Evolución contractual de la explotación de hidrocarburos en Colombia

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(1)EVO LUCIÓ N CO NTRACTUAL DE LA EXPLO TACIÓ N DE HIDRO CARBURO S EN CO LO MBIA. MARIA C ARO LINA CUELLAR SÁNC HEZ. UNIVERSIDAD DE LO S ANDES FACULTAD DE DEREC HO O C TUBRE 18 DE 2005.

(2) EVOLUCIÓN CONTRACTUAL DE LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS EN COLOMBIA. MARIA CAROLINA CUELLAR. Trabajo de Investigación Dirigida. Director – Asesor EDGAR FRANCISCO PARIS SANTAMARÍA Abogado, DIP. y .L.L.M. en Derecho de Petróleos. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE DERECHO BOGOTÁ 2005.

(3) AG RADECIMIENTO S. Quiero agradecer a todos aquellos que tuvieron que ver de alguna u otra manera con la realización de este trabajo. Por su dedicación e incondicional apoyo, a m i compañera de investigación, Laura García, cuya compañía y conocim iento fueron relevantes para alcanzar este resultado. Por el tiem po ofrecido, colaboración y amplios conocimientos, al Doctor Edgar Francisco París Santamaría, quien en su calidad de Director-Asesor nos acom pañó con dedicación durante todo el proceso de elaboración del trabajo. Es para nosotras un honor, haber contado con una persona de sus calidades y especialísimos conocimientos en el tem a de Derecho de Petróleos..

(4) 1. TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN. 3. 2. CONTEXTO HIS TÓRICO. 7. 3. EL CONTRATO DE CONCES IÓN. 17. 3.1 Origen del Contrato. 17. 3.2 Antecedentes. 18. 3.3 Naturaleza Jurídica. 18. 3.4 Definición. 20. 3.5 Partes del Contrato. 21. 3.6 Términos Contractuales. 21. 3.6.1 3.6.2 3.6.3. 21 22 23. Obligaciones del Concesionario El M anejo del Área Contratada Actividades de Exploración y Explotación. 3.7 Terminación del Contrato. 23. 3.8 Participación Estatal. 24. 3.9 Solución de Controversias. 25. 4. EL CONTRATO DE AS OCIACIÓN. 28. 4.1 Origen del Contrato. 28. 4.2 Antecedentes. 29. 4.3 Definición. 30. 4.4 El Contrato de Asociación y Otras Figuras Jurídicas. 31. 4.5 Naturaleza Jurídica. 32.

(5) 2. 4.6 Régimen de Transición. 34. 4.7 Partes del Contrato. 35. 4.8 Términos Contractuales. 36. 4.8.1 4.8.2 4.8.3. 36 37 41. El Operador del Campo Retribución Económica / Distribución de la Producción Actividades de Exploración y Explotación. 4.9 Participación Estatal. 45. 4.10 Traspasos. 46. 4.11 Terminación del Contrato. 46. 4.12 Solución de Controversias. 47. 5. LA CONTRATACIÓN DE LA ANH. 48. 5.1 Origen. 48. 5.2 Antecedentes. 49. 5.3 Definición. 50. 5.4 Naturaleza Jurídica. 52. 5.5 Partes del Contrato. 53. 5.6 Términos Contractuales. 54. 5.6.1 5.6.2 5.6.3. 54 57 58. Actividades de Exploración y Explotación M anejo del Área Contratada Operación del Campo. 5.7 Terminación del Contrato. 59. 5.8 Propiedad de los Activos. 60. 5.9 Derechos Económicos Derivados del Contrato. 61. 5.10 Solución de Controversias. 64. 6. CONCLUS IONES. 66.

(6) 3. 1. INTRODUCCIÓN. A partir de su descubrimiento, el petróleo se ha convertido en uno de los recursos energéticos más importantes para la historia de la humanidad. Aportando el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo; este recurso natural no renovable, ha sido utilizado desde épocas milenarias hasta la actualidad, como factor estratégico de desarrollo.. La industria del sector, se ha consolidado a medida que las necesidades mundiales en términos de combustibles y estructura física de las grandes ciudades; han demandado grandes cantidades de crudo y por lo tanto, han evidenciado la alta dependencia mundial al petróleo y sus derivados. Sin embargo, este producto como cualquier otro, también ha estado sometido a la inestabilidad del mercado y por lo mismo, las fluctuaciones en sus precios, se han convertido en un aspecto que cobra especial relevancia, si se tiene en cuenta, que la disponibilidad desciende gradualmente, y que cada vez se hará mucho más difícil satisfacer las necesidades de los agentes que lo demandan.. La anterior situación, trae consecuencias tanto comerciales como jurídicas. Entre las primeras, se encuentran temas como la disponibilidad, rentabilidad, y productividad; pues los constantes altibajos, determinarían la variabilidad de lo que realmente importa a cualquier inversionista, el precio. Por otra parte y para cumplir con el objetivo de este.

(7) 4. trabajo, existe una clara implicación de tipo jurídico, pues es necesario determinar las condiciones que van a reglamentar todo un proceso de exploración y explotación de un área determinada, dependiendo de la necesidad y la conveniencia de ambas partes, por un lado el inversionista y por otro, el Estado.. Partiendo de tal necesidad, han surgido diferentes modos en materia de contratación petrolera, que responden a la exigencia de encontrar una forma de regular los procesos de producción y las correspondientes obligaciones entre las partes, de acuerdo a su vez, al ordenamiento jurídico aplicable y vigente. La exploración y explotación de hidrocarburos, ha reafirmado la idea según la cual, el Estado en el desarrollo de una actividad como ésta; no puede ser el único que soporte las diferentes etapas que representa un proceso con miras a obtener la rentabilidad petrolera.. Dentro de este documento se expondrán, todos aquellos aspectos que resulten determinantes en el entendimiento y diferenciamiento de las diferentes modalidades que han sido utilizadas en el país para contratar en materia petrolera; para que de esta manera, cuestionamientos como, ¿Cuál de las posibles formas de contratar es más conveniente para ambas partes, ¿Es el contrato (llámesele Concesión, Asociación u otro) una necesidad o una formalidad?, ¿Bajo qué modalidad contratará la ANH hoy en día?, queden no solo expuestos sino resueltos en términos jurídicos.. Este documento se realizó de manera cronológica, de tal forma que las etapas que se describen van acorde con el desarrollo de la industria petrolera en el país y sus diferentes modificaciones y reglamentaciones. Así, en una primera fase, se ilustra al lector de.

(8) 5. acontecimientos históricos acerca del petróleo y sus orígenes como componente, también, se explica lo referente a las formas en que se inició la comercialización y producción del mismo a nivel tanto nacional, como mundial. En el caso colombiano, en específico, por conformar el patrón principal dentro de la elaboración de este trabajo; temas como la creación de ECOPETROL, su naturaleza, y los diferentes eventos históricos de índole constitucional, comercial o legal, que enmarcan el panorama contractual del sector de hidrocarburos en nuestro país, especialmente del petrolero, también se desarrollaran a lo largo del mismo.. Dentro de una segunda fase, existen temas controversiales y que de alguna forma determinan el objetivo de este documento; pues si bien es importante recrear hechos históricos determinantes, ese mismo proceso histórico nos muestra una actualidad ciertamente convulsionada en materia de cómo se ha venido desarrollando la contratación en materia petrolífera en el país. La naturaleza jurídica de cada una de las distintas modalidades de contratación petrolera, las cláusulas que las caracterizan, su definición y desarrollo; servirán de soporte para establecer un marco comparativo entre las diferentes modalidades de contratación petrolera en Colombia y así determinar, cuál ha resultado ser más conveniente, como uno de los posibles problemas jurídicos a resolver entre otros tantos que existen.. Por último, y si bien el capítulo referente a la ANH se encuentra ubicado como una tercera fase del proyecto, se quiere enunciar en este módulo introductorio a manera de colofón, pues la actualidad muestra que no todo está dicho en cuanto a la naturaleza suya y de los contratos que suscriba, y por lo mismo en el capítulo que haga referencia al mismo, se.

