÁUSULA 16.3, se toman en consideración todos los Hidrocarburos Líquidos obtenidos en la ejecución de pruebas de producción realizadas por EL CONTRATISTA durante las operaciones y actividades de evaluación y que el Contrato Corcel no distingue el Área de Evaluación donde son recuperados los Hidrocarburos Líquidos.” El Tribunal denegará esta pretensión porque la cláusula 16.3. extiende los efectos de la cláusula 16.2. a “los hidrocarburos líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción”, en todo caso “siempre y cuando se cumplan las condiciones del numeral 16.2.” respecto del cual el Tribunal ha hecho las consideraciones pertinentes en otros apartes de esta Laudo Arbitral, especialmente en la Segunda Parte, numeral 2 literal c) subnumeral v) y literal d), entre otros.
Por consiguiente, en consonancia con haber prosperado las pretensiones cuarta, quinta y sexta de la demanda principal reformada, esta pretensión octava no prosperará. “NOVENA. Declarar que a partir del momento en que se termine el Periodo de Exploración y el Programa Exploratorio Posterior, si lo hubiere, y cumplidas las devoluciones de cada “Área de Explotación en particular”, el “Área de Explotación” correspondiente al “CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS – CORCEL”, tal como fue definida por las Partes en el numeral 1.6 de la “CLÁUSULA 1 - DEFINICIONES” del Contrato Corcel, será la misma “Área Contratada”, tal como fue definida por las Partes en el numeral 1.4 de la misma “CLÁUSULA 1 - DEFINICIONES” del contrato.” El Tribunal denegará esta pretensión porque una de sus premisas, la que señala que “cumplidas las devoluciones de cada “Área de Explotación en particular”, el “Área de Explotación” correspondiente al CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS – CORCEL”, supone que hay una diferencia entre los conceptos de Área de Explotación y “Área de Explotación en particular”, lo cual como se explicó en el presente Laudo Arbitral, no corresponde a las previsiones del Contrato, tal cual se señala especialmente en la Segunda Parte TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 330 numeral 2 literales d) y e) y numeral 3 literal a). Además porque, de acuerdo con la cláusula 6.2. del Contrato, estrictamente se convino que “finalizado el Programa de Exploración Posterior, el Área Contratada quedará reducida a las Áreas de Evaluación y/o Áreas de Explotación existentes en ese momento.” (Subraya fuere del texto).
Por consiguiente y en consonancia con la prosperidad que el Tribunal ha declarado de la pretensión segunda de la demanda principal reformada, esta pretensión novena principal no prosperará. “DÉCIMA. Declarar, en consecuencia, que las producciones de los Campos Comerciales (Corcel-A, Boa, Corcel-C, Cobra, Corcel-D, Corcel-E, Caruto y Cardenal) y de “cada Área de Explotación en particular” que los contiene, integran la producción del “Área de Explotación”, mencionada en la Cláusula 16.2 del Contrato Corcel y, por ende, se acumulan para determinar los derechos económicos por precios altos para Hidrocarburos Líquidos a favor de la ANH, de acuerdo con la fórmula contenida en dicha cláusula.” El Tribunal denegará esta pretensión toda vez que, como ya se dijo en varios apartes de este Laudo Arbitral, la definición de cada “Área de Explotación en particular”, que se pretende por la ANH en esta pretensión, no corresponde a un concepto distinto de la definición de “Área de Explotación”, y particularmente porque los conceptos de “Área de Explotación”, “Campo Comercial”, “Área Contratada”, “Descubrimiento” son distintos entre sí, y el Derecho por Precios Altos de la cláusula 16.2. se predica por cada Área de Explotación según las consideraciones efectuadas en los apartes del Laudo Arbitral que sirven de soporte para decidir que prosperarán las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta y sexta de la demanda principal reformada.
“UNDÉCIMA. Declarar que a partir de marzo de 2009, o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, la producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos en el “Área de Explotación”, tal como está definida en el numeral 1.6 de la “CLÁUSULA 1 – DEFINICIONES”, más los Hidrocarburos Líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción de que trata la cláusula 16.3. del Contrato Corcel, alcanzó los cinco (5) millones de Barriles.” El Tribunal denegará esta pretensión toda vez que el Derecho por Precios Altos de la cláusula 16.2. se predica por cada Área de Explotación (CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO Y CARDENAL) según las consideraciones efectuadas en los apartes del Laudo Arbitral que sirven de soporte TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 331 para decidir que prosperarán las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta y sexta de la demanda principal reformada. “DUODÉCIMA. Declarar que desde antes de marzo de 2009 y de manera ininterrumpida hasta la presentación de esa reforma de demanda, el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) ha estado por encima del Precio Base Po del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Corcel.” El Tribunal despachará favorablemente esta pretensión por cuanto así lo demuestra el dictamen pericial elaborado por la firma ALUVIA S.A.S. y CORREDORES ASOCIADOS S.A.220 “DÉCIMOTERCERA.
Declarar que PETROMINERALES tiene la obligación de pagarle a la ANH el Derecho por Precios Altos de que trata el Contrato Corcel en las cláusulas 16.2 y 16.3, a partir de marzo de 2009 o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo como fecha en que (i) la producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos en el “Área de Explotación” (definida en cláusula 1.6 ibídem) y los Hidrocarburos Líquidos obtenidos en las pruebas de producción alcanzó los cinco (5) millones de Barriles y (ii) el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) superó el Precio Base Po del Contrato Corcel.” El Tribunal denegará esta pretensión décima tercera principal, en cuanto ésta se refiere al Área de Explotación sin señalar a cuál de las Áreas de Explotación existentes en el Área Contratada está haciendo alusión, de manera que la misma pretensión desconoce el Contrato respecto a que los pagos por el Derecho por Precios Altos se predicará por cada Área de Explotación según se ha explicado reiterada y detalladamente en el Laudo Arbitral, en especial en la Parte Segunda numeral 2 literal c) subnumeral v), literal e) y numeral 3 literales a), b), d) y e), entre otros.
