ACUERDO 2 DE MAYO 18 DE 2017

 

Agencia Nacional de Hidrocarburos

ACUERDO 2 DE 2017

(Mayo 18)

“Por el cual se sustituye el Acuerdo 4 de 2012”.

El consejo directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH),

en ejercicio de sus facultades legales, en especial, de las que le confieren el artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y los numerales 4º y 7º del artículo 8º del Decreto-Ley 4137 de 2011, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 76 de la Ley 80 de 1993 somete los contratos de exploración y explotación de recursos naturales no renovables, así como los concernientes a su comercialización y a las demás actividades industriales y comerciales de las entidades competentes en esas materias, a la legislación especial aplicable a los mismos, al tiempo que asigna a tales entidades la responsabilidad de determinar en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que han de pactarse, y las cuantías y los trámites a los que deben sujetarse esos contratos, con observancia del deber de selección objetiva y de los principios de transparencia, economía y responsabilidad.

Que mediante Decreto-Ley 4137 de 2011, se modificó la naturaleza jurídica de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, y se complementó su objetivo, que comprende la administración integral de las reservas y recursos de hidrocarburos propiedad de la Nación; la promoción y el aprovechamiento óptimo y sostenible de los mismos, así como la contribución a la seguridad energética del país.

Que conforme a dicho decreto-ley, corresponde al consejo directivo definir los criterios de administración y asignación de las áreas; aprobar los modelos de contratos para su exploración y explotación, al tiempo que establecer las reglas y criterios de gestión y seguimiento de los mismos.

Que, en ejercicio de las atribuciones asignadas al consejo directivo, se impone revisar y ajustar el Acuerdo 4 de 2012 y sus modificaciones posteriores, a fin de adecuar el reglamento integral para la selección de contratistas y la adjudicación, celebración, ejecución, terminación, liquidación, seguimiento, control y vigilancia de los referidos contratos, de manera que consulte el interés nacional; los principios de la función administrativa y la contratación estatal; la realidad de las condiciones del mercado y del sector estratégico de hidrocarburos; el contexto competitivo de los países productores; la evolución social y ambiental del entorno, y la experiencia acumulada de la ANH en la gestión contractual, todo ello con el propósito de incrementar la inversión de empresas y compañías calificadas, en aras de contribuir al desarrollo económico y social del país, mediante la promoción y el aprovechamiento óptimo y sostenible de las reservas y de los recursos correspondientes.

Que, por otra parte, el artículo 28 de la Ley 1753 de 2015, mediante la cual se expidió el Plan Nacional de Desarrollo 2014-2018, otorgó a la Agencia Nacional de Hidrocarburos la facultad para adoptar reglas de carácter general, conforme a las cuales podrían adecuarse o ajustarse los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, con el propósito de mitigar efectos negativos de fenómenos económicos en las finanzas públicas.

Que, por la evolución de las circunstancias geopolíticas, tecnológicas y de mercado que afectan las variables fundamentales de la industria de los hidrocarburos, procede ajustar el reglamento de contratación de áreas para exploración y explotación, contenido en el Acuerdo 4 de 2012, modificado por los distinguidos como 3 de 2014, y 2, 3, 4 y 5 de 2015, a fin de evitar la desaceleración de dichas actividades, en procura de incrementar los niveles de producción y de reservas.

Que, con sujeción a lo dispuesto en el artículo 8º, numeral 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, el proyecto de reglamento se publicó en la página electrónica de la ANH por término de diecinueve (19) días, entre el 7 y el 25 de septiembre de 2016, ambos inclusive, con el objeto de recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas de los interesados, las cuales fueron examinadas y respondidas en forma motivada, al tiempo que se introdujeron en aquel los ajustes que la entidad estimó pertinentes.

Que, en cumplimiento del artículo 7º de la Ley 1340 de 2009, reglamentada por el Decreto 2897 de 2010, la ANH mediante comunicado E-139-2017-000356 Id.158765 de 12 de enero de 2017, y radicado SIC 17-008112-00000-0000 del 12 de enero de 2017 solicitó a la Superintendencia de Industria y Comercio emitir concepto de abogacía de la competencia respecto del que en su momento correspondía al proyecto de acuerdo “Por el cual se sustituyen el Acuerdo 4 de 2012, sobre criterios de administración y asignación de áreas para exploración y explotación de los hidrocarburos propiedad de la Nación, y sus modificaciones o adiciones posteriores; se expide el reglamento de contratación correspondiente, y se fijan reglas para la gestión y el seguimiento de los respectivos contratos”.

Que mediante comunicado SIC 17-008112-5-0 del 31 de marzo de 2017, la Superintendencia de Industria y Comercio, previo requerimiento radicado SIC 17-008112-5-0 y radicado ANH R-641-2017-006275 Id, 168927 y contestado por la ANH mediante radicado E-401-2017-002878 ID.169081 y radicado SIC 17-008112-00004-0000, emitió concepto de abogacía de la competencia en la cual recomendaron a la Agencia Nacional de Hidrocarburos lo siguiente:

— Favorecer en línea con las sugerencias de la OECD, la utilización de los procedimientos competitivos abiertos y solo en circunstancias excepcionales previo el cumplimiento de los controles y el establecimiento de reglamentos adicionales correspondientes, recurrir a la asignación directa de áreas para la exploración y explotación de hidrocarburos. De cualquier forma, se recomienda eliminar el artículo 36.2.6 mencionado, ya que este representa un riesgo muy alto para el régimen de la libre competencia económica.

— Modificar el artículo 26 del proyecto de la siguiente manera (ver destacado):

“ART. 26.—Capacidad medioambiental. Las personas jurídicas que aspiren a inscribirse en el registro de interesados, o a obtener habilitación, mientras dicho registro se pone en funcionamiento, el proponente individual y el operador de eventuales proponentes plurales, en desarrollo de procedimientos de selección de contratistas o de asignación directa, deben acreditar que han adoptado y aplican un sistema de gestión ambiental debidamente acreditado según lo dispuesto en las normas sobre el subsistema nacional de la calidad (…),

— Eliminar la “prima ofrecida por el otorgamiento del contrato” como factor de evaluación y calificación para la evaluación de propuestas o, en su defecto, procurar establecer una regla en el proyecto que especifique que, en el evento de permitir esta figura, se le asigne una puntuación baja respecto de los otros ítems”.

Que el consejo directivo de la ANH, en sesión del 3 de abril de 2017, según consta en acta 3 acogió en su integridad las recomendaciones realizadas por la Superintendencia de Industria y Comercio en el documento SIC 17-008112-5-0 del 31 de marzo de 2017 de la siguiente manera: 1. Eliminó el artículo 36.2.6 que hacía referencia a la falta de concurrencia en procesos competitivos como causal de asignación directa; 2. Modificó el artículo 26 capacidad medioambiental, en los términos sugeridos por la SIC; y 3. Eliminó del artículo 44 factores de evaluación el criterio “prima ofrecida por el otorgamiento del contrato”. En el mismo sentido, en la citada sesión el consejo directivo de la ANH aprobó la reforma del reglamento de contratación de áreas para exploración y explotación de hidrocarburos contenida en el presente acuerdo, ad referendum del pronunciamiento de la Superintendencia de Industria y Comercio, respecto de esta decisión y de la versión final del proyecto de acuerdo.

Que atendiendo lo anterior, mediante radicado E-139-2017-004456 Id.174270 del 11 de abril de 2017, la ANH comunicó a la SIC de la decisión adoptada por el consejo directivo de acoger en su integridad el concepto emitido y para estos efectos remitió el proyecto de acuerdo señalando sus modificaciones realizadas; oficio que fue contestado por la SIC mediante radicado SIC 17-8112-6-0 de 12 de abril de 2017, radicado ANH R-100-2017-009508 Id.175710 en el que manifestó que toda vez que el concepto de abogacía de la competencia ya había sido expedido se solicitaba incorporar de manera expresa tanto las observaciones de la superintendencia como la decisión del consejo directivo respecto de las mismas, en el acápite de considerandos del presente acuerdo.

Por consiguiente, a continuación, se sustituyen integralmente el Acuerdo 4 de 2012 y sus modificaciones posteriores.

CAPÍTULO PRIMERO

Reglas y principios generales

ART. 1º—Objeto. El presente reglamento tiene por objeto fijar reglas para la asignación de áreas y adoptar criterios para contratar la exploración y explotación de los hidrocarburos propiedad de la Nación, así como para la selección objetiva de contratistas, y la adjudicación, celebración, gestión, ejecución, terminación, liquidación, seguimiento, control y vigilancia de los correspondientes negocios jurídicos.

ART. 2º—Alcance. La gestión contractual comprende las siguientes etapas:

2.1. Precontractual.

2.1.1. Planeación. Se surte desde la realización de los estudios previos, hasta la proyección del procedimiento de selección aplicable y de los negocios jurídicos por celebrar.

Comprende las actuaciones antecedentes a su adjudicación y celebración, entre ellas, las de estudio, determinación, clasificación, actualización y publicación periódica del inventario de áreas, sus características y coordenadas; la verificación y publicación de sus condiciones en materia social y medioambiental, sin perjuicio de las obligaciones que al respecto pesan sobre los contratistas; las de examen, evaluación y determinación de los proyectos de exploración y explotación por emprender y de los contratos por celebrar; las de elaboración, actualización periódica y publicación del registro de interesados en la asignación de áreas y la adjudicación de contratos, mediante la determinación de los requisitos de capacidad y la habilitación de tales interesados, en función de los exigidos para las distintas áreas disponibles; las de promoción y regulación particular de tales proyectos; las de definición y regulación del procedimiento de selección por emprender; las de determinación de textos preliminares de reglas y términos de referencia; las de publicación de los mismos; las de formulación de observaciones y consultas sobre su texto, y las de respuestas motivadas de la ANH a las mismas.

2.1.2. Selección objetiva. Se extiende entre la regulación definitiva de los procedimientos de selección y su adjudicación. En esta etapa deben adelantarse las actuaciones encaminadas a examinar, evaluar y escoger los contratistas para la asignación de áreas y la suscripción de los correspondientes negocios jurídicos.

Comprende, entre otras, la regulación particular de procedimientos de asignación directa y la adopción de términos de referencia definitivos de los de selección en competencia; la recepción, respuesta y publicación de preguntas y observaciones sobre los mismos; la adopción de eventuales modificaciones a unos y otros; la determinación de requisitos de habilitación de los interesados, además de los mínimos establecidos en este reglamento; las de habilitación propiamente dicha de eventuales proponentes plurales; las de análisis, evaluación y calificación de propuestas; las de conclusión de tales procedimientos, bien con la adjudicación del o de los contratos proyectados y la asignación de las correspondientes áreas, o con la declaración de no haber recibido propuestas o de no haber cumplido las presentadas los correspondientes requisitos, y las de verificación y confrontación de información y exigencias, sea previa o posterior a tales asignación o adjudicación.

2.2. Contractual.

2.2.1. Celebración y ejecución. Comprendida entre la celebración y la terminación del correspondiente contrato, sea por vencimiento de su plazo de ejecución o por otras causas legales o contractuales.

Incorpora, entre otras, las actividades inherentes a la eventual negociación de ciertas cláusulas y condiciones de orden técnico y económico financiero, en los casos en que el presente reglamento o la regulación del proyecto o proyectos lo permitan, a tono con el ordenamiento superior y los modelos aprobados por el consejo directivo; la suscripción de los contratos; el cumplimiento de los requisitos de ejecución, en su caso, incluido el otorgamiento y la aprobación de garantías; el desarrollo de todas las actividades y prestaciones inherentes a tal ejecución; el cumplimiento de las obligaciones de resorte de cada una de las partes; la celebración de posibles modificaciones mediante contrato adicional, en los eventos de ley o reglamentarios, y, en general, la administración de tales contratos, así como el ejercicio de las actividades y funciones inherentes a la vigilancia, control y seguimiento de negocios jurídicos, prestaciones y obligaciones derivadas de estos.

2.2.2. Liquidación. Comprendida entre la terminación del plazo de ejecución del contrato o la terminación anticipada del mismo por alguna de las causas previstas en el ordenamiento superior y/o pactadas contractualmente, y la liquidación definitiva de los compromisos y prestaciones recíprocos.

Incorpora el desarrollo de las actividades de evaluación acerca del estado de ejecución de obligaciones y compromisos en materia técnica, económico financiera, administrativa, social, medioambiental, laboral, y de otro orden, para la fecha de terminación; la determinación consecuencial de reconocimientos o penalizaciones a que hubiere lugar; el establecimiento de obligaciones que se extienden después de terminado el negocio jurídico, y el ajuste de las garantías que deben ampararlas, todo para cerrar el ciclo de compromisos y prestaciones recíprocos, con arreglo al régimen jurídico y al correspondiente contrato.

2.3. Poscontractual. Referida a las obligaciones cuya vigencia se extiende más allá de la liquidación, según la ley y el respectivo contrato, fundamentalmente posibles reclamaciones por concepto de obligaciones laborales y de actos, hechos u omisiones determinantes de responsabilidad civil extracontractual, así como todas las derivadas de licencias ambientales, en su caso.

ART. 3º—Principios rectores. Con arreglo al ordenamiento superior constitucional, legal y reglamentario, la actividad contractual de la ANH regulada en este reglamento y las actuaciones de quienes intervengan en ella, deben materializar el mandato de selección objetiva; respetar los postulados que rigen la función administrativa y la gestión fiscal, y desarrollarse con sujeción a los principios que gobiernan la contratación estatal, en particular, los siguientes:

3.1. Igualdad. Además de la aplicación pertinente del artículo 13 de la Constitución Política, en la gestión contractual de la ANH los interesados, proponentes y contratistas no serán objeto de trato discriminatorio. En los procedimientos competitivos de selección se pondrá a disposición de todos los interesados la información necesaria para su concurrencia en estricta igualdad de oportunidades.

3.2. Moralidad. Junto con los parámetros establecidos en el artículo 3º del Decreto-Ley 19 de 2012, dicha gestión ha de acatar siempre el ordenamiento jurídico constitucional, legal y reglamentario superior; encaminarse al cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de las funciones de la ANH; observar el presente reglamento, y no incurrir en situaciones de conflicto de interés.

3.3. Economía. Sin perjuicio de la aplicación de los lineamientos contenidos en el artículo 25 de la Ley 80 de 1993, tal como quedó modificado por el artículo 87 de la Ley 1474 de 2011, y por los artículos 3º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y 5º del Decreto-Ley 19 de 2012, en lo pertinente, los recursos destinados a la gestión contractual regulada en este reglamento han de administrarse y ejecutarse con austeridad, en procura del cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de objetivos y obligaciones.

Se emplearán instrumentos gerenciales y administrativos que permitan reducir costos, así como mecanismos y procedimientos legales para precaver o solucionar rápida y eficazmente eventuales diferencias o situaciones litigiosas.

3.4. Celeridad. Además de aplicar los parámetros de los artículos 3º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y 4º del Decreto-Ley 19 de 2012, en lo pertinente, las actuaciones contractuales procurarán adelantarse dentro de los plazos previstos, de manera que se eviten dilaciones injustificadas y trámites innecesarios.

3.5. Transparencia. Sin perjuicio de cumplir los lineamientos del artículo 24 de la Ley 80 de 1993, derogado parcialmente por el artículo 32 de la Ley 1150 de 2007, y modificado por el artículo 3º del Decreto-Ley 19 de 2012, también en lo pertinente, la selección de contratistas se realizará mediante los procedimientos previstos en este acuerdo, que han de estructurarse y cumplirse a partir de los principios rectores y de las disposiciones generales contenidas en el mismo, mediante actuaciones públicas.

3.6. Responsabilidad. Además de aplicar los parámetros y reglas del artículo 26 de la Ley 80 de 1993, los servidores de la ANH a quienes corresponda ejercer funciones inherentes a la gestión contractual, han de velar porque en el desarrollo de los contratos a que se refiere el presente reglamento se cumplan los objetivos de la ANH.

Las actuaciones de la ANH y de sus contratistas deben tener en cuenta la solidaridad prevista en el artículo 119 de la Ley 1474 de 2011 y acatar integralmente el ordenamiento jurídico constitucional, legal y reglamentario superior, especialmente, en materia de seguridad; de recursos naturales y protección del medio ambiente; de seguridad industrial y salud ocupacional, y de responsabilidad social y respeto de comunidades y grupos étnicos, así como aplicar las buenas prácticas de la industria de los hidrocarburos, y enmarcarse en las políticas del gobierno en general y de la ANH en particular.

3.7. Debido proceso. Sin perjuicio del respeto de esta garantía constitucional en los términos del artículo 29 de la Carta y de la legislación que lo desarrolla, con arreglo a los artículos 17 de la Ley 1150 de 2007 y 86 de la Ley 1474 de 2011, el debido proceso es principio rector de las actuaciones contractuales en general, y de las que impongan sanciones, apliquen restricciones o ejerciten potestades excepcionales, en particular.

Por consiguiente, en cumplimiento del deber de control y vigilancia sobre la gestión contractual, la ANH tiene facultad para imponer multas que conminen a los contratistas a cumplir sus obligaciones y las prestaciones a su cargo o que sancionen su cumplimiento tardío o defectuoso; para imponer otras penas estipuladas; para declarar incumplimientos y cuantificar los perjuicios causados por actuaciones u omisiones de proponentes y contratistas; para hacer efectivas cláusulas penales y garantías otorgadas; para aplicar estipulaciones excepcionales, así como para resolver y terminar unilateralmente los contratos, en los casos de ley y en los eventos pactados.

La determinación correspondiente debe estar precedida de audiencia del afectado, previo procedimiento que garantice el debido proceso y los derechos de defensa y contradicción, y, tratándose de multas de apremio, su imposición es pertinente mientras se encuentre pendiente la ejecución total o parcial de las obligaciones y prestaciones contraídas.

En firme las correspondientes providencias, penas, multas, sanciones y perjuicios pueden hacerse efectivos directamente por la ANH de eventuales saldos a favor del contratista; tomarse de la garantía de cumplimiento, o cobrarse por otro medio idóneo, incluida la jurisdicción coactiva, llegado el caso.

3.8. Selección objetiva. En el desarrollo de procedimientos que comporten pluralidad de oferentes en competencia, la adjudicación debe recaer sobre la propuesta más favorable para la ANH, para el interés general que esta representa y para los fines que debe alcanzar, siempre que tanto el respectivo proponente como su ofrecimiento, satisfagan los requisitos de habilitación determinados por la ANH en este reglamento y en los correspondientes términos de referencia o reglas del procedimiento, sobre la base de aplicar únicamente los criterios de evaluación y calificación previstos en ellos, sin tomar en consideración factores de afecto o de interés, y, en general, cualquier motivación subjetiva.

La asignación directa de áreas para la celebración de contratos de exploración y producción de hidrocarburos, E&P, de evaluación técnica, TEA y especiales, ha de tener lugar también de manera objetiva y favorecer las propuestas que cumplan integralmente los requisitos fijados para el efecto y los proponentes que acrediten sus condiciones de capacidad en la forma exigida.

3.9. Imparcialidad. Sin perjuicio de la aplicación pertinente de los parámetros del artículo 3º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, en concordancia con el 13 de la Constitución Política, en las actuaciones contractuales de la ANH objeto del presente reglamento, sus determinaciones han de fundarse en el ordenamiento superior y en criterios objetivos, sin consideraciones subjetivas de naturaleza alguna.

3.10. Publicidad. Además de respetar las reglas del artículo 3º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo aplicables a las comunicaciones, notificaciones y publicaciones que dispone el ordenamiento superior y otras normas de jerarquía legal que desarrollen este principio, las actuaciones contractuales de la ANH serán públicas y los expedientes que las contengan estarán abiertos al público, salvo aquellos aspectos o materias amparados legalmente por reserva o contractualmente por confidencialidad. En los procedimientos de selección de contratistas se pondrá a disposición de los interesados la información necesaria y oportuna para asegurar la participación de todos ellos, en condiciones de igualdad, para efectos de garantizar la aplicación del principio de selección objetiva.

3.11. Contradicción. Los proponentes, contratistas y, en general, personas que acrediten interés legítimo, tendrán oportunidad de conocer y de controvertir las determinaciones que adopte la ANH en desarrollo de la actuación contractual, por los medios legales y en las oportunidades dispuestas para el efecto.

3.12. Legalidad y calidad. Las actividades, los bienes y los servicios que los contratistas desarrollen, adquieran, empleen y contraten para la ejecución de los negocios jurídicos materia del presente reglamento, han de ser de calidad acorde con la naturaleza de los correspondientes trabajos y compromisos contractuales; reunir las especificaciones y características técnicas adecuadas a su objeto y propósito, y respetar el ordenamiento superior, en especial, el concerniente a seguridad en general; seguridad industrial y salud ocupacional; la legislación ambiental y de recursos naturales; el régimen de importaciones y exportaciones; las normas y estipulaciones en materia de responsabilidad social; las disposiciones sobre protección y respeto de comunidades o grupos étnicos; las inherentes a la prevención, detección, investigación y sanción de toda conducta delictiva, incluidas las inherentes a financiación del terrorismo y lavado de activos, así como aplicar las buenas prácticas de la industria de los hidrocarburos.

3.13. Planeación. Los procedimientos de contratación a que se refiere este reglamento deben estar precedidos de los estudios y las evaluaciones que permitan establecer el objeto, alcance y viabilidad de los correspondientes proyectos; las condiciones de las áreas en materia social y medioambiental, sin perjuicio de las obligaciones que al respecto pesan sobre los contratistas; los requisitos exigidos a interesados, proponentes, ofrecimientos y contratistas; la forma de acreditarlos; las obligaciones y prestaciones a cargo de aquellos y de las partes contratantes, y, en general, información completa que asegure la satisfacción de los objetivos y funciones de la ANH.

ART. 4º—Glosario de términos, unidades y equivalencias. Para la aplicación del presente reglamento, en glosario contenido en el anexo 1 se precisan estos conceptos, que en el texto del acuerdo se consignan con mayúscula inicial.

Otros términos especiales y relevantes para este reglamento, cuya interpretación requiera alguna precisión adicional a la que se deriva del sentido natural y obvio de las palabras o al significado que le otorgan la ciencia o técnica de que se trate, tendrán el significado que se les asigna cuando sean empleados en sus disposiciones.

CAPÍTULO SEGUNDO

Áreas

ART. 5º—Determinación, delimitación, clasificación y regulación. Corresponde a la ANH determinar, delimitar y clasificar áreas para el desarrollo de actividades de exploración y producción de hidrocarburos, con sujeción a la Constitución Política, a los tratados internacionales ratificados por Colombia, y al régimen jurídico superior sobre el subsuelo, en materia de ordenamiento territorial, de recursos naturales renovables y de protección del medio ambiente, en función de su naturaleza y localización geográfica; de sus características geológicas y de la información técnica disponible sobre el subsuelo; de su situación jurídica y contractual, y de los procesos de migración y entrampamiento de los hidrocarburos.

Con el resultado de esas actividades, la ANH debe elaborar en forma progresiva, actualizar periódicamente, publicar y mantener a disposición de los interesados, un mapa de áreas en el que se identifiquen aquellas reservadas, asignadas y disponibles, es decir, susceptibles de asignación con arreglo al presente reglamento y sus desarrollos. Respecto de las segundas, asignadas, debe precisar si se encuentran en evaluación técnica, en exploración o en producción.

En la determinación, clasificación, delimitación y/o regulación de áreas susceptibles de asignación para exploración y explotación de hidrocarburos, así como para la ejecución de estas actividades, deben tomarse en consideración los procedimientos de consulta y de coordinación con los entes territoriales y con las comunidades o grupos étnicos, que se hubieran adelantado o que se adelanten en las oportunidades legales pertinentes, con arreglo al ordenamiento superior que regule la materia de que se trate. La ANH está facultada para acometer directamente tales procedimientos o para acompañar a interesados, proponentes y contratistas en la ejecución de los que sean de su responsabilidad.

De igual manera, esas actividades deben descartar las superficies correspondientes a zonas reservadas, excluidas, protegidas o restringidas por autoridad competente, con fundamento en consideraciones ambientales, de protección de recursos naturales renovables, o de uso del suelo, incluidas zonas de amortiguación o de protección, o consignar expresamente las actividades que pueden desarrollarse en ellas, previo cumplimiento de las condiciones y requisitos conforme a los cuales han de ejecutarse.

ART. 6º—Parámetros de clasificación. Las áreas deben ser clasificadas según su situación jurídica y contractual, en asignadas, reservadas o disponibles; en función de su naturaleza y localización geográfica, en continentales o costa afuera; de acuerdo con sus características geológicas y la información técnica disponible sobre el subsuelo, en maduras o exploradas, emergentes o semiexploradas, e inmaduras o frontera, y, según los procesos de migración y entrampamiento de los hidrocarburos, en yacimientos con acumulaciones en trampas o convencionales y yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013.

Pueden reservarse por la ANH áreas por razones estratégicas, de política energética, seguridad nacional u orden público, o por sus características geológicas, ambientales o sociales.

En ejecución de contratos de exploración y producción, E&P, de evaluación técnica, TEA y especiales, que se suscriban a partir de la vigencia del presente reglamento, no hay lugar a devoluciones parciales de áreas, antes de terminar el período exploratorio o el posterior.

Pueden ser materia de asignación y contrato áreas disponibles, yacimientos descubiertos no desarrollados, y campos en producción que hayan sido devueltos a la ANH. No obstante, en estos últimos casos, los adjudicatarios deben ser empresas distintas de los contratistas que devolvieron dichas áreas, yacimientos o campos, durante el año inmediatamente anterior a la fecha de apertura del correspondiente procedimiento de contratación o de asignación directa mediante el cual proyecten asignarse, si la terminación tuvo lugar por renuncia, o durante los dos (2) años inmediatamente anteriores a la misma fecha, si la devolución ocurrió por incumplimiento.

ART. 7º—Condiciones especiales. Si por determinaciones obligatorias de autoridad ambiental competente, adoptadas con posterioridad a la celebración de los contratos, se amplían superficies de zonas reservadas, excluidas, protegidas o restringidas, o se establecen nuevas, cuya extensión corresponda parcialmente a un área asignada y contratada, el proponente y eventual contratista se compromete irrevocablemente a respetar en su integridad las condiciones y reglas a las que se someta el área de que se trate, y a cumplir las obligaciones y requisitos derivados de tal condición, con arreglo al régimen jurídico y a los respectivos contratos. La ANH no asume responsabilidad alguna por los anteriores conceptos.

No obstante, si la afectación es total, procede la terminación del contrato por imposibilidad de ejecutarlo, debido a un acto de autoridad.