(9) 6. expondrá el Contrato diseñado por esta entidad, así como las discutidas facultades con las que se posibilitó la determinación en la forma de contratar..

(10) 7. 2. CONTEXTO HIS TÓRICO. Independientemente del nombre con el que se conocía, el petróleo ha sido uno de los productos naturales más importantes, a lo largo de la historia de la civilización. Aquel líquido de apariencia oscura y que brotaba espontáneamente de la tierra, fue utilizado de diferentes formas, en su mayoría medicinales; hasta el descubrimiento del que sería el primer pozo petrolífero en la historia, esto es, el encontrado en Pensilvania, Estados Unidos, el 27 de Agosto de 18591.. A partir de este momento, la carrera por obtener el preciado combustible, ha ido en constante aumento; y con él, ha crecido una de las industrias modernas más importantes de la humanidad: la industria petrolífera mundial. El descubrimiento de nuevos yacimientos y la explotación organizada de los mismos; ha permitido crear un renglón de primer nivel en la economía y a su vez, satisfacer importantes necesidades. Diferentes han sido los territorios en los cuales se ha iniciado la fase de exploración, sin embargo, la producción sigue siendo localizada y dentro de Suramérica, Colombia ocupa uno de esos lugares.. Los registros históricos más remotos, ubican los primeros descubrimientos hacia el siglo XVI; cuando un ejército comandado por Gonzalo Jiménez de Quesada, llegó a cercanías del río M agdalena, territorio donde actualmente se encuentra lo que hoy se conoce como el. 1. El Petróleo. En Lo Sé Todo, Enciclopedia Documental (Tomo 1, p.p 179-182). Buenos Aires, Argentina: Larousse..

(11) 8. municipio de Barrancabermeja; y halló rastros de petróleo2. Sin embargo, esos no fueron los únicos vestigios encontrados, regiones como la Guajira, Orito, el Catatumbo y las cercanías de Lorica; también reportaron presencia del mismo. Con el tiempo, numerosas fueron las porciones del territorio nacional que presentaron importantes descubrimientos; la ejecución y desarrollo de los mismos, debía someterse al trato que el Gobierno planteara al respecto.. La historia de la contratación para la explotación de hidrocarburos en el país, en este caso, la explotación petrolera; ha estado determinada por diferentes etapas, según la modalidad contractual a adoptar. En líneas generales, se diferencian tres períodos bajo las cuales, se ha desarrollado el marco normativo y legal al respecto: El contrato de concesión, el contrato de asociación, y por último, la contratación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.. A comienzos del siglo XX, bajo el gobierno de Rafael Reyes, se otorgaron los dos primeros contratos de concesión, cuyo objeto era la exploración, explotación y refinación de crudo. El recién creado, en esa época, M inisterio de M inas, negoció los términos contractuales que regirían las nuevas relaciones entre el Estado y Virgilio Barco por un lado, y el mismo Estado y Roberto de M ares por otro.. La primera de las mencionadas concesiones, se circunscribió al área que hoy ocupa el actual departamento de Norte de Santander3; y establecía la transferencia de ciertos derechos, así como la posibilidad de la declaratoria de su caducidad. Con el tiempo, en ella se descubrió el importante campo Cira-Infantas, y a su vez, por medio de diferentes. 2. Mayorga, Fernando (2002, Julio). LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA. Lo que va de las concesiones a las asociaciones. Revista Credencial Historia,(Edición 151),. 3 Röthlisberger, Ernst. (1993). El Dorado. Bogotá, Colombia: Tercer Mundo Editores, Colcultura..

(12) 9. empresas estadounidenses como Texaco y Socony M obil Oil, se logró el desarrollo de la misma. Años después, no se efectuó la explotación legalmente establecida, y La Corte Suprema de Bogotá declaró su vencimiento. En consecuencia, se autorizó al Estado para disponer a su arbitrio, de las riquezas petrolíferas del área.. En segundo lugar, se encuentra la llamada “Concesión de M ares”, por el contrato suscrito con el mismo nombre; otorgado esta vez, al señor Roberto de M ares y que se circunscribió al área de Carare y Opón, justamente donde Gonzalo Jiménez de Quesada había visto las primeras apreciaciones del líquido4. Publicada en el diario oficial del siete de marzo de 1906; fue una de las concesiones más controversiales en la historia del país, por las disputas generadas a raíz del plazo de su terminación. Inicialmente, fijaba un plazo perentorio para iniciar actividades, por lo que al no cumplirse el mismo después de varias prórrogas; debió declararse su caducidad el 22 de octubre de 1909. Dicha caducidad, fue revocada por el M inisterio, quien volvió a determinar un plazo para iniciar las actividades de explotación.. En esta primera etapa, el país empezó a estructurar un marco legal, que obedeciera al desarrollo de la nueva industria. En 1928, empezó a discutirse lo que tiempo después se conocería como la Ley 37 de 1931, y con la cual empezaría a definirse un marco claro para la industria petrolera nacional. De ahí, que no se haya acogido entonces la fórmula propuesta de que el recurso fuera explotado por el Estado; sino que se llegó a la figura de la concesión, como la más adecuada para la estructura económica del país en ese momento. Esta ley y sus decretos reglamentarios se recogieron más tarde, en el Decreto 1056 de 1953, en lo que se conoce con el nombre de Código de Petróleos. 4. Saenz Rovner, Eduardo (1994, Enero). LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA. Concesiones, Reversión y Asociaciones. Revista Credencial Historia,(Edición 49),..

(13) 10. Hacia 1937, finalmente se debate en el Congreso, la fecha de la controvertida reversión de la Concesión de M ares. En ese momento, se aprueba el concepto emitido por el Consejo de Estado que establecía que su vencimiento era el 14 de Junio de 1946. Lo anterior, profundizó las diferencias con los concesionarios; por lo que en 1941, el gobierno colombiano en cuya cabeza se encontraba el Presidente Eduardo Santos, solicitó al Procurador, entablar una demanda que se surtiría ante la Corte Suprema de Justicia, con el fin de fijar el término de vencimiento de la concesión y declarar la reversión a favor del Estado colombiano en 1946 y no en 1951 como lo sostenía la compañía5. El 20 de Septiembre de 1944, durante la segunda presidencia de Alfonso López; termina el proceso con el esperado fallo de la Corte, esta vez, a favor de la compañía.. Once años después del mencionado debate, más específicamente en el mes de diciembre de 1948; el gobierno colombiano expide un Decreto Ley, creando expresamente una compañía petrolera, para asumir la Concesión De M ares después de su reversión al Estado. Las negociaciones del régimen de transición, fueron sostenidas por una comisión conformada por miembros del gobierno colombiano, una multinacional norteamericana, la misión diplomática de los Estados Unidos en Bogotá y capitalistas colombianos (en particular los industriales de M edellín)6; quienes organizarían la nueva compañía y decidirían sobre las contribuciones económicas y técnicas de cada uno de los grupos interesados.. Así, el gobierno presidido por Laureano Gómez, decidió crear la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, que explotaría los campos petrolíferos de la antigua Concesión de 5. París Santamaría, Edgar Francisco. (2004). Breve historia de la contratación petrolera en Colombia. En Dinagas. Breve Historia de la Contratación Petrolera en Colombia y La interpretación de la regulación que ha afectado a la industria del gas en Colombia (p.p 5-45). Bogotá, Colombia. 6 Saenz Rovner, Eduardo (1994, Enero). LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA. Concesiones, Reversión y Asociaciones. Revista Credencial Historia,(Edición 49),..