Por consiguiente, en consonancia con la prosperidad que decidió el Tribunal de las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta, sexta, séptima y octava de la demanda principal reformada, esta pretensión décima tercera principal de la demanda de reconvención reformada no prosperará. “DÉCIMOCUARTA. Declarar que, para la fecha que el Tribunal determine conforme a la pretensión anterior, PETROMINERALES y la ANH no habían acordado una canasta de máximo tres (3) petróleos, ni se había establecido 220 Páginas 9 a 23 de la experticia de parte – Cuaderno de Pruebas No. 18, folios 103 a 117.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 332 un margen pre-acordado para determinar el primer multiplicando de la fórmula contenida en la cláusula 16.2.” El Tribunal denegará esta pretensión porque, conforme a lo probado en el proceso, PETROMINERALES sí incluyó oportunamente en cada uno de los Planes de Explotación221 que entregó a la ANH la canasta de máximo tres (3) petróleos relativa a las diferentes Áreas de Explotación que determinó, los cuales no fueron objetados por la ANH dentro del plazo que se disponía según el Contrato CORCEL.
“DÉCIMOQUINTA. Declarar que PETROMINERALES ha cumplido sólo parcialmente la obligación de pago por precios altos para cuya determinación no ha utilizado el precio referencia de las canastas, sino “el precio real de venta de los Hidrocarburos Líquidos producidos en el Área de Explotación para el Mes calendario correspondiente”, de conformidad con la cláusula 16.2 del Contrato Corcel.” El Tribunal denegará esta pretensión porque de acuerdo con lo demostrado en el proceso, PETROMINERALES sí cumplió con su obligación de pago del Derecho por Precios Altos en relación con las Áreas de Explotación CORCEL A y CORCEL C y, además, porque la ANH no logró demostrar que la base del pago hubiese sido incorrecta para efectos de la aplicación de la cláusula 16.2.
Lo anterior, además en concordancia, con el hecho de que el Tribunal despachará favorablemente la pretensión novena de la demanda principal reformada. “DÉCIMOSEXTA. Declarar que PETROMINERALES ha cumplido parcialmente mediante el pago a la ANH de su derecho por precios altos en pesos colombianos calculado sobre una base incorrecta.” El Tribunal denegará esta pretensión porque, de acuerdo con lo demostrado en el proceso, PETROMINERALES sí ha cumplido con su obligación de pago por precios altos en relación con las áreas de explotación CORCEL A y CORCEL C y, además, porque la ANH no demostró que la base del pago hubiese sido incorrecta.
“DECIMOSÉPTIMA. Declarar que para la determinación del monto a pagar por concepto de los derechos por precios altos, causados entre la fecha que el Tribunal determine conforme a la pretensión UNDÉCIMA y el día del laudo, se debe tomar en consideración “el precio real de venta de los Hidrocarburos 221 Planes de Explotación referenciados y ubicados en las páginas 331 y siguientes del presente Laudo Arbitral.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 333 Líquidos producidos en el Área de Explotación para el Mes calendario correspondiente”, de conformidad con la cláusula 16.2 del Contrato Corcel.” El Tribunal denegará esta pretensión toda vez que la pretensión undécima ha sido denegada, y además, la expresión entre comillas que contiene la pretensión décimo séptima reproduce solo parcialmente y fuera de contexto el procedimiento de cálculo del Derecho por Precios Altos que se hacen exigibles a PETROMINERALES una vez se cumplan las condiciones a las que ya se hizo referencia al despachar la pretensión cuarta de la demanda principal reformada, de manera que la declaración encaminada a que, para liquidar derechos económicos se debe tomar en consideración el precio real de venta, no corresponde a lo pactado en el Contrato.
“DECIMOCTAVA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH la cantidad en pesos colombianos equivalente a CIENTO SESENTA Y SIETE MILLONES DOSCIENTOS NUEVE MIL OCHOCIENTOS VEINTICUATRO DÓLARES DE LOS ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA (US$167,209,824), por concepto del Derecho por Precios Altos previsto en las cláusulas 16.2 y 16.3 con corte a diciembre de 2012 o la suma que resulte demostrada en el trámite arbitral, de acuerdo con la tasa representativa del mercado vigente para el día en que debió haberse realizado el pago de cada una de las mensualidades por concepto del Derecho por Precios Altos, causados y liquidados desde el mes de marzo de 2009 o la fecha que el Tribunal determine en el laudo y hasta mes de diciembre de 2012 inclusive.” El Tribunal también denegará esta pretensión por las razones expuestas en la parte motiva de este Laudo Arbitral y como consecuencia de la falta de prosperidad de las pretensiones declarativas que sirven de sustento a la condena pretendida por la ANH en esta pretensión décima octava.