Además, si se demuestra mediante estudios debidamente soportados, que la afectación sobreviniente parcial impide la ejecución contractual o la torna inviable técnica y/o económicamente, las partes pueden acordar que el contratista desarrolle las actividades exploratorias en otras áreas asignadas al mismo; convenir una reducción proporcional de tales actividades; la entidad ofrecerle un área disponible de la misma naturaleza, categoría y prospectividad, para negociar un contrato destinado a su evaluación técnica o exploración y producción, que imponga, cuando menos, compromisos y prestaciones equivalentes, o, finalmente, terminar el contrato por consenso, todo ello sin consecuencia alguna adversa para el contratista. No obstante, las inversiones correspondientes a las actividades exploratorias ya ejecutadas, no son susceptibles de devolución.

ART. 8º—Áreas disponibles, continentales, prospectivas para el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos en trampas o convencionales. En función del grado de conocimiento geológico y de su potencial, las áreas disponibles, continentales, prospectivas para el desarrollo de yacimientos en trampas, se clasifican en tres (3) categorías, así:

8.1. Áreas maduras o exploradas. Aquellas próximas a campos en producción, de manera que existe certeza acerca de los elementos y procesos del correspondiente sistema petrolífero. En ellas, las actividades exploratorias han de dirigirse a la búsqueda de nuevas acumulaciones no descubiertas en “Plays” complementarios, o a la evaluación de yacimientos descubiertos no desarrollados.

8.2. Áreas emergentes o semiexploradas. Aquellas sobre las cuales se tiene algún grado de conocimiento acerca de la existencia de un sistema petrolífero. En ellas, las actividades exploratorias deben orientarse a la delimitación, evaluación y confirmación exploratoria de prospectos.

8.3. Áreas inmaduras o frontera. Aquellas respecto de las cuales el conocimiento geológico de que se dispone es insuficiente para determinar la presencia de elementos de un sistema petrolífero, como rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, reservorios y sellos. Por consiguiente, las actividades exploratorias deben enfocarse en su estudio y en la identificación de sectores particulares de interés prospectivo o “Plays”.

De acuerdo con la clasificación precedente, la categoría está dada en función del grado de conocimiento geológico del sistema petrolífero, de la proximidad del área a campos en producción en la cuenca sedimentaria de que se trate, y de la cantidad de información técnica disponible sobre la misma, así:

• Según el grado de conocimiento del sistema petrolífero, caracterizado como conocido, si existe correspondencia o relación genética entre roca generadora o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 e hidrocarburos almacenados en reservorios; posible, cuando está determinado el tipo de materia orgánica origen del hidrocarburo, o inferido, cuando hay indicios geológicos sobre la existencia de elementos como rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, reservorios y sellos.

• Menor distancia en línea recta entre los puntos más cercanos del área al campo en producción de mayor proximidad en la misma cuenca sedimentaria, medida en kilómetros (km), redondeada hasta un decimal.

• Número de pozos perforados en el área, por cada diez mil hectáreas (10.000 ha) de superficie.

• Actividad sísmica 2D ejecutada en el área, medida en kilómetros (km) por cada diez mil hectáreas (10.000 ha), y

• Actividad sísmica 3D ejecutada en el área, medida en kilómetros cuadrados (km2), expresada en porcentaje (%) con respecto a la superficie de aquella.

Estos parámetros son indicadores del nivel de riesgo exploratorio, mayor en las áreas inmaduras o frontera y menor en las maduras o exploradas. A cada uno corresponde un valor de referencia entre cero (0) y cinco (5), ponderado de acuerdo con su importancia en el ciclo exploratorio.

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ver tabla
Parámetros de clasificación de áreas continentales
Valor de
referencia
Conocimiento del sistema petrolíferoDistancia del campo en producción más cercano (km)Número de pozos perforados por cada 10.000 haKilómetros de sísmica 2D por cada 10.000 haPorcentaje (%) del área con cobertura de sísmica 3D
0InferidoIgual o mayor a 500Igual o menor a 20Igual o menor a 5%
2PosibleMayor a 10 y menor a 501Mayor a 20 y menor a 50Mayor a 5% y menor a 30%
5ConocidoIgual o menor a 10Igual o mayor a 2Igual o mayor a 50Igual o mayor a 30%
Ponderación20%10%30%30%10%

• El parámetro grado de conocimiento del sistema petrolífero, es igual al valor de referencia multiplicado por veinte por ciento (20%)

• El parámetro distancia del campo en producción más cercano, es igual al valor de referencia multiplicado por diez por ciento (10%)

• El parámetro número de pozos perforados por cada diez mil hectáreas (10.000 ha), es igual al valor de referencia multiplicado por treinta por ciento (30%)

• El parámetro kilómetros de sísmica 2D por cada diez mil hectáreas (10.000 ha), es igual al valor de referencia multiplicado por treinta por ciento (30%)

• El parámetro porcentaje (%) del área con cobertura de sísmica 3D, es igual al valor de referencia multiplicado por diez por ciento (10%)

La clasificación resulta entonces de la suma de los cinco (5) resultados anteriores, así:

8.1. Áreas maduras o exploradas. Igual o mayor a tres (3).

8.2. Áreas emergentes o semiexploradas. Igual o mayor a uno (1) y menor a tres (3).

8.3. Áreas inmaduras o frontera. Menor a uno (1).

ART. 9º—Áreas disponibles costa afuera. De acuerdo con el grado de conocimiento geológico y su potencial, las áreas disponibles, costa afuera, prospectivas para el desarrollo de yacimientos en trampas, se clasifican también en tres (3) categorías:

9.1. Áreas maduras o exploradas. Próximas a campos en producción, de manera que existe certeza en torno a los elementos y procesos del correspondiente sistema petrolífero. En ellas, las actividades exploratorias han de dirigirse a la búsqueda de nuevas acumulaciones no descubiertas en “Plays” complementarios.

9.2. Áreas emergentes o semiexploradas. Aquellas sobre las cuales se tiene algún grado de conocimiento respecto de la existencia de un sistema petrolífero. Las actividades exploratorias deben orientarse a la delimitación, evaluación y confirmación exploratoria de prospectos.

9.3. Áreas inmaduras o frontera. Aquellas sobre las cuales el conocimiento geológico de que se dispone es insuficiente para determinar la presencia de elementos de un sistema petrolífero, como rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, reservorios y sellos. Las actividades exploratorias deben enfocarse en su estudio y en la identificación de sectores particulares de interés prospectivo o “Plays”.

Por consiguiente, como en el caso del artículo precedente, la categoría está dada en función del conocimiento del sistema petrolífero, de la proximidad del área a campos en producción en la cuenca sedimentaria de que se trate, y de la cantidad de información técnica disponible sobre la misma, así:

• Según el grado de conocimiento del sistema petrolífero, caracterizado como conocido, si existe correspondencia o relación genética entre roca generadora o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 e hidrocarburos almacenados en reservorios; posible, cuando está determinado el tipo de materia orgánica origen del hidrocarburo, o inferido, si hay indicios geológicos de la existencia de elementos como rocas generadoras, reservorios y sellos.

• Menor distancia en línea recta entre los puntos más cercanos del área al campo en producción de mayor proximidad en la misma cuenca sedimentaria, medida en kilómetros (km) redondeada hasta un decimal.

• Número de pozos perforados en el área, por cada diez mil hectáreas (10.000 ha) de superficie.

• Actividad sísmica 2D ejecutada en el área, medida en kilómetros (km) por cada diez mil hectáreas (10.000 ha), y

• Actividad sísmica 3D ejecutada en el área, medida en kilómetros cuadrados (km2), expresada en porcentaje (%) con respecto a la superficie.

Estos parámetros son indicadores del nivel de riesgo exploratorio, menor en las maduras o exploradas y mayor en las áreas inmaduras o frontera. A cada uno corresponde un valor de referencia entre cero (0) y cinco (5), ponderado de acuerdo con su importancia en el ciclo exploratorio.

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Parámetros de clasificación de áreas costa afuera
Valor de
referencia
Grado de conocimiento del sistema petrolíferoDistancia del campo en producción más cercano (km)Número de pozos perforados por cada 10.000 haKilómetros de sísmica 2D por cada 10.000 haPorcentaje (%) del área con cobertura de sísmica 3D
0InferidoIgual o mayor a 500Igual o menor a 50Igual o menor a 20%
2PosibleMayor a 10 y menor a 501Mayor a 50 y menor a 100Mayor a 20% y menor a 50%
5ConocidoIgual o menor a 10Igual o mayor a 2Igual o mayor a 100Igual o mayor a 50%
Ponderación20%10%30%30%10%

• El parámetro clasificación del sistema petrolífero, es igual al valor de referencia multiplicado por veinte por ciento (20%)

• El parámetro distancia del campo en producción más cercano, es igual al valor de referencia multiplicado por diez por ciento (10%)

• El parámetro número de pozos perforados por cada diez mil hectáreas (10.000 ha), es igual al valor de referencia multiplicado por treinta por ciento (30%)

• El parámetro kilómetros de sísmica 2D por cada diez mil hectáreas (10.000 ha), es igual al valor de referencia multiplicado por treinta por ciento (30%)

• El parámetro porcentaje (%) del área con cobertura de sísmica 3D, es igual al valor de referencia multiplicado por diez por ciento (10%)

Por consiguiente, la categoría resulta de la suma de los cinco (5) resultados anteriores, así:

9.1. Áreas maduras o exploradas. Igual o mayor a tres (3).

9.2. Áreas emergentes o semiexploradas. Igual o mayor a uno (1) y menor a tres (3).

9.3. Áreas inmaduras o frontera. Menor a uno (1).

ART. 10.—Áreas disponibles continentales, prospectivas para yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013. Las áreas disponibles, prospectivas para el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, están ubicadas en zonas de generación activas (Pods) o en sectores regionales de interés prospectivo (Sweet Spots), y corresponden a una categoría única, para la cual se presume la extensión homogénea de roca generadora o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 con potencial para la producción comercial de hidrocarburos.

Las actividades exploratorias por acometer deben enfocarse en la localización de sitios específicos objetivo (Target Areas o Core Areas) y en la ejecución de un programa exploratorio que incluya perforación con componente horizontal, estimulación y pruebas iniciales.

Estas áreas presentan las siguientes características:

• Se tiene indicio o certeza de la existencia de roca generadora activa en ventana de petróleo o gas o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013.

• Están ubicadas en zonas de generación activas (Pods) o en sectores regionales de interés prospectivo (Sweet Spots).

• Para los Sweet Spots, pueden existir además modelos regionales de generación y expulsión de hidrocarburos y de distribución espacial de indicadores de calidad del yacimiento, como litología, contenido orgánico total, espesor neto prospectivo, tipo de hidrocarburo y reflectancia de la vitrinita, entre otros.

• No se dispone de datos referentes a historias de producción de pozos con perforación horizontal y estimulación, que puedan servir de fundamento para llevar a cabo evaluaciones de comercialidad.

ART. 11.—Posibilidad de identificar y evaluar yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en ejecución de contratos vigentes. Los suscriptores de contratos celebrados con anterioridad a la Ronda Colombia 2012, sea directamente o como resultado de procedimientos de selección de cualquier naturaleza, que tengan interés en identificar o evaluar yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, deben someter a la ANH propuesta para explorarlos y producirlos, ofrecer una participación en la producción no inferior al uno por ciento (1%), y suscribir contrato adicional, siempre que acrediten mantener y/o cumplir los requisitos de capacidad que se establecen en el presente acuerdo para el efecto, o que se asocien con un nuevo operador que los reúna, en las condiciones y con las restricciones que se establecen en el mismo y en las estipulaciones del respectivo adicional.

Se exceptúan del presente artículo, aquellos contratistas que con anterioridad hayan celebrado con la ANH contratos cuyo objeto y alcance incorpore expresamente la exploración y explotación de gas natural en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013.

Los requisitos de capacidad no pueden ser acreditados por sucursales de sociedades nacionales o extranjeras, debido a que carecen de aptitud legal para adquirir derechos y contraer obligaciones. Tampoco pueden hacerlo personas jurídicas distintas del contratista o proponente individual o de quienes proyecten integrar contratista plural, salvo que una sociedad matriz o controlante, o subordinada de esta última, sea filial o subsidiaria, o una persona jurídica del mismo grupo empresarial o corporativo, acredite los correspondientes a la capacidad técnica y operacional y/o medioambiental, y asuma responsabilidad solidaria por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de las obligaciones y compromisos a cargo de Interesado, proponente y contratista, mediante garantía de deudor solidario, en los términos del artículo 13.

Por su parte, los requerimientos de capacidad económico financiera pueden ser acreditados también por una sociedad matriz o controlante, o subordinada de esta última, sea filial o subsidiaria, e, inclusive por una sociedad del mismo grupo empresarial o corporativo, que asuma igualmente responsabilidad solidaria por el cumplimiento de las obligaciones y compromisos a cargo del contratista, mediante garantía de deudor solidario.

Para los efectos previstos en el presente artículo, los contratistas dispondrán del término que falte para completar el período de exploración, o el de producción, incluidos los plazos de eventuales programas de exploración posterior y/o de evaluación, pero —en ningún caso— superior a tres (3) años, contados a partir de la publicación del presente acuerdo.

Vencido el término señalado sin haber recibido propuesta y/o sin haber suscrito la correspondiente adición contractual, la ANH puede acometer las acciones y emplear los instrumentos jurídicos idóneos con arreglo al ordenamiento superior para emprender directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional sobre el área y/o asignarla a un tercero, para efectos exclusivos de la exploración y producción de hidrocarburos acumulados en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, con sujeción al presente reglamento, sus desarrollos y las estipulaciones de la minuta de contrato aprobada por el consejo directivo para el efecto.

En todo caso, las actividades de exploración y producción de este tipo de acumulaciones se circunscribirán al área remanente en la oportunidad de presentación de la solicitud a la ANH.

Además, si el contratista no dispone de la capacidad requerida; no se asocia con un nuevo operador que sí la tenga, o no manifiesta oportunamente su interés en las actividades a que se refiere el presente artículo, la ANH queda facultada también para emprender directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional que será de su propiedad, sin perjuicio del lugar de recepción y almacenamiento, y/o asignar el área a un tercero para ese exclusivo propósito, mediante las acciones y los instrumentos jurídicos idóneos. También en estos casos, el resultado de las actividades exploratorias debe ser entregado a la ANH como entidad contratante, sin óbice del sitio de recepción y almacenamiento.

En estos casos, el término del período exploratorio será de tres (3) fases de treinta y seis (36) meses cada una, contados a partir de la fecha efectiva.

CAPÍTULO TERCERO

Registro de interesados

ART. 12.—Concepto y objeto. Corresponde a la ANH establecer, regular, publicar y mantener actualizado un registro de interesados en la asignación de áreas para desarrollar actividades de exploración y producción de hidrocarburos, y celebrar contrato o contratos para el efecto; inscribir las personas que lo soliciten, y determinar su capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, con el fin de establecer su habilitación para participar en procedimientos de selección de contratistas en competencia o de asignación directa, en función de la naturaleza, categoría y prospectividad de las áreas disponibles materia de asignación.

Por consiguiente, la habilitación consiste en el examen y la verificación de la información aportada, con el fin de acreditar y establecer las condiciones de capacidad de la persona jurídica interesada en inscribirse, y determina por tanto la cantidad, como la naturaleza, categoría y prospectividad de las áreas a las que puede aspirar cada Interesado.

La información contenida en el registro de interesados es pública y su consulta gratuita. Solamente se exceptúan aquellas materias concretas amparadas legalmente con reserva, casos en los cuales, los interesados deben especificar los datos reservados e indicar con exactitud la disposición superior que así lo establece.

No obstante lo dispuesto en el presente artículo, cuando dos o más personas jurídicas inscritas proyecten presentar propuesta conjunta, bajo cualquiera de las modalidades de asociación previstas en la ley y en este reglamento, las condiciones de capacidad del grupo deben ser objeto de habilitación específica, de acuerdo con la participación de cada persona jurídica en la asociación seleccionada, según los requisitos exigidos para la cantidad, naturaleza, categoría y prospectividad del área o áreas para cuya asignación proyecten formular propuesta, con fundamento en la información que sobre cada una repose en el registro de Interesados, y en aquella adicional requerida para participar en el correspondiente certamen.

Mientras se estructura y pone en funcionamiento el registro, la habilitación de los interesados en contratar con la ANH actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, tendrá lugar como parte del procedimiento de selección de contratistas o de asignación directa de que se trate, antes de la formulación de propuestas, de la manera en que se disponga en los correspondientes términos de referencia o reglas, con sujeción a los requerimientos de capacidad consignados en este acuerdo.

ART. 13.—Deber de inscripción.

13.1. Enunciado. Las personas jurídicas nacionales y extranjeras, públicas, privadas o mixtas, tengan o no domicilio en Colombia, interesadas en la asignación de áreas y en la celebración de contratos de evaluación técnica (TEA), de exploración y producción, E&P, o especiales, deben inscribirse en el referido registro; acreditar sus condiciones de capacidad para efectos de establecer su habilitación, así como mantener actualizada la información que determina esas condiciones.

Por consiguiente, no pueden inscribirse en el registro de interesados sucursales de sociedades comerciales nacionales ni del exterior, que no disponen de aptitud legal para adquirir derechos y contraer obligaciones y, por ende, solamente están facultadas para representar a las personas jurídicas a las que pertenecen, con las atribuciones expresamente otorgadas en el acto de establecimiento o en mandato conferido con arreglo al régimen jurídico superior.

13.2. Excepción. Los interesados, proponentes y contratistas deben reunir, acreditar y mantener los requisitos de capacidad exigidos para contratar con la ANH. Excepcionalmente, pueden acreditar los requisitos de capacidad económico financiera, técnica y operacional y medio ambiental, con los atributos y la información correspondiente a su matriz o controlante, o a una sociedad subordinada de esta última, sea filial o subsidiaria, e, inclusive, a una persona jurídica del mismo grupo empresarial o corporativo al que pertenece la matriz, que asuma responsabilidad solidaria por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de las obligaciones y compromisos a cargo del interesado, proponente y contratista, mediante garantía de deudor solidario, en los términos del presente artículo.

13.3. Garantía de deudor solidario. Debe ser elaborada de acuerdo con la legislación del país del domicilio principal de quien la otorga y suscrita por representante o apoderado expresamente facultado para el efecto, cuyo contenido general incluya sustancialmente los lineamientos que se establecen más adelante.

Ha de acompañarse de opinión legal de un abogado externo o de una firma de abogados independiente, en la que se consigne:

• Que la sociedad otorgante fue constituida, existe y ejerce su objeto válidamente en el respectivo país, según consta en certificado de existencia y representación legal, o documento equivalente según la legislación de aquel, expedido por autoridad competente del país de origen, que se acompaña.

• Que de acuerdo con su objeto y actividades y según los estatutos sociales, puede válidamente otorgar la garantía de deudor solidario adjunta a la opinión legal.

• Que quien o quienes la suscriben en su nombre y representación, disponen de facultades amplias y suficientes para hacerlo, e indicar dónde constan (estatutos, acta de órgano competente, poder o autorización expresa).

• Que el otorgamiento de la garantía no contraviene disposición alguna del ordenamiento superior del respectivo país, ni estipulación estatutaria de la sociedad otorgante, y

• Que la garantía es plenamente válida y exigible con arreglo a dicha legislación.

La garantía de deudor solidario debe expresar el nombre completo, la nacionalidad, la identificación, el domicilio y el cargo o responsabilidad de la persona o personas que la suscriben en nombre y representación de la sociedad que la otorga, así como indicación expresa y precisa de las atribuciones y facultades de que disponen para hacerlo, y contener manifestación expresa, formal e irrevocable de asumir la sociedad que otorga la garantía, responsabilidad mancomunada y solidaria: i) por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de todos y cada uno de los compromisos, las prestaciones y las obligaciones que contrae la sociedad interesada, proponente y eventual contratista (denominación o razón social), por concepto de la solicitud de inscripción en el registro de interesados; ii) por la exactitud y la veracidad de la información y de los soportes presentados para acreditar capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medio ambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, a fin de obtener habilitación; iii) por la seriedad de la propuesta o propuestas que someta en desarrollo de procedimientos de selección de contratistas o de asignación directa; iv) por el cumplimiento de los compromisos derivados de tal presentación, en especial, los de mantener su propuesta o propuestas en firme; no modificarlas ni retirarlas durante el término de vigencia de las mismas, y suscribir el o los correspondientes contratos, dentro del plazo fijado por la ANH para el efecto, en caso de adjudicación; v) satisfacer en tiempo los requisitos de perfeccionamiento y ejecución del o de los mismos, y constituir y someter también oportunamente a dicha entidad las garantías contractuales; vi) por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de todos y cada uno de los compromisos, las prestaciones y las obligaciones derivados de tal o tales contratos y hasta la liquidación definitiva de los mismos, incluido el pago de eventuales multas y otras sanciones pecuniarias, además de aquellos que por su naturaleza han de extenderse después de tal diligencia, es decir, los concernientes a obligaciones laborales y responsabilidad civil extracontractual, y vii) por los perjuicios originados en el incumplimiento de cualquiera de las anteriores obligaciones, prestaciones y compromisos.

13.4. Beneficio de excusión. La garantía de deudor solidario puede prever el beneficio de excusión de que trata el artículo 2383 del Código Civil Colombiano, que impondría a la ANH exigir y perseguir primero el cumplimiento de las obligaciones y compromisos insolutos al deudor amparado, y, en la medida en que este no responda, hacerla efectiva.

13.5. Contingencias. En el registro de interesados deben constar también las determinaciones ejecutoriadas o en firme mediante las cuales se hayan revocado adjudicaciones obtenidas por medios ilegales; impuesto multas o sanciones; declarado el incumplimiento contractual o la caducidad administrativa, así como la terminación unilateral de negocios jurídicos con cualquier entidad estatal o empresa, en el país o en el exterior, por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista, e, inclusive, deducido perjuicios por acciones u omisiones de las personas jurídicas inscritas, todo ello durante el término de vigencia de la medida y sus efectos, o hasta la cancelación efectiva de los perjuicios o la constitución de caución, debidamente acreditadas. En el caso de multas u otras determinaciones que no establezcan dicho término, deben constar por plazo de un (1) Año.

En los eventos previstos en este numeral, se negará o cancelará la inscripción en el registro, por el término de vigencia de la medida y sus efectos, excepto cuando se trate de imposición de multas.

ART. 14.—Renovación, actualización y cancelación. La inscripción en el registro de interesados debe renovarse anualmente, a más tardar, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la fecha de aprobación de los estados financieros definitivos de fin de ejercicio por el órgano societario competente, y, en todo caso, dentro de los cuatro (4) meses siguientes a la fecha de corte de los mismos. De no hacerlo, queda suspendida la inscripción hasta que se actualice la información que permita establecer la capacidad económico financiera de la persona jurídica de que se trate, y, no puede proponer ni contratar con la ANH.

Adicionalmente, los interesados inscritos deben actualizar la información requerida para determinar su capacidad jurídica, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, siempre que haya variado cualquiera de los elementos que las determinan, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la materialización del cambio o cambios de que se trate, mediante comunicación y formulario debidamente soportados, o, en caso contrario, presentar declaración bajo la gravedad del juramento, acerca de esta circunstancia de no haberse registrado variación alguna, en formato especial que debe acompañarse a los de actualización de la información económica financiera.

Están también facultados para solicitar la cancelación de su inscripción.

La inscripción, renovación, actualización y cancelación de las inscripciones en el registro de interesados, así como las certificaciones en torno al mismo, dan lugar al pago de derechos en favor de la ANH, de acuerdo con tarifas fijadas por la entidad mediante resolución general.

ART. 15.—Información. Para inscribirse en el registro de interesados se debe someter a la ANH la información requerida para evaluar y determinar la capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, debidamente soportada, con el fin de establecer la habilitación para proponer y contratar con la entidad, así como aquella indispensable para renovar y/o actualizar esas condiciones de capacidad, en la forma, oportunidad y mediante los documentos que se fijan en punto a cada una de tales capacidades en este reglamento y en los actos administrativos que lo desarrollen, de acuerdo con el régimen jurídico superior.

ART. 16.—Procedimiento. Para solicitar inscripción, renovación, actualización y/o cancelación en el registro de interesados, las personas jurídicas deben diligenciar comunicación y formulario diseñados para el efecto, y acompañar la información requerida, según el propósito de la correspondiente petición, documentos que deben someterse a la entidad tanto en medio físico como magnético.

En el referido formulario deben consignarse las determinaciones ejecutoriadas o en firme mediante las cuales se hayan revocado adjudicaciones obtenidas por medios ilegales; impuesto multas o sanciones; declarado el incumplimiento contractual o la caducidad administrativa, así como la terminación unilateral de negocios jurídicos con cualquier entidad estatal o empresa, en el país o en el exterior, por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista, e, inclusive, deducido perjuicios por acciones u omisiones de las personas jurídicas inscritas, con indicación precisa del término de vigencia de la medida y sus efectos; de si fueron cancelados efectivamente los perjuicios, hay saldos pendientes o se ha constituido caución para ampararlos, y, en el caso de multas u otras determinaciones que no establezcan término de vigencia, por plazo de un (1) año.

Como se consignó, en estos eventos, se negará o cancelará la inscripción en el registro, por el término de vigencia de la medida y sus efectos.

Con la suscripción de solicitud y formulario, los interesados declaran bajo la gravedad del juramento que la información consignada y los documentos aportados son completos, exactos, veraces, fidedignos y susceptibles de comprobación en cualquier oportunidad.

Examinados solicitud, formulario e información adjunta, la ANH puede pedir las aclaraciones, correcciones, sustituciones y modificaciones pertinentes en torno a la documentación aportada, pedir datos complementarios, e, inclusive, requerir que se aporten o reemplacen aquellos que no reúnan los requisitos fijados en el ordenamiento superior, en este reglamento y en sus desarrollos.

La ANH se reserva el derecho de verificar la información suministrada y de realizar comprobaciones respecto de los documentos aportados para efectos de inscripción, renovación y actualización del registro, sea de manera previa o posterior a la habilitación, a la asignación de áreas y la adjudicación de contratos, e, inclusive, a la celebración de los mismos.

Tal comprobación puede tener lugar mediante consulta telefónica o por medio de escrito físico o magnético, petición de conformidad, y, en general, de cualquier forma, que permita establecer su veracidad y exactitud, sea directamente o por intermedio de terceros, sin necesidad de diligencias o formalidades especiales propias de los procesos jurisdiccionales, al margen del deber que pesa sobre la ANH de formular las denuncias procedentes.