(14) 11. M ares, con la asesoría técnica de la International. Esta, a su vez, prestaría el capital junto con el BID, para la expansión de la refinería en Barrancabermeja y operaría la refinería durante diez años. Por su parte la Esso, otra subsidiaria de la Standard, se encargaría de la distribución de los derivados del petróleo en territorio colombiano. La fecha tan esperada llegó y el 25 de agosto de 1951, la Concesión De M ares finalmente revirtió a la Nación y ésta, fue recibida por la nueva empresa de petróleos.. Durante esta primera etapa y bajo este sistema de concesiones, Colombia llegó a producir el 1.19% del crudo mundial y ocupaba el octavo lugar como productor mundial en 1927. Por su parte, las regalías recibidas por la Nación, llegaron a fluctuar entre el 6 y el 10% de la producción bruta de los campos7.. Este esquema, que convertía a los particulares a quienes se cedía el derecho, en titulares de parte del petróleo producido; empezó a presentar dificultades, por las amplias prerrogativas con las que contaban las compañías. Teniendo exclusividad, grandes extensiones de tierra, largos períodos de tiempo para ejecutar sus contratos, y prestaciones poco representativas frente a las reales ganancias que arrojaba la actividad; la explotación se convirtió en una herramienta de discrecionalidad de las compañías privadas, más que en un mecanismo para el interés nacional.. Con el establecimiento de una empresa de carácter nacional, más que instaurar un administrador de recursos, en este caso, provenientes de la reversión de las concesiones; se pensó en crear una institución, que lograra controlar los recursos provenientes de este tipo de contratos y al mismo tiempo, otorgar los derechos de exploración y explotación en. 7. Ibíd...

(15) 12. condiciones más favorables a los intereses nacionales y menos favorables, a los nuevos intervinientes, esto es, las compañías comerciales independientes.. De esta manera, se fue dando paso, a la segunda etapa en la historia de la contratación petrolera en el país: el contrato de asociación. Este régimen contractual, emerge por oposición a lo que hasta ahora se había desarrollado como los contratos de concesión tradicionales; en los que además de otorgar derechos exclusivos, se requería una serie de trámites gubernativos excesivamente lentos y dispendiosos. Se hacía necesario un cambio en las condiciones contractuales que regían la actividad petrolera hasta el momento, y por lo mismo, el Gobierno ideó un sistema por medio del cual sin despojarse de la titularidad del derecho, pudiera ejercerlo y al mismo tiempo mantener un control efectivo sobre el mismo.. El origen de esta nueva modalidad, podría encontrarse en la Ley 20 de 1969, derogada casi en su totalidad, por el Decreto 2655 de 1988. El artículo 12 de la misma, autorizó al gobierno para declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla, sin sujeción al régimen ordinario de contratación y licitación, a Ecopetrol. La intención del legislador, no fue otra que reservar la administración de los hidrocarburos nacionales a la empresa, para que los explotara directamente o en asociación con capital nacional o extranjero. Aunque con esto, se facultaba a Ecopetrol para explotar nuevos terrenos; fue sólo con la crisis petrolera de 1973, que Colombia dejaría de otorgar nuevas concesiones.. Así, hacia el año de 1974, y usando las facultades del estado de emergencia económica declarado en octubre de ese mismo año; se expidió el Decreto Legislativo 2310, cuyos dos primeros artículos modificaron el sistema de contratación vigente hasta el momento. En.

(16) 13. materia de exploración y explotación de hidrocarburos, se abolió el sistema de concesión y se reemplazó por nuevas modalidades contractuales, que ya eran comunes a nivel internacional. En el mencionado decreto, se determinó la explotación directa a cargo de Ecopetrol, o la celebración de "contratos de asociación, operación, de servicio o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión (...)".. A pesar que el mencionado decreto crea el contrato de asociación, no lo describe ni lo reglamenta. En términos generales, la diferencia fundamental entre el contrato de asociación y el de concesión, es la preparación conjunta entre el asociado particular y Ecopetrol de los planes concretos de operación, los presupuestos respectivos y todas las actividades necesarias para el aprovechamiento de los recursos petrolíferos, solamente en la fase de explotación, ya que en la de exploración, la tarea es llevada a cabo por cuenta y riesgo de la asociada, participando Ecopetrol únicamente cuando se haya descubierto un campo comercialmente explotable.. Bajo esta nueva modalidad, que ha sido seguida por diferentes gobiernos a través del tiempo; se ha logrado realizar un ajuste de la política de asociación entre el Estado y el capital privado, y de esa manera, se ha permitido el incremento del número de contratos y por consiguiente, de pozos exploratorios. Con la introducción de este contrato, que modificó las bases legales de la contratación petrolera en Colombia; se llegó a la conclusión que más allá de la tipología contractual que se adopte, el factor determinante a la hora de incentivar la inversión, era el establecimiento de una política atractiva de precios.. La legislación aplicable al respecto, giraba en torno al principio que la explotación de hidrocarburos debía realizarse, conforme a las condiciones y términos señalados para tal.

(17) 14. efecto. Por lo mismo, a la hora de disponer de los productos, el artículo 58 del Código de Petróleos; establecía que siempre a que hubiera lugar, los explotadores debían atender las necesidades de refinación interna, para satisfacer el consumo nacional. Así, con los Decretos 444 y 688 de 1967, el M inisterio de M inas determinaba tanto los volúmenes de producción, que debían vender los explotadores del crudo para satisfacer la refinación interna; como los precios de los mismos.. Inicialmente, en desarrollo del contrato de concesión; los crudos explotados, se compraban a precios por debajo del 53% de precios internacionales. M ás tarde, con el desarrollo del contrato de asociación suscrito por Ecopetrol; se expidieron dos Resoluciones que determinaban los precios de los crudos, ahora explotados bajo este nuevo esquema. La Resolución 50 de 1976, de la extinguida Comisión de Precios del Petróleo y Gas Natural, tomando como base el precio internacional de exportación de los respectivos crudos, en términos CIF puerto colombiano, modificada a su turno por la 60 de 1986 del M inisterio de M inas y Energía y la 13 de 1992 de la Comisión Nacional de Energía, determinaron el precio para los casos de refinación interna, pero bajo la modalidad de FOB.. La Resolución 60 de 1986, adoptó un nuevo criterio, en cuanto a la política de precios existente en el país. En esta oportunidad, se fijaron los precios internacionales FOB puerto de embarque, teniendo en cuenta petróleos provenientes tanto del hemisferio occidental, como del norte de África. El anterior proceso, ha ido acompañado de diferentes fases en el comportamiento de la producción nacional, y junto al descubrimiento de otros dos importantes campos, el de Caño Limón en 1983, y el de Cusiana Cupiagua en 1990; Colombia volvió a sus épocas de autosuficiencia y se ha mantenido como país exportador de crudo..

(18) 15. Sin embargo, el contrato de asociación, finalmente también tuvo un ciclo de vigencia determinado. Después de un largo tiempo de aplicación, como modalidad contractual para la explotación petrolera en el país; el esquema vigente desde 1974, llegó a su fin en el año de 2003. Con la expedición del Decreto Ley 1760, se fusionó de la Empresa Colombiana de Petróleos “Ecopetrol”, para dar paso a la nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos; una unidad administrativa, adscrita al M inisterio de M inas. De empresa industrial y comercial del Estado, que actuaba como empresario y al mismo tiempo, regulador del sector; pasó a ser una compañía por acciones, de propiedad del Estado, pero que en adelante sólo actuará como empresario.. Así, mientras que la recién creada “Ecopetrol S.A” se encargará de las labores de explotación, producción, refinación, transporte y comercialización del crudo; la Agencia Nacional de Hidrocarburos será la encargada de administrar el sector, y fijar políticas y directrices para el mismo. Aunque aún no hay modalidades contractuales lo suficientemente definidas, con la expedición del mencionado decreto; se derogó a su vez, el Decreto 2310 de 1974 bajo el cual se abolía la concesión. En ese sentido, se plantea la posibilidad de volver a ese esquema; o aplicar cualquier otro. De todas formas, la modalidad contractual a adoptar, obedece al contrato diseñado para tales fines, por la Agencia Nacional de Hidrocarburos; y que hasta ahora, parece erigirse como un contrato estatal especial con régimen propio, que encuadra dentro de la concepción del antiguo contrato de concesión, pero con ciertas variaciones.. Con la entrada en vigor de este nuevo régimen contractual, también se modificó el esquema de precios seguido desde 1986. Con la Resolución 18-1709 del M inisterio de M inas y Energía, expedida en el año de 2003; se estableció que el petróleo crudo de producción.