“DECIMONOVENA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH intereses moratorios sobre la condena de que trata la pretensión DECIMOCTAVA, convertida a pesos colombianos, desde el día en que incurrió en mora de pagar cada una de las liquidaciones mensuales del Derecho por Precios Altos o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, hasta el día de su pago, a la tasa de una y media veces el interés bancario corriente, conforme lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.” El Tribunal denegará esta pretensión al no haber prosperado la pretensión décimoctava anterior, de la cual es consecuencial.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 334 “DÉCIMONOVENA SUBSIDIARIA: Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH intereses moratorios sobre la condena de que trata la pretensión DECIMOCTAVA, liquidada en dólares de los Estados Unidos de América, desde el día en que incurrió en mora de pagar cada una de las liquidaciones mensuales del Derecho por Precios Altos o la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, hasta el día de su pago, a la tasa principal LIBOR (London lnterbank Borrowing Offered Rate) a tres (3) meses, incrementada en cuatro puntos porcentuales (LIBOR más 4%)” El Tribunal también denegará esta pretensión al ser subsidiaria y consecuencial de la pretensión décimoctava que no prosperó. “VIGÉSIMA.
En consecuencia, de la pretensión DECIMOCTAVA, condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH intereses sobre los intereses moratorios que deba con más de un (1) año de anterioridad a la fecha de presentación de esta demanda de reconvención, conforme lo establece el artículo 886 del Código de Comercio, a una tasa de una y media veces el interés bancario corriente, según lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.” El Tribunal denegará esta pretensión por ser consecuencial de la pretensión décimoctava anterior que no prosperó. “VIGÉSIMA SUBSIDIARIA.
En consecuencia de la pretensión DECIMOCTAVA, condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH intereses sobre los intereses moratorios que deba con más de un (1) año de anterioridad a la fecha de presentación de esta demanda de reconvención, conforme lo establece el artículo 886 del Código de Comercio, a la tasa principal LIBOR (London lnterbank Borrowing Offered Rate) a tres (3) meses, incrementada en cuatro puntos porcentuales (LIBOR más 4%).” El Tribunal denegará esta pretensión por ser subsidiaria y consecuencial de la DECIMOCTAVA, que no prosperó. “VIGESIMOPRIMERA.
Fijar una canasta de máximo tres (3) petróleos y el margen pre-acordado para determinar el primer factor de la fórmula contenida en la cláusula 16.2, en aras de darle aplicación a ésta a partir del día del laudo.” En cuanto la pretensión vigésimo primera se refiere a “una canasta” de crudos y “el margen pre-acordado”, el Tribunal la denegará puesto que, como se ha manifestado TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 335 en reiteradas ocasiones, en el Área Contratada se habían definido para el momento de la presentación de la demanda principal reformada ocho (8) Áreas de Explotación (CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO Y CARDENAL) respecto de cada una de las cuales deben aplicarse, de conformidad con lo pactado en el Contrato, sendas canastas y margenes pre-acordados por cada Área de Explotación, sin que resulte aplicable “una canasta” solamente y “el margen pre-acordado” único para todas.
Lo anterior en concordancia con lo resuelto respecto de las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta, sexta, séptima, octava de la demanda principal reformada, y en consonancia con lo detalladamente expuesto en la Segunda Parte, numeral 2, literales c), d) y numeral 3, literal e), entre otros. Todo ello adicionalmente a que la pretensión no señala a cuál de las Áreas de Explotación existentes en el Área Contratada está haciendo alusión, de manera que la misma pretensión desconoce el Contrato respecto a que los pagos por el Derecho por Precios Altos se predicará por cada Área de Explotación según se ha explicado reiterada y detalladamente en el Laudo Arbitral.
“VIGESIMOSEGUNDA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH las costas del proceso.” El Tribunal se abstendrá de condenar a PETROMINERALES, tal como se expresará en otro aparte de este Laudo Arbitral en el cual Tribunal se pronunciará respecto de las costas del presente proceso arbitral conforme el artículo 365 del CGP. b) Pretensiones subsidiarias “PRIMERA.
Declarar que el Área de Explotación y el Área de Evaluación, incluidos los campos en prueba, del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel, a partir abril de 2009 o de la fecha posterior que el Tribunal determine en el laudo, alcanzaron una producción acumulada de Hidrocarburos Líquidos que superó los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos.” El Tribunal denegará esta pretensión por cuanto, ésta se refiere al Área de Explotación (como si se tratara de una sola) sin señalar a cuál de las ocho (8) que habían sido definidas en el Área Contratada para el momento de la presentación de la demanda principal reformada y objeto de esta litis está haciendo alusión (CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO Y CARDENAL), de manera que la misma pretensión no se sujeta a lo establecido en el Contrato respecto a que los pagos por derechos de precios altos se predicarán por cada Área de Explotación según se ha explicado reiterada y detalladamente en TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 336 el Laudo Arbitral, en especial en la Parte Segunda numeral 2 literal c) subnumeral v), literal e) y numeral 3 literales a), b), d) y e), entre otros. Por consiguiente, en consonancia con la prosperidad que decidió el Tribunal de las pretensiones segunda, tercera, cuarta, quinta, sexta, séptima y octava de la demanda principal reformada, esta pretensión primera subsidiaria de la demanda de reconvención reformada no prosperará. “SEGUNDA.
Declarar que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) a partir de la fecha indicada en la pretensión anterior o la que el Tribunal determine en el laudo, superó el Precio Base Po del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel.” El Tribunal despachará favorablemente esta pretensión toda vez que, como se demostró en el proceso a través del dictamen pericial de parte elaborado con Corredores Asociados y ALUVIA,222 a partir del mes de abril de 2009 y hasta la fecha de elaboración de dicho dictamen pericial, el precio del crudo WTI sí superó el precio base Po del Contrato CORCEL.