ART. 17.—Habilitación. Verificado y evaluado el cumplimiento de los requisitos para determinar la capacidad del interesado, la ANH debe resolver acerca de su Habilitación y determinar la cantidad, naturaleza, categoría y prospectividad de las áreas a cuya asignación puede aspirar. De no satisfacer todos los que determinan la capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medio ambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, procede denegar la inscripción.

La ANH está facultada para abstenerse de realizar la inscripción, cuando la información financiera del interesado no sea coherente y consistente con la reportada a cualquier otro registro público de valores o comercial.

Las anteriores determinaciones deben adoptarse mediante providencia motivada, publicarse en la página web de la entidad, en el vínculo correspondiente al registro de interesados, y remitirse a la dirección de correo electrónico proporcionado por el solicitante, con lo cual se entenderán notificadas.

ART. 18.—Impugnación. Los actos relativos a las determinaciones en materia de inscripción, actualización, renovación y cancelación en el registro de interesados son susceptibles de recurso de reposición exclusivamente, el cual debe interponerse por quien acredite interés directo, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a su publicación o al recibo de los mismos en la dirección de correo electrónico del destinatario, de acuerdo con las disposiciones de los artículos 74 y siguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, sin perjuicio de las acciones de esta última naturaleza.

En cumplimiento del deber que pesa sobre las entidades estatales, en el sentido de remitir a las cámaras de comercio copia de los actos administrativos en firme sobre imposición de multas y sanciones y en materia de inhabilidades derivadas de contratos, la ANH y aquellas intercambiarán esta información para que conste tanto en el registro único de proponentes, RUP, como en el registro de interesados. De ser posible, deben emplearse para el efecto mecanismos electrónicos.

ART. 19.—Certificación. Corresponde a la ANH expedir certificaciones en las que se consigne la información relativa a la inscripción, renovación, actualización, cancelación y demás circunstancias consignadas en el registro de interesados acerca de las personas jurídicas inscritas, a solicitud de cualquier persona.

ART. 20.—Cancelación. La ANH debe cancelar la inscripción en el registro de interesados, cuando ocurra cualquiera de las siguientes causales:

20.1. Por solicitud del interesado.

20.2. Por pérdida de cualquiera de las condiciones de capacidad que dieron lugar a la habilitación para contratar con la ANH, que impida al interesado aspirar a la asignación de todo tipo de área.

20.3. Por el establecimiento de graves inconsistencias en la información suministrada para la inscripción, renovación y/o actualización del registro.

20.4. Por la revocatoria de la adjudicación de contratos, mediante providencia ejecutoriada, debido a la comprobación de haberla obtenido por medios ilegales.

20.5. Por la celebración de cualquier transacción corporativa que comporte cambio de beneficiario real o controlante del interesado, que no reúna los del anterior, con fundamento en los cuales se obtuvo habilitación.

20.6. Por ministerio de la ley.

20.7. Por orden de autoridad judicial, también mediante providencia ejecutoriada.

En los casos a que se refieren los ordinales precedentes, la determinación debe adoptarse mediante acto administrativo motivado, susceptible de impugnación y de las acciones contenciosas de ley.

Cuando la inscripción se cancele por alguna de las causales de que tratan los ordinales 20.3 a 20.5, se aplicará lo previsto en el numeral 6.3 del artículo 6º de la Ley 1150 de 2010, o las disposiciones que la modifiquen, sustituyan o complementen, de resultar pertinente conforme a derecho.

ART. 21.—Condiciones de capacidad. Los Interesados, integrantes de proponentes plurales y contratistas deben reunir y conservar condiciones específicas de capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medio ambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, fijadas en el presente acuerdo, en el reglamento del registro, en los términos de referencia o reglas de procedimientos de selección o de asignación directa, y en los contratos con la ANH.

ART. 22.—Capacidad jurídica. Tienen aptitud para celebrar contratos destinados a la exploración y explotación de hidrocarburos, las personas jurídicas nacionales y extranjeras, públicas, privadas o mixtas, consideradas legalmente capaces por el ordenamiento superior, y cuyo capital esté representado en acciones o cuotas o partes de interés nominativas, o en unidades de fondos de inversión, sea de manera individual o conjunta, en este último caso, bajo la modalidad de consorcio, unión temporal o promesa de sociedad futura, que reúnan y acrediten fehacientemente los siguientes requisitos:

22.1. Comprender su objeto social el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, tratándose de interesados y proponentes individuales o del operador.

Para los integrantes de proponentes plurales, que no ostenten condición de operador, dicho objeto debe incorporar la realización de inversiones en esas actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Si de acuerdo con la legislación del país de origen, el objeto social no relaciona o incorpora los sectores de actividad que lo conforman, o está referido a labores o negocios industriales, comerciales o de servicios en general, el requisito de que trata este numeral puede acreditarse con los soportes presentados para comprobar la capacidad técnica y operacional, de ser ello procedente, o mediante contratos o certificaciones que permitan establecer la dedicación a actividades complementarias a la exploración y explotación de hidrocarburos, incluida declaración bajo juramento del representante legal y el revisor fiscal, auditor externo, “Controller”, o quien haga sus veces, que detalle el marco de actividad de la persona jurídica.

22.2. Haberse constituido con ese objeto social o haberlo incorporado por lo menos con cinco (5) años de antelación respecto de la fecha de presentación de la correspondiente solicitud de inscripción en el registro de interesados. En casos de asociaciones, este requisito se predica del operador.

Para los demás integrantes, que no ostenten condición de operador, la antelación requerida será mínimo de un (1) año.

No obstante, la ANH puede reconocer capacidad a aquellas personas jurídicas que no cumplan este requisito, por haberse constituido o haber complementado su objeto social con posterioridad al plazo requerido, pero cuya matriz o controlante figure en la última publicación de “The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World´s Top Oil Companies” de la firma “Energy Intelligence”, como empresas de tipo integrado o “Upstream” y/o de la última publicación de “The Platts Top 250 Global Energy Company Rankings” de “S&P Global Platts” en las categorías: “Oil & Gas Exploration and Production” o “Integrated Oil & Gas”.

22.3. El término de duración de la persona jurídica y de los integrantes de asociaciones, así como el de vigencia de la asociación de que se trate, no puede ser inferior al de ejecución del contrato o de los contratos a cuya celebración aspiren, y tres (3) años más.

22.4. No encontrarse la persona jurídica ni los integrantes de asociaciones en causal de inhabilidad, incompatibilidad o prohibición de acuerdo con la Constitución Política y la ley, y comprometerse irrevocablemente a renunciar a su propuesta de contrato; a ceder el negocio jurídico o su participación en el mismo, previa autorización expresa y escrita de la ANH, o a terminarlo por acuerdo recíproco, en caso de sobrevenir alguna de tales causales.

Tratándose de conflictos de interés debe procederse con arreglo a la ley, en especial, al artículo 40 de la identificada como 734 de 2002 y al numeral 9º del manual de contratación misional de la ANH, o normas que los modifiquen, adicionen o complementen.

Las inhabilidades, incompatibilidades, prohibiciones y conflictos de interés procuran una gestión contractual objetiva e imparcial, por lo que, identificada o denunciada la existencia de una de tales circunstancias, previa o sobreviniente, la ANH debe verificar los supuestos fácticos que la configuran para los efectos que impone la ley.

El régimen de incompatibilidades, inhabilidades, prohibiciones y conflictos de interés es el previsto en la Constitución Política, en las leyes 80 de 1993, 734 de 2002, 1474 de 2011, 1778 de 2016, y demás normas de la misma jerarquía que regulen la materia, así como en las que las modifiquen, adicionen, sustituyan o complementen.

Sin perjuicio de las que pesan sobre la ANH, es responsabilidad de los interesados, proponentes y contratistas verificar que no se encuentran incursos en causal de incompatibilidad, inhabilidad, prohibición o conflicto de interés, y poner inmediatamente en conocimiento de la ANH cualquiera que sobrevenga en el curso de las distintas etapas de la actuación contractual, para proceder conforme a derecho.

22.5. No encontrarse la persona jurídica ni los integrantes de asociaciones en proceso de liquidación judicial o circunstancia semejante según la legislación del país de origen, como quiebra, liquidación voluntaria o forzosa, y, en general, cualquier proceso o circunstancia que tenga como consecuencia la extinción de la persona jurídica, ni tener litigios pendientes, procesos jurisdiccionales en curso o encontrarse en otra situación o contingencia semejante, que pueda comprometer materialmente el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de las prestaciones, obligaciones y compromisos derivados de la formulación de solicitud de inscripción en el registro de interesados; de la presentación de propuesta en desarrollo de procedimiento de selección en competencia o de contratación directa; de la asignación o adjudicación del o los contratos proyectados, y de su celebración, ejecución o terminación.

En eventos de litigios pendientes, procesos jurisdiccionales en curso u otra situación o contingencia semejante, que pueda comprometer materialmente el cumplimiento de prestaciones, obligaciones y compromisos, la ANH se reserva el derecho de comprobar la suficiencia de las provisiones y/o cauciones constituidas para respaldar su materialización, y/o de exigir garantía adicional.

22.6 No haber permitido ni permitir interesado, proponente individual ni integrantes de proponentes plurales que sus operaciones hayan sido o sean utilizadas como instrumento para ocultar, manejar, invertir o aprovechar —en cualquier forma— dinero u otros bienes provenientes de actividades delictivas o destinados a su financiación, o para dar apariencia de legalidad a actividades ilícitas o a transacciones y fondos vinculados con las mismas, sin perjuicio de las funciones que en materia de prevención y control de lavado de activos y financiación del terrorismo asignan las normas legales a la ANH, así como comprometerse formal e irrevocablemente a no permitirlo en el desarrollo de sus actividades y en la ejecución del o de los contratos proyectados.

En todo caso, con fundamento en el artículo 27 de la Ley 1121 de 2006, que impone identificar plenamente a las personas que suscriban Contratos con el Estado colombiano, así como el origen de sus recursos, con el fin de prevenir actividades delictivas, la ANH se reserva el derecho de acometer análisis, consultas y comprobaciones para establecer el origen de los recursos de interesados, proponentes y contratistas, en forma previa o posterior a la solicitud de inscripción, a la presentación de propuesta, a la asignación o adjudicación de áreas, e, inclusive, a la celebración de los correspondientes contratos.

22.7. No haberse declarado la caducidad ni la terminación unilateral de contrato estatal con interesado, proponente individual ni con alguno de los integrantes de proponente plural, por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista, ni haberse revocado providencia de adjudicación a los mismos, por haberse comprobado que aquella se obtuvo por medios ilegales, conforme al artículo 9º de la Ley 1150 de 2007, en todos los casos mediante acto administrativo en firme, durante los cinco (5) años anteriores a la fecha de inscripción o de acreditación de la capacidad, según corresponda.

22.8. Comprometerse a establecer sucursal en Colombia o a extender el objeto y término de vigencia de la existente, de ser ello aplicable, tratándose de personas jurídicas extranjeras interesadas, proponentes individuales e integrantes de proponentes plurales sin domicilio en el país, así como a cumplir oportunamente todas las obligaciones que pesan sobre tales sucursales, en el evento de asignación o adjudicación del o de los contratos proyectados.

22.9. Disponer el representante legal del interesado, proponente individual o el representante convencional de proponente plural, o sus apoderados especiales, debidamente constituidos y acreditados, en su caso, de atribuciones y facultades específicas y suficientes para solicitar inscripción en el registro de interesados; presentar propuesta en desarrollo de procedimiento competitivo o de asignación directa de que se trate, incluido el sometimiento de documentos para su habilitación; cumplir oportuna, eficaz y eficientemente los compromisos derivados de tal presentación; celebrar el contrato proyectado; satisfacer los requisitos de legalización y ejecución; otorgar las garantías exigidas, y, en general, comprometer a la persona jurídica o a la asociación para todos los anteriores efectos, representar sus intereses, y obrar en su nombre en todos los actos, trámites y diligencias inherentes a la actuación contractual.

22.10. Constituir las sociedades extranjeras sin domicilio o sucursal en el país, apoderado que sí lo tenga, dotado de capacidad para representarlas judicial y extrajudicialmente en Colombia, además de investido de las atribuciones establecidas en el numeral precedente, con el cumplimiento de los requisitos de ley y hasta el establecimiento de sucursal, en caso de asignación directa o adjudicación de área o áreas.

22.11. No encontrarse el interesado, proponente individual ni los integrantes de proponentes plurales, sus socios, salvo los de sociedades anónimas abiertas o inscritas en bolsas de valores, o administradores, reportados en la última publicación del boletín de responsables fiscales de la Contraloría General de la República, ni figurar con antecedentes disciplinarios en la Procuraduría General de la Nación, que comporten inhabilidad.

22.12. Encontrarse el interesado, proponente individual y los integrantes de proponentes plurales en paz y a salvo por concepto de sus obligaciones relacionadas con el sistema general de seguridad social y los aportes parafiscales, en el evento de estar sometidos al régimen correspondiente en el país.

22.13. Asumir el operador el liderazgo y la representación de la asociación, así como la conducción de la ejecución contractual y de las relaciones con la ANH, en casos de proponentes y contratistas plurales.

22.14. Comprometerse formal e irrevocablemente el proponente individual, el operador y quien o quienes hubieran acreditado la capacidad económico financiera en casos de proponentes plurales, a no ceder ni transferir total o parcialmente el contrato proyectado, ni su respectiva participación e interés en el mismo, sin autorización previa, expresa y escrita de la ANH. En todo caso, el cesionario debe reunir, cuando menos, los requisitos de capacidad del cedente.

Además, eventuales cesiones del operador a otro integrante de contratista plural, están limitadas a que aquel mantenga por lo menos un treinta por ciento (30%) de participación e interés en el contrato y a que se conserven las condiciones determinantes de la habilitación, adjudicación y la celebración del mismo.

Cualquier transacción corporativa que comporte cambio de beneficiario real o controlante del interesado, proponente individual, operador y/o de quien o quienes hubieran acreditado los requisitos de capacidad en casos de asociaciones, que no reúna los del anterior, con fundamento en los cuales se obtuvo habilitación, adjudicación y/o contrato, puede dar lugar a la cancelación de la inscripción en el registro, la revocatoria de la adjudicación o la terminación unilateral del negocio jurídico. Por consiguiente, tales transacciones deben ser informadas a la ANH, acompañadas de los soportes que permitan establecer la conservación de los requisitos de capacidad. Este compromiso debe ser asumido por solicitantes de inscripción, proponentes y contratistas, y constar en petición, oferta y negocio jurídico.

Las mismas reglas se aplican a fusiones o escisiones del interesado, la persona jurídica proponente individual, el operador o cualquier otro integrante de asociación, que hubiera acreditado los requisitos de capacidad, a fin de establecer que se mantienen los fundamentos que dieron lugar a la habilitación, la adjudicación y el contrato.

El deber de informar a la ANH cualquier cambio de beneficiario real o controlante, así como eventos de fusión o escisión, y el de obtener autorización previa, expresa y escrita de la entidad, en casos de cesión, deben ser igualmente materia de compromiso formal e irrevocable.

Lo dispuesto en el presente numeral se fundamenta en la circunstancia de que los contratos estatales son intuito personae.

22.15. Proporcionar información exacta, fehaciente y veraz, circunstancia que debe ser objeto de declaración bajo la gravedad del juramento, así como autorizar expresa e irrevocablemente a la ANH para verificar toda la información aportada para efectos de registro, habilitación y propuesta en desarrollo de procedimientos de selección o de asignación directa, incluidos cada uno de los documentos y soportes presentados para acreditar capacidad y obtener contrato, facultad que se reserva la ANH en todo momento, sea anterior o posterior a tal habilitación, a la asignación de área o áreas, a la adjudicación del contrato proyectado, y a la celebración del mismo, en razón del interés general involucrado en la actuación contractual. Las referidas declaración y autorización constarán en la solicitud de inscripción en el registro de interesados, en sus formularios, en la carta de presentación, en la propuesta de contrato y en los negocios jurídicos con la ANH.

22.16. Suscribir compromisos anticorrupción; sobre prevención y control de lavado de activos, financiación del terrorismo y otras actividades delictivas; en materia de cambios de control; de gestión ambiental, y de responsabilidad social empresarial, en los términos de los formatos establecidos por la ANH.

ART. 23.—Capacidad económica financiera. Las personas jurídicas que aspiren a inscribirse en el registro de interesados y quienes integren eventuales proponentes plurales para participar en procedimientos de selección de contratistas o de asignación directa, deben demostrar que tienen el respaldo y la solvencia de orden económico financiero, tanto para atender en forma oportuna, eficaz y eficiente sus operaciones ordinarias y los compromisos y pasivos a su cargo, como para asumir las obligaciones y prestaciones derivadas del o de los contratos que proyecten celebrar con la ANH.

Mientras se pone en funcionamiento el registro de interesados los requerimientos de capacidad económico financiera deben ser acreditados en desarrollo de tales procedimientos, con sujeción a los correspondientes términos de referencia o reglas.

La capacidad económico financiera para la asignación de cada área objeto de propuesta corresponde a aquella obtenida como resultado de la determinación del patrimonio neto residual, el rango de cobertura y el rango de endeudamiento, con base en los guarismos correspondientes a los estados financieros del último ejercicio fiscal, que han de consignarse en formato especial, mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

CEF = (50%*PNR) + (25%*RC*PNR) + (25%*RE*PNR)

Donde:

CEF: es la capacidad económico financiera

PNR: corresponde al patrimonio neto residual

RC: es el rango de cobertura

RE: corresponde al rango de endeudamiento

El patrimonio neto residual de cada persona jurídica corresponde al patrimonio neto contable, ajustado por los gastos de exploración capitalizados y las inversiones pendientes de ejecutar en desarrollo de contratos o compromisos vigentes. Debe diligenciarse en formato especial, denominado precisamente patrimonio neto residual.

Si el interesado tiene contratos vigentes con la ANH, con entidades estatales administradoras de recursos de hidrocarburos, o con terceros que les hayan confiado actividades de exploración y producción, o compromisos adquiridos de inversión en dichas actividades, en cualquier país, para establecer el patrimonio neto residual debe descontarse el valor de las inversiones pendientes de ejecutar por todos los anteriores conceptos, durante los doce (12) meses inmediatamente siguientes a la fecha de corte de los estados financieros del último ejercicio fiscal.

Los montos correspondientes a dichos conceptos deben ser consignados en declaración bajo la gravedad del juramento, suscrita por el representante legal y por el revisor fiscal, auditor externo, “Controller”, o quien haga sus veces, en formato especial, sin perjuicio de la facultad de la ANH de solicitar los correspondientes soportes y de llevar a cabo las verificaciones pertinentes.

Además, para efectos de establecer el patrimonio neto residual se deben deducir de los activos los gastos de exploración capitalizados.

Para determinar el rango de cobertura conforme a la tabla que se consigna a continuación, es decir, la facilidad de acceder al crédito, de requerirlo, bien sea para inversiones o capital de trabajo, en función del flujo de caja que genera la operación, se debe diligenciar formato especial, denominado precisamente rango de cobertura.

Deuda neta/EBITDARango de cobertura
< 1.001.00
1.00 <= 2.500.50
2.50 <= 4.000.25
> 4.000.00

La deuda neta refleja la situación real de endeudamiento y corresponde a la diferencia entre la deuda financiera bruta total y los activos financieros líquidos inmediatamente realizables, en especial, disponible e inversiones financieras de corto plazo en títulos negociables.

El EBITDA (“Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization”, por su sigla en inglés) o resultado líquido de las actividades comerciales durante un período determinado, es igual a los ingresos operacionales menos los costos y gastos operacionales que representan salidas de efectivo. También puede ser calculado como la suma del resultado operacional, EBIT (“Earnings Before Interests and Taxes) más los costos y gastos operacionales que no representan salidas de efectivo (depreciaciones, amortizaciones y provisiones).

Si el EBITDA es negativo, el rango de cobertura es 0.00.

Si el EBITDA es positivo y la persona jurídica no tiene obligaciones financieras, o estas son inferiores al disponible (Caja), caso en el cual su deuda neta es negativa, el rango de cobertura es 1.00.

Para determinar el rango de endeudamiento conforme a la tabla que se consigna a continuación, es decir, la facilidad de acceder al crédito, de requerirlo, sea para inversiones o capital de trabajo, en función de la solidez patrimonial y de la estructura de capital, se debe diligenciar formato especial, denominado precisamente rango de endeudamiento.

Deuda neta/Patrimonio neto residualRango de endeudamiento
< 0.251.00
0.25 <= 0.500.50
0.50 <= 1.000.25
> 1.000.00

Si el patrimonio neto residual es negativo, el rango de endeudamiento es 0.00.

Si para efectos de presentar propuesta en desarrollo de procedimientos de asignación directa o de selección en competencia, se asocia un número plural de personas jurídicas bajo cualquiera de las modalidades de que trata el presente reglamento, la capacidad económico financiera se determina mediante la suma de la de cada uno de sus integrantes, ponderada por su respectiva participación en la asociación de que se trate, de la siguiente manera:

CEF(c/integrante) = (50%PNRc/integrante) + (25%*RC*PNRc/integrante) + (25%*RE*PNRc/integrante)

Por consiguiente, la capacidad económica financiera de la asociación es:

CEFpp = %P1*CEF1 + …+…+ %Pn*CEFn

Donde:

CEF1: es la capacidad económica integrante 1

CEFn: corresponde a la capacidad económica integrante n

%P1: es el porcentaje de participación integrante 1

%Pn: corresponde al porcentaje de participación integrante n

Sin perjuicio del deber de diligenciar los formatos correspondientes, quedan exceptuadas de evaluación para establecer su capacidad económico financiera aquellas personas jurídicas cuya matriz o controlante figure en la última publicación de “The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies” de la firma “Energy Intelligence”, como empresas del tipo integrado o “Upstream”, y/o de la última publicación de “The Platts Top 250 Global Energy Company Rankings.” de “S&P Global Platts” en las categorías “Oil & Gas Exploration and Production” o “Integrated Oil & Gas”, así como quienes acrediten a la ANH que en el último año obtuvieron calificación de riesgo equivalente a grado de inversión de su deuda de largo plazo, en escala internacional, igual o superior a las establecidas en la siguiente tabla:

Agencia calificadora de riesgoCalificación
Standard & Poor’s BBB
Moody’s Baa
Fitch Ratings BBB

La capacidad económico financiera exigida varía en función del número de áreas a cuya asignación puede aspirar el Interesado, así como de la naturaleza, categoría y prospectividad de las mismas; se expresa en puntos y se consigna en el registro de interesados, con sujeción al reglamento que lo desarrolla. La de eventuales proponentes plurales, debe ser fijada en los términos de referencia de los procedimientos de selección en competencia o en las reglas de los de asignación directa, expresada en la misma forma.

Por consiguiente, las personas jurídicas interesadas en contratar con la ANH deben consignar su capacidad económico financiera, obtenida como resultado de la determinación del patrimonio neto residual, el rango de cobertura y el rango de endeudamiento, conforme al presente artículo, en puntos, para cuyo efecto deben emplear como factor de conversión el valor de cada punto, de acuerdo con la siguiente tabla, en función de la cotización promedio de la referencia Cushing, OK WTI “Spot Price” FOB, tomada de la base de datos “US Energy Information Administration, EIA”, de los doce (12) meses calendario inmediatamente anteriores a la fecha de presentación de la solicitud de inscripción o de actualización de su registro. para proponentes plurales, el promedio debe corresponder a los doce (12) meses calendario inmediatamente anteriores a la presentación de su oferta.

Promedio referencia cushing, OK WTI, “Spot Price”, FOB Últimos doce (12) meses
(USD/bbl)
Valor punto
dólares estadounidenses (USD)
X < 306.902
30 <= X < 357.466
35 <= X < 407.993
40 <= X < 458.485
45 <= X < 508.941
50 <= X < 559.209
55 <= X < 609.451
60 <= X < 659.683
65 <= X < 709.907
70 <= X < 7510.112
75 <= X < 8010.318
80 <= X < 8510.506
85 <= X < 9010.640
90 <= X < 9510.863
95 <= X < 10011.033
X >= 10011.194

El siguiente cuadro fija la capacidad económico financiera requerida para acometer actividades de exploración y producción de hidrocarburos por área, según su naturaleza y localización geográfica, categoría y prospectividad.

Capacidad económico financiera por área expresada en puntos
Continentales, prospectivas para el desarrollo de yacimientos en trampasPuntos
 Maduras o exploradas 1.500
 Emergentes o semiexploradas 1.200
 Inmaduras o frontera 1.000
Costa afuera 24.000
Continentales prospectivas para yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 24.000
Yacimientos descubiertos no desarrollados y áreas en producción devueltas en áreas continentales 300
Yacimientos descubiertos no desarrollados y áreas en producción devueltas, en áreas costa afuera o prospectivas para acumulaciones en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013. 12.000

La forma de acreditar la capacidad económico financiera se establece en el reglamento del registro de interesados, y la de eventuales asociaciones en los términos de referencia del procedimiento de selección de contratistas o de asignación directa de que se trate.

ART. 24.—Capacidad técnica y operacional. Las personas jurídicas que deseen inscribirse en el registro de interesados y el operador de eventuales proponentes plurales en desarrollo de procedimientos de selección de contratistas o de asignación directa, deben acreditar que tienen el conjunto de antecedentes y de experiencia comprobados en el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en términos de niveles de producción y volúmenes de reservas, conforme a los cuales es posible suponer que están en condiciones de asumir y cumplir en forma oportuna, segura, eficaz y eficiente las prestaciones y obligaciones derivadas del o de los contratos de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción, E&P, y/o especiales, a cuya celebración aspiren, con arreglo a las buenas prácticas y las más recientes tecnologías de la industria de los hidrocarburos.

Mientras se pone en funcionamiento el registro de interesados los requerimientos de capacidad técnica y operacional deben ser acreditados en desarrollo de tales procedimientos, con sujeción a los correspondientes términos de referencia o reglas.

Sin perjuicio del deber de diligenciar el formato correspondiente, quedan exceptuados de evaluación para establecer su capacidad técnica y operacional, los proponentes individuales y el operador en casos de proponentes plurales, cuya matriz o controlante figure en la última publicación “The Energy Intelligence Top 100: Ranking the World’s Top Oil Companies” de “Petroleum Intelligence Weekly”, como empresas del tipo integrado o “Upstream” y/o de la última publicación de “The Platts Top 250 Global Energy Company Rankings.” de “S&P Global Platts” en las categorías: “Oil & Gas Exploration and Production” o “Integrated Oil & Gas”.