(19) 16. nacional, que se destine a la refinación para el abastecimiento interno; se pagará tomando como base, el precio internacional de exportación de crudos en términos FOB puerto colombiano, con aplicación de un Precio Internacional de Referencia.. De esta manera, todos los contratos deberán incluir expresamente, cláusulas relativas al precio de los crudos; para así poder atender las necesidades de refinación en el abastecimiento interno. Dichos precios, deberán estar acorde con la determinación que de los mismos se haga, en la Resolución del M inisterio de M inas y Energía. Actualmente, en la nueva minuta de la ANH, se deja abierta la posibilidad de modificación de esta resolución; pues fuera de los precios determinados por las Resoluciones, se da la posibilidad de ejercer la misma actividad, en cualquier disposición legal o reglamentaria, que la modifique o la sustituya..

(20) 17. 3. EL CONTRATO DE CONCES IÓN. 3.1 Origen del Contrato. El contrato de concesión, fue la primera y la más prolongada etapa contractual, en la historia de la explotación de hidrocarburos en el país. Este contrato, de carácter estatal, permite que la autoridad pública, “delegue” una operación de infraestructura o de servicio público al sector privado8. En materia de hidrocarburos, la celebración de este contrato para la explotación de la industria petrolera; tiene antecedentes a comienzos de 1900, más específicamente en 1901, con la concesión D´Arcy; entre el Gobierno Persa, y la Anglo Persian Oil Company. A ella, le siguieron diferentes concesiones en Irak (1925) y Arabia Saudita (1933); y en el continente suramericano, sus orígenes se remontan a M éxico (1908) y Venezuela.. Colombia por su parte, con el otorgamiento de la Concesión de Barco y posteriormente la De M ares en 1905; inició la aplicación de este régimen contractual, que se prolongaría hasta 1974, año en el que con el Decreto Legislativo 2310, se declaró su abolición. Sin embargo y pese a lo anterior, es necesario tener en cuenta que actualmente, hoy existen algunos de estos contratos vigentes, tal es el caso de las concesiones de Tello y Yalea.. 8. BEZANCON, JAVIER. El contrato de concesión: Un marco integrador..

(21) 18. 3.2 Antecedentes. A partir de su surgimiento, el contenido del contrato, ha respondido a dos tipos de concepciones. Bajo el concepto antiguo de concesión, se otorgaban extensas zonas por parte del Gobierno a una compañía extranjera; para que ejerciera los derechos de exploración y explotación, de manera exclusiva. El término del contrato era muy largo y la principal figura financiera que se estipulaba como contraprestación para el Estado, era el pago de regalías; que en esa época, se fijaba en cantidades determinadas de oro por barriles de petróleo. El concepto moderno por su parte, aunque conserva los elementos esenciales del contrato; modifica el sistema, de tal forma que se maximicen los beneficios y controles por parte del Estado, a las compañías concesionarias.. 3.3 Naturaleza Jurídica. En términos generales, y aunque actualmente no existe controversia acerca de la naturaleza contractual de la figura de la concesión; inicialmente se cuestionó sobre si realmente se trataba de un acto administrativo reglado, revocable y modificable unilateralmente; o de un contrato, que obligaba a las partes por igual y que sólo era modificable por mutuo acuerdo. Lo anterior, obedeciendo a las diferentes tradiciones jurídicas que, en determinado momento, establecían cual de las dos opciones, era la que se aplicaba en determinado país.. M ientras que para el sistema jurídico continental, la concesión era un acto unilateral que producía derechos y obligaciones de derecho público, y que en esencia sometía al.

(22) 19. concesionario a un régimen objetivo e impersonal; para el sistema del common law, se trataba de una categoría especial de contrato, cuyas partes eran el Estado y el concesionario, siendo este último quien asumía la sustancia del mismo. Finalmente, tanto los sistemas de inspiración francesa, como los de anglosajona; llegan a la conclusión, que la concesión es un acto de carácter mixto, donde se aplican estipulaciones tanto reglamentarias (dadas por la ley y no por voluntad de las partes); como contractuales (regulaciones convencionales, no impuestas unilateralmente).. En Colombia, la concesión siempre se ha entendido como un contrato administrativo sujeto al derecho público; por medio del cual el Gobierno otorga al inversionista, un privilegio para explotar los recursos naturales pertenecientes a la Nación; y obligándose este último, a pagar una regalía como contraprestación. A su vez, incluye cláusulas exorbitantes, tales como la caducidad y las controversias que ellos suscitan, se someten a la jurisdicción contenciosa-administrativa. Para el doctor José M aría Córdoba, “(...) aunque formalmente es un contrato, constituye un acto administrativo complejo dentro del cual caben cláusulas eminentemente contractuales, reguladoras de las prestaciones económicas de las partes, como cláusulas reglamentarias (...)”9. El tratamiento jurídico del contrato de concesión en el país, siempre ha girado en torno a su naturaleza eminentemente estatal. Al respecto, la Jurisprudencia ha llegado a definirlo como “(...) aquellos que celebran las entidades estatales con el objeto de otorgar a una persona llamada concesionario, la prestación, operación, explotación, organización o. 9. Sistemas de Contratación Petrolera y Mercado del Crudo. Temas Energéticos. Departamento Información y Prensa, Ecopetrol..

(23) 20. gestión, total o parcial, de un servicio público, o la construcción, explotación o conservación de una obra o bien destinados al servicio o uso público, así como aquellas actividades necesarias para la adecuada prestación o funcionamiento de la obra o servicio por cuenta y riesgo del concesionario y bajo la vigilancia y control de la entidad contratante, a cambio de una remuneración que puede consistir en derechos, tarifas, tasas, valoración, o en la participación que se le otorgue en la explotación del bien, o en una suma periódica, única o porcentual y en general, en cualquier otra modalidad de contraprestación que las partes acuerden”10.. 3.4 Definición. El contrato de concesión, cuya legislación aplicable se encontraba principalmente en el Código de Petróleos, El Decreto 1056 de 1953, la Ley 10 de 1961 y el Decreto 1348 del mismo año; debía someterse a una serie de trámites y etapas para su posterior ejecución. Previamente a la suscripción del mismo, por parte del Gobierno y el concesionario; requería para su validez, la aprobación del Presidente de la República, oído el dictamen del Consejo Nacional de Petróleos. Lo anterior, con previo concepto del Consejo de M inistros, y la declaración del Consejo de Estado, que efectivamente, el contrato se ajustaba a las disposiciones legales y normativas pertinentes. Una vez surtido el proceso, el contrato se comenzaba a ejecutar y finalizaba con la elevación del mismo a escritura pública.. 10. Corte Constitucional. Sentencia C-250 de 1996. M.P: Hernando Herrera Vergara..

(24) 21. El objeto del contrato, consistía entonces en que el Gobierno concedía al contratista, el derecho de explorar y explotar el crudo nacional, ubicado en la zona especificada para tal efecto.. 3.5 Partes del Contrato. Así, el Estado al ser el propietario del petróleo que se encontraba en el país, ejercía su autoridad y su derecho sobre el mismo, concediendo la facultad de explorarlo y explotarlo. Dicha facultad, se otorgaba a un concesionario, que en los términos del artículo 21 del Decreto 1056 de 1953; podía ser una persona natural o jurídica.. 3.6 Términos Contractuales. 3.6.1 Obligaciones del Concesionario. Con la firma del contrato por parte del concesionario, nacían para éste; diferentes tipos de obligaciones. Dentro de ellas, se encontraban las de tipo pecuniario, que se relacionaban con el aspecto financiero del contrato, y que eran básicamente tres. La primera, tenía que ver con el monto que por concepto de regalías; debía pagar a la Nación, en especie o en dinero. La segunda, el pago de determinado rubro, esta vez en dinero, por concepto de canon superficiario por hectárea contratada; y la tercera, la obligación de constituir una garantía de cumplimiento de sus obligaciones al momento de firmar el contrato y que debía mantenerse por la duración del mismo..