“TERCERA. Declarar que PETROMINERALES tiene la obligación de pagarle a la ANH los derechos económicos por precios altos desde el mes de abril de 2009 o desde el momento en que se cumplieron las condiciones de las cláusulas 16.2 y 16.3 del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel, según lo determine el Tribunal.” El Tribunal despachará favorablemente, solo de manera parcial esta pretensión en consonancia con la decisión de acoger favorablemente las pretensiones séptima y novena de la demanda principal reformada, por cuanto, solamente quedó demostrado en el proceso que se cumplieron las condiciones para el pago de los derechos económicos por precios altos del Contrato (i) en relación con las áreas de explotación CORCEL A a partir del mes de agosto de 2011 y (ii) CORCEL C a partir del mes de junio de 2012.
Y la denegará en lo relativo a las seis (6) Áreas de Explotación restantes toda vez que respecto de las mismas esa obligación para el momento de la presentación de la demanda principal reformada no se ha había hecho exigible (BOA, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL). “CUARTA. Declarar que PETROMINERALES incumplió su obligación de pagar a la ANH los derechos económicos por precios altos desde el mes de abril de 2009 o desde el momento en que se cumplieron las condiciones de 222 Páginas 9 a 23 de la experticia de parte – Cuaderno de Pruebas No. 18, folios 103 a 117.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 337 las cláusulas 16.2 y 16.3 del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Corcel, según lo determine el Tribunal.” El Tribunal denegará esta pretensión por cuanto, como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, PETROMINERALES sí cumplió con sus obligaciones relativas al pago de derechos económicos por precios altos en la forma y tiempo debidos y en cuanto a las Áreas de Explotación CORCEL A y CORCEL C. Adicionalmente, en lo relativo a las seis (6) Áreas de Explotación restantes, el Tribunal denegará esta pretensión toda vez que respecto de las mismas, no quedó demostrado en el proceso arbitral que esa obligación para el momento de la presentación de la demanda principal reformada se había hecho exigible (BOA, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL).
Lo anterior en consonancia con el despacho favorable de las pretensiones séptima, octava, novena de la demanda principal reformada. “QUINTA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH la cantidad de ciento cincuenta millones quinientos cuarenta y un mil setecientos setenta y ocho (USD $150.541,778) o la suma que resulte demostrada en el trámite arbitral, por concepto de los derechos económicos por precios altos causados y liquidados desde el mes de abril de 2009 y hasta mes de Junio de 2012 inclusive.” El Tribunal denegará esta pretensión por cuanto, como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, PETROMINERALES sí cumplió con sus obligaciones en la forma y tiempo debidos con respecto a las Áreas de Explotación en que se cumplieron las condiciones para calcular los derechos económicos por precios altos según quedó demostrado.
“QUINTA SUBSIDIARIA. En subsidio, condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH la suma inferior que resulte probada por concepto de derechos económicos por precios altos causados desde la fecha posterior al mes de abril de 2009 que determine el Tribunal en el laudo.” Esta pretensión será denegada por cuanto, como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, PETROMINERALES sí cumplió con sus obligaciones en la forma y tiempo debidos por concepto de derechos económicos por precios altos respecto de las Áreas de Explotación CORCEL A y CORCEL C en las que se demostró que se cumplieron las condiciones para que se hiciera exigible dicho pago.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 338 “SEXTA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH intereses moratorios sobre la condena de que trata la pretensión anterior, desde el día en que incurrió en mora de pagar cada una de las liquidaciones mensuales de derechos económicos por precios altos hasta el día de su pago, a una tasa de una y media veces el interés bancario corriente, conforme lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.” El Tribunal denegará esta pretensión, porque como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, PETROMINERALES sí cumplió con sus obligaciones en la forma y tiempo debidos y no se encuentra en mora.
“SÉPTIMA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH intereses sobre los intereses moratorios debidos desde hace más de un (1) año a la fecha de presentación de la demanda, conforme lo establece el artículo 886 del Código de Comercio, y a una tasa de una y media veces el interés bancario corriente, según lo indica el último inciso del artículo 884 del Código de Comercio.” El Tribunal denegará esta pretensión, porque como ya se dijo en otro aparte de este Laudo Arbitral, PETROMINERALES sí cumplió con sus obligaciones en la forma y tiempo debidos y no se encuentra en mora.
“OCTAVA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH el valor correspondiente a la indexación de la condena incluida en la pretensión QUINTA o QUINTA SUBSIDIARIA.” El Tribunal denegará esta pretensión porque no hay lugar a ella al no haberse impuesto ninguna condena a cargo de PETROMINERALES que deba ser indexada. “NOVENA. Condenar a PETROMINERALES a pagar a la ANH las costas del proceso.” El Tribunal se abstendrá de condenar a PETROMINERALES, tal como se expresará en otro aparte de este Laudo Arbitral en el cual Tribunal se pronunciará respecto de las costas del presente proceso arbitral conforme el artículo 365 del CGP. iv.