Igualmente se exceptúan de la obligación de acreditar los requisitos de capacidad técnica y operacional establecidos en el presente artículo, sin perjuicio del deber de presentar el formato correspondiente debidamente diligenciado, el interesado, el proponente individual, el contratista o el operador en casos de proponentes o contratistas plurales, que acrediten cumplir una de las siguientes condiciones: i) Haber operado contratos cuyo objeto comprenda la exploración y explotación de hidrocarburos o yacimientos propios en los últimos diez (10) años, con inversiones efectivas superiores a quinientos millones de dólares de los Estados Unidos de América (USD 500.000.000) o su equivalente en otras monedas, o contratos cuyo objeto comprenda la exploración y explotación de hidrocarburos provenientes de yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 o yacimientos propios de la misma naturaleza, en los últimos cinco (5) años, con inversiones efectivas superiores a doscientos cincuenta millones de dólares (USD$ 250.000.000) o su equivalente, o ii) Contar con activos superiores a mil millones de dólares de los Estados Unidos de América (USD 1.000.000.000) o su equivalente en otras monedas, en el último período fiscal, y que para la fecha de acreditación de la capacidad técnica y operacional sean operadores de al menos cinco (5) contratos que tengan por objeto o incorporen en él actividades de exploración y producción de hidrocarburos en trampas, o que, para la misma fecha, sean operadores de al menos tres (3) contratos de exploración y producción, E&P, que comprendan el desarrollo de yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, o ser operadores de tres (3) yacimientos propios de la misma naturaleza.

El interesado, el proponente individual o el operador en casos de proponentes plurales, que no haya sido constituido o no haya incorporado en su objeto social el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, con por lo menos cinco (5) años de antelación a la fecha de presentación de la solicitud de inscripción o de habilitación, puede suplir este requisito si acredita cumplir la condición establecida en el ordinal ii) del párrafo precedente.

Los requisitos para acreditar capacidad técnica y operacional varían en función de la naturaleza y localización geográfica y de la categoría del área o áreas objeto de asignación, así como del tipo de acumulación para el cual se consideran prospectivas, así:

24.1. Yacimientos descubiertos no desarrollados y campos en producción devueltos en áreas continentales - Contratos E&P:

• Reservas probadas propias, para el último ejercicio fiscal, reportadas en los estados financieros, no inferiores a cien mil barriles equivalentes de petróleo (100.000 BEP).

• Haber alcanzado una producción mínima operada de quinientos barriles equivalentes de petróleo por día (500 BEP/d), en promedio, durante dos (2) años en los últimos cinco (5) inmediatamente anteriores a la fecha de acreditación o de actualización de la información.

24.2. áreas continentales prospectivas para yacimientos en trampas - Contratos E&P y TEA:

• Reservas probadas propias, para el último ejercicio fiscal, reportadas en los estados financieros, no inferiores a dos millones de barriles equivalentes de petróleo (2.000.000 BEP).

• Haber alcanzado una producción mínima operada de mil barriles equivalentes de petróleo por día (1.000 BEP/d), en promedio, durante dos (2) años en los últimos cinco (5) inmediatamente anteriores a la fecha de acreditación o de actualización de la información.

24.3. áreas costa afuera prospectivas para yacimientos en trampas - Contratos E&P y TEA:

• Reservas probadas propias, para el último ejercicio fiscal, reportadas en los estados financieros, no inferiores a cincuenta millones de barriles equivalentes de petróleo (50.000.000 BEP).

• Haber alcanzado una producción mínima operada de veinte mil barriles equivalentes de petróleo por día (20.000 BEP/d), en promedio, durante dos (2) años en los últimos cinco (5) inmediatamente anteriores a la fecha de acreditación o de actualización de la información.

24.4. áreas continentales prospectivas para yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 - Contratos E&P

• Reservas probadas propias, para el último ejercicio fiscal, reportadas en los estados financieros, no inferiores a cincuenta millones de barriles equivalentes de petróleo (50.000.000 BEP), o a diez coma tres megatoneladas (10,3 Mt) de carbón.

• Haber alcanzado una producción mínima operada de veinte mil barriles equivalentes de petróleo por día (20.000 BEP/d), o de cuatro mil noventa y tres toneladas de carbón por día (4.093 t/d), en promedio, durante dos (2) años en los últimos cinco (5) inmediatamente anteriores a la fecha de acreditación o de actualización de la información.

Para efectos de conversión, un barril equivalente de petróleo (1 BEP) corresponde a cinco mil setecientos pies cúbicos (5.700 ft3) de gas natural, o a cero coma dos cero cinco toneladas equivalentes de carbón (0,205 TEC).

La experiencia en materia de producción, en contratos conjuntos o compartidos, solamente puede ser acreditada por la persona jurídica que se haya desempeñado como operador de los mismos.

Además, quienes pretendan acreditar capacidad técnica y operacional mediante reservas probadas propias y producción mínima operada o propia en megatoneladas (Mt) y en toneladas por día (t/d) de carbón, respectivamente, deben probar que han operado yacimientos de gas natural en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 durante los últimos cinco (5) años, sea propios o de titularidad de terceros.

Para desarrollar yacimientos de hidrocarburos en trampas ubicadas en áreas costa afuera, no se acepta acreditación de reservas probadas propias ni de producción mínima operada o propia de carbón.

ART. 25.—Regla especial para contratos adjudicados en la Ronda Colombia 2010. Los titulares de contratos que para la oportunidad de suscripción hubieran obtenido habilitación para ejecutar actividades en áreas tipo 2 y 3, tienen opción de explorar y producir hidrocarburos provenientes de yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en las condiciones y con las restricciones establecidas en este reglamento y sus desarrollos, y pactadas en el respectivo contrato adicional, siempre que así lo soliciten expresa y oportunamente a la ANH, junto con la complementación de los correspondientes contratos; que acrediten mantener los requisitos de capacidad financiera y técnica y operacional exigidos para el efecto en el citado procedimiento de selección, que se consignan a continuación y que demuestren disponer de capacidad jurídica, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, con arreglo al presente acuerdo. De lo contrario, deben asociarse con un operador que reúna tales requisitos y acredite todas las condiciones de capacidad.

Áreas tipo 2:

Capacidad económica financiera:

Contar con un patrimonio neto igual o superior a veinte millones de dólares estadounidenses (USD 20.000.000), por área, en el último período fiscal.

Capacidad técnica y operacional: Disponer de

• Reservas probadas propias, para el último año fiscal, reportadas en los estados financieros, no inferiores a cinco millones de barriles equivalentes de petróleo ((5.000.000 BEP).

• Haber alcanzado una producción mínima operada de cinco mil barriles equivalentes de petróleo por día ((5.000 BEP/d), en promedio, durante el año inmediatamente anterior a la fecha de la acreditación.

Áreas tipo 3

Capacidad económica financiera

Tener un patrimonio neto igual o superior a doscientos millones de dólares estadounidenses (USD 200.000.000) por área, en el último período fiscal.

Capacidad operacional: Disponer de:

• Reservas probadas propias, para el último año fiscal, reportadas en los estados financieros, no inferiores a cincuenta millones de barriles equivalentes de petróleo (50.000.000 BEP).

• Producción mínima operada de veinte mil barriles equivalentes de petróleo por día (20.000 BEP/d), en promedio, durante el año inmediatamente anterior a la fecha de la acreditación.

ART. 26.—Capacidad medioambiental. Las personas jurídicas que aspiren a inscribirse en el registro de interesados, o a obtener habilitación, mientras dicho registro se pone en funcionamiento, el proponente individual y el operador de eventuales proponentes plurales, en desarrollo de procedimientos de selección de contratistas o de asignación directa, deben acreditar que han adoptado y aplican un sistema de gestión ambiental debidamente acreditado según lo dispuesto en las normas sobre el subsistema nacional de la calidad, o con certificación internacional, que permita considerar que están en condiciones de acometer la ejecución del o de los contratos proyectados con estricta sujeción al ordenamiento superior sobre la materia; a las licencias ambientales obtenidas o a los planes de manejo ambiental aprobados por autoridad competente, según el caso; a las estipulaciones pertinentes de tales contratos, y, en general, a los parámetros que al respecto establezcan las buenas prácticas y las más recientes tecnologías de la industria de los hidrocarburos. De no disponer de certificación semejante, deben presentar documento que contenga la política y el sistema de gestión ambiental corporativo efectivamente implantados y en ejecución, suscrito por el representante legal, sin perjuicio de asumir la obligación contractual de obtener certificación en materia ambiental, dentro de los tres (3) años siguientes a la celebración del correspondiente negocio jurídico, de resultar favorecidos con la adjudicación.

ART. 27.—Capacidad en materia de responsabilidad social empresarial. Las personas jurídicas que aspiren a inscribirse en el registro de interesados, o a obtener habilitación, mientras dicho registro se pone en funcionamiento, el proponente individual y el operador de eventuales proponentes plurales, en desarrollo de procedimientos de selección de contratistas o de asignación directa, deben acreditar haber adoptado un conjunto de prácticas abiertas y transparentes, fundadas en valores éticos y en el respeto al Estado, sus trabajadores y contratistas, la sociedad, las comunidades, el medio ambiente y los recursos naturales renovables, que imponen la administración de los negocios sociales con sujeción a las normas superiores; a esos valores éticos y a las expectativas públicas y comerciales; el respeto de la diversidad y de la identidad cultural, así como el establecimiento de metas para contribuir al desenvolvimiento económico y social y alcanzar un desarrollo sostenible e incluyente.

ART. 28.—Acreditación. El reglamento del registro de interesados, los términos de referencia del respectivo procedimiento de selección o las reglas de los de asignación directa deben determinar la forma de acreditar la capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial.

ART. 29.—Procedimiento para titulares de contratos vigentes. La solicitud para desarrollar yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, junto con la propuesta de las actividades exploratorias adicionales ofrecidas, deben acompañarse de los documentos que acrediten la satisfacción de los requisitos de capacidad del o de los solicitantes, incluido el operador con el que se proyecta celebrar asociación, en su caso; de la minuta de convenio de consorcio o de unión temporal, según el tipo de asociación seleccionado, o del convenio ya celebrado, de ser procedente.

El valor equivalente a las actividades exploratorias propuestas, de acuerdo con lo establecido en el artículo 33 del presente reglamento, debe ser superior a las inversiones de la primera fase del período exploratorio correspondiente al desarrollo de yacimientos de hidrocarburos en trampas, incluidos mínimo y adicional.

Presentadas solicitud y propuesta, la ANH debe verificar que el o los peticionarios mantienen los requisitos de capacidad, o que el operador con el que proyecta o proyectan asociarse los cumple efectivamente, casos en los cuales revisará el proyecto de instrumento o el convenio que materialice tal asociación.

Si los peticionarios son los mismos contratistas del negocio jurídico inicial u original, basta ajustar en lo pertinente el convenio de asociación que rige sus relaciones para la ejecución de aquel, con los términos aplicables a la celebración, ejecución, terminación y liquidación del adicional proyectado, como se detalla en la resolución que desarrolle este acuerdo.

En el evento de que falte alguno o algunos de los documentos exigidos para acreditar capacidad, o de que cualquiera de los presentados no reúna los requerimientos fijados en el presente capítulo, por una sola vez, la ANH solicitará por escrito su aporte en debida forma, dentro del plazo perentorio fijado para el efecto, so pena de rechazar la solicitud.

Verificada y acreditada la capacidad, se procederá a suscribir el contrato adicional, también en el término definido por la entidad para este propósito, con arreglo a la minuta aprobada por el consejo directivo. Perfeccionado dicho adicional, el contratista puede acometer las operaciones de exploración, evaluación, desarrollo y producción para yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, con sujeción a los reglamentos del gobierno; a las normas ambientales aplicables; a las disposiciones del presente acuerdo, a la resolución que lo desarrolle, y a las estipulaciones pactadas con motivo de la adición contractual.

CAPÍTULO CUARTO

Programas exploratorios

ART. 30.—Generalidades. En cumplimiento de contratos de evaluación técnica (TEA), de exploración y producción, E&P, y especiales, los contratistas asumen la obligación de desarrollar determinadas actividades de exploración en el curso del período correspondiente, para cuyo efecto se comprometen a realizar las inversiones que demande su cumplida y oportuna ejecución.

Ese conjunto de actividades se denomina programa exploratorio; comprende tanto el mínimo exigido por la ANH, como el adicional o complementario ofrecido en desarrollo de procedimientos de selección en competencia o de asignación directa.

Igual compromiso asumen los contratistas, en el evento de convenir programas exploratorios posteriores, para cuya ejecución ha de pactarse un término preciso, no superior a dos (2) años.

Salvo que se trate de causales ajenas a su responsabilidad y diligencia, que no le sean imputables, si el contratista renuncia al negocio jurídico al culminar cualquier fase del período exploratorio, o transcurrida la primera mitad de dicho período o del período exploratorio posterior en los de fase única, sin completar la ejecución del programa exploratorio mínimo de la fase correspondiente y el cincuenta por ciento (50%) del programa exploratorio adicional o posterior, de haberlo, debe entregar a la ANH el valor equivalente de aquellas actividades pendientes de desarrollar total o parcialmente, tanto del mínimo como del adicional, o del posterior, de haberlo, de la fase correspondiente o única.

Para establecer el valor equivalente materia de devolución, debe aplicarse el artículo 33 del presente reglamento.

No obstante, una vez iniciados, los pozos estratigráficos, exploratorios o de desarrollo deben ejecutarse integralmente. De lo contrario y salvo que se trate de los eventos previstos en el artículo 34, procede el reconocimiento y pago del monto total del pozo correspondiente, valorado conforme al artículo 33.

Sin perjuicio de lo anterior, previa aprobación de la ANH, el contratista puede desarrollar las actividades remanentes en ejecución de otros contratos vigentes con la entidad, o en áreas libres o disponibles de interés de la ANH, administradas por ella, caso en el cual toda la información recabada pasará a ser propiedad exclusiva de esta última, independientemente del sitio que se disponga para su recepción y almacenamiento.

La realización de actividades exploratorias en áreas libres o reservadas de interés de la ANH habilita al contratista para participar en el proceso de asignación de áreas, en los términos previstos para el primer oferente en los procesos competitivos permanentes, a que hace referencia el artículo 38.1 del presente acuerdo.

Para el efecto, junto con la comunicación de renuncia, se debe presentar solicitud escrita de autorización, debidamente motivada.

De aceptarla, las dos (2) partes han de acordar el programa exploratorio por desarrollar y el plazo de ejecución correspondiente, al tiempo que suscribir los negocios jurídicos adicionales a que haya lugar.

ART. 31.—Duración y términos. Tanto la duración del período exploratorio, como el número y término de la fase o fases en que este haya de dividirse, debe ser fijada en los términos de referencia del respectivo procedimiento de selección en competencia o en las reglas del de asignación directa de que se trate, así como en las minutas de los contratos, de acuerdo con la naturaleza y localización geográfica, la categoría y el tipo de acumulación de los hidrocarburos en el área o áreas correspondientes.

ART. 32.—Programas exploratorios mínimos. Deben ser definidos también en los términos de referencia del correspondiente procedimiento de selección o en las reglas del de asignación directa, también en función de la naturaleza y localización geográfica, la categoría y el tipo de acumulación de los hidrocarburos en las áreas objeto de asignación.

En general, todos los pozos exploratorios deben ser del tipo A3, salvo que previa solicitud acompañada de la correspondiente justificación técnica y económica, la ANH autorice su sustitución por pozos exploratorios tipo A2. Cuando se trate de campos en producción devueltos o de yacimientos descubiertos no desarrollados, los pozos por perforar pueden ser del tipo A1, A2 o A3.

ART. 33.—Programas exploratorios adicional y posterior. Además del desarrollo y ejecución de las actividades técnicas que integran el programa exploratorio mínimo exigido por la ANH para cada área, en desarrollo de procedimientos de selección en competencia o de asignación directa, los proponentes deben ofrecer y los contratistas asumen la obligación de acometer y llevar a cabo aquellas complementarias que han de integrar el programa exploratorio adicional, de resultar favorecidos con la adjudicación del o de los contratos proyectados.

Salvo para el caso de pozos estratigráficos, exploratorios y de desarrollo, que deben ejecutarse integralmente una vez iniciado cada uno, el cincuenta por ciento (50%) de las actividades correspondientes al programa exploratorio adicional debe desarrollarse en el curso de la primera fase de dicho período exploratorio, cuando este se divida en fases. El cincuenta por ciento (50%) restante, en la segunda.

Por su parte, si finalizado el período exploratorio y ejecutadas todas las actividades inherentes al mismo, el contratista opta por desarrollar un programa exploratorio posterior, debe ofrecer a la ANH y comprometerse a ejecutar las actividades que lo integren, incluida la mínima exigida en el correspondiente contrato.

Las actividades del programa exploratorio adicional y del posterior deben corresponder a cantidades expresadas en número de pozos estratigráficos, exploratorios y/o de desarrollo; de ensayos de “Piston Core” y “Heat Flow”; de adquisición, procesamiento e interpretación, o de reprocesamiento e interpretación de kilómetros (km) de sísmica 2D; de kilómetros (km) de adquisición aerogeofísica; de adquisición, procesamiento e interpretación, o de reprocesamiento e interpretación de kilómetros cuadrados (km2) de sísmica 3D; de geoquímica de superficie en kilómetros cuadrados (km2), y/o de kilómetros cuadrados (km2) de adquisición, procesamiento e interpretación de imágenes de sensores remotos.

Cada propuesta de contrato ha de ser evaluada y calificada mediante la asignación de puntaje con base en las actividades adicionales ofrecidas y por acometer, de acuerdo con el siguiente cuadro:

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Puntaje por unidad de actividad exploratoria para las cuencas sedimentarias continentales y costa afuera
Cuenca Puntos por unidadPuntos por kmPuntos por km2
Pozo estratigráficoPozo exploratorioPozo de desarrollo“Piston Core” y “Heat Flow”Adquisición sísmica 2DReproceso sísmico 2DAdquisición aerogeofísicaAdquisición sísmica 3DReproceso sísmico 3DGeoquímica de superficieSensores remotos
CAG-PUT 860748230-40,0160,01070,0240,1210,001
CAT 1.3311.158306-40,0200,01060,0300,1210,001
CAU-PAT 1.5241.325543-40,0200,01080,0300,1210,001
CES-RAN 1.1501.000410-40,0160,01060,0240,1210,001
CHO 1.5241.325543-40,0200,01080,0300,1210,001
COR 1.5241.325543-40,0160,01080,0240,1210,001
GUA 1.1501.000410-40,0160,01060,0240,1210,001
LLA 745648288-30,0160,01040,0240,1210,001
LLA (Piedemonte) 6.7465.8664.346-30,0200,01040,0300,1210,001
SIN SJ 1.1501.000410-40,0140,01060,0220,1210,001
TUM 1.5241.325543-40,0200,01080,0300,1210,001
URA 1.1501.000410-40,0140,01060,0220,1210,001
VAU-AMA 1.5241.325543-40,0160,01080,0240,1210,001
VIM 1.1501.000613-40,0200,01060,0310,1210,001
VMM 1.147997263-40,0150,01050,0220,1210,001
VSM 1.2811.114270-40,0200,01050,0300,1210,001
Costa Afuera (< 200 m Prof.) -8.6013.526410,0140,01020,021-0,001
Costa Afuera (≥ 200 m Prof.) -18.0747.410410,0140,01020,021-0,001

En áreas destinadas a la identificación de acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, al puntaje establecido en la tabla precedente deben adicionarse tres mil ochocientos noventa y seis (3.896) puntos por pozo exploratorio que comprenda actividades de perforación horizontal, completamiento, estimulación y pruebas iniciales.

Las actividades de integración de la información geoestratigráfica a la interpretación geofísica no son susceptibles de asignación de puntaje, porque corresponden al objeto mismo de las operaciones exploratorias.

El puntaje asignado a cada actividad debe multiplicarse por el total de unidades correspondientes a los distintos compromisos exploratorios ofrecidos, para obtener la calificación total de la propuesta relacionada con el programa exploratorio adicional y el contenido y monto del programa exploratorio posterior, en su caso.

Para efectos de determinar el valor de las actividades remanentes de los programas exploratorios mínimo, adicional y posterior; de las garantías de cumplimiento; de multas y sanciones pecuniarias; de eventuales indemnizaciones de perjuicios, y de los programas en beneficio de las comunidades, el puntaje total correspondiente al programa exploratorio, tanto mínimo como adicional, o al programa exploratorio posterior, obtenido como resultado de la aplicación de la tabla precedente, debe multiplicarse por el valor correspondiente a cada punto, para cuya determinación ha de emplearse como factor de conversión la cotización promedio de la referencia Cushing, OK WTI “Spot Price” FOB, tomada de la base de datos “US Energy Information Administration, EIA”, de los seis (6) meses calendario inmediatamente anteriores a la fecha de valoración de las actividades remanentes, del otorgamiento de la correspondiente garantía, de la imposición de multas, sanciones pecuniarias o indemnizaciones de perjuicios, o de sometimiento del correspondiente programa en beneficio de las comunidades a la ANH, según la siguiente tabla.

Promedio referencia cushing, OK WTI, “Spot Price”, FOB Últimos seis (6) meses
(USD/bbl)
Valor punto
dólares estadounidenses (USD)
X < 306.902
30 <= X < 357.466
35 <= X < 407.993
40 <= X < 458.485
45 <= X < 508.941
50 <= X < 559.209
55 <= X < 609.451
60 <= X < 659.683
65 <= X < 709.907
70 <= X < 7510.112
75 <= X < 8010.318
80 <= X < 8510.506
85 <= X < 9010.640
90 <= X < 9510.863
95 <= X < 10011.033
X >= 10011.194

ART. 34.—Problemas en la perforación de pozos. Si en el curso de la perforación de cualquier pozo y antes de alcanzar la profundidad objetivo, sobrevienen problemas no controlables, tales como cavidades, presiones anormales, formaciones impenetrables, pérdidas severas de circulación, u otras condiciones de naturaleza técnica, que impidan continuar los trabajos de perforación, a pesar de la diligencia del contratista con arreglo a las buenas prácticas de la industria del petróleo, lo mismo que cuando la profundidad del pozo en cuestión haya superado al menos el cincuenta por ciento (50%) de la profundidad objetivo, este puede solicitar a la ANH considerar cumplida la obligación de perforación, mediante la presentación de un informe técnico escrito, en el que se describan en detalle tanto la situación presentada como los esfuerzos realizados para superar los problemas técnicos encontrados, en plazo no mayor de quince (15) días calendario, contados desde su respectiva ocurrencia.

De aceptar la ANH que el contratista dé por terminadas las operaciones de perforación del pozo, debe adquirir un registro de resistividad y otros de rayos gama, hasta la máxima profundidad posible, y abandonar o completar dicho pozo hasta la profundidad alcanzada. En este caso, la obligación contenida en el programa exploratorio al que corresponde el referido pozo, se entenderá debidamente cumplida.

En caso contrario, dentro del plazo razonable otorgado por la ANH, el contratista debe perforar el pozo exploratorio con desviación (“sidetrack”) o uno nuevo.

Además, puede igualmente solicitar por escrito a la entidad la posibilidad de dar por cumplida la obligación de perforación del pozo a una profundidad distinta de la prevista en este artículo, siempre que así lo justifiquen razones técnicas, debidamente comprobadas.

CAPÍTULO QUINTO

Asignación de áreas y selección de contratistas

ART. 35.—Tipos de contratos. Además de otros que disponga la ley o permita el principio de autonomía de la voluntad, el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos tiene lugar mediante los siguientes negocios jurídicos:

35.1. Convenios. Acuerdos de exploración y/o explotación de hidrocarburos celebrados entre Ecopetrol S.A. y la ANH, en los que se definen las condiciones de exploración y explotación de áreas que dicha empresa operaba directamente para la fecha de publicación del Decreto-Ley 1760 de 2003, hasta el agotamiento del recurso, o hasta la devolución de aquellas. De cederse por la referida empresa dichos acuerdos, deben aplicarse las normas vigentes para la correspondiente oportunidad.

35.2. De evaluación técnica, TEA. Tiene por objeto otorgar al contratista derecho exclusivo para realizar estudios de evaluación técnica en un área determinada, a sus únicos costo y riesgo y con arreglo a un programa específico, destinados a analizar su prospectividad, a cambio del pago de unos derechos por concepto del uso del subsuelo y con el compromiso de entregar una participación en la producción y las demás retribuciones económicas aplicables, en el evento de que todo o parte del área se someta a la celebración y ejecución posterior de un contrato de exploración y producción, E&P, en ejercicio del derecho de conversión que se establezca en el contrato de evaluación técnica, TEA, correspondiente, para cuyo efecto el evaluador tiene derecho preferencial, como se estipula en el mismo.

La exclusividad que se otorga en razón de estos contratos se circunscribe al tipo de yacimiento para cuya evaluación técnica y exploración se hayan celebrado, de manera que no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área, o que la asigne a otro interesado, cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a otro tipo de yacimiento y este no se asocie para obtenerlos, y exclusivamente para este preciso efecto.

35.3. De exploración y producción, E&P. Tiene por objeto otorgar al contratista derecho exclusivo para acometer y desarrollar actividades exploratorias en un área determinada y para producir los hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran dentro de la misma, a sus únicos costo y riesgo y con arreglo a programas específicos, a cambio de retribuciones consistentes en el pago de regalías y derechos económicos.

La exclusividad que se otorga en razón de estos contratos se circunscribe también al tipo de yacimiento para cuya exploración y producción se hayan celebrado, de manera que no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área, o que la asigne a otro interesado, cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a otro tipo yacimiento y este no se asocie para alcanzarla, y para este preciso efecto.

35.4. Especiales. Contratos de exploración y/o explotación de hidrocarburos con características y/o estipulaciones particulares respecto de los dos (2) anteriores, que adopte el consejo directivo de la ANH, en función del desenvolvimiento tecnológico y/o el desarrollo del sector, entre ellos, de ejecución de actividades exploratorias, operación, producción, producción incremental, producción compartida y utilidad compartida.

Corresponde al consejo directivo de la ANH adoptar las correspondientes minutas o modelos de contratos y sus modificaciones, con sujeción al ordenamiento superior, al presente reglamento y a sus desarrollos.

ART. 36.—Procedimientos de selección de contratistas y de asignación de áreas. Por regla general, la asignación de áreas para desarrollar actividades de exploración, evaluación, operación, producción y/o de exploración y explotación de hidrocarburos, en ejecución de alguno de los tipos de contrato a que se refiere el artículo precedente, ha de tener lugar mediante procedimientos competitivos de selección objetiva de contratistas, permanentes o puntuales, y, excepcionalmente, por sistemas reglados de adjudicación directa.