(25) 22. En primer lugar, el monto a pagar por concepto de regalías, se encontraba regulado por el artículo 13 de la Ley 10ª de 1961. Si se trataba de zonas situadas al Este y Sureste de la cima de la Cordillera Oriental, la regalía era del once y medio por ciento (11½%) del producto bruto explotado; por su parte, en el resto del territorio nacional, la regalía era del catorce y medio por ciento (14½%) del producto bruto explotado. Otra de las obligaciones que tenía que ver con este concepto, era el de ofrecer en venta según el artículo 215 del Decreto 1056 de 1953, una cantidad de petróleo que sumada a la regalía no excediera durante cualquier mes del cincuenta por ciento (50%) de la producción en dicho contrato, cuando las regalías que se otorgaran en especie no fueran suficientes para abastecer el consumo interno.. Por su parte, el monto del canon superficiario, se encontraba regulado en el inciso 5º del artículo 9º de la Ley 10ª de 1961. Para las zonas del Este y Sureste de la Cima de la Cordillera Oriental, en el primer y segundo año debía cancelarse la suma de diez centavos de dólar (US$0.10), en el tercero la suma de veinte centavos de dólar (US$ 0.20), en el cuarto de treinta centavos de dólar (US$0.30), en el quinto de cincuenta centavos de dólar (US$0.50) y a partir del sexto año la suma a cancelar era un dólar (US$1.00) por hectárea. Ahora, si la concesión se realizaba en el resto del territorio nacional, se debía cancelar la suma de veinte centavos de dólar (US$0.20) en el primer año, de sesenta centavos de dólar (US$0.60) en el segundo año,. de un dólar (US$1.00) en el tercero, de dos dólares. (US$2.00) en el cuarto y de tres dólares (US$3.00) en el quinto y sexto años.. 3.6.2. El Manejo del Área Contratada.

(26) 23. Dentro del resto de obligaciones que nacían para el concesionario, se encontraban las relacionadas con el área contratada. Una de ellas era la devolución al Gobierno, de una extensión igual a la mitad del área contratada, a realizarse en la primera anualidad del período de explotación, según el artículo 10º de la Ley 10ª de 1961. Dichas áreas, quedaban en poder del Gobierno, para disponer de su contratación nuevamente. La otra, tenía que ver con la demarcación de los límites del área contratada, presentando un plano de la misma, al M inisterio de M inas y Petróleos.. 3.6.3. Actividades de Exploración y Explotación. Los términos contractuales de exploración y explotación, determinaban los topes de área contratada, y la duración en la que debía realizarse cada una de dichas actividades. La extensión del área contratada durante la exploración, estaba definida en el artículo 6 de la Ley 10 de 1961; y oscilaba entre 3000 hectáreas como mínimo y 25000 como máximo, excepto en las áreas del este o sureste de la cima de la Cordillera Oriental, en la que se podía contratar, hasta por 100000 hectáreas. Los períodos de duración del contrato, eran prorrogables por un término igual al que contaban; con excepción del área mencionada, en la que podía prorrogarse por un término mayor.. 3.7 Terminación del Contrato.

(27) 24. La terminación de este tipo de contratos, podía darse por diferentes motivos. De un lado, se encontraban las circunstancias inherentes tanto a los contratantes como a las estipulaciones del contrato mismo; y por otro, las relativas a la declaratoria de caducidad por parte del Gobierno. Dentro de las primeras causales, se encontraban entre otras, la renuncia y el vencimiento de términos; y dentro de las segundas, las señaladas expresamente por Ley, en este caso, por el artículo 68 del Decreto 1056 de 1953.. Entendiendo la caducidad, como la posibilidad de decretar la terminación unilateral del contrato por parte del Gobierno; entre las causales se encontraban: el no pago de regalías, no iniciar la actividad exploratoria en el término convenido, o el desconocimiento del derecho preferencial del Gobierno. Así mismo, el traspaso del contrato a otra compañía, sin previa autorización del Gobierno, daba lugar a la declaratoria de caducidad; pues aunque los traspasos podían ser totales o parciales, siempre requerían la aprobación del Gobierno, y con ello nacía la responsabilidad solidaria de las compañías, por las obligaciones contraídas.. 3.8 Participación Estatal. Con las condiciones expuestas, podría afirmarse que bajo este contrato, la participación del Estado era mínima. El concesionario contaba con la suficiente autonomía, para adelantar y ejecutar los programas de exploración y explotación; mientras el Gobierno, no participaba ni en su desarrollo, ni en la elaboración de presupuestos. Su papel, se limitaba a revisar el informe que la compañía debía presentar ante el M inisterio de M inas y Petróleo, sobre los trabajos realizados. En general, una de las pocas condiciones que se le imponían al.

(28) 25. concesionario durante la ejecución del contrato; era la prohibición de restringir la producción a menos de la cuarta parte de la capacidad de los pozos sin permiso del Gobierno (Art. 27, D 1056/53); y realizar una inversión anual mínima por hectárea, durante la explotación.. 3.9 S olución de Controversias. Finalmente, terminado el contrato, empezaba a operar la figura de la reversión, reflejada en el artículo 33 del Código de Petróleos. Esta, consistía en que al término del mismo; el concesionario debía dejar en las mejores condiciones todo lo relacionado con la actividad, pues los bienes inmuebles pasarían gratuitamente, a la Nación. Dentro de ello, llegaron a incluirse además, los bienes expropiados y las servidumbres. Para el caso de los bienes muebles, el procedimiento a seguir, tenía que ver que si las partes no se ponían de acuerdo, se efectuaba un peritazgo, que fijaría el precio de los mismos; y acto seguido, este debía venderse al Gobierno. Si el contratista no retiraba los bienes muebles de la concesión durante el año siguiente a la terminación del contrato, pasarían de forma gratuita a la Nación a título de reversión.. Como era de esperarse, las discusiones acerca del traspaso a la Nación de los diferentes tipos de bienes, no se hizo esperar. Al respecto, se determinaron diferentes procedimientos y son notables, algunas de las decisiones al respecto. Por un lado, para determinar el tipo de bien que se encontrara en duda, se nombraba un perito, quien a la luz del Código Civil, hacía la distinción. Por otro lado, se presentó un problema en la definición y determinación de los bienes inmuebles y cuándo los muebles se convierten en inmuebles por destinación..

(29) 26. Al respecto se encuentra el caso de la Esso Colombiana Limited y el Gobierno Nacional, en el proceso de reversión conjunta de las concesiones “El Limón”, “El Roble” y “El Conchal”.. En dicho caso, las partes no se pusieron de acuerdo, sobre la naturaleza jurídica de los materiales, repuestos que se encontraban en las bodegas, y sobre el taladro de perforación y completamiento de pozos. Finalmente, y con el dictamen pericial rendido por los Doctores Carlos Holguín Holguín (QEPD) y Carlos Lleras de la Fuente, el 3 de noviembre de 1992 y aclarado el 18 de febrero de 1993; se determinó que el taladro de perforación para el completamiento de pozos y los bienes de las bodegas que se encontraban comprendidos en la columna de cantidad de emergencia o “STOCK SEG” eran bienes inmuebles por destinación, por ser considerados elementos mínimos, de la normal operación y funcionamiento de la concesión. Los demás materiales y repuestos de las bodegas, se consideraron como muebles.. La normatividad que rige la figura, está compuesta por los artículos 33, 171 y 172 del Código de Petróleos. En ellos, se consagra respectivamente: La obligación del contratista de dejar en perfecto estado la producción de los pozos, las construcciones y demás propiedades inmuebles; el término de noventa (90) días que tiene el Gobierno para declarar al contratista su voluntad de comprarle los bienes muebles al finalizar el contrato; y el derecho a adquirir gratuitamente la propiedad de los bienes muebles que no hubiera comprado y que al año siguiente de terminada la concesión no hubieran sido retirados por el contratista..