Resolución sobre las excepciones propuestas por PETROMINERALES contra la demanda de reconvención reformada Al contestar la demanda de reconvención reformada, el apoderado de PETROMINERALES propuso las siguientes perentorias o de fondo: TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 339 • CUMPLIMIENTO DE PETROMINERALES DE LAS PRESTACIONES A SU CARGO BAJO EL NUMERAL 16.2 DE LA CLÁUSULA 16 DEL CONTRATO CORCEL; • INEXISTENCIA DE LA OBLIGACION DE PAGO DEL DERECHO POR PRECIOS ALTOS EN LA FORMA SOLICITADA POR LA ANH; • CUMPLIMIENTO DE LA OBLIGACIÓN CONTRACTUAL DE PAGO; • LOS CONCEPTOS DE AREA CONTRATADA Y AREA DE EXPLOTACIÓN SON DIFERENTES DE ACUERDO AL CONTRATO CORCEL; • COHERENCIA Y COMPLEMENTARIEDAD DE LAS DEFINICIONES CONTRACTUALES DE CAMPO COMERCIAL, AREA CONTRATADA Y AREA DE EXPLOTACIÓN Y SU APLICACIÓN A LAS CLAUSULAS DEL CONTRATO CORCEL; • EXISTENCIA DE VARIAS AREAS DE EXPLOTACIÓN (CON UNO O MAS CAMPOS COMERCIALES EN CADA UNA) EN EL AREA CONTRATADA DEL CONTRATO CORCEL; • AUSENCIA DE MORA; • INEXISTENCIA DE ABUSO EN EL EJERCICIO DE DERECHOS CONTRTACTUALES Y DE LAS CLAUSULAS DEL CONTRATO CORCEL POR PETROMINERALES; • LA IMPOSIBILIDAD DE LAS PARTES DE REBELARSE CONTRA LAS CONSECUENCIAS JURIDICAS DE LOS ACTOS PROPIOS; • EL SILENCIO DE LA ANH PRODUJO LA ACEPTACIÓN DE LAS DIFERENTES AREAS DE EXPLOTACIÓN EN EL CONTRATO CORCEL PARA CADA UNO DE LOS CAMPOS COMERCIALES; • COBRO DE LO NO DEBIDO; • LA ANH TRANSGREDIO LA CONFIANZA LEGITIMA QUE SU PROPIA CONDUCTA GENERÓ EN PETROMINERALES; • BUENA FE;
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 340 • INCUMPLIMIENTO DE LA ANH DE SU DEBER CONTRACTUAL DE BUENA FE; • EXCEPCION GENÉRICA O INNOMINADA. De conformidad con lo anteriormente expuesto y según lo previsto en el artículo 282 del CGP, el Tribunal reconocerá como fundadas las siguientes excepciones: CUMPLIMIENTO DE PETROMINERALES DE LAS PRESTACIONES A SU CARGO;
INEXISTENCIA DE LA OBLIGACION DE PAGO DEL DERECHO POR PRECIOS ALTOS EN LA FORMA SOLICITADA POR LA ANH; CUMPLIMIENTO DE LA OBLIGACIÓN CONTRACTUAL DE PAGO; LOS CONCEPTOS DE AREA CONTRATADA Y AREA DE EXPLOTACIÓN SON DIFERENTES DE ACUERDO AL CONTRATO CORCEL; COHERENCIA Y COMPLEMENTARIEDAD DE LAS DEFINICIONES CONTRACTUALES DE CAMPO COMERCIAL, AREA CONTRATADA Y AREA DE EXPLOTACIÓN Y SU APLICACIÓN A LAS CLAUSULAS DEL CONTRATO CORCEL;
EXISTENCIA DE VARIAS AREAS DE EXPLOTACIÓN (CON UNO O MAS CAMPOS COMERCIALES EN CADA UNA) EN EL AREA CONTRATADA DEL CONTRATO CORCEL; AUSENCIA DE MORA; INEXISTENCIA DE ABUSO EN EL EJERCICIO DE DERECHOS CONTRTACTUALES Y DE LAS CLAUSULAS DEL CONTRATO CORCEL POR PETROMINERALES; IMPOSIBILIDAD DE LAS PARTES DE REBELARSE CONTRA LAS CONSECUENCIAS JURIDICAS DE LOS ACTOS PROPIOS;
EL SILENCIO DE LA ANH PRODUJO LA ACEPTACIÓN DE LAS DIFERENTES AREAS DE EXPLOTACIÓN EN EL CONTRATO CORCEL PARA CADA UNO DE LOS CAMPOS COMERCIALES; COBRO DE LO NO DEBIDO; LA ANH TRANSGREDIO LA CONFIANZA LEGITIMA QUE SU PROPIA CONDUCTA GENERÓ EN PETROMINERALES; BUENA FE; e INCUMPLIMIENTO DE LA ANH DE SU DEBER CONTRACTUAL DE BUENA FE, y así lo declarará en la parte resolutiva.
En cuanto a la EXCEPCIÓN GENÉRICA O INNOMINADA, el Tribunal declarará la falta de prosperidad de la misma, para lo cual se remite a los argumentos ya expuestos en este Laudo Arbitral al resolver la que, a su turno propuso la ANH contra la demanda principal formulada por PETROMINERALES. v. Las costas, las agencias en derecho y su liquidación Concluida la evaluación de las pretensiones, procede el Tribunal a ocuparse de las costas del Proceso, a cuyo efecto señala que el balance del Arbitraje se inclina en TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 341 favor de PETROMINERALES. Por ende, y, de conformidad con el artículo 365 del CGP,223 le impondrá las costas del Proceso a la ANH, al igual que las agencias en derecho a que se hace referencia en el artículo 366 ibídem.224 Dicho lo anterior, y advirtiendo que ambas partes consignaron la totalidad de las sumas por honorarios y gastos que fijó el Tribunal, la ANH deberá reintegrar a PETROMINERALES la totalidad de los valores pagados por su parte ante este Tribunal, valga decir, honorarios de los Árbitros y del Secretario; gastos de funcionamiento del Tribunal y gastos de administración del Centro de Arbitraje.