36.1. Procedimiento competitivo. Destinado a la asignación de áreas y/o a la adjudicación y celebración de contratos mediante la selección objetiva del mejor ofrecimiento, escogido entre distintas opciones, en igualdad de términos, condiciones y oportunidades. Puede ser permanente o puntual y comprende las siguientes modalidades:

36.1.1. Abierto. Convocado públicamente, por medio del cual la ANH escoge de manera objetiva y en estricta igualdad de condiciones, entre distintos ofrecimientos de proponentes individuales inscritos y habilitados para el efecto en el registro de interesados, o de proponentes plurales conformados por personas jurídicas inscritas, habilitadas individual y conjuntamente para participar en el respectivo procedimiento, de acuerdo con los requisitos de capacidad fijados en los correspondientes términos de referencia, aquel ofrecimiento o propuesta que resulte más favorable para la entidad y para los fines que esta se propone alcanzar.

36.1.2. Cerrado. Por medio del cual la ANH formula invitación a un número plural pero determinado de personas jurídicas inscritas y habilitadas en el registro de interesados, que reúnan los requisitos de capacidad previamente establecidos, para escoger de manera objetiva y en estricta igualdad de condiciones el ofrecimiento más favorable para la entidad y para los fines que esta se propone alcanzar, también con sujeción a unos términos de referencia preparados para su regulación, en función del número de habilitados para aspirar a la asignación del área o áreas de que se trate; de las personas jurídicas que hayan manifestado interés en determinadas áreas, o en consideración del tipo especial de área o áreas por asignar y del contrato o contratos por celebrar.

36.2. Asignación directa. Procedimiento mediante el cual la ANH, previa autorización general o específica del consejo directivo, asigna excepcional y directamente área o áreas seleccionadas especialmente para el efecto, de presentarse alguna de las siguientes circunstancias, y según condiciones de capacidad y reglas definidas previamente:

36.2.1. En razón de su especial naturaleza y localización geográfica.

36.2.2. Por las restricciones sociales y/o ambientales que pesan sobre las mismas.

36.2.3. Cuando se cuente con información técnica limitada sobre el subsuelo y en función del cubrimiento exploratorio exigido.

36.2.4. Por motivos de interés general, de seguridad nacional o de orden público.

36.2.5. Por consideraciones especiales de política energética o económica.

36.2.6. Para asignar campos en producción, yacimientos descubiertos no desarrollados, o áreas en evaluación técnica o exploración y producción, en casos de devolución por renuncia o incumplimiento del contratista. no obstante, en estos casos, los adjudicatarios deben ser empresas distintas de quienes devolvieron dichos yacimientos, campos o áreas, durante el año inmediatamente anterior a la fecha de apertura del correspondiente procedimiento de asignación directa mediante el cual proyecten adjudicarse, si la terminación tuvo lugar por renuncia, o durante los dos (2) años inmediatamente anteriores a la misma fecha, si ocurrió por incumplimiento.

La asignación directa debe recaer en proponente que reúna los requisitos de capacidad establecidos para el efecto, con fundamento en los parámetros fijados en este acuerdo y con el cual se negocien programas exploratorios, derechos económicos y otros conceptos, a partir de los mínimos dispuestos por el régimen jurídico, los modelos de contrato y las reglas adoptadas para llevarla a cabo, según el tipo de área o áreas de que se trate. Tales programas, derechos y conceptos deben ser —por lo menos— iguales o comparables a los ofrecidos en las propuestas recibidas en procedimientos de selección en competencia celebrados en el año inmediatamente anterior o en el último realizado para la asignación de áreas de naturaleza, categoría y prospectividad análoga y la celebración de contratos semejantes, sin perjuicio de tomar en consideración eventuales variaciones en el nivel de precios de los hidrocarburos y su repercusión en los de los servicios petroleros.

Esta modalidad debe estar precedida de la correspondiente justificación; de las reglas para llevarla a cabo; de la determinación de los requisitos de capacidad; de las condiciones y términos mínimos exigidos al proponente y contratista, y de aquellos que puedan ser materia de negociación.

ART. 37.—Limitaciones. Ningún proponente individual o integrante de proponente plural puede presentar más de una oferta para una misma área, sea en forma individual o conjunta.

Sin perjuicio de las restricciones derivadas de la capacidad del proponente, no hay límite en el número de contratos al que se puede aspirar, siempre que para cada uno de ellos se cumplan los requisitos de capacidad establecidos en el ordenamiento superior, el presente acuerdo y en las reglas o en los términos de referencia del correspondiente procedimiento de selección o asignación.

Adicionalmente, debe tomarse en consideración que por cada área que proyecte asignarse, la capacidad económico financiera será reducida en función del puntaje correspondiente a los compromisos exploratorios de los programas mínimo y adicional del primer año de ejecución, de manera que los proponentes deben determinar un orden de preferencia de las áreas a cuya asignación aspiran. Para el efecto, el puntaje total de los programas exploratorios debe dividirse por el número de años que integren la primera fase o la fase única del período exploratorio.

ART. 38.—Generalidades. Según su naturaleza y objeto, los procedimientos de asignación a que se refiere este reglamento comprenden las siguientes actuaciones:

38.1. Competitivos abiertos y cerrados:

• Apertura. Tanto los procedimientos de selección en competencia abiertos como los cerrados, se inician mediante acto administrativo motivado que debe publicarse en la página web de la ANH, sin perjuicio de llevar a cabo certámenes de lanzamiento y presentación, tanto en el país como en el exterior.

La resolución de apertura debe estar precedida de los estudios que establezcan la adecuación de los proyectos de actividades de exploración, evaluación, operación, producción y/o de exploración y explotación de hidrocarburos por emprender, a los planes y programas de la ANH y a las metas del plan nacional de desarrollo, así como de la determinación y delimitación de las áreas por asignar y el tipo de contrato por celebrar, junto con la información ambiental y social disponible.

Abierto el procedimiento, debe publicarse el proyecto de términos de referencia que ha de regirlo, y someterlo a las observaciones y sugerencias de los interesados en participar, con indicación de los plazos para formularlas y responderlas.

• Términos de referencia. Con fundamento en los estudios previos a que se refiere el punto precedente y en las observaciones y sugerencias de los interesados, acogidas por la ANH, deben elaborarse y publicarse los términos de referencia definitivos que, además de los aspectos reseñados, contengan en forma clara y completa las reglas aplicables al procedimiento, con el detalle de etapas, plazos, audiencias y actuaciones; las exigencias para participar; los requisitos de capacidad requeridos para obtener habilitación y la forma de llevarla a cabo, o la habilitación exigida a quienes proyecten participar; la forma y oportunidad en que ha de tener lugar tal habilitación, incluida la información solicitada y los documentos que acrediten las condiciones de capacidad de los proponentes, de no encontrarse en funcionamiento el registro de interesados; las causales para negarla; la forma, contenido y oportunidad de presentación de las propuestas; las exigencias subsanables y no subsanables de las mismas; las causales de rechazo; los términos y condiciones de las garantías exigidas; los factores de evaluación, calificación y adjudicación; las causales para declarar total o parcialmente desierto el certamen, y la minuta de los contratos por celebrar.

Los términos definitivos pueden igualmente ser materia de observaciones y sugerencias, así como de solicitud de aclaración o precisión, por espacio de tiempo previamente determinado, y objeto de modificación o adenda en los plazos y con los límites que aseguren el cumplimiento de los principios rectores de la actuación contractual.

• Convocatoria. Cuando se trate de procedimiento competitivo abierto, la convocatoria para participar y presentar propuesta será pública, mediante avisos en la página web de la ANH y en otros medios físicos o electrónicos. Para los cerrados, debe cursarse invitación a las personas jurídicas determinadas que reúnan los requisitos de capacidad previamente definidos, de acuerdo con el registro de interesados o con procedimientos previos de habilitación, además de darse cuenta de su realización en la misma página web de la entidad.

• Procedimiento competitivo permanente. Puede llevarse a cabo convocatoria pública permanente para participar en procedimiento de esta naturaleza y presentar propuesta destinada a la asignación de cualquiera o cualesquiera de las áreas seleccionadas para el efecto y a la adjudicación de contrato o contratos para su evaluación técnica o exploración y explotación, respecto de los cuales los términos de referencia dispongan que cualquier persona jurídica o conjunto de personas jurídicas que solicite habilitación o la haya obtenido con su inscripción en el registro, formule propuesta para el área o áreas de su interés, sometida a aquellos.

Recibida cualquier propuesta de esta naturaleza, la ANH publica esta circunstancia y la razón social o la denominación de quien o quienes la presentaron. A partir de tal publicación debe invitar públicamente a todos los demás interesados en tales áreas y contratos, que reúnan los requisitos de capacidad para el efecto y dispongan de o soliciten habilitación, a competir por su asignación y adjudicación, mediante la formulación de propuesta dentro de plazo determinado, ajustada a los mismos términos de referencia.

La asignación de las áreas y la adjudicación de los contratos debe tener lugar en desarrollo del respectivo procedimiento y previo examen, evaluación y calificación de las propuestas recibidas, con sujeción a dichos términos de referencia, en los que se dispondrá que quien o quienes presentaron la propuesta inicial tengan opción de mejorar las recibidas posteriormente, siempre con estricto respeto por los principios establecidos en el artículo 3º de este reglamento.

En estos casos, la habilitación, la asignación del área o áreas y la adjudicación del o de los contratos deben llevarse a cabo de acuerdo con el procedimiento previsto en los correspondientes términos de referencia, que comprenderán los hitos y cumplirán los requisitos a que se refiere el presente artículo.

El procedimiento de que se trate continuará con las áreas no asignadas y con aquellas nuevas que la ANH incorpore durante su ejecución, sometidas a los mismos términos de referencia.

• Procedimiento competitivo puntual. A diferencia del anterior, tiene lugar en forma puntual para la asignación de área o áreas y la celebración de contratos determinados, en períodos específicos de tiempo.

• Habilitación de proponentes. Tendrá lugar con sujeción a las normas establecidas en el capítulo tercero, denominado registro de interesados y en la resolución que lo desarrolle.

• Evaluación de propuestas. Debe llevarse a cabo con arreglo a las disposiciones contenidas en este reglamento y a los requisitos y condiciones que establezcan los términos de referencia o las reglas que regulen cada certamen.

• Adjudicación de contratos y asignación de áreas. Resuelta la habilitación de los proponentes, en su caso, surtido el procedimiento de examen, evaluación y calificación de las propuestas y publicado el orden de elegibilidad definitivo, una vez recibidas y decididas eventuales observaciones al preliminar, la ANH procederá a adjudicar o asignar total o parcialmente el área o áreas objeto del certamen y a adjudicar los correspondientes contratos, todo ello mediante acto administrativo motivado, contra el que no procede recurso por la vía administrativa. De presentarse alguna de las causales establecidas para este propósito, se debe declarar desierto el procedimiento, también mediante providencia motivada, susceptible de reposición.

La providencia de adjudicación puede ser objeto de revocatoria directa en la que se disponga la efectividad de la garantía de seriedad, si con motivo de las verificaciones que lleve a cabo la ANH, se comprueba que el acto se obtuvo por medios ilegales, incluida la presentación de información o documentos contrarios a la realidad, sin perjuicio de las acciones civiles y penales de rigor.

38.2. Asignación directa. De acuerdo con la correspondiente justificación, este procedimiento de selección de contratistas debe realizarse con apego a unas reglas previamente adoptadas, que determinen los requisitos de capacidad exigidos; las condiciones que deben reunir los adjudicatarios; los programas exploratorios que obligatoriamente habrán de ejecutar los contratistas y los adicionales que pueden ser materia de negociación; los derechos económicos a favor de la ANH, además de las regalías que imponen la Constitución y la ley.

ART. 39.—Garantía de seriedad de los ofrecimientos. Para afianzar la seriedad de cada propuesta, el respectivo proponente debe constituir y someter a la aprobación de la entidad garantía de seriedad a favor de la ANH, vigente entre la fecha de presentación de la información y documentos para habilitación, si esta ha de tener lugar en el curso del procedimiento, la de su propuesta, y el día en que tenga lugar la aprobación de las garantías contractuales, siempre que en el correspondiente negocio jurídico no exista fase preliminar. De lo contrario, hasta la celebración del mismo. El plazo inicial será de seis (6) meses contados a partir de la primera de las fechas citadas, prorrogable en función de su cubrimiento, de manera que el tomador asume el compromiso de extenderla, si a ello hubiere lugar.

Dicha garantía de seriedad ha de tener por objeto afianzar el respeto y la firmeza del respectivo ofrecimiento, así como el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de las obligaciones y compromisos derivados de su presentación ajustada a los términos de referencia o a las reglas de asignación, incluida la veracidad, autenticidad y exactitud de la información y de los documentos aportados para efectos de habilitación, si esta ha de tener lugar en el curso del procedimiento; mantener sus términos y condiciones hasta la aprobación de las garantías contractuales, siempre que el negocio jurídico no tenga fase preliminar, o hasta su suscripción, si la tiene; concurrir oportunamente a la celebración, perfeccionamiento y puesta en ejecución del correspondiente contrato, en caso de adjudicación; otorgar en tiempo las referidas garantías contractuales, en las condiciones de la ley, de los términos de referencia o reglas de asignación y del negocio jurídico de que se trate, de ser ello procedente, lo mismo que extender su vigencia de requerirlo así la ANH.

En dichos términos o reglas debe fijarse el valor de la suma asegurada por propuesta, con criterio de suficiencia, en función de la naturaleza, categoría y tipo de acumulación de hidrocarburos en cada área por asignar; del objeto y alcance de las obligaciones y compromisos amparados, y de los perjuicios que puedan derivarse de su incumplimiento.

El valor asegurado constituye a la vez sanción pecuniaria por la insatisfacción de cualquiera de las obligaciones y compromisos que asume el proponente con la presentación de su propuesta, y estimación anticipada de perjuicios, sin óbice del derecho que asiste a la entidad para reclamar la cancelación completa de pérdidas y daños ocasionados con el incumplimiento.

CAPÍTULO SEXTO

Evaluación y adjudicación de propuestas

ART. 40.—Examen, verificación, validación y calificación. Las reglas y términos de referencia del respectivo procedimiento de selección deben determinar el contenido, los requisitos y la forma y la oportunidad de presentación de las propuestas.

La ANH debe recibir y analizar únicamente los ofrecimientos de aquellos proponentes inscritos en el registro de interesados o que hayan sido habilitados para participar en el respectivo procedimiento de selección.

En primer término y de acuerdo con las reglas del procedimiento de que se trate, se debe verificar formalmente que cada propuesta se encuentre completa, es decir, que incorpore todos los documentos exigidos y los formatos debidamente diligenciados.

A continuación, en procedimientos competitivos, ha de adoptarse el orden preliminar de elegibilidad, en función de los factores de evaluación y calificación.

Una vez corroborada la verificación formal, procede establecer cuál o cuáles propuestas cumplen las exigencias y aquellas que no las satisfacen. Los defectos, deficiencias u omisiones que de acuerdo con los términos de referencia o reglas del procedimiento sean subsanables, se pondrán en conocimiento de los proponentes mediante publicación en la página web de la ANH, con el señalamiento del plazo perentorio para adoptar las correspondientes correcciones y/o aportar la información faltante.

Los defectos o las deficiencias no subsanables o no subsanados en la forma y oportunidad dispuestos por la ANH, comportarán el rechazo de la o de las respectivas propuestas.

Aquellas propuestas completas, que reúnan los requisitos exigidos, se consideran validadas y se someterán a negociación en procedimientos de asignación directa o a calificación definitiva encaminada a establecer el orden final de elegibilidad para el área correspondiente, en procedimientos competitivos.

ART. 41.—Calificación. La correspondiente a las propuestas validadas tiene por objeto establecer su conformidad con los requisitos establecidos en este reglamento, sus desarrollos y los términos de referencia o reglas de asignación, así como el orden final o definitivo de elegibilidad para efectos de la adjudicación del o de los contratos proyectados y la asignación del o de las áreas correspondientes a los mismos.

Debe llevarse a cabo como resultado de la evaluación de los factores de ponderación precisamente determinados en las reglas o términos del procedimiento y en el orden allí dispuesto.

Surtida la calificación, la ANH debe publicar en la página web, el adjudicatario o el orden final de elegibilidad del respectivo procedimiento. Por una sola vez, los proponentes pueden formular observaciones y objeciones al mismo, debidamente soportadas, dentro de los plazos y en la forma que dispongan los correspondientes términos o reglas. La ANH debe resolver tales observaciones u objeciones mediante escrito motivado, igualmente objeto de publicación o comunicación.

ART. 42.—Adjudicación. Respondidas las observaciones u objeciones, la ANH procederá a adjudicar el o los contratos proyectados y a asignar el área o las áreas respectivas, así como a declarar desiertas las que corresponda, de presentarse alguna o algunas de las causales establecidas para el efecto, todo ello mediante acto administrativo motivado. Contra los de adjudicación no procede recurso por la vía administrativa. Contra las declaraciones de desierta procede el de reposición.

La adjudicación de procedimientos competitivos abiertos debe tener lugar en audiencia pública. En los cerrados, ha de invitarse a todos los participantes. Las asignaciones directas deben comunicarse al proponente por escrito.

Durante la audiencia y previamente a resolver sobre la adjudicación, los interesados pueden pronunciarse sobre las respuestas de la ANH a las observaciones o impugnaciones al orden final o definitivo de elegibilidad.

El acto de adjudicación es irrevocable y obliga a la ANH y al adjudicatario. No obstante, si dentro del plazo comprendido entre la adjudicación y la suscripción del contrato, y aún con posterioridad a esta, sobreviene causal de inhabilidad, incompatibilidad o prohibición, o si se demuestra que el acto se obtuvo por medios ilegales, puede ser revocado y el contrato correspondiente terminado. En este último caso, queda a favor de la ANH, como sanción, el valor del depósito o garantía constituido para responder por la seriedad de la propuesta y por el cumplimiento de las obligaciones derivadas de su presentación, sin menoscabo de las acciones legales conducentes al reconocimiento de los perjuicios causados y no cubiertos por el valor de los citados depósito o garantía, y de las denuncias penales procedentes.

ART. 43.—Reglas comunes. La ANH se reserva el derecho de solicitar aclaraciones a los documentos de habilitación y a las propuestas, así como de pedir información complementaria a los mismos, siempre que no se altere el contenido ni se modifique el alcance de aquellas, y con sujeción a los principios rectores de igualdad, transparencia, selección objetiva, imparcialidad, publicidad y contradicción.

La ausencia de requisitos o la falta de documentos referentes a la futura contratación o al proponente, no necesarios para la comparación de las propuestas, no servirán de título suficiente para rechazar los ofrecimientos. En consecuencia, todos aquellos requisitos de habilitación o de las propuestas, que no afecten el orden de elegibilidad, podrán ser materia de aclaración o complementación en la forma y oportunidad establecidas en las reglas y términos de referencia.

En todo caso, la ANH se reserva el derecho de verificar la información suministrada y de realizar comprobaciones respecto de los documentos aportados en todo el curso de la actuación contractual, sea de manera previa o posterior a la habilitación, a la adjudicación e, inclusive, a la celebración del correspondiente contrato. Esta circunstancia debe ser aceptada expresamente por los proponentes en la carta de presentación de los documentos de habilitación y de la propuesta, donde los representantes o apoderados han de declarar bajo la gravedad del juramento, prestado con la suscripción, que toda la información y los documentos aportados son exactos, veraces, fidedignos y susceptibles de comprobación en cualquier oportunidad.

ART. 44.—Factores de evaluación y calificación. La evaluación y calificación de las propuestas debe llevarse a cabo como resultado de la ponderación de los factores fijados para el efecto en los términos de referencia o en las reglas del procedimiento, según la naturaleza y objeto del o de los contratos proyectados y el número de potenciales proponentes, entre los que deben figurar en forma acumulativa o disyuntiva uno o más de los siguientes:

• Actividades exploratorias adicionales ofrecidas, por encima del mínimo exigido por la ANH, medidas en puntaje de acuerdo con el artículo 33.

• Mayor porcentaje de participación en la producción (X%) propuesto.

• Condiciones económicas de mercado más favorables para la ANH.

• Retribuciones de otra índole en favor de la entidad.

• Otros ofrecimientos en beneficio del país.

• Mayor proporción de la producción compartida.

CAPÍTULO SÉPTIMO

Contratos

ART. 45.—Oportunidad de celebración. En la fecha y hora previstas en el cronograma del respectivo procedimiento de selección en competencia o en la fijada en el curso de los de asignación directa, han de suscribirse los contratos objeto de los mismos con los adjudicatarios, según el caso.

Para el efecto, la parte contratista debe someter a la ANH los documentos exigidos en los términos de referencia y en las reglas de asignación.

ART. 46.—Contenido. Los términos, las condiciones y, en general, las estipulaciones de los contratos relacionados en el artículo 35 deben corresponder a los establecidos en las minutas aprobadas por el consejo directivo de la ANH, según la naturaleza y tipo de contrato que corresponda, vigentes para la oportunidad respectiva, de acuerdo con su esencia y objeto, acordes con el ordenamiento superior, las disposiciones generales del presente reglamento, sus desarrollos y las buenas prácticas de la industria de los hidrocarburos, sin perjuicio de las particularidades derivadas de la naturaleza jurídica y representación de la parte contratista, el operador, la propuesta favorecida y las negociaciones que se hubieran llevado a cabo en los aspectos que así lo permitan.

Podrán incluir modalidades, condiciones y, en general, estipulaciones que el consejo directivo estime necesarias y convenientes para asegurar la satisfacción oportuna, eficaz y eficiente del objeto contratado y de las prestaciones y obligaciones recíprocas, así como para salvaguardar los intereses del Estado y de la entidad, acordes con la Constitución, la ley, el orden público, los principios y finalidades de este acuerdo y los de la buena administración.

ART. 47.—Objeto y alcance. Varía en función de la naturaleza, tipo y propósito del contrato, de acuerdo con los conceptos contenidos en el artículo 35 y con las minutas aprobadas por el consejo directivo.

ART. 48.—Término de vigencia y plazo de ejecución. Se estipulan en las minutas de contrato con sujeción a su respectiva naturaleza, tipo, objeto y alcance, en función de los siguientes parámetros generales:

48.1. Vigencia. Comprende desde la fecha de firma del texto escrito por los representantes autorizados de las partes, y culmina con la liquidación definitiva de los derechos, obligaciones y compromisos recíprocos, salvo aquellos que por su naturaleza se extienden más allá, conforme a la ley y de acuerdo con los amparos de las garantías y del seguro de responsabilidad civil extracontractual.

48.2. Plazo de ejecución. Varía de acuerdo con la naturaleza, tipo, objeto y alcance del respectivo negocio jurídico, entre hasta veintiséis (26) y hasta treinta y nueve (39) años, a partir de la fecha efectiva, según se estipula en las correspondientes minutas. Se divide en períodos y fases cuya duración se pacta también en ellas.

El plazo de ejecución puede prorrogarse mediante contrato adicional, por razones jurídicas, técnicas, sociales o ambientales debidamente comprobadas, con los requisitos y la antelación establecidos en las minutas de contrato.

48.3. Fase preliminar. Celebrados los contratos de evaluación técnica, TEA, los de exploración y producción, E&P y los que tengan por objeto el desarrollo de actividades exploratorias o de producción, que así lo requieran conforme a la ley, y antes de comenzar el plazo de ejecución, hay lugar a la denominada fase preliminar, con duración de hasta veinticuatro (24) meses, contados a partir del día de suscripción del negocio jurídico y hasta la fecha efectiva, prorrogables, de cumplirse los presupuestos contractuales.

Durante este lapso, el contratista, con el acompañamiento de la ANH, debe adelantar trámite de confirmación y/o certificación acerca de la presencia de comunidades étnicas en la zona de influencia de las actividades y operaciones inherentes a la ejecución contractual, así como llevar a cabo o complementar procedimiento de consulta previa con arreglo al ordenamiento superior, de ser ello requerido, dentro de los plazos y con los deberes que se consignan en las minutas.

La terminación de la fase preliminar es determinante de la fecha efectiva del contrato, que corresponde al día siguiente a aquel en que se acredite el cumplimiento de las obligaciones y compromisos inherentes a la misma, dentro de los plazos previstos para satisfacer cada una. La ANH debe certificar su ocurrencia.

Si vence el término de la fase preliminar, incluidas eventuales extensiones, sin que se hayan satisfecho las obligaciones inherentes a la misma, obtenido las autorizaciones requeridas, o surtidos los trámites legales para iniciar la ejecución contractual propiamente dicha, por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista, se entiende que el contrato termina por cumplimiento de esta precisa condición resolutoria, y el área asignada será considerada como disponible para todos los efectos.

48.4. Período exploratorio. Varía entre dos (2) y nueve (9) años, contados a partir de la fecha efectiva. Se divide en el número y fases que se describen en las minutas de contrato. La primera, denominada fase I, comienza en la fecha efectiva. Las subsiguientes, el día calendario inmediatamente posterior al de finalización de la fase que la precede.

En el evento de que el contratista determine que en el área asignada originalmente como prospectiva para el desarrollo de acumulaciones en trampas, existe potencial para yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, y sin perjuicio del derecho de renuncia, puede someter a la aprobación de la ANH un programa exploratorio para ejecutar actividades destinadas a la exploración de este tipo de yacimientos durante la siguiente fase.

48.5. Programa exploratorio posterior. Plan de operaciones de exploración que el contratista somete a la ANH y se compromete a ejecutar con posterioridad a la finalización del período de exploración. Por consiguiente, culminado este último, y siempre que exista por lo menos un (1) área asignada en evaluación, un (1) área asignada en producción, o un (1) descubrimiento debidamente informado a la ANH, el contratista puede retener el cincuenta por ciento (50%) del área asignada, excluidas las superficies que conformen áreas asignadas en evaluación y/o en producción y/o correspondientes al descubrimiento, existentes, con el fin de ejecutar programa exploratorio posterior, de acuerdo con el procedimiento y con los requisitos pactados en la correspondiente minuta.

48.6. Programa de evaluación. Plan de operaciones de evaluación destinado a analizar un descubrimiento y determinar su comercialidad. Su ejecución y el consiguiente sometimiento de informe de resultados a la ANH, son requisitos para la correspondiente declaración de comercialidad. Por lo tanto, si el contratista estima que un determinado descubrimiento tiene potencial comercial, debe someter a la ANH programa de evaluación del mismo, en la oportunidad y con los requisitos pactados en la correspondiente minuta.

Para el caso de áreas costa afuera, para efectos de la declaración de comercialidad, el programa de evaluación podrá estar destinado a analizar un número plural de descubrimientos, que pueden pertenecer a un número plural de áreas asignadas.