(30) 27. Ahora, con el Decreto 2310 de 1974 que abolió la concesión; y posteriormente, el 1760 de 2003 que creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, se determinó que la facultad de suscribir contratos de exploración y explotación de hidrocarburos se encuentra en cabeza de la misma, y de ahí, que una de sus funciones, sea la de administrar y disponer de los bienes que pasen al Estado por la terminación de los nuevos contratos o por reversión de concesiones vigentes. Así, una vez se surta la reversión de concesiones como la de Tello y Yalea, la única entidad competente para administrar esos campos; será la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que a su vez, podrá suscribir cualquier clase de contrato, de conformidad con el artículo 5 del decreto 1760 de 2003..

(31) 28. 4. EL CONTRATO DE AS OCIACIÓN. 4.1 Origen del Contrato. Con la Ley 20 de 1969, derogada casi en su totalidad por el D 2655 de 1988; se establecieron los principios fundamentales bajo los cuales, se desarrollaría esta nueva modalidad contractual en el país. M ientras en su artículo 1° establecía la propiedad de la Nación sobre las M inas encontradas en territorio nacional; en su artículo 12 consagraba la facultad del Gobierno Nacional, de declarar reserva nacional, cualquier área petrolífera; sin necesidad de sujetarse al régimen de licitación y contratación para adjudicársela a Ecopetrol.. Dichos cambios, introducidos por la Ley en mención; se convertirían en la base y servirían de fundamento para confirmar, más adelante, los principios históricos en materia de propiedad del subsuelo nacional. Principios que, están consagrados tanto en el artículo 202 de la Constitución Política de 1886, como en el artículo 332 de la Carta Política de 1991; donde se reafirmaba que el Estado, como propietario del subsuelo y los recursos naturales.

(32) 29. de la Nación, podía otorgar derechos sobre cualquier mina, teniendo como única finalidad, su aprovechamiento económico.. M ás adelante, y con la expedición del Decreto Ley 2310 de 1974, que abolió el sistema de concesión, se da paso a la adopción de nuevas alternativas de contratación. El artículo 1° del mismo, consagra: “ con la 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 cambio de la Empresa Colombiana de Petróleos, la cual podrá llevar a efecto dichas actividades, directamente o por medio de asociación, operación, de servicios o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión, celebrados con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras.” De esta manera, se introduce el contrato de asociación como nueva modalidad contractual, que modificaría finalmente, las bases legales de la contratación petrolera desarrollada hasta el momento en Colombia.. El contrato de asociación, que finalmente es una mezcla entre el contrato de Joint Venture y el contrato de Production Sharing; se utilizaría como la nueva forma mixta de explotación, en la que el Estado participa a través de Ecopetrol, quien es el que suscribe los contratos con los particulares, en su gran mayoría, inversionistas extranjeros.. 4.2 Antecedentes. Antes de la expedición de la Ley 20 de 1969, durante los años cincuenta; Ecopetrol ensayó la suscripción de tres contratos que, podrían ser considerados como contratos de.

(33) 30. asociación. Los contratos Benedum, el de la Forest y el de la Cities Services fueron los primeros intentos de una modalidad contractual diferente a la que hasta el momento se había realizado. M ientras que los dos primeros no llegaron a ejecutarse, el último fue firmado y en esencia obedece al contrato de asociación estándar, excepto por la inclusión de algunas cláusulas que en los nuevos contratos de asociación, no aparecen.. Ahora, durante el período comprendido entre la expedición de la Ley 20 de 1969 y el Decreto Ley 2310 de 1974; subsisten en el país, ambos regímenes de contratación. Después de la expedición de la Ley 20, el Gobierno le adjudica a Ecopetrol nuevas áreas de contratación mediante esta nueva figura contractual. Entre 1971 y 1974, se suscriben diferentes contratos de asociación, algunos de los cuales se encuentran vigentes y otros, que finalmente se convirtieron al régimen de asociación establecido en el Decreto 2310 de 1974. Como se mencionó anteriormente, con la expedición de este último, se entrega a Ecopetrol la actividad petrolífera y a su vez, la discrecionalidad contractual para desarrollarla. Así, y abolida la concesión para esta época, la asociación como modalidad contractual, se generaliza.. 4.3 Definición. Aunque el Decreto 2310 de 1974 establece y autoriza la Asociación como nueva modalidad contractual, no describe el contrato y mucho menos, lo reglamenta. De esta manera, el contrato de asociación se convierte en un contrato atípico, sui generis, que por sí mismo, regula las relaciones entre las partes y establece los parámetros a seguir en las.

(34) 31. actividades de exploración y explotación. A su vez, es un contrato aleatorio, oneroso y conmutativo.. El contrato estándar de asociación, es un acuerdo de voluntades cuyo objeto principal, es adelantar la exploración del área contratada y la explotación del petróleo que se encuentre en la misma. El riesgo inicial es asumido totalmente por el asociado, y declarada la comercialidad del campo; se crea una cuenta conjunta entre las partes, naciendo así, el contrato de asociación a la vida jurídica.. 4.4 El Contrato de Asociación y Otras Figuras Jurídicas. El contrato de asociación en sí mismo considerado, es una categoría jurídica distinta a otras formas asociativas, presentes en el ordenamiento colombiano. El contrato de asociación, no puede asimilarse a figuras tales como las sociedades civiles, comerciales o de hecho; pues no cuenta con el atributo de la personería jurídica, y por lo mismo, no hay nombre ni razón social. Al no existir ningún tipo de sociedad, simplemente se ubica en el ámbito de una relación contractual.. El contrato de asociación, encuentra su fuente más próxima en la costumbre mercantil. Al ser un acuerdo de voluntades, para regular una relación jurídica patrimonial; encuentra una naturaleza parecida a la del contrato de cuentas en participación, de carácter comercial. En virtud de este contrato, dos o más personas que tienen la calidad de comerciantes, toman interés en una o varias operaciones mercantiles determinadas que deberá ejecutar una de.

(35) 32. ellas en su sólo nombre y bajo su responsabilidad personal, con cargo a rendir cuentas y dividir con sus partícipes las ganancias o pérdidas, en la proporción convenida11.. Sin embargo, en el contrato de asociación no existe una responsabilidad exclusiva para una sola de las partes, ni tampoco una que participe de forma más visible y activa que la otra. A diferencia del contrato de cuentas en participación, en el contrato de asociación a la hora de determinar la responsabilidad frente a terceros; el operador no es dueño del negocio, como si ocurre en el primero. Además, mientras que en la legislación mercantil, se da al contrato de cuentas en participación, un carácter ocasional y pasajero; el contrato de asociación si tiene como características fundamentales la estabilidad y permanencia del mismo.. 4.5 Naturaleza Jurídica. El Decreto 743 de 1975, reglamentario del 2310 de 1974, estableció que los contratos de asociación, eran contratos sujetos al Derecho privado, a excepción de aquellos que contaban con cláusulas de caducidad. La inspección, vigilancia y control técnico de la exploración y explotación, le correspondía entonces al M inisterio de M inas y Energía.. La naturaleza jurídica del contrato de asociación, y las normas que a él resultan aplicables; ha sido ampliamente discutida y en ella, se destacan principalmente, dos corrientes. La primera de ellas, afirma que la inserción de una cláusula de caducidad en el contrato, lo ubica en la categoría de contratos de derecho administrativo y por lo tanto, se encuentra. 11. Sistemas de Contratación Petrolera y Mercado del Crudo. Temas Energéticos. Departamento Información y Prensa, Ecopetrol..