En cuanto a las agencias en derecho a cargo de la ANH, el Tribunal considera razonable establecerlas en un total de MIL SESENTA Y UN MILLONES CIEN MIL PESOS ($1.061.100.000), considerando los lineamientos y topes fijados en el artículo 6 del Acuerdo No. 1887 de 2003 del Consejo Superior de la Judicatura. Con fundamento en lo anterior, la ANH será condenada al pago de costas y agencias en derecho, según la siguiente liquidación: 223 “En los procesos y en las actuaciones posteriores a aquellos en que haya controversia, la condenación en costas se sujetará a las siguientes reglas: 1.
Se condenará en costas a la parte vencida en el proceso ( ). 224 “La liquidación [de costas] incluirá el valor de los honorarios de auxiliares de la justicia, los demás gastos judiciales hechos por la parte beneficiada con la condena, siempre que aparezcan comprobados, hayan sido útiles y correspondan a actuaciones autorizadas por la ley, y las agencias en derecho que fije el magistrado sustanciador o el juez aunque se litigue sin apoderado.” (Énfasis añadido).
Concepto Valor ($) Honorarios de los Árbitros y del Secretario Honorarios de los tres Árbitros $ 3.183.300.000,00 Honorarios del Secretario $ 530.550.000,00 Gastos de Administración - Centro de Arbitraje $ 324.225.000,00 Gastos del Proceso $ 250.000.000,00 Total Honorarios y Gastos $ 4.288.075.000,00 A. Total costas a cargo de la ANH y a favor de PETROMINERALES $ 2.144.037.500,00 Agencias en Derecho Agencias en Derecho fijadas por el Tribunal a cargo de la ANH $ 1.061.100.000,00 B. Total agencias en derecho a cargo de la ANH y a favor de PETROMINERALES $ 1.061.100.000,00 Gran total a cargo de la ANH y a favor de PETROMINERALES (A + B) $ 3.205.137.500,00 TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 342 Las sumas anteriores no incluyen IVA ni demás impuestos aplicables. Advierte el Tribunal que en el evento que la suma disponible de la partida “Gastos del Proceso” no resulte suficiente para cubrir los gastos del Proceso, el valor faltante deberá ser sufragado en su totalidad por la ANH.
Finalmente, en caso de existir un sobrante de la partida antes mencionada, este se reintegrará a íntegramente a la ANH. TERCERA PARTE -PARTE RESOLUTIVA En mérito de las consideraciones que anteceden, el Tribunal de Arbitramento integrado para resolver en derecho las diferencias surgidas entre PETROMINERALES S.A. por una parte, y por la otra, la ANH, con el voto unánime de sus miembros, administrando justicia en cumplimiento de la habilitación concedida por las partes para ello y por autoridad de la ley, R E S U E L V E:
PRIMERO: DECLARAR INFUNDADA la tacha de los testigos JULIÁN ANTONIO GARCÍA SALCEDO y TOMAS DE LA CALLE BOTERO que fuera formulada por el apoderado de la ANH y por otra parte, DECLARAR FUNDADA la tacha del testigo JORGE ALBERTO FRANCISCO POSADA VILLAVECES formulada por el apoderado de la ANH.
SEGUNDO: DECLARAR PROBADA la recusación formulada por el apoderado de PETROMINERALES, al CONSORCIO 2012 y al perito JAVIER GEOVANNI MOROS OTERO.
TERCERO: DECLARAR INFUNDADAS la totalidad de las excepciones perentorias o de fondo que fueron propuestas por el apoderado de la ANH en contra de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES.
CUARTO: Como consecuencia de la anterior declaración, DECLARAR la prosperidad de la pretensión primera de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES y en consecuencia, declarar que entre la ANH y PETROMINERALES se celebró y suscribió válidamente el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Sector Corcel (el Contrato CORCEL) integrado por el cuerpo principal y los anexos A (Área Contratada), B (Programa Exploratorio Mínimo) y C (Modelo de la Carta de Crédito).
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 343 QUINTO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión segunda de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que, en los términos del Contrato CORCEL, principalmente según los numerales 1.4., 1.6., 1.9., 1.27. y 1.28., de la Cláusula 1, numeral 4.3 de la Cláusula 4 y numerales 9.3 y 9.4 de la Cláusula 9, las definiciones contractuales de “Área Contratada”, “Área de Explotación” y “Campo Comercial” son diferentes.
SEXTO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión tercera de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que, en los términos del Contrato CORCEL, en el Área Contratada, reportadas para el momento de la presentación de la demanda principal reformada, existían las siguientes ocho (8) Áreas de Explotación: CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL, independientes entre sí y delimitadas de conformidad con los documentos que obran en el expediente.
SÉPTIMO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión cuarta de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que en los términos del numeral 16.2 de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, el pago del Derecho por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos está condicionado a la ocurrencia de cinco condiciones contractuales que son: (i) que haya un Descubrimiento;
(ii) que haya la declaratoria de comercialidad de un Campo; (iii) que haya un Área de Explotación, pues el derecho se predica de cada Área de Explotación; (iv) que la producción acumulada de la respectiva Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías supere los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos; y (v) que el precio de crudo marcador WTI supere el precio base Po; y que estas condiciones deben cumplirse conjuntamente para que se cree una obligación en cabeza de PETROMINERALES (obligación de pago a la ANH) y correlativamente un derecho en cabeza de la ANH (derecho a exigir y recibir el pago por parte de PETROMINERALES)
OCTAVO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión quinta de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que por estar ubicados los Campos Comerciales CORCEL A, BOA, CORCEL C, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL en sus respectivas Áreas de Explotación, individualizadas e independientes entre sí dentro del Área Contratada, las producciones de los referidos Campos Comerciales y Áreas de Explotación se comportan de manera individual, separada y exclusiva y no se suman para determinar el Derecho por Precios Altos para Hidrocarburos Líquidos a favor de la ANH en los términos del Contrato CORCEL.
TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 344 NOVENO: Como consecuencia de lo resuelto en el punto OCTAVO anterior, DECLARAR la prosperidad de la pretensión sexta de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que la producción de hidrocarburos de cada una de las Áreas de Explotación y sus respectivos Campos Comerciales no se suma para la aplicación del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL.
DÉCIMO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión séptima de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que en los términos del numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL, la obligación de pago del Derecho por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos por parte de PETROMINERALES, sólo se ha causado respecto del Área de Explotación CORCEL A a partir del mes de agosto de 2011 y respecto del Área de Explotación CORCEL C a partir del mes de junio de 2012, por haberse superado en cada una de dichas Áreas de Explotación una producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías, que supera los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos y por haber acontecido, en relación con tales Áreas de Explotación, las demás condiciones a las que se refiere la pretensión CUARTA de la demanda principal reformada.
DÉCIMO PRIMERO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión octava de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que no existe obligación de pago del Derecho por Precios Altos a la ANH respecto de las Áreas de Explotación CORCEL D, CORCEL E, BOA, COBRA, CARUTO y CARDENAL, toda vez que ninguna de ellas ha superado los cinco (5) millones de barriles de Hidrocarburos Líquidos de producción acumulada, incluyendo el volumen de regalías, ni se han dado las otras condiciones pactadas en el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL.
DÉCIMO SEGUNDO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión novena de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES, y en consecuencia declarar que PETROMINERALES ha cumplido estrictamente sus obligaciones de pago del Derecho por Precios Altos por Hidrocarburos Líquidos establecidos por el numeral 16.2. de la cláusula 16 del Contrato CORCEL respecto de las Áreas de Explotación CORCEL A y CORCEL C.
DÉCIMO TERCERO: DECLARAR parcialmente la prosperidad de la pretensión décima segunda de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES en cuanto a que respecto del Derecho por Precios Altos TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 345 correspondientes a las Áreas de Explotación en el Área Contratada a que se refieren las comunicaciones incluidas en el literal g) del numeral 2 de la Segunda Parte del Laudo, PETROMINERALES no adeuda sumas a la ANH.
DÉCIMO CUARTO: DENEGAR por infundadas las pretensiones décima y décima primera de la demanda principal reformada presentada por PETROMINERALES en contra de la ANH, así como la pretensión décima segunda de la misma demanda principal reformada en cuanto a que PETROMINERALES devolvió legítimamente a la ANH todas las comunicaciones recordatorias que envió mensualmente a PETROMINERALES por las cuales se pretendía cobrar el Derecho por Precios Altos correspondiente a las Áreas de Explotación CORCEL A y CORCEL C, enviadas con anterioridad a la fecha en que respecto a cada una de esas dos Áreas de Explotación se cumplieron los requisitos del numeral 16.2. de la Cláusula 16 del Contrato CORCEL, así como respecto de las demás Áreas de Explotación en el Área Contratada.
DÉCIMO QUINTO: DECLARAR fundadas las siguientes excepciones perentorias o de fondo propuestas por PETROMINERALES en contra de la demanda de reconvención reformada formulada por la ANH: CUMPLIMIENTO DE PETROMINERALES DE LAS PRESTACIONES A SU CARGO; INEXISTENCIA DE LA OBLIGACION DE PAGO DEL DERECHO POR PRECIOS ALTOS EN LA FORMA SOLICITADA POR LA ANH;
CUMPLIMIENTO DE LA OBLIGACIÓN CONTRACTUAL DE PAGO; LOS CONCEPTOS DE AREA CONTRATADA Y AREA DE EXPLOTACIÓN SON DIFERENTES DE ACUERDO AL CONTRATO CORCEL; COHERENCIA Y COMPLEMENTARIEDAD DE LAS DEFINICIONES CONTRACTUALES DE CAMPO COMERCIAL, AREA CONTRATADA Y AREA DE EXPLOTACIÓN Y SU APLICACIÓN A LAS CLAUSULAS DEL CONTRATO CORCEL; EXISTENCIA DE VARIAS AREAS DE EXPLOTACIÓN (CON UNO O MAS CAMPOS COMERCIALES EN CADA UNA) EN EL AREA CONTRATADA DEL CONTRATO CORCEL;
AUSENCIA DE MORA; INEXISTENCIA DE ABUSO EN EL EJERCICIO DE DERECHOS CONTRTACTUALES Y DE LAS CLAUSULAS DEL CONTRATO CORCEL POR PETROMINERALES; IMPOSIBILIDAD DE LAS PARTES DE REBELARSE CONTRA LAS CONSECUENCIAS JURIDICAS DE LOS ACTOS PROPIOS; EL SILENCIO DE LA ANH PRODUJO LA ACEPTACIÓN DE LAS DIFERENTES AREAS DE EXPLOTACIÓN EN EL CONTRATO CORCEL PARA CADA UNO DE LOS CAMPOS COMERCIALES;
COBRO DE LO NO DEBIDO; LA ANH TRANSGREDIO LA CONFIANZA LEGITIMA QUE SU PROPIA CONDUCTA GENERÓ EN PETROMINERALES; BUENA FE; e INCUMPLIMIENTO DE LA ANH DE SU DEBER CONTRACTUAL DE BUENA FE. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD. SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 346 Con respecto a la EXCEPCIÓN GENÉRICA O INNOMINADA formulada por PETROMINERALES en contra de la demanda de reconvención reformada formulada por la ANH, el Tribunal DECLARA la falta de prosperidad de la misma con base en los argumentos expuestos en la parte considerativa del presente Laudo Arbitral.