48.7. Período de producción. Tiene duración de veinticuatro (24) o de treinta (30) años, respectivamente, según se trate de acumulaciones de yacimientos en trampas, o en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 y áreas costa afuera, respectivamente, contados a partir del día en que la ANH reciba declaración de comercialidad, todo con arreglo a la correspondiente minuta de contrato. Para áreas costa afuera, la duración se contará a partir de la terminación del desarrollo de la infraestructura de producción y transporte, para cual el contratista dispondrá de hasta cinco (5) años contados desde el día en que la ANH reciba la declaración de comercialidad.

El período de producción se predica separadamente respecto de cada área asignada en producción, y, por lo tanto, todas las menciones a la duración, extensión o terminación del mismo se refieren a cada área asignada en producción en particular, sin perjuicio de lo previsto sobre englobe de campos y separación.

Por solicitud del contratista, la ANH, fundada en consideraciones de interés general, puede prorrogar el período de producción por lapsos sucesivos de máximo diez (10) años, y hasta el límite económico del campo.

48.8. Renuncia. Transcurrida la mitad del período de evaluación técnica o del período exploratorio de fase única; el término de duración de la primera fase, si dicho período consta de dos (2), y el de la segunda, si está compuesto por tres (3) fases, el contratista tiene potestad para renunciar al negocio jurídico, siempre que haya dado cumplimiento satisfactorio a las obligaciones y compromisos de su resorte hasta la fecha correspondiente, incluida la ejecución de las actividades inherentes al programa mínimo de la fase de que se trate, y por lo menos al cincuenta por ciento (50%) de las que integran el programa adicional.

No obstante, una vez iniciados, los pozos estratigráficos, exploratorios o de desarrollo deben ejecutarse integralmente, salvo lo previsto en el artículo 34. De lo contrario, procede el reconocimiento y pago del monto total del pozo correspondiente, valorado conforme al artículo 33.

De no encontrarse al día en el cumplimiento de las obligaciones, y para aceptar la renuncia, el contratista asume el deber de pagar a la ANH monto equivalente a las actividades no ejecutadas o remanentes del programa exploratorio mínimo y al porcentaje no ejecutado de las que componen el programa adicional de la fase correspondiente, incluidos los pozos completos, valoradas de acuerdo con los puntajes de la tabla del artículo 33, salvo que opte por destinar estos recursos al desarrollo de actividades de exploración en otros contratos entre las partes o en áreas libres o reservadas de interés de la ANH.

Toda la información obtenida por el contratista en ejecución de los programas de evaluación, exploratorio y exploratorio posterior, debe ser entregada a la ANH como parte contratante, que debe definir el sitio de recepción para efectos de almacenamiento y custodia.

Por su parte, si finalizado el período exploratorio y ejecutadas todas las actividades inherentes al mismo, el contratista elige desarrollar un programa exploratorio posterior, debe ofrecer a la ANH y comprometerse a ejecutar las actividades que lo integren, incluida la mínima exigida en el correspondiente contrato. De no desarrollarlas, debe igualmente pagar a la entidad monto equivalente a las actividades no ejecutadas o remanentes de dicho programa, también valoradas de acuerdo con los puntajes contenidos en la tabla del artículo 33.

ART. 49.—Responsabilidad. Además de las establecidas en el ordenamiento superior y de las estipuladas contractualmente, el contratista asume, por sus exclusivos cuenta y riesgo, las que se determinan a continuación:

49.1. Responsabilidad técnico científica. Corresponde a la derivada de la ejecución de las operaciones de evaluación técnica, exploración, evaluación, en su caso, desarrollo, producción y abandono, que deben tener lugar con estricta sujeción al ordenamiento superior, y a las buenas prácticas de la industria del petróleo.

Las referidas operaciones deben ser desarrolladas de manera oportuna, profesional, diligente, responsable, eficaz y eficiente desde los puntos de vista jurídico, administrativo, técnico científico y económico financiero.

El contratista es responsable exclusivo por perdidas, daños, perjuicios y sanciones derivados de acciones u omisiones suyos, del personal a su servicio, de sus subcontratistas y del personal vinculado a estos últimos, con ocasión de las actividades y de las operaciones inherentes a la ejecución contractual.

Las actividades, obras, bienes, servicios y demás prestaciones subcontratados, se entienden realizados, construidos, suministrados, prestados o realizados en nombre y por cuenta y riesgo exclusivos del contratista, de manera que este asume responsabilidad directa por todas las prestaciones y las obligaciones objeto de los correspondientes subcontratos, de cuya ejecución no puede exonerarse por razón de los mismos.

La ANH no asume responsabilidad alguna por concepto o con ocasión de pérdidas, daños ni perjuicios causados a la entidad o a terceros, como consecuencia de acciones u omisiones del contratista, sus empleados y subcontratistas, o los empleados de estos últimos, ni por eventuales sanciones de todo orden que en desarrollo de las operaciones se impongan a unos y otros.

49.2. Laboral. Para todos los efectos legales y, particularmente, para la aplicación del artículo 34 del Código Sustantivo del Trabajo, el contratista es único beneficiario del trabajo de los empleados y operarios que vincule al servicio de la ejecución contractual y titular exclusivo de todas las actividades, obras y labores ejecutados en desarrollo de la misma. Las relaciones laborales comprometen exclusivamente a las partes de los respectivos contratos de trabajo.

Por consiguiente, entre la ANH y el personal al servicio del contratista o de sus subcontratistas, no existe ni existirá relación ni vinculación jurídica de ninguna naturaleza, ni la entidad asume responsabilidad solidaria alguna por concepto de salarios, prestaciones sociales, aportes parafiscales, al sistema general de seguridad social, así como de eventuales indemnizaciones laborales.

El contratista es único empleador de los trabajadores que contrate para el desarrollo de las actividades y, en consecuencia, es responsable exclusivo de la satisfacción oportuna, eficaz y eficiente de las obligaciones laborales, conforme a la legislación colombiana.

Es responsabilidad exclusiva del contratista capacitar y entrenar adecuada y diligentemente al personal, en especial, al de nacionalidad colombiana que haya de reemplazar trabajadores foráneos.

Es obligatorio dar estricto cumplimiento a las disposiciones legales que imponen una determinada proporción entre empleados y operarios nacionales y extranjeros.

49.3. Responsabilidad ambiental. Además de lo dispuesto en el artículo 77, es obligación y deber primordial del contratista prestar atención rigurosa a la protección del medio ambiente y a la restauración o restitución de los recursos naturales renovables, así como al cumplimiento estricto de la normatividad aplicable en estas materias, incluidas las obligaciones derivadas de permisos, estudios de impacto ambiental y licencias ambientales, lo mismo que a la aplicación de las buenas prácticas de la industria del petróleo al respecto.

ART. 50.—Indemnidad. Es responsabilidad del contratista mantener indemne a la Nación, en condición de propietaria de los recursos del subsuelo, y a la ANH, en la de contratante, por concepto de cualquier reclamo, acción, demanda, sanción y/o condena que llegue a iniciarse o imponérseles y se deriven de acciones u omisiones en que incurran tanto aquel como sus subcontratistas, o el personal al servicio de unos y otros, en el desarrollo y ejecución contractual.

Corresponde por tanto al contratista asumir las consecuencias de tales acciones u omisiones, por concepto de daños o pérdidas de cualquier naturaleza, causados a la Nación, la ANH, y a terceros, o a bienes de los que estos sean titulares, derivados de tales acciones u omisiones, de manera que corresponde a aquel asumir la defensa judicial y administrativa de la Nación y/o de la ANH, incluidos los costos y gastos asociados, así como cancelar cualesquiera sanciones y condenas, lo mismo que la indemnización de perjuicios de todo orden que llegue a imponerse, todo con arreglo al ordenamiento superior y las correspondientes determinaciones, debidamente ejecutoriadas o en firme.

Para la efectividad de esta cláusula, el contratista debe ser oportunamente informado de todo reclamo, procedimiento, acción o demanda, que se inicie contra la Nación o la ANH, por concepto de acciones u omisiones imputables a la diligencia y responsabilidad de aquel, según se estipule en el correspondiente negocio jurídico.

ART. 51.—Garantías y seguro de responsabilidad civil extracontractual. Inmediatamente suscrito el contrato y como requisito para iniciar su ejecución, o dentro del mes anterior a la culminación de la fase preliminar, en su caso, el contratista debe constituir y someter a la aprobación de la ANH las garantías y el seguro de responsabilidad civil extracontractual aplicables, exigidos en los términos de referencia del respectivo procedimiento de selección o en las reglas del de asignación directa, a tono con la minuta del negocio jurídico.

La naturaleza, cuantía, vigencia, términos y condiciones de dichas garantías y seguro deben fijarse en tales términos o reglas, también de acuerdo con las minutas aprobadas por el consejo directivo.

Han de consistir en pólizas expedidas por compañías de seguros legalmente autorizadas para funcionar en Colombia; en garantías bancarias a primer requerimiento; en cartas de crédito “stand by”, irrevocables y a la vista; en patrimonio autónomo en garantía, constituido en una entidad fiduciaria igualmente autorizada para operar en el país, y, en general, en los demás mecanismos de cobertura del riesgo autorizados por la ANH con arreglo al ordenamiento superior sobre la materia. Tratándose de pólizas de seguro, no expirarán por falta de pago de la prima o por revocatoria unilateral, circunstancia que debe constar expresamente en su texto.

El contratista está obligado a restablecer el valor de las garantías y del seguro, cuando quiera que este se haya visto reducido por razón de reclamaciones o por la ocurrencia de siniestros.

En caso de incumplimiento del deber de constituir, extender, renovar o restablecer las garantías y seguro que amparen la satisfacción oportuna, eficaz y eficiente de las prestaciones, compromisos y obligaciones derivados de la celebración, ejecución, terminación y liquidación del contrato, y los riesgos inherentes, la ANH podrá terminarlo unilateralmente, previo procedimiento que asegure los derechos de defensa, contradicción y debido proceso, con arreglo al artículo 68.

Para efectos de aprobar o improbar garantías y seguro, la ANH debe constatar su autenticidad y verificar otorgante o tomador, asegurado o afianzado, beneficiarios, objeto, monto, vigencia, riesgos amparados, estipulaciones exigidas, posibles exenciones de responsabilidad no autorizadas por el ordenamiento superior, y, en general, su correspondencia con este último. De no satisfacer integralmente cualquier requisito, debe solicitar inmediatamente las enmiendas, correcciones o reemplazos pertinentes, con la determinación del plazo perentorio para adoptarlos, de manera que no se presenten lapsos sin cobertura.

ART. 52.—Efectividad de las garantías. Cuando se presente alguno de los eventos de incumplimiento u ocurra cualquiera de los riesgos cubiertos o amparados por las garantías o seguros, procede su efectividad de acuerdo con las siguientes reglas:

En casos de revocatoria directa de la providencia de adjudicación, caducidad, terminación unilateral, imposición de multas y otras sanciones pecuniarias, o declaración de incumplimiento, agotado el debido proceso y garantizados los derechos de defensa y contradicción de solicitante de inscripción en el registro de interesados, proponente, contratista y garante, debe proferirse el acto administrativo correspondiente, en el cual, además de la determinación de fondo, se haga efectiva la cláusula penal, de ser procedente en derecho; se cuantifiquen los perjuicios, de ser ello posible y aplicable, al tiempo que se ordene el pago de las sanciones pecuniarias de rigor, tanto al interesado, proponente o contratista, como al respectivo garante, si a ello hubiera lugar.

La cancelación de la inscripción en el registro, la revocatoria de la providencia de adjudicación y la decisión de caducidad, terminación unilateral, o incumplimiento, así como la imposición de multas, otras sanciones pecuniarias o indemnización de perjuicios, comporta la causación o la ocurrencia del siniestro amparado por la correspondiente garantía, la efectividad de la garantía bancaria, carta de crédito, fiducia en garantía o del mecanismo de cobertura de que se trate, en su caso, en los términos del acto administrativo mediante el cual se adopte la correspondiente determinación.

ART. 53.—Garantía de cumplimiento.

53.1. Objeto. Asegurar o afianzar la satisfacción rigurosa de todas las obligaciones correspondientes al período de exploración, incluida la ejecución de programas exploratorio posterior y de evaluación, si hay lugar a ellos, así como todas aquellas actividades inherentes al cumplimiento oportuno, integral, eficaz y eficiente de las obligaciones contractuales, la cancelación de multas que puedan imponerse, el pago de la cláusula penal pecuniaria, de hacerse efectiva, y la eventual liquidación de perjuicios impuesta, sin menoscabo del derecho que asiste a la ANH para reclamar la cancelación completa de pérdidas y daños ocasionados por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista.

La ejecución de esta garantía no lo exonera del deber de satisfacer la obligación o el compromiso insoluto, ni de cancelar todos los perjuicios ocasionados con la demora o el incumplimiento de aquellos, ni por la inejecución del contrato, si el monto derivado de la misma fuera inferior, de manera que su reconocimiento es acumulativo con el deber de cumplir o con la indemnización del valor total de los daños y perjuicios generados por la insatisfacción, o la satisfacción tardía o defectuosa de prestaciones, obligaciones y compromisos.

53.2. Instrumentos. La o las garantías de cumplimiento durante el período exploratorio deben consistir en cartas de crédito “Standby”, irrevocables, confirmadas y a la vista, en los términos del artículo 146 del Código de Comercio y de los artículos 2.2.1.2.3.1.1 y siguientes del Decreto Único 1082 de 2015, o las normas que los modifiquen, sustituyan o complementen, abiertas por una entidad bancaria establecida en Colombia, o por establecimiento del exterior, siempre que el crédito documentario se encuentre aceptado por un banco corresponsal en el país, o en otros mecanismos de cobertura autorizados por la ANH y fijados en los términos de referencia o en las reglas del procedimiento de que se trate y en las correspondientes minutas de contrato.

53.3. Amparos. Dichas minutas establecen las clases y niveles de amparo de los riesgos derivados de la celebración, ejecución, terminación y liquidación del negocio jurídico, así como los casos en que por sus características, complejidad y plazo de ejecución, la garantía de cumplimiento puede ser dividida de acuerdo con los períodos, fases e hitos en que deba tener lugar dicha ejecución y con los riesgos inherentes a cada uno, e, inclusive, anualmente, y pueden ser reducidas en la medida del desarrollo contractual, previa autorización expresa y escrita de la ANH.

53.4. Vigencia. Sin perjuicio de su indivisibilidad, esta garantía puede otorgarse por fases en las que se divida el período exploratorio, o por períodos anuales, y seis (6) meses más en ambos casos, siempre que se renueve o prorrogue con por lo menos cuarenta y cinco (45) Días calendario de antelación al vencimiento de la fase o período anual de que se trate.

Debe permanecer vigente hasta la culminación del período exploratorio y seis (6) meses más, y, en todo caso, hasta el recibo a satisfacción de toda la información técnica correspondiente en el banco de información petrolera, BIP o EPIS.

En todo evento de extensión o prórroga del plazo de ejecución de cualquiera de las fases del período exploratorio, incluido el posterior y el de evaluación, se debe ampliar concordantemente el término de vigencia de la garantía de cumplimiento.

53.5. Cuantía. El valor de la garantía de cumplimiento será el que se fije en los términos de referencia o reglas de asignación, y en las minutas de contrato, a tono con el ordenamiento superior.

53.6. Restablecimiento. El contratista debe restablecer el valor de las garantías, siempre que este se haya visto reducido por razón de reclamaciones de la entidad, por declaratorias de incumplimiento, imposición de sanciones pecuniarias, indemnizaciones de perjuicios y cláusula penal. De igual manera, en todo evento de extensión o prórroga del plazo de ejecución de cualquiera de las fases, programas e hitos del desarrollo del período exploratorio, el contratista debe ampliar concordantemente el término de vigencia de la garantía de cumplimiento.

53.7. Reducción. En la medida de la ejecución efectiva de las actividades correspondientes a la inversión exploratoria, una vez recibida en el banco de información petrolera, BIP o EPIS, la información técnica resultante y obtenidos los correspondientes certificados de paz y salvo, previa autorización expresa y escrita de la ANH, el contratista puede reducir el monto de la correspondiente garantía, de acuerdo con la cuantía de las actividades real y totalmente ejecutadas a satisfacción de aquella, sin que, en ningún caso, el valor de la garantía pueda ser inferior al diez por ciento (10%) del programa exploratorio mínimo y adicional, del posterior o del de evaluación.

ART. 54.—Garantía de cumplimiento de obligaciones laborales. El contratista debe constituir y mantener vigente garantía de cumplimiento de las obligaciones laborales a su cargo, para con el personal vinculado por contrato de trabajo al desarrollo de las actividades y prestaciones inherentes a la ejecución contractual, en condición de único empleador, en los términos, oportunidades y con las características estipuladas en las minutas de contrato.

Igual garantía debe exigir a sus subcontratistas.

54.1. Naturaleza y clases. Puede consistir en contrato de seguro contenido en póliza, constitución de patrimonio autónomo en garantía, o garantía bancaria, en los términos y condiciones establecidos en los artículos 2.2.1.2.3.1.1 a 2.2.1.2.3.4.1 del Decreto Único 1082 de 2015, o las normas que los modifiquen, sustituyan o adicionen, sin perjuicio de las particularidades exigidas en términos de referencia o reglas de asignación y minutas de contrato.

54.2. Objeto. Afianzar la satisfacción oportuna, eficaz y eficiente de las obligaciones laborales para con el personal vinculado a la ejecución contractual, incluido el pago de salarios, prestaciones sociales, aportes parafiscales y en materia del régimen de seguridad social integral, así como de indemnizaciones de esta naturaleza, y las demás acreencias laborales derivadas de reclamaciones de los trabajadores y empleados vinculados a su servicio, para el desarrollo de las actividades y prestaciones inherentes a la ejecución contractual, en condición de único empleador.

54.3. Vigencia. No puede ser inferior al período exploratorio, incluidos programa posterior y de evaluación, en su caso, y tres (3) años más, ni de cuatro (4) años para cada renovación anual durante el período de producción, y, en todo caso, hasta el vencimiento de tres (3) años contados a partir de la fecha de terminación del contrato. También puede otorgarse por fases en las que se divida el período exploratorio, incluidos posterior y de evaluación, o por períodos anuales, y la última por tres (3) años más, siempre que se renueve o prorrogue con por lo menos treinta (30) días calendario de antelación al vencimiento de la fase o período anual de que se trate, de manera que nunca haya períodos de ejecución descubiertos.

54.4. Valor. El que se fije en los términos de referencia o reglas de asignación, y en las minutas de contrato, a tono con el ordenamiento superior.

ART. 55.—Seguro de responsabilidad civil extracontractual. El contratista debe constituir y someter a la ANH póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual, que brinde protección a esta última respecto de eventuales sanciones, pérdidas, reclamaciones, acciones o demandas de personas naturales y/o jurídicas, originadas en la responsabilidad patrimonial extracontractual derivada de actuaciones, hechos u omisiones de aquel, sus empleados, agentes y representantes, con el fin de mantener indemne por cualquier motivo a la ANH respecto de daños y/o perjuicios causados a la vida o la integridad de personas, así como a bienes y propiedades de uso público, del estado, de la entidad o de terceros, incluidos los de cualquier empleado, agente, representante de la ANH, de terceras personas o entidades, o del propio contratista, en los términos, oportunidades y con las características estipuladas en las minutas de contrato.

Igual garantía debe exigir el contratista a sus subcontratistas.

55.1. Vigencia. La vigencia de esta garantía debe ser igual al término de duración del contrato, a partir de la fecha efectiva, y tres (3) años más. No obstante, puede ser emitida por fases o por vigencias anuales, prorrogadas antes de su vencimiento, para el período subsiguiente, y la última por tres (3) años adicionales, más el período anual de que se trate.

Corresponde a la ANH verificar la autenticidad, los términos y condiciones de cada una, para cuyo efecto deben serle sometidas con por lo menos treinta (30) días calendario de anticipación al vencimiento de la o las anteriores.

55.2. Requisitos. Deben constituirse de acuerdo con el ordenamiento superior aplicable, con las coberturas, en las condiciones, bajo las reglas y con los requisitos establecidos por el Decreto Único 1082 de 2015, o por las normas que los modifiquen, adicionen o sustituyan.

55.3. Amparos. El seguro de responsabilidad civil extracontractual debe comprender, además, los siguientes amparos: daño emergente; lucro cesante; daño moral y perjuicios extrapatrimoniales; automotores propios y no propios; amparo de contratistas y subcontratistas; responsabilidad civil cruzada; responsabilidad civil patronal; afectación al medio ambiente y a los recursos naturales renovables; gastos médicos sin demostración previa de responsabilidad; bienes bajo cuidado, tenencia y control; operaciones de cargue y descargue; vigilantes; gastos de defensa, costas de procesos y cauciones judiciales, así como responsabilidad civil extracontractual por uso de explosivos.

55.4. Valor. Para cada póliza de seguro con vigencia anual, la suma que determinen los términos de referencia del procedimiento de selección o de asignación directa y las minutas de los respectivos contratos.

55.5. Asegurados y beneficiarios. Cada póliza de seguro de responsabilidad civil extracontractual debe incorporar a la ANH, al contratista y a terceros, en condición de asegurados, y a aquella y terceros perjudicados, en la de beneficiarios.

55.6. Reposición. El valor asegurado por concepto de los distintos amparos de la póliza de responsabilidad civil extracontractual debe reponerse tan pronto y en la medida en que resulte afectado por la ocurrencia de cualquier siniestro.

55.7. Certificación. La póliza de responsabilidad civil extracontractual debe acompañarse de certificación expedida por el correspondiente asegurador o emisor, en la que declare las condiciones de la colocación.

55.8. Sustitución. La póliza de garantía de responsabilidad civil extracontractual puede ser reemplazada con la presentación de póliza global de responsabilidad civil extracontractual otorgada por el contratista, siempre que reúna las condiciones y requisitos establecidos en el ordenamiento superior, los términos de referencia o reglas de asignación y las minutas de contrato, para este tipo de seguros tomados en favor de una entidad estatal; que el valor asegurado cubra los montos exigidos, y que se acompañe de declaración bajo la gravedad del juramento del representante legal o convencional del contratista y del asegurador, en las que se hagan constar todas las anteriores circunstancias.

ART. 56.—Modificaciones contractuales. Si por cualquier causa se introducen ajustes o modificaciones al contrato, que siempre deben tener lugar mediante adicional, es responsabilidad del contratista obtener constancia escrita de representante debidamente autorizado de la compañía aseguradora o de la entidad emisora de la garantía, en la que conste expresamente que conoce la modificación contractual, y la eventual variación del estado del riesgo, si ese fuere el caso.

Lo anterior, sin perjuicio de que las obligaciones contractuales deben permanecer debida y suficientemente afianzadas hasta la liquidación del contrato y la prolongación de sus efectos en los casos del amparo de obligaciones laborales y del seguro de responsabilidad civil extracontractual, en los términos pactados, sin que resulte admisible legalmente ningún tipo de revocatoria o modificación por la aseguradora o entidad emisora de la garantía, ni por el contratista, sin el consentimiento expreso, previo y escrito de la ANH.

ART. 57.—Registro. Los modelos de las pólizas de seguro con sus anexos deben haber sido registradas por la entidad aseguradora en la Superintendencia Financiera de Colombia, de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 1.2.3.1 del capítulo segundo del título VI de la Circular Externa 7 de 1996.

ART. 58.—Aplicación analógica de las normas de contratación estatal. En lo no previsto específicamente por este reglamento o por las estipulaciones contractuales en materia de garantías y seguros, se aplican las normas sobre las que amparan los contratos estatales, en especial, el artículo 7º de la Ley 1150 de 2007 y el Decreto Único 1082 de 2015, o las disposiciones que los modifiquen, complementen o sustituyan.

ART. 59.—Subcontratos. Los contratistas de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción, E&P, y especiales, son plena y exclusivamente responsables de la celebración, ejecución, terminación y liquidación de todos los contratos que emprendan para contar o disponer de los bienes, servicios y prestaciones requeridos para la ejecución de aquellos, actividades que han de desarrollar por sus únicos cuenta y riesgo y a su costo, sin que la ANH asuma compromiso o responsabilidad alguna por ninguno de los anteriores conceptos.

59.1. Procedencia. Con excepción de todas aquellas funciones y responsabilidades inherentes a la condición de operador, que no pueden ser subcontratadas ni total ni parcialmente, en ninguna oportunidad a lo largo de la ejecución contractual, para el desarrollo de actividades, labores o prestaciones determinadas, o con el fin de satisfacer compromisos y responsabilidades específicos, vinculados a dicha ejecución, con plena observancia del ordenamiento superior aplicable a la materia de que se trate y por sus exclusivos costos, cuenta y riesgo, los contratistas pueden celebrar subcontratos de todo orden, con personas naturales y/o jurídicas con capacidad y experiencia comprobados en el objeto correspondiente, tanto en el país como en el exterior, en materia de actividades, obras, bienes y servicios, así como consultorías o asesorías.

Para efectos del presente artículo, se consideran funciones inherentes al operador las de dirección, conducción, manejo y liderazgo de las operaciones de exploración, evaluación, desarrollo, producción de hidrocarburos y abandono, así como la representación del contratista ante la ANH.

59.2. Registro. De todos los subcontratos debe abrirse, llevarse y mantenerse actualizado un registro y un expediente, en el que se especifiquen y detallen nombre completo o razón social, identificación, registro único tributario, RUT, antecedentes y experiencia, objeto, plazo, precio, forma de pago, y condiciones de cumplimiento de las prestaciones recíprocas. La ANH se reserva la facultad de solicitar información incorporada al registro.

59.3. Responsabilidad. El contratista asume plena, total y exclusiva responsabilidad por concepto de la negociación, celebración, ejecución, terminación y liquidación de todos los negocios jurídicos que emprenda para contar o disponer de obras, bienes y servicios requeridos para la ejecución contractual o para asumir el desarrollo de las actividades objeto del contrato, así como de eventuales reclamaciones o procesos jurisdiccionales por diferencias o incumplimientos, sin que la ANH asuma compromiso, obligación o responsabilidad alguna por ninguno de los anteriores conceptos, ya que entre ella y los subcontratistas, así como los empleados, trabajadores o contratistas de los mismos, no existe ni se genera vínculo o relación de ninguna naturaleza.

Es responsabilidad del contratista exigir a sus subcontratistas las garantías y seguros que amparen el cumplimiento de sus obligaciones y eventos de responsabilidad civil extracontractual.