(36) 33. sujeto a normas de derecho público. La anterior afirmación, encuentra su respaldo legal en el Código de Petróleos, (artículo 4°.) según el cual, la industria petrolera es una actividad de utilidad pública, y por lo mismo, se trata de la prestación de un servicio público. La segunda corriente afirma, por su parte, que Ecopetrol como empresa industrial y comercial del Estado, actúa dentro del ámbito privado, y por lo mismo, el contrato de asociación que suscribe es un contrato de derecho privado, sujeto esta vez a la Jurisdicción Civil.. Esta última posición, ha recibido mayor aceptación y respaldo dentro de un ámbito bastante amplio de la jurisprudencia y la doctrina; ya que se llega a afirmar que la intención del ejecutivo en 1974, fue precisamente agilizar la celebración y ejecución de este tipo de contratos; que como se mencionó anteriormente en este escrito, representaban excesivos y lentos trámites para su ejecución. De ahí, que se haya decidido sacar de la órbita del derecho administrativo el sistema contractual que regía para la industria en ese momento; y crear un sistema más ágil, con condiciones y términos que nacieran a partir de la libre voluntad de las partes. Lo anterior, con fundamento a su vez en la Ley 80 de 1993, Estatuto General de la Contratación Administrativa, que en su artículo 76, establece expresamente la excepción de su aplicación, para este tipo de contratos12.. 12. El artículo 76 de la Ley 80 de 1993, sostiene:. “Artículo 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 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” (Resaltado fuera del texto).

(37) 34. Precisamente, vale la pena recordar el pronunciamiento del Consejo de Estado al respecto13, cuando declara la nulidad de los Decretos 2782 de 1989 y 1093 de 1990; por exceso de potestad reglamentaria, al establecer modificaciones en cuanto a las obligaciones de las partes, en el contrato de concesión. Con el argumento que este tipo de contratación, está basada en la autonomía de la voluntad y que por lo mismo, no es posible reglamentar obligaciones legales, que solo pueden nacer del libre acuerdo de los contratantes; el Alto Tribunal termina por afirmar, que la libertad contractual no puede ser restringida por cualquier otro mecanismo, que no tenga la misma fuerza del Decreto 2310 de 1974, pieza legal de donde surgen tales atribuciones.. 4.6 Régimen de Transición. Al entrar en vigencia el Decreto 2310 de 1974, que abolió el sistema de concesión, existían varias propuestas y contratos en trámite; por lo que fue necesario establecer qué pasaría con los mismos.. Existían desde propuestas admitidas, hasta contratos firmados; que no habían sido perfeccionados, por faltar alguno de los requisitos consagrados en el artículo 72 del Decreto Legislativo 1056 de 1953. Entre los que se encontraban: la falta de la declaración hecha por el Consejo de Estado estableciendo que el contrato se ajustaba a las disposiciones legales, el concepto favorable del Consejo de M inistros, el dictamen del Consejo Nacional de Petróleos y la aprobación del Presidente de la República.. 13. Consejo de Estado. Sección Tercera. Sentencia de Febrero 3 de 1994..

(38) 35. Frente a lo anterior, el M inisterio de M inas y Energía consultó al Consejo de Estado lo que debía pasar con estas propuestas, ante lo cual, la Sala de Negocios Generales del Consejo de Estado determinó, que al prohibir expresamente el Decreto 2310 de 1974 en su artículo 1º la celebración de contratos de concesión; no era posible continuar la tramitación de los que no habían sido perfeccionados antes de entrar en vigencia dicho Decreto, es decir, el 28 de octubre de 1974.. El argumento central de la decisión, giraba en torno a que no se podía permitir la ultractividad de la ley para situaciones no constituidas antes de su entrada en vigencia, solo se permite para los contratos que ya habían sido perfeccionados, de tal forma que no se violaran los derechos adquiridos. Siguiendo esta lógica, quedaba entonces claro que las propuestas o los contratos en espera del perfeccionamiento, debían terminarse en la fecha de expedición del Decreto.. La solución legal a esta situación, se encuentra consagrada en el artículo 2º del Decreto Legislativo 2310 de 1974; donde se establece la preferencia que tienen los titulares de propuestas en trámite para contratar con Ecopetrol bajo cualquiera de las nuevas modalidades permitidas; siempre y cuando no existieran terceros con mejores condiciones. Para ejercer el derecho de preferencia, el titular tenía tres (3) meses contados a partir de la fecha en que la empresa manifestara su intención de celebrar el contrato, perdiendo este derecho de forma definitiva sino lo ejercía en el mencionado término..

(39) 36. 4.7 Partes del Contrato. En el contrato de asociación participa por un lado, la Empresa Colombiana de Petróleos Ecopetrol y un particular que por lo general, es un inversionista extranjero. Su celebración siempre se realizaba con dicha empresa, pues el Decreto 2310 de 1974 así lo estableció, para el caso de la exploración y explotación de hidrocarburos.. Como se mencionó anteriormente, en el contrato de asociación no se forma una nueva persona jurídica; las partes tienen interés en una misma operación, solo que en la etapa de exploración, el Asociado es el responsable ante terceros, realizando trabajos por su cuenta y riesgo y a nombre propio.. 4.8 Términos Contractuales. 4.8.1 El Operador del Campo. El operador, “Es la persona designada por las partes para que, por cuenta de éstas, lleve a término directamente las operaciones necesarias para explorar y explotar los hidrocarburos que se encuentren en el Área Contratada”14.. En la mayoría de los contratos, las partes acuerdan que el Asociado es quien hace las veces de Operador, quien tiene el control de todas las actividades necesarias para llevar a cabo la. 14. Modelo de Contrato de Asociación entre Ecopetrol y un Asociado, cláusula cuarta, numeral 4.24..

(40) 37. explotación de los hidrocarburos en el campo comercial. No obstante lo anterior, es necesario dejar claro que el Operador es una entidad distinta de las partes que debe realizar todas las actividades con sus propios medios, con libertad y autonomía técnica y directiva.. El Operador puede renunciar en cualquier momento notificando a las partes por escrito por lo menos seis (6) meses antes de querer hacer efectiva su renuncia, para lo cual, el Comité Ejecutivo debe nombrar el nuevo Operador con el cual las partes deben celebrar el correspondiente Contrato.. 4.8.2. Retribución Económica / Distribución de la Producción. El contrato de asociación estándar, que se llevó a cabo entre los años de 1974 y 1989, distribuía la producción de manera independiente al tamaño de los yacimientos. El asociado se obligaba a pagar a la Nación, un 20% de regalías sobre la producción fiscalizada, entregada en el campo de producción. Deducida la regalía, el resto del crudo era distribuido 50-50 entre ambas partes. En 1989, el Gobierno interviene en el contrato de asociación, y opta por cambiar el esquema de distribución de la producción vigente hasta el momento. Con el Decreto 2782 de 1989, se crea la llamada distribución de “producción escalonada”, según la cual a mayor producción, mayor participación del Estado en la distribución de la misma; sin modificar el rubro destinado desde el principio a las regalías. M ás adelante hacia 1994, esta distribución es reemplazada por el llamado “Factor R”, es decir, el Factor de Rentabilidad, según el cual, se tiene en cuenta tanto la magnitud de la producción como los gastos de exploración y explotación..

(41) 38. R = ______IA______ ID + A – B + GO. En la anterior fórmula “IA” son los ingresos acumulados del Asociado, “ID” son las inversiones de desarrollo acumuladas, “A” son los costos directos de exploración en que incurrió el Asociado, “B” es el reembolso acumulado de los costos directos de exploración y “GO” son los gastos de operación acumulados.. Para el caso de un Contrato de Asociación suscrito en 1999 o antes, la tabla para aplicar el Factor R era la siguiente15:. FACTOR R DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DESPUÉS DE REGALÍAS (%) ASOCIADO 0.0-1.0. 50. 1.0-2.0. 50/R. 2.0 o más. 25. 15 Modelo. de Contrato de Asociación de 1999.. ECOPETROL 50 100-50/R 75.

(42) 39. Para el caso de un Contrato de Asociación reciente, la tabla para aplicar el Factor R es la siguiente16:. FACTOR R DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DESPUÉS DE REGALÍAS (%) ASOCIADO 0.0-1.5 1.5-2.5 2.5 o más. 100 197.5-(65R) 35. ECOPETROL 0 100-[197.5-(65R)] 65. Para efectos de la tablas anteriores, el factor R se define como la relación de los ingresos acumulados sobre los egresos acumulados correspondientes a la Asociada para cada campo comercial en los siguientes términos:. La distribución de la producción con base en el Factor R comienza a aplicarse a partir del primer día del tercer mes después de aquel en que la producción acumulada de cada campo comercial alcance la cantidad de sesenta (60) millones de barriles de hidrocarburos líquidos.. La distribución de producción resultante se aplica hasta el 30 de junio del siguiente año, momento a partir del cual, la distribución de la producción con aplicación del factor R se realiza para periodos de un año (de julio 1 a junio 30), sobre la liquidación de éste con base. 16. Modelo de Contrato de Asociación de 2003..