DÉCIMO SEXTO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión segunda principal de la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH, y en consecuencia declarar que el término definido “Área de Explotación” contenido en la cláusula 1.6 del Contrato CORCEL es el mismo término “Área de Explotación” utilizado por el Contrato en la cláusula 16.2, segundo párrafo de la sección “para Hidrocarburos Líquidos”.
DÉCIMO SÉPTIMO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión séptima principal de la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH, y en consecuencia declarar que de acuerdo con la cláusula 1.16, las “pruebas de producción” las ejecuta el Contratista durante la “Evaluación u Operaciones de Evaluación”, y está en el deber de informar a la ANH la destinación de los hidrocarburos recuperados como resultado de las operaciones de evaluación (cláusula 7.3, lit. f).
DÉCIMO OCTAVO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión duodécima principal de la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH, y en consecuencia declarar que desde antes de marzo de 2009 y de manera ininterrumpida hasta la presentación de la reforma de demanda, el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) ha estado por encima del Precio Base Po del Contrato CORCEL.
DÉCIMO NOVENO: DECLARAR la prosperidad de la pretensión segunda subsidiaria de la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH, y en consecuencia declarar que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) desde el mes de marzo de 2009 superó el Precio Base Po del Contrato CORCEL.
VIGÉSIMO: DECLARAR la prosperidad parcial de la pretensión tercera subsidiaria de la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH, y en consecuencia declarar que PETROMINERALES tiene la obligación de pagarle a la ANH los derechos económicos por precios altos desde el momento en que se cumplieron las condiciones de las cláusulas 16.2. y 16.3. del Contrato CORCEL, en TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 347 las áreas de explotación CORCEL A desde el mes de agosto de 2011 y CORCEL C desde el mes de junio de 2012. Con respecto a las áreas de explotación BOA, COBRA, CORCEL D, CORCEL E, CARUTO y CARDENAL, el Tribunal DENIEGA la pretensión tercera subsidiaria de la demanda de reconvención reformada presentada por la ANH por las razones expuestas en la parte considerativa del presente Laudo Arbitral.
VIGÉSIMO PRIMERO: DENEGAR por infundadas, las demás pretensiones, principales y subsidiarias de la demanda de reconvención formulada por la ANH en contra de PETROMINERALES, por las razones expuestas en la parte considerativa del presente Laudo Arbitral.
VIGÉSIMO SEGUNDO: CONDENAR a LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) a pagar a PETROMINERALES S.A. la suma de TRES MIL DOSCIENTOS CINCO MILLONES CIENTO TREINTA Y SIETE MIL QUINIENTOS PESOS ($3.205.137.500,00) más IVA, por concepto de costas y agencias en derecho, de conformidad con la liquidación efectuada en la parte motiva de esta providencia.
VIGÉSIMO TERCERO: Declarar causado el saldo de los honorarios establecidos y el IVA correspondiente de los árbitros y el secretario por lo que se ordena realizar el pago del saldo en poder del presidente del Tribunal. Las partes entregarán a los árbitros y al secretario los certificados de las retenciones realizadas individualmente a nombre de cada uno de ellos, en relación con sus honorarios.
VIGÉSIMO CUARTO: Debido a que la demanda mediante la cual se promovió el presente proceso arbitral fue radicada con fecha 29 de marzo de 2012, de conformidad con el artículo 25 de la Ley 1743 de 2014 y reglamentada por el Decreto 272 de 2015, no se causa la correspondiente contribución especial arbitral.
VIGÉSIMO QUINTO: Disponer que en la oportunidad prevista en ley, se proceda por el árbitro presidente del Tribunal a efectuar la liquidación final de gastos y llegado el caso, devolver el saldo junto con la correspondiente cuenta razonada.
VIGÉSIMO SEXTO: Disponer que por Secretaría se expidan copias auténticas del presente Laudo Arbitral con destino a cada una de las partes, con las constancias de ley, y que se remita el expediente para su archivo al Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO DE PETROMINERALES COLOMBIA LTD.
SUCURSAL COLOMBIA Y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS - ANH ________________________________________________________________________ 348 VIGÉSIMO SÉPTIMO: De conformidad con las consideraciones efectuadas en el literal b) del numeral 1 de la Segunda Parte del presente Laudo Arbitral, al no cumplirse los presupuestos normativos para efectos de la imposición de la sanción prevista en el artículo 206 del Código General del Proceso en los eventos de exceso en la cuantificación del juramento estimatorio, el Tribunal resuelve no imponer a ninguna de las partes del presente proceso la referida sanción.
VIGÉSIMO OCTAVO: Disponer que por Secretaría se expida, con cargo a la ANH, una copia auténtica del presente Laudo Arbitral con destino a la Fiscalía General de la Nación, tal y como fue solicitado por la ANH al Tribunal en sus alegatos de conclusión.
VIGÉSIMO NOVENO: Disponer que, una vez se encuentre en firme esta providencia, se protocolice el expediente en una notaría del círculo notarial de Bogotá D.C. Esta providencia queda notificada en estrados. SAMUEL CHALELA ORTIZ Presidente EDGAR F. PARIS SANTAMARÍA Árbitro LUIS FERNANDO SALAZAR LÓPEZ Árbitro HERNANDO HERRERA MERCADO Secretario