A la terminación de los subcontratos, deben someterse a la entidad certificados de paz y salvo por concepto de los celebrados, ejecutados y liquidados.

ART. 60.—Multas.

60.1. Naturaleza conminatoria. Las minutas de contrato incluirán la facultad de la ANH para imponer multas conminatorias, en todo evento de retraso o demora en el cumplimiento eficaz y eficiente de cualquier obligación o compromiso contractual, a fin de conminar al contratista a satisfacer en debida forma el o los compromisos no satisfechos en tiempo.

60.2. Naturaleza sancionatoria. Las minutas de contrato podrán incluir la facultad de la ANH para imponer multas sancionatorias y hacer efectiva la garantía que ampare el o los compromisos insatisfechos, una vez alcanzado el tope de eventuales multas conminatorias sin que se hayan observado la o las obligaciones en mora, o cuando por su naturaleza, tal incumplimiento tenga carácter definitivo. También las multas sancionatorias deben guardar proporcionalidad con la gravedad del incumplimiento, la naturaleza y cuantía de sus efectos, y su repercusión sobre el desenvolvimiento del contrato.

60.3. Salvaguarda de responsabilidad. La imposición y cancelación de multas no releva al contratista del deber de satisfacer integral, eficaz y eficientemente la obligación de que se trate, so pena de declaración de incumplimiento y terminación del negocio jurídico.

60.4. Concurrencia. Las multas conminatorias y sancionatorias son acumulables, por tener propósitos diferentes.

ART. 61.—Penal pecuniaria. Sin perjuicio de las multas que lleguen a imponerse, en los casos de infracción grave del contrato, declaración de Incumplimiento, terminación unilateral o caducidad, mediante providencia ejecutoriada y en firme, puede hacerse efectiva a favor de la ANH y a cargo del contratista, como estimación anticipada de perjuicios y a título de pena pecuniaria, suma que se determine en la correspondiente minuta de contrato, sin menoscabo de las demás acciones que correspondan a la entidad para el cobro total de los perjuicios realmente irrogados por aquel, monto que puede ser tomado directamente de la o las garantías de cumplimiento o mediante jurisdicción coactiva. Por consiguiente, el valor de esta pena se considera como pago parcial pero definitivo de tales perjuicios, y no obsta para que la entidad valore debidamente y haga exigibles todos los efectivamente causados.

ART. 62.—Terminación. Los contratos celebrados por la ANH terminan por la ocurrencia de las causales estipuladas en los mismos, y, por consiguiente, se extinguen los derechos otorgados y las obligaciones y prestaciones contraídas, salvo aquellas que han de permanecer vigentes hasta la liquidación definitiva de los compromisos recíprocos, y, aún después, hasta la prolongación de sus efectos, en los casos del amparo de obligaciones laborales y del seguro de responsabilidad civil extracontractual, con las consecuencias adicionales previstas para cada una, de manera que procede, por tanto, tal liquidación definitiva.

62.1. Causales de terminación ordinaria. Son causales de terminación ordinaria, sin perjuicio del ejercicio del derecho de conversión, las siguientes:

62.1.1. Renuncia del contratista, una vez haya sido aceptada por la ANH y sin óbice de la satisfacción oportuna, eficaz y eficiente de las obligaciones causadas hasta tal aceptación y demás efectos estipulados contractualmente, incluida la cancelación del valor de las actividades remanentes, de proceder.

62.1.2. Vencimiento del término de ejecución, incluidas eventuales prórrogas.

62.1.3. Acuerdo recíproco de las partes, en cualquier oportunidad durante su vigencia.

ART. 63.—Por vencimiento del término de ejecución. Tiene lugar en la fecha de vencimiento del período de evaluación técnica, sin perjuicio de la oportunidad que tiene el contratista de ejercer el derecho de conversión; en la de vencimiento del período de exploración, siempre que no haya lugar a iniciar período de producción, o, finalmente, en la de expiración de este último.

En caso de terminación, procede la devolución obligatoria de la totalidad del área asignada o remanente, o de todas las áreas en producción, sin perjuicio del cumplimiento de las prestaciones y compromisos pendientes de satisfacer, en especial, las relativas al abandono, cuyo acatamiento debe acreditarse mediante comprobación de que los pozos perforados que no se encuentren en producción han sido debidamente taponados y abandonados y las instalaciones de superficie desmanteladas en su integridad, salvo instrucción en contrario de la ANH; que se han llevado a cabo efectivamente las labores de limpieza y restauración ambiental de la zona, y del trámite completo de la reversión, de ser procedente, todo ello con sujeción a la normatividad aplicable, fijada en la Resolución 181495 de 2009, del Ministerio de Minas y Energía, o las que la modifiquen, sustituyan o complementen, y a las estipulaciones contractuales.

ART. 64.—Terminación unilateral. Excepcionalmente, con arreglo al artículo 76 de la Ley 80 de 1993, la ANH está facultada para terminar unilateralmente los contratos, en cualquier oportunidad durante su vigencia, cuando ocurra alguna o algunas de las siguientes causales, debidamente comprobadas, y previo procedimiento que asegure los derechos de defensa, contradicción y debido proceso. Si a ello hay lugar, conforme al ordenamiento superior, en la providencia correspondiente procede disponer la efectividad de la pena pecuniaria y de la garantía de cumplimiento, u otra fianza constituida que resulte aplicable al riesgo cubierto, y valorar fundadamente los perjuicios sufridos por la ANH.

64.1. Cuando las exigencias del servicio público lo requieran o la situación de orden público lo imponga.

64.2. En eventos de iniciación de proceso de disolución y liquidación judicial o administrativa, o de circunstancia semejante, según la legislación del país de origen de la persona jurídica contratista o de cualquier integrante de contratista plural, como quiebra, liquidación voluntaria o forzosa, y, en general, cualquier actuación, proceso o procedimiento que tenga como consecuencia la extinción de aquella. En el último evento, es decir, si la causal afecta a integrante de contratista plural, siempre que no se presente persona jurídica de las mismas o superiores condiciones de capacidad, a la que se cedan los derechos de la afectada, antes de su liquidación, y de ser ello procedente.

64.3. Cesación de pagos, embargo judicial, litigios pendientes, procesos jurisdiccionales en curso, u otra situación o contingencia semejante del contratista o de cualquiera de las personas jurídicas que integren contratistas plurales, siempre que se compruebe que afecta gravemente el cumplimiento del negocio jurídico con la ANH. En estos eventos, la entidad se reserva el derecho de establecer la suficiencia de las provisiones y/o cauciones constituidas para respaldar su eventual materialización, y/o de exigir garantía adicional. La ANH puede también autorizar la cesión del contrato o de los intereses de la persona afectada, en favor de un tercero que reúna las mismas o mejores condiciones de capacidad del cedente.

64.4. Por las demás causales previstas en la ley para el efecto.

ART. 65.—Incumplimiento. Las estipulaciones contractuales pactarán los eventos de insatisfacción de obligaciones, prestaciones y compromisos que facultan a la entidad para imponer multas; disponer la efectividad de la pena pecuniaria y de la garantía de cumplimiento, u otra fianza constituida que resulte aplicable al riesgo cubierto; valorar fundadamente los perjuicios sufridos, e, inclusive, para declarar la caducidad del contrato, en todos los casos, previo procedimiento que asegure el ejercicio de los derechos de defensa, contradicción y debido proceso.

ART. 66.—Caducidad. También, una vez surtido y agotado dicho procedimiento, la ANH está facultada para declarar la caducidad administrativa y las consiguientes terminación anticipada y liquidación de los contratos, por incumplimiento de cualquiera de las obligaciones a cargo del contratista, que afecte de manera grave y directa la ejecución de aquellos, al punto que quede en evidencia que puede conducir a su paralización, cuando ocurra alguna de las causales previstas en los artículos 5º y 18 de la Ley 80 de 1993; 25 de la Ley 40 de 1993; 90 de la Ley 418 de 1997, prorrogada por la distinguida como 548 de 1999 y modificada por la Ley 782 de 2002, artículo 31; 61 de la 610 de 2000; 1º de la Ley 828 de 2003 y 15 de la Ley 1738 de 2014, o las disposiciones que los modifiquen, sustituyan o complementen, y demás normas aplicables. No obstante, cuando la ley exija declarar la caducidad administrativa, la ANH estará obligada a hacerlo.

Son aplicables a los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, en lo pertinente, los artículos 14 a 18 de la Ley 80 de 1993 y sus reglamentos y desarrollos.

ART. 67.—Reversión de activos. Terminado el contrato por cualquier causa, salvo en el evento de renuncia, el contratista dejará en perfecto estado de producción los pozos que en tal época sean productivos y en buen estado las construcciones y otras propiedades inmuebles ubicadas en el terreno contratado, todo lo cual pasará gratuitamente a poder de la Nación, con las servidumbres y bienes expropiados en beneficio de la empresa.

Respecto, de la propiedad mueble, su precio se fijará por peritos, y el contratista tendrá la obligación de vendérselas a la ANH, si así se lo exigiere dentro de los noventa (90) días siguientes a la terminación del contrato.

La determinación del carácter de mueble o inmueble, en caso de desacuerdo, la harán los peritos, teniendo en cuenta la naturaleza y destinación de tales bienes, según lo dispone el Código Civil. Los peritos serán nombrados y procederán como se indica en los artículos 59, 60 y 61 de la Ley 1563 de 2012.

Es entendido que en caso de prórroga del contrato, la reversión de las mejoras a favor de la Nación no se producirá sino al vencimiento de dicha prórroga.

La ANH podrá, en cualquier tiempo, impetrar las providencias conservatorias que le convengan para impedir que se perjudiquen o inutilicen, por culpa del contratista, el campo petrolífero o sus instalaciones y, dependencias.

PAR. 1º—En todo caso, si dentro del plazo de la exploración y de sus prórrogas el contrato terminare por renuncia, el contratista podrá retirar libremente las maquinarias y demás elementos que destinó a la exploración.

Cuando el contrato termine por renuncia antes de vencerse los primeros veinte (20) años del periodo de explotación, también podrá el contratista retirar sus maquinarias y demás elementos, teniendo la ANH, respecto de ellos, los derechos de compra de que trata el inciso segundo del presente artículo.

PAR. 2º—Para los contratos ejecutados en áreas costa afuera, se atenderán además de las disposiciones previstas en el presente artículo que sean aplicables, las especiales referidas a plazos, naturaleza y características de los bienes muebles e inmuebles, que de manera concreta y particular serán definidas en la minuta que para el efecto revisará y aprobará el consejo directivo de la ANH.

ART. 68.—Reglas comunes y procedimiento. En las minutas de los contratos deben pactarse estipulaciones de caducidad; y terminación unilateral; multas conminatorias; penal pecuniaria; indemnidad; indemnización de daños y perjuicios, y reversión, en el evento de presentarse cualquiera de las causales que den lugar a la medida de que se trate, con arreglo a la ley y a las disposiciones precedentes, y en términos que satisfagan el interés general, protejan los recursos propiedad de la Nación, y aseguren el ejercicio de los derechos de defensa, contradicción y, en general, al debido proceso.

Para su efectividad debe surtirse procedimiento previo que se estipula en las correspondientes minutas de contrato, ajustado al artículo 86 de la Ley 1474 de 2011, o la disposición que la modifique, sustituya o complemente.

ART. 69.—Entrega de pozos, campos y áreas en evaluación y/o producción. En concordancia con lo dispuesto en el numeral 65.3 del artículo 65, la ANH se reserva el derecho de exigir al contratista la entrega áreas en evaluación, cuando se suspendan injustificadamente las operaciones correspondientes por tiempo superior a la mitad del término del programa de evaluación, o la de pozos y campos en áreas asignadas en producción, si se suspenden por más de seis (6) meses consecutivos las actividades de producción, también injustificadamente, con el fin de que aquella pueda desarrollarlas mediante otros negocios jurídicos.

En estos casos, solamente terminan los efectos del contrato respecto del o de las áreas asignadas en evaluación o en producción en la o las que se haya presentado la suspensión de operaciones.

ART. 70.—Cláusula compromisoria y compromisos. Con sujeción a la Ley 1563 de 2012 y sus desarrollos, en especial, al último inciso del artículo 1º, en los contratos para exploración y explotación de hidrocarburos puede pactarse cláusula compromisoria, con el fin de deferir a árbitros la solución de controversias surgidas por causa o con ocasión de la celebración, desarrollo, ejecución, interpretación, terminación y liquidación de aquellos, relativas a asuntos de libre disposición, incluidas las consecuencias económicas de los actos administrativos expedidos en ejercicio de facultades excepcionales.

También podrán celebrarse compromisos, con el mismo propósito, cuando el contrato no haya estipulado cláusula compromisoria.

El arbitraje será institucional y el fallo se proferirá siempre en derecho.

ART. 71.—Publicación. Suscritos los contratos su texto debe publicarse en la página web de la ANH y en el sistema electrónico para la contratación pública, Secop, de acuerdo con el artículo 223 del Decreto-Ley 19 de 2012.

CAPÍTULO OCTAVO

Condiciones contractuales especiales para el desarrollo de yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013

ART. 72.—En ejecución de contratos adicionales. Cuando el contratista haya acreditado capacidad y convenido con la ANH los términos y condiciones para explorar y producir hidrocarburos provenientes de yacimientos tanto en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, como en trampas, en la misma área asignada, además de las que se establecen en el correspondiente contrato adicional, pactado con fundamento en la minuta aprobada por el consejo directivo, deben estipularse las siguientes condiciones especiales:

72.1. Restricciones. Sin perjuicio de los contratos celebrados con anterioridad al presente acuerdo para la exploración y explotación de yacimientos de gas natural en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en los términos de su objeto y alcance; de los suscritos en desarrollo de las rondas de 2012 y 2014, y de aquellos que lleguen a celebrarse en el futuro para explorar y producir hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, a tono con la reglamentación del Ministerio de Minas y Energía, en ejecución de los contratos adicionales no se podrá explorar ni producir gas metano asociado a mantos de carbón, ni hidrocarburos en arenas bituminosas. Si el contratista encuentra estos tipos de yacimientos, debe informarlo inmediatamente a la ANH, so pena de las sanciones a que haya lugar.

72.2. Opción de aplicar el presente acuerdo. En lo que corresponde a los contratos celebrados con anterioridad a la expedición del Acuerdo 3 de 2014, para la exploración y explotación de yacimientos de gas natural en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en los que para la fecha de publicación del presente acuerdo ya se hayan declarado descubrimientos, si el o los contratistas tienen interés en someterse a las condiciones técnicas, contractuales y ambientales establecidas en este reglamento, deben celebrar contrato adicional, pero estarán excluidos de acreditar capacidad técnica y operacional.

72.3. Superposición. En los casos en que hayan de desarrollarse actividades de exploración y producción de hidrocarburos tanto en trampas como en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en una misma área, sea en ejecución de un solo contrato de exploración y producción, E&P con operadores distintos para cada caso, o de dos (2) contratos, así como en aquellos eventos en que todo o parte del área asignada corresponda a superficies sobre las cuales existan títulos mineros, de manera que se presente superposición parcial o total de actividades en materia de hidrocarburos y/o de minería, deben aplicarse las reglas y los procedimientos previstos en la Resolución 180742 del 16 de mayo de 2012, o en las normas que la modifiquen o sustituyan.

72.4. Separación. Las operaciones de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos en trampas deben mantenerse separadas e independientes de aquellas en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013. Esta obligación no impide que el contratista pueda emplear elementos de infraestructura comunes ni compartir procedimientos técnicos, información y facilidades de superficie para el desarrollo de los dos (2) tipos de acumulaciones.

72.5. No aplicación de devoluciones. Tratándose de acumulaciones en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en ejecución de contratos adicionales, no hay lugar a devoluciones obligatorias de área, sino hasta el final del período de exploración. No obstante, si durante el periodo correspondiente al desarrollo de yacimientos de hidrocarburos en trampas, el contratista ya hubiera devuelto a la ANH porciones del área asignada, la exploración y producción de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, tendrá lugar sobre la superficie o área remanente.

72.6. Responsabilidad. Cuando el contrato adicional sea celebrado por un contratista plural, distinto de aquel que suscribió el inicial, no se predica solidaridad entre ellos respecto de las prestaciones, obligaciones y compromisos correspondientes exclusivamente al negocio jurídico del que cada uno sea parte; no obstante, en tratándose de obligaciones, compromisos o prestaciones específicas que sean comunes y aplicables tanto al contrato inicial, como al adicional, responderán solidariamente.

72.7. Términos económicos especiales. Además de las regalías a favor del Estado, determinadas conforme a la Constitución Política, la ley y el contrato respectivo, dichos términos económicos se regulan por las disposiciones del capítulo décimo del presente acuerdo.

72.8. Seguro de responsabilidad civil extracontractual. Tratándose de contratos adicionales, el monto asegurado de la póliza de responsabilidad civil extracontractual a cargo del contratista, en lo que corresponde a la ejecución de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos provenientes de acumulaciones en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, debe ser de treinta y nueve millones doscientos cincuenta mil dólares estadounidenses (USD 39.250.000) del año 2016, y su vigencia por períodos anuales, salvo la última que debe comprender el período anual final y tres (3) años más.

El valor de este seguro se ajustará para cada período subsiguiente de doce (12) meses, con el porcentaje de variación del índice de precios al productor (PPI), “Final Demand”, WPUFD4, publicado por el Departamento del Trabajo de los Estados Unidos, para los doce (12) meses anteriores al día de otorgamiento o de la extensión precedente.

72.9. Condiciones técnicas. Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, deben desarrollarse con arreglo a las normas y los procedimientos técnicos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía en las resoluciones 180742 del 16 de mayo de 2012 y 90341 del 27 de marzo de 2014, o en las normas que los modifiquen, adicionen o complementen.

72.10. Condiciones ambientales. Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos provenientes de acumulaciones en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en ejecución de contratos adicionales, han de desarrollarse con sujeción a los requisitos, en los términos, con las restricciones y en consonancia con las normas en materia de protección, conservación, sustitución o restauración del medio ambiente y de los recursos naturales renovables, adoptadas por las autoridades competentes para esos efectos, en especial, en el Decreto Único 1076 del 26 de mayo de 2015 y en la Resolución 421 del 20 de marzo de 2014 expedida por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, o en las normas que los modifiquen, sustituyan o complementen.

ART. 73.—Convenios entre la ANH y Ecopetrol. La exploración y explotación de acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 por Ecopetrol S.A., en cualquiera de las áreas objeto de los convenios celebrados entre esa empresa y la ANH, con arreglo al numeral 34.1 del artículo 34 del Decreto-Ley 1760 de 2003, quedan sujetas a los términos y condiciones que se pacten en convenio adicional, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 54 del citado decreto-ley; al Decreto Reglamentario 2288 de 2004 o sus modificaciones; a los criterios establecidos por el consejo directivo en los acuerdos 18 de 2004, 4 de 2005 y 21 de 2006, o en aquellos que los reformen, sustituyan o complementen, así como a las disposiciones que resulten aplicables del presente capítulo.

Por la condición especial de tales áreas, Ecopetrol no estará sometida a presentar solicitud, ni a acreditar capacidad económico financiera, técnica y operacional ni jurídica. Esta sociedad y la ANH estipularán los convenios adicionales a que haya lugar, previa comprobación de la capacidad medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial de aquella.

ART. 74.—Minutas de contrato. Las minutas de contrato adicional para la exploración y producción de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, son las aprobadas por el consejo directivo de la ANH.

CAPÍTULO NOVENO

Aspectos sociales y ambientales

ART. 75.—Presupuesto general. Con fundamento en la Constitución Política, corresponde a la ley definir el ordenamiento del subsuelo y los parámetros generales para la exploración, explotación y aprovechamiento de los recursos de hidrocarburos que se encuentren en el mismo, y que son propiedad de la Nación. Esas actividades deben cumplirse en función del interés general, en forma armónica con los principios y normas de explotación racional de los recursos naturales y de protección del ambiente, dentro de un concepto integral de desarrollo, con miras al abastecimiento interno, la sostenibilidad de reservas y recursos, la seguridad energética, la generación de ingresos, y el fortalecimiento de las finanzas públicas, todo en orden a contribuir al desenvolvimiento económico y social del país.

ART. 76.—Aplicación del régimen jurídico superior y restricciones. Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos deben desarrollarse con sujeción a las normas superiores en materia ambiental y social y respetar el patrimonio arqueológico de la Nación.

Quedan exceptuados de la posibilidad de aprovechamiento los recursos naturales no renovables del subsuelo en zonas reservadas, excluidas, protegidas o restringidas por autoridad competente, con fundamento en consideraciones ambientales, de protección de recursos naturales renovables y del patrimonio arqueológico de la Nación, salvo que las mismas consignen expresamente las actividades que pueden desarrollarse en ellas, con la determinación de las condiciones y requisitos conforme a los cuales han de ejecutarse, con apego al régimen jurídico sobre la materia.

ART. 77.—Responsabilidad ambiental. Además de los compromisos generales establecidos en el numeral 49.3 del artículo 49 del presente reglamento, corresponde al contratista acometer los estudios de impacto ambiental necesarios; obtener los permisos de esta naturaleza y de utilización de recursos naturales renovables que imponga el ordenamiento superior; solicitar, tramitar y conseguir las licencias ambientales que amparen el desarrollo de todas las actividades inherentes a la ejecución contractual, requeridas para la realización de las operaciones de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos que lo impongan; satisfacer los requisitos para el efecto, así como cumplir los términos y condiciones de permisos, autorizaciones y licencias.

En cumplimiento de la responsabilidad ambiental, corresponde exclusivamente al contratista adoptar y ejecutar planes de contingencia específicos para atender emergencias, y mitigar, prevenir y reparar daños, de manera técnica, eficiente y oportuna.

Para el desarrollo de actividades sometidas al otorgamiento de licencias, permisos, concesiones o autorizaciones ambientales, deben tomarse en consideración los plazos establecidos en el ordenamiento superior sobre la materia, con el fin de estar en condiciones de cumplir en tiempo las actividades y prestaciones pactadas contractualmente.

ART. 78.—Responsabilidad social empresarial. En forma acorde con las disposiciones nacionales e internacionales sobre adopción y ejecución de políticas corporativas en esta materia, los interesados, proponentes y contratistas deben desarrollar las actividades y operaciones de exploración y producción de hidrocarburos a su cargo, fundados en valores éticos; el respeto al Estado, sus trabajadores y contratistas; la sociedad, las comunidades y el ambiente, y la protección de la diversidad e identidad cultural de grupos étnicos, así como emprender acciones que contribuyan al progreso económico y social de unas y otros, y al desenvolvimiento sostenible e incluyente.

ART. 79.—Inversión social. En desarrollo de contratos celebrados para la ejecución de actividades de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos, deben emprenderse obras, trabajos y/o labores en beneficio de las comunidades de la zona de influencia de las operaciones, en áreas continentales, o del área de interés resultado de estudios de línea base social, tratándose de contratos costa afuera, en las que tengan repercusión o efectos tales actividades, para cuyo desarrollo el contratista debe destinar recursos que contribuyan al mejoramiento de la calidad y las condiciones de vida de sus habitantes.

En cumplimiento de este compromiso, los contratistas deben diseñar y desarrollar programas en beneficio las comunidades, PBC, establecidas o asentadas en el área de influencia de las operaciones a su cargo, o en el área de interés, tratándose de contratos costa afuera, destinados a fomentar el desenvolvimiento sostenible, el fortalecimiento del entorno social, cultural y económico, y a mejorar las condiciones de bienestar, de acuerdo con el artículo siguiente.

Corresponde a la ANH acompañar a los contratistas en los procedimientos de presentación y concertación de tales programas con las autoridades que representen dichas comunidades o con personeros de las mismas.

ART. 80.—Programas en beneficio de las comunidades, PBC. Han de consistir en el desarrollo de iniciativas de infraestructura, salud y saneamiento básico y/o educación, así como en el desarrollo de proyectos productivos.

La inversión en tales programas debe corresponder a suma equivalente al uno por ciento (1%) del valor total del programa exploratorio, incluidos mínimo y adicional; de eventuales programas exploratorio posterior y de evaluación, así como al uno por ciento (1%) de la cuantía del programa anual de operaciones de todos los campos comerciales del área o áreas en producción, durante el período correspondiente.

Ha de tratarse de proyectos y actividades diferentes de aquellos que el contratista está en el deber de acometer en cumplimiento de licencias y de planes de manejo ambiental, o en ejecución de medidas de manejo acordadas en procedimientos de consulta previa para prevenir, corregir, mitigar y/o compensar impactos derivados de la ejecución del contrato en comunidades y grupos étnicos, todo ello con sujeción al ordenamiento superior.

CAPÍTULO DÉCIMO

Derechos económicos

ART. 81.—Alcance. En este capítulo se precisan y unifican causación, responsabilidad, liquidación, oportunidad de pago, intereses moratorios y tasa de cambio, aplicables a cada derecho económico, sin perjuicio de lo que se dispone en el artículo 92 del presente acuerdo con respecto a los derechos económicos estipulados en contratos vigentes.

ART. 82.—Derecho económico por concepto del uso del subsuelo.

82.1. Responsabilidad. Debe ser liquidado y pagado oportunamente por los contratistas, sin perjuicio de la potestad de la ANH de revisar las correspondientes liquidaciones y de formular los reparos y exigir los ajustes a que haya lugar, mediante determinaciones administrativas reguladas por el artículo 91 posterior, denominado verificación y compensaciones. De presentarse saldo a favor de la entidad, la diferencia debe ser cubierta dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de recepción del correspondiente requerimiento, junto con los respectivos intereses de mora, calculados sobre el saldo insoluto, desde la fecha límite de pago del derecho y hasta la de cubrimiento efectivo de aquel, salvo que el contratista impugne la correspondiente determinación, caso en el cual aplica lo dispuesto en el citado artículo 91. si la diferencia favorece al contratista, debe ser reintegrada en el mismo plazo, pero contado desde la fecha en que se ponga en conocimiento de este último su existencia o que el mismo la advierta por escrito a la entidad y le informe los datos bancarios pertinentes.

También pueden aplicarse compensaciones, en los términos del mismo artículo 91.

Si en un área coexisten contratistas distintos, el derecho económico por concepto del uso del subsuelo debe ser liquidado y pagado por cada uno, de acuerdo con el tipo acumulación de hidrocarburos y la superficie total o remanente del área que corresponda al respectivo negocio jurídico.

Si el mismo contratista desarrolla tanto acumulaciones de hidrocarburos en trampas como en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en una misma área, para efectos de liquidar y pagar el derecho económico por concepto del uso del subsuelo aplican las reglas correspondientes a áreas prospectivas para la identificación de acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013.