(43) 40. en los valores acumulados al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior de conformidad con el cierre contable correspondiente.. Esta última fórmula del “Factor R”, resultó ser la intermedia entre los anteriores sistemas. A diferencia del sistema propuesto por el Decreto 2782 de 1989, esto es, la “producción escalonada”; en este sistema la distribución de la producción no se hace con base en la magnitud del campo y sus reservas, sino en la rentabilidad del mismo. La fórmula entonces, de “a mayor rentabilidad, mayor participación”; solo llega a aplicarse cuando la producción acumulada del área contratada llega a sesenta millones de barriles.. De esta forma, también hubo un cambio en los porcentajes de crudo que finalmente debían corresponderle a cada parte; pues se pasó de un 50% que en principio le correspondía a cada una, a un 70% para el Asociado y un 30% para Ecopetrol. Además, la aplicación de nuevos contratos de producción incremental; también incentivó la industria, al tener la posibilidad de que con los mismos, se pactaran diferentes porcentajes de participación sobre la producción.. Al respecto, un estudio realizado por la Asociación Colombiana de Petróleo en Octubre de 199417, arrojó las siguientes conclusiones sobre los tres sistemas de distribución de la producción, aplicados por Ecopetrol a través del tiempo en los contratos de asociación:. 1. El período de tiempo comprendido entre 1974 y 1989, en el que regía la distribución del 50-50 entre Ecopetrol y la Asociada; resultó ser positiva para el inversionista, 17. Asociación Colombiana de Petróleo. “ Inversión exploratoria: Colombia frente al mundo”. Octubre, 1994..

(44) 41. pues durante este tiempo, se registró un aumento en la exploración y hubo descubrimientos de grandes campos.. 2. Con la expedición del Decreto 2782 de 1989, hasta el año de 1994, representó una disminución de la tasa interna de retorno de las empresas; lo que se reflejó en una disminución significativa del porcentaje de actividad de exploración.. 3. Finalmente, de 1994 hasta el momento, con la aplicación del “Factor R”; se terminó de atraer la inversión, al mismo tiempo que se mejoró representativamente la rentabilidad de las empresas.. 4.8.3 Actividades de Exploración y Explotación. El artículo 1° del Decreto 2310 de 1974, establece que Ecopetrol tiene como función adelantar dichas actividades, directamente o contratándolas con terceros. A su vez, el Decreto 743 de 1975, establece entonces que Ecopetrol podrá adoptar las condiciones y los términos del contrato, y determinar los modos de contratación que a su vez, deberán estar debidamente reglamentados por la Junta Directiva de la empresa.. El período de exploración, al igual que en los contratos de concesión, tiene el propósito de averiguar si el terreno contratado contiene petróleo en cantidades comercialmente explotables. La extensión de la misma, es una de las cláusulas contractuales que varía; pues no existe una extensión del área determinada. Aunque pueden encontrarse áreas que.

(45) 42. coinciden con las consagradas para el contrato de concesión; hay ocasiones en que se contrata sobre terrenos de más de un millón (1.000.000) de hectáreas.. El área contratada, consagrada en la cláusula tercera del contrato modelo de asociación, tiene una denominación que determinan las partes. En el contrato debe determinarse en qué jurisdicción se encuentra, así como debe anexarse un mapa de la misma (Anexo A del Contrato).. El estado de áreas en Colombia se representa de forma gráfica en el M apa de Tierras, en el cual se muestran las que se encuentran tanto en exploración como explotación, así como las que se encuentran disponibles para la celebración de nuevos contratos. El M apa de Tierras era manejado por Ecopetrol, pero actualmente es manejado por la ANH quien lo tiene a su disposición. En este M apa, el bloque de color amarillo es aquel que muestra las áreas que se encuentran en exploración, el rojo se refiere a las áreas en las que se realizan trabajos de explotación y el blanco muestra las áreas disponibles para contratación.. El período de esta etapa es inicialmente de 3 años, prorrogables por otros 3 más, siempre y cuando el Asociado haya cumplido con sus obligaciones del año anterior. Así, la exploración solo puede durar máximo seis (6) años contados a partir de la fecha efectiva, que según el numeral 4.10 de la cláusula cuarta de los Contratos de Asociación celebrados con Ecopetrol, es “el día en que venza el término de sesenta (60) días calendario contados.

(46) 43. desde la fecha en que se firma el contrato, a partir de la cual se cuentan todos los plazos en él pactados, sujetos a la validez del mismo contrato”18.. Sin embargo, existen tres excepciones para el término de la etapa de exploración, contempladas en los numerales 9.3 y 9.8 de la cláusula novena, así como en la cláusula 34 del Contrato de Asociación celebrado con Ecopetrol.. La primera excepción se da cuando Ecopetrol no acepta la existencia del campo comercial (aquél en el que esta empresa acepta que es capaz de producir hidrocarburos en cantidad y calidad económicamente explotables en uno o mas objetivos de producción definidos por la misma entidad19), caso en el cual puede indicar al Asociado los trabajos adicionales que a su juicio resulten necesarios para demostrar dicha existencia. No puede requerirse más de un (1) año para realizar estos trabajos, y en este caso, el período de exploración se prorroga automáticamente por un tiempo igual al convenido por las partes para ejecutar los trabajos adicionales solicitados por Ecopetrol.. La segunda de ellas consiste en que si al finalizar el periodo de exploración, el Asociado ha perforado pozos de exploración que indican la posibilidad de que exista un campo comercial, Ecopetrol, si el Asociado lo solicita, puede prorrogar el término de exploración por el tiempo que considere necesario, el cual no puede exceder de un (1) año, para que el Asociado pueda demostrar la existencia de dicho campo.. 18 19. Modelo de Contrato de Asociación entre ECOPETROL y un Asociado, cláusula cuarta, numeral 4.10. Modelo de Contrato de Asociación entre ECOPETROL y un Asociado, cláusula cuarta, numeral 4.3..

(47) 44. Finalmente, la tercera y última excepción se da cuando existe fuerza o mayor o caso fortuito que impida continuar con los trabajos de exploración, cuya duración sea de más de treinta (30) días consecutivos durante el período de seis (6) años de exploración, caso en el cual este periodo es ampliado por el mismo tiempo que dure el impedimento.. Una vez finalizado el período de exploración, el área contratada deberá reducirse al 50%, 2 años más tarde al 25% y 2 años después, al campo comercial en producción. Además, inicia la actividad de explotación, que tiene un período que puede variar entre 22 y 28 años como tope máximo; iniciados a partir de la terminación del período de exploración.. Ahora, el inicio de la fase de explotación, sólo comienza con el reconocimiento por parte de ambos contratantes, de la existencia de un campo comercial. La existencia del campo comercial se determina “mediante la perforación por parte del asociado dentro del campo comercial propuesto, de un número suficiente de pozos que permita definir razonablemente el área y la comercialidad del campo”20.. Una vez el Asociado descubra un campo comercial debe informar este hecho por escrito a Ecopetrol, quien tiene noventa (90) días para aceptar u objetar la existencia del mismo. Si acepta, debe dar aviso al Asociado y entra a participar en el desarrollo del campo comercial descubierto; reembolsando al Asociado el cincuenta por ciento (50%) de los costos directos de exploración (hoy 30%, pues en los nuevos contratos la participación es 70% para el Asociado y treinta 30 para Ecopetrol). Por el contrario, si no acepta, el Asociado tiene derecho a ejecutar por su cuenta y riesgo los trabajos necesarios para la explotación del 20. LEJOUR DE MORENO, Op. cit., p. 166..