82.2. Contratos de evaluación técnica (TEA), en áreas continentales y costa afuera.

82.2.1. Causación. El derecho económico por concepto del uso del subsuelo se causa anualmente o en forma proporcional por fracciones inferiores, a partir de la fecha efectiva, salvo que en contrato vigente se haya pactado expresamente su causación y pago por una sola vez al inicio de la fase exploratoria única.

82.2.2. Liquidación. Debe ser liquidado por año calendario o proporcionalmente por fracciones inferiores, desde la fecha efectiva, incluidas eventuales extensiones o prórrogas, o haber sido liquidado al iniciar la fase única del período de evaluación, si el contrato así lo estipula. Se calcula sobre la superficie total del área asignada, medida en hectáreas y fracciones de hectárea (ha) hasta centésimas, a las tarifas fijadas por la ANH en dólares de los Estados Unidos de América por unidad de superficie (USD/ha). Difiere si se trata de áreas continentales o costa afuera.

Las tarifas anuales del derecho económico por concepto del uso del subsuelo, para el año 2017*, son las siguientes:

Tarifa anual - TAUS (USD/ha)
Áreas continentales 1,19
Áreas costa afuera a profundidades de agua iguales o menores de 1.000 m. 0,77
Áreas costa afuera a profundidades de agua de más de 1.000 m. 0,58

* Estas tarifas se actualizarán atendiendo lo dispuesto en el artículo 87 del presente acuerdo.

Para liquidar el derecho debe aplicarse la siguiente fórmula:

DUSET = S * TAUS

Donde:

• DUSET es el derecho económico por concepto del uso del subsuelo correspondiente al período anual de que se trate, en contratos de evaluación técnica

• S corresponde a la superficie total del área asignada en hectáreas y fracciones de hectárea (ha) hasta centésimas

• TAUS es la tarifa anual por uso del subsuelo vigente, expresada en dólares estadounidenses por unidad de superficie (USD/ha), actualizada anualmente por la ANH

82.2.3. Oportunidad de pago. La cancelación de este derecho económico ha de tener lugar en forma anticipada, dentro del mes siguiente a aquel al que corresponda la fecha efectiva, por la fracción remanente del año de que se trate, y, posteriormente, por año calendario completo, dentro del mes de febrero, o haber tenido lugar dentro del mes siguiente al de su respectiva causación, si el contrato estipula que ocurre por una sola vez para la fase única.

Debe pagarse en pesos colombianos, mediante la aplicación de la tasa representativa del mercado, TRM certificada por el Banco de la República, vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha en que tenga lugar su cubrimiento efectivo.

82.3. Contratos de exploración y producción, E&P, tanto para la identificación de acumulaciones de hidrocarburos en trampas como en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, y respecto de áreas continentales como costa afuera:

82.3.1. Períodos de exploración y evaluación sin producción.

82.3.1.1. Causación. El derecho económico por concepto del uso del subsuelo se causa anualmente o proporcionalmente por fracciones inferiores, a partir de la fecha efectiva, durante el período exploratorio, sus prórrogas, eventuales programas exploratorios posteriores y el período de evaluación, sin perjuicio de que exista producción como resultado de descubrimientos o de ejecución de programas de evaluación, casos en los cuales el derecho se causa tanto sobre el área asignada o remanente, de la cual puede deducirse la superficie del área en evaluación, como sobre la producción, salvo que contrato vigente estipule su causación a partir de la segunda fase.

82.3.1.2. Liquidación. Se calcula sobre la superficie total del área asignada o su remanente, medida en hectáreas (ha) y fracciones de hectárea hasta centésimas, a las tarifas fijadas por la ANH en dólares de los Estados Unidos de América por unidad de superficie (USD/ha). Difiere si se trata de áreas para la identificación de acumulaciones de hidrocarburos en trampas o en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013.

Las tarifas del derecho económico por concepto del uso del subsuelo, para el año 2017*, son las siguientes:

Áreas prospectivas para acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013.
Tarifa - TAUS (USD/ha)
Tarifa anual - USD/ha - TAUS
Áreas continentales 1,19

Áreas prospectivas para acumulaciones de hidrocarburos en trampas
Tarifa - TAUS (USD/ha)
Yacimientos descubiertos no desarrollados 2,32
Áreas continentales 1,84
Áreas costa afuera a profundidades de agua iguales o menores de 1.000 m. 0,90
Áreas costa afuera a profundidades de agua de más de 1.000 m. 0,68

* Estas tarifas se actualizarán atendiendo lo dispuesto en el artículo 87 del presente acuerdo.

Para liquidar el derecho debe aplicarse la siguiente fórmula:

DUSPE = S * TAUS

Donde:

• DUSPE corresponde al derecho económico por concepto del uso del subsuelo durante el período de exploración

• S es la superficie del área asignada o la del área remanente, expresada en hectáreas y fracciones de hectárea (ha) hasta centésimas

• TAUS corresponde a la tarifa anual por uso del suelo vigente, expresada en dólares de los Estados Unidos de América por unidad de superficie, actualizada anualmente por la ANH

82.3.1.3. Oportunidad de pago.

La cancelación de este derecho económico ha de tener lugar en forma anticipada, dentro del mes siguiente a la fecha efectiva, por la fracción remanente del año de que se trate, y, posteriormente, por año calendario completo, en del mes de febrero.

Debe pagarse en pesos colombianos, mediante la aplicación de la tasa representativa del mercado, TRM certificada por el Banco de la República, vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha en que tenga lugar su cubrimiento efectivo.

82.3.2. Período de explotación y producción en descubrimientos o en período de evaluación con producción.

82.3.2.1. Causación. Tanto para producción de hidrocarburos provenientes de acumulaciones en trampas como en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, el derecho económico por concepto del uso del subsuelo se causa por semestre calendario vencido.

82.3.2.2. Liquidación. Se calcula sobre la producción base, descontados los volúmenes correspondientes al derecho económico de participación en la producción (X%) y de participación adicional en la misma, de resultar aplicable, por las tarifas fijadas por la ANH en dólares de los Estados Unidos de América por volumen de producción, es decir, por barril de hidrocarburo líquido o por miles de pies cúbicos de gas natural.

Las tarifas del derecho económico por concepto del uso del subsuelo en áreas asignadas en producción o en evaluación con producción, así como en el caso de descubrimientos con producción, para el año 2017*, son las siguientes:

— Cero coma trece cincuenta y tres dólares (USD 0,1353) por barril de hidrocarburo líquido, y

— Cero coma cero trece cincuenta y tres dólares (USD 0,01353) por cada mil pies cúbicos (1.000 ft3) de gas natural.

* Estas tarifas se actualizarán atendiendo lo dispuesto en el artículo 87 del presente acuerdo.

Para liquidar este derecho debe aplicarse la siguiente fórmula:

DUSP = PBD * TUP

Donde:

• DUSP corresponde al derecho económico por concepto del uso del subsuelo sobre la producción proveniente de descubrimientos, de áreas en evaluación o de campos en producción durante el período correspondiente.

• PB o producción base, es la producción medida en el punto de medición oficial o punto de fiscalización, después de descontar las regalías expresadas en volumen, que resulta de la fórmula PB = PT - R

• PT es la producción total del descubrimiento, de cada área en evaluación o de cada campo en cada área asignada en producción, expresada en volumen, barriles de hidrocarburos líquidos o miles de pies cúbicos de gas natural, también correspondiente al período mensual de liquidación de que se trate, una vez descontados los volúmenes de hidrocarburos utilizados en beneficio de las operaciones de extracción y los que inevitablemente se desperdicien en ellas, así como los de gas que se reinyecten en el mismo campo en producción

• R es el volumen de regalías inherente al período mensual de liquidación de que se trate, expresado en barriles (bbl) o en miles de pies cúbicos (kft3), según sea hidrocarburo líquido o gas natural

• PBD es la producción base para el cálculo del derecho en dinero, que resulta, a su vez, de la siguiente fórmula PBD = PB * (1 - XP)

• XP corresponde al porcentaje de participación en la producción (X%), más la participación adicional en la misma, de resultar aplicable, pactados en el respectivo contrato

• TUP es la tarifa por unidad de producción, fijada en dólares de los Estados Unidos de América por barril de hidrocarburo líquido (USD/bbl), o por miles de pies cúbicos de gas natural (USD/kft3) de gas natural, actualizada por la ANH para el año calendario de que se trate

82.3.2.3. Oportunidad de pago. La cancelación de este derecho económico ha de tener lugar dentro del primer mes del semestre calendario inmediatamente siguiente al de su respectiva causación.

Debe pagarse en pesos colombianos, mediante la aplicación de la tasa representativa del mercado, TRM, certificada por el Banco de la República, vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha en que tenga lugar su cubrimiento efectivo.

ART. 83.—Aportes para formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología.

83.1. Responsabilidad. Deben ser liquidados y pagados oportunamente por los contratistas, sin perjuicio de la potestad de la ANH de revisar las correspondientes liquidaciones y de formular los reparos y exigir los ajustes a que haya lugar, mediante determinaciones administrativas reguladas por el artículo 91 posterior, denominado verificación y compensaciones. De presentarse saldo a favor de la entidad, la diferencia debe ser cubierta dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de recepción del correspondiente requerimiento, junto con los intereses de mora sobre el saldo insoluto, liquidados desde la fecha límite de pago del derecho y hasta el cubrimiento efectivo de tal diferencia, salvo que el contratista impugne la correspondiente determinación, caso en el cual aplica lo dispuesto en el referido artículo 91. Si la diferencia favorece al contratista, debe ser reintegrada en el mismo plazo, pero contado desde la fecha en que se ponga en conocimiento de este último su existencia o que el mismo la advierta por escrito a la entidad y le informe los datos bancarios pertinentes.

También pueden aplicarse compensaciones, en los términos del mismo artículo 91, que las regula.

Si en una misma área coexisten contratistas distintos, el derecho económico por concepto de formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología debe ser liquidado y pagado por cada uno, de acuerdo con el tipo de acumulación de hidrocarburos y el correspondiente negocio jurídico.

Si el mismo contratista procura la identificación o la producción de hidrocarburos en trampas como en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013 en una misma área, para efectos de liquidar y pagar este derecho aplican las reglas correspondientes a las segundas.

83.2. Convenios, contratos de exploración y producción, E&P y especiales, en áreas continentales y costa afuera.

83.2.1. Período de exploración y de evaluación sin producción.

83.2.1.1. Causación. Los aportes por concepto de formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología se causan anualmente, a partir de la fecha efectiva, durante el período exploratorio, sus prórrogas, y eventuales programas exploratorios posteriores, incluidas las áreas en evaluación durante unas u otros, sin perjuicio de que exista producción, caso en el cual también se causan sobre esta última.

83.2.1.2. Liquidación. Equivalen al veinticinco por ciento (25%) del derecho por concepto del uso del subsuelo.

Para liquidar los aportes debe aplicarse la siguiente fórmula:

ATTPE = DUSPE * 25%

Donde:

• ATTPE corresponde al aporte para formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología en el período exploratorio.

• DUSPE es el derecho económico por concepto del uso del subsuelo durante el mismo período.

En ningún caso, el valor de los aportes excederá la suma de noventa y siete mil seiscientos setenta y siete dólares de los Estados Unidos de América (USD 97.677) por año calendario, para el año 2017.

Este límite debe actualizarse cada año, mediante la aplicación del índice de precios al productor, IPP, “Final Demand”, WPUFD4, publicado por el Departamento del Trabajo de los Estados Unidos de América, como se determina en el artículo 87.

83.2.1.3. Oportunidad de pago. La cancelación de este Aporte ha de tener lugar en forma anticipada, dentro del mes siguiente a la fecha efectiva, por la fracción remanente del año de que se trate, y, posteriormente, por año calendario completo, dentro del mes de febrero.

Debe pagarse en pesos colombianos, mediante la aplicación de la tasa representativa del mercado, TRM certificada por el Banco de la República, vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha en que tenga lugar su cubrimiento efectivo.

83.2.2. Período de producción tanto en descubrimientos como en período de evaluación con producción.

83.2.2.1. Causación. Los aportes para formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología siempre que exista producción y durante el período de explotación se causan por semestre calendario vencido.

83.2.2.2. Liquidación. Corresponde al diez por ciento (10%) del derecho económico por concepto del uso del subsuelo en el período de explotación, y sobre la producción en descubrimientos o en período de evaluación, liquidado para el mismo semestre.

Para liquidar los aportes debe aplicarse la siguiente fórmula:

ATTP = DUSP * 10%

Donde:

• ATTP corresponde al aporte para formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología en el período de explotación, en descubrimientos o en período de evaluación si existe producción

• DUSP corresponde al derecho económico por concepto del uso del subsuelo en el período de explotación, en descubrimientos o en período de evaluación si existe producción

En ningún caso, el valor de los aportes excederá la suma de noventa y siete mil seiscientos setenta y siete dólares de los Estados Unidos de América (USD 97.677) por año calendario, para el año 2017.

Este límite debe actualizarse cada año, mediante la aplicación del índice de precios al productor, IPP, “Final Demand”, WPUFD4, publicado por el Departamento del Trabajo de los Estados Unidos de América, como se determina en el artículo 87.

83.2.2.3. Oportunidad de pago. La cancelación de este derecho económico ha de tener lugar dentro del primer mes del semestre siguiente al de su causación.

ART. 84.—Derecho económico por concepto de participación en la producción (X%). Los términos y características de este derecho que debe ser ofrecido por los proponentes en términos de porcentaje sin fracciones, igual o superior al uno por ciento (1%), se fijan en los términos de referencia o en las reglas del procedimiento de selección de que se trate, y se estipulan en el correspondiente negocio jurídico, con sujeción a las siguientes reglas:

84.1. Responsabilidad. Debe ser liquidado y pagado oportunamente por los contratistas, sin perjuicio de la potestad de la ANH de revisar las correspondientes liquidaciones y de formular los reparos y exigir los ajustes a que haya lugar, mediante determinaciones administrativas reguladas por el artículo 91 posterior, denominado verificación y compensaciones.

De presentarse saldo a favor de la entidad, por yerros del contratista en la liquidación, la diferencia debe ser cubierta dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de recepción del correspondiente requerimiento, junto con los intereses de mora, calculados sobre el saldo insoluto, desde la fecha límite de pago del derecho y hasta la de cubrimiento efectivo de aquella, salvo que el contratista impugne la correspondiente determinación, caso en el cual aplica lo dispuesto en el referido artículo 91. Si la diferencia por igual motivo favorece al contratista, será reintegrada en el mismo plazo, pero contado desde la fecha en que se ponga en conocimiento de este último su existencia o que el mismo la advierta por escrito a la entidad y le informe los datos bancarios pertinentes.

También pueden aplicarse compensaciones, en los términos del mismo artículo 91, que las regula.

84.2. Causación. Este derecho económico se causa por mes calendario sobre la producción obtenida en el mismo.

84.3. Liquidación. Se calcula sobre la producción base, de acuerdo con el porcentaje de participación en la producción (X%) pactado en el respectivo contrato.

Para liquidar este derecho debe aplicarse la siguiente fórmula sobre la producción de cada campo en cada área asignada en producción, así como sobre la proveniente de cada yacimiento, en descubrimientos y en áreas en evaluación:

DPPVOL = PB * XP * FM

Donde:

• DPPVOL es el derecho económico por concepto de participación en la producción (X%) para el período mensual de liquidación de que se trate, expresado en volumen, en barriles de petróleo o en miles de pies cúbicos de gas natural.

• PB o producción base, es la producción medida en el punto de medición oficial o punto de fiscalización, después de descontar las regalías expresadas en volumen, que resulta de la fórmula PB = PT - R

• PT es la producción total del descubrimiento, de cada área en evaluación o de cada campo en cada área asignada en producción, expresada en volumen, barriles de hidrocarburos líquidos o miles de pies cúbicos de gas natural, también correspondiente al período mensual de liquidación de que se trate, una vez descontados los volúmenes de hidrocarburos utilizados en beneficio de las operaciones de extracción y los que inevitablemente se desperdicien en ellas, así como los de gas que se reinyecten en el mismo campo en producción.

• R es el volumen de regalías inherente al período mensual de liquidación de que se trate, expresado en barriles de hidrocarburos líquidos o en miles de pies cúbicos de gas natural, según el caso.

• XP corresponde al porcentaje de participación en la producción pactado en el respectivo contrato, (X%).

• FM es el factor multiplicador correspondiente al rango del promedio del precio del hidrocarburo de que se trate, durante el mes al que se refiera la producción, según la siguiente tabla:

Petróleo crudo
precio promedio referencia cushing, OK WTI, “Spot Price”, FOB, durante el mes de producción
[USD/bbl]
Gas natural
precio promedio de venta en campo, durante el mes de producción
[USD/MBtu]
FM
X < 30Y < 3,00,77
30 <= X < 353,0 <= Y < 3,50,84
35 <= X < 403,5 <= Y < 4,00,89
40 <= X < 454,0 <= Y < 4,50,95
45 <= X < 504,5 <= X < 5,01,00
50 <= X < 555,0 <= X < 5,51,00
55 <= X < 605,5 <= X < 6,01,01
60 <= X < 656,0 <= X < 6,51,01
65 <= X < 706,5 <= X < 7,01,02
70 <= X < 757,0 <= X < 7,51,03
75 <= X < 807,5 <= X < 8,01,06
80 <= X < 858,0 <= Y < 8,51,08
85 <= X < 908,5 <= Y < 9,01,10
90 <= X < 959,0 <= Y < 9,51,12
95 <= X < 1009,5 <= Y < 10,01,14
X >= 100Y >= 10,01,16

En el evento de que la ANH opte por recaudar este derecho económico en dinero, debe aplicarse la siguiente fórmula:

DPPDIN = (DPPVOL +/- VC) * (PV - CD)

Donde:

• DPPDIN es el monto en dinero por concepto del derecho económico de participación en la producción (X%), expresado en dólares de los Estados Unidos de América, correspondiente al período mensual de liquidación de que se trate.

• VC es el volumen de compensación, a favor o en contra, también en el período mensual de liquidación de que se trate, resultado de la calidad del crudo producido en cada campo de cada área asignada en explotación, en cada descubrimiento o en cada área en evaluación, y entregado al sistema de oleoducto, cuando se emplee este medio de transporte, de acuerdo con el manual de procedimiento de compensación volumétrica de cada transportador por oleoducto, y con los informes mensuales de balance volumétrico del respectivo transportador.

• PV corresponde al precio de venta aplicable al volumen de producción a favor de la ANH, por concepto de participación en la producción (X%), durante el período mensual de liquidación de que se trate, expresado en dólares de Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) para hidrocarburos líquidos o por millón de BTU (British Thermal Unit por su sigla en inglés) (USD/MBTU) para gas natural.

Este valor corresponde al promedio de los distintos precios de venta, ponderados por el volumen de hidrocarburo comercializado a cada precio, durante el período mensual de que se trate.

En el caso de que el contratista venda los hidrocarburos a sociedades matrices o subordinadas, sea en el campo en producción, en puerto de exportación o en cualquier otro sitio, y el precio de venta, PV, sea inferior al precio de mercado del correspondiente hidrocarburo, en ese punto de venta, el componente PV de la fórmula de cálculo corresponderá al mismo precio de mercado, obtenido de la siguiente manera:

i) Si se trata de hidrocarburos líquidos, el precio de mercado será aquel determinado en el puerto de exportación, según la calidad API de la mezcla de exportación asimilable, como Castilla Blend, Vasconia Blend, Vasconia Norte Blend, South Blend, u otras. Si la venta inicial o la primera venta se lleva a cabo en el campo en producción, el precio de mercado corresponderá a aquel en puerto de exportación, con base en la calidad API de la mezcla de exportación asimilable, como Castilla Blend, Vasconia Blend, Vasconia Norte Blend, South Blend, u otras, una vez deducidos los costos de transporte, manejo, trasiego y/o comercialización aplicables para obtener el precio en el campo en producción, según las condiciones pactadas entre el productor y el comprador del hidrocarburo para determinar el precio de la venta en el campo en producción, independientemente del destino del hidrocarburo objeto de venta.

ii) Si se trata de la venta de gas natural para atender demanda nacional, el precio de mercado corresponde al precio promedio ponderado nacional del precio base de liquidación del gas natural, determinado para efectos del pago en dinero de las regalías de gas natural. Si las ventas son para exportación, el precio de mercado se obtendrá a partir de una referencia previamente acordada entre la ANH y el contratista, con base en uno o varios precios marcadores de gas, en función del mercado geográfico del destino final del gas vendido por el productor.

• CD corresponde a la suma de los costos realmente incurridos por el contratista, conforme al artículo 89 posterior, para transportar el volumen de hidrocarburo a favor de la ANH, por concepto del derecho económico de participación en la producción (X%), entre el punto de fiscalización o de medición oficial y el sitio determinado por el contrato para la venta inicial del hidrocarburo, durante el período de liquidación de que se trate, expresado en dólares de Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) para hidrocarburos líquidos o por millón de BTU (British Thermal Unit por su sigla en inglés) (USD/ MBTU) para gas natural.

Este valor resulta del promedio de los costos deducibles ponderados por el correspondiente volumen de hidrocarburo, durante el período mensual de que se trate.

En el evento en que el resultado del componente (PV - CD) sea igual o inferior a cero, para efectos de la liquidación debe tomarse el último valor positivo de dicho componente, de las liquidaciones provisionales anteriores por concepto del derecho económico de participación en la producción (X%).

Se calcula en forma provisional por mes de producción, con base en la mejor información disponible, y debe ajustarse para obtener su valor definitivo, una vez se conozcan el precio de venta, los costos deducibles y el volumen de compensación por calidad, en firme, sin exceder de los tres (3) meses inmediatamente siguientes al período mensual de producción objeto de cálculo.

Tanto la liquidación provisional como la información que le sirva de soporte, deben ser sometidas a la ANH dentro de los diez (10) días comunes siguientes al vencimiento del período mensual de producción correspondiente. La definitiva, también con la información de soporte, dentro de los tres (3) meses inmediatamente siguientes al período mensual de producción al cual se refiera.

84.4. Oportunidad de pago.

En especie

Si la ANH opta porque este derecho económico se pague en especie, el contratista debe entregarle la cantidad de hidrocarburos correspondiente, para cuyo efecto, las dos partes deben acordar por escrito el procedimiento aplicable, la programación de las entregas, y los demás aspectos relevantes para la medición y puesta a disposición de los hidrocarburos en forma completa, técnica, oportuna y segura.

La ANH o la empresa que esta determine debe recaudar los volúmenes en el punto de entrega y reconocer al contratista el valor del traslado del hidrocarburo entre el punto de medición oficial o de fiscalización y el de entrega, cuando sean distintos.

La ANH dispone de un (1) mes para retirar el volumen. Vencido este término, sin que lo haya hecho, y siempre que exista capacidad disponible de almacenamiento en las facilidades del contratista, es obligación suya almacenar los hidrocarburos hasta por término máximo de tres (3) meses consecutivos.

En este último evento, por concepto del almacenamiento, la entidad debe reconocer al contratista una tarifa razonable, acordada previamente en cada caso, por escrito entre las partes.

Si no hay capacidad de almacenamiento, el contratista puede continuar la producción de hidrocarburos y disponer del volumen correspondiente al derecho de participación en la producción (X%), con el compromiso de entregar posteriormente a la ANH los volúmenes que esta no hubiera retirado, en la forma y oportunidad previamente convenidos para el pago efectivo del derecho.

Vencido el citado plazo de tres (3) meses, sin que la ANH haya retirado los hidrocarburos, el contratista queda en libertad de comercializarlos y en el deber de entregar el producido a la entidad, con arreglo a las normas sobre pago de este derecho económico en dinero.

En igual forma, ocupado un ochenta por ciento (80%) de la capacidad de almacenamiento, el contratista queda facultado para disponer del volumen correspondiente al derecho de participación en la producción (X%), y la ANH puede retirarlo posteriormente, a una tasa de entrega compatible con la capacidad de producción.

También puede la ANH autorizar al contratista la entrega de los volúmenes correspondientes a las liquidaciones mensuales del referido derecho de participación en la producción (X%), en meses posteriores a aquel al que corresponda la producción, previamente convenidos.

En dinero

El valor de la liquidación provisional debe cancelarse dentro de los treinta (30) días comunes o calendario siguientes al vencimiento del período mensual de producción de que se trate, y, eventuales diferencias en contra del contratista, con la liquidación definitiva, en la misma fecha de su sometimiento a la ANH, debidamente soportada.

De presentarse saldo a favor de la entidad, la diferencia debe ser cubierta dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de la liquidación definitiva o a la de recepción del correspondiente requerimiento.

Debe tener lugar en pesos colombianos, mediante la aplicación de la tasa representativa del mercado, TRM, certificada por el Banco de la República, vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha en que tenga lugar su cubrimiento efectivo.

Si la ANH opta por modificar la forma de pago pactada, es decir, de dinero a especie, o viceversa, debe comunicar su determinación al contratista con por lo menos tres (3) meses de anticipación.

ART. 85.—Participación adicional en la producción. Durante eventuales prórrogas del período de producción, los contratistas deben reconocer y pagar a la ANH una participación adicional, equivalente al diez por ciento (10%) del valor de la producción base de hidrocarburos líquidos provenientes de acumulaciones en trampas, y/o a un cinco por ciento (5%), también adicional, en los casos de hidrocarburos de acumulaciones en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, de gas natural no asociado, de hidrocarburos líquidos pesados o extrapesados, o de hidrocarburos provenientes de yacimientos costa afuera.

A esta participación adicional se aplican las reglas fijadas en el artículo precedente en materia de responsabilidad, causación, liquidación y oportunidad de pago.

ART. 86.—Derecho económico por concepto de precios altos.

86.1. Responsabilidad. Debe ser liquidado y cubierto o cancelado oportunamente por los contratistas, sin perjuicio de la potestad de la ANH de revisar las correspondientes liquidaciones y de formular los reparos y exigir los ajustes a que haya lugar.

De presentarse saldo a favor de la entidad, por yerros del contratista en la liquidación, la diferencia debe ser cubierta dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de recepción del correspondiente requerimiento, junto con los intereses de mora liquidados sobre el saldo insoluto, desde la fecha límite de pago. Si la diferencia favorece al contratista, será reintegrada en el mismo plazo, pero contado desde la fecha en que se ponga en conocimiento de este último su existencia o que el mismo la advierta por escrito a la entidad y le informe los datos bancarios pertinentes.

Aplica a los contratos de exploración y producción, E&P, y a todo tipo de áreas y yacimientos, excepto a los hidrocarburos líquidos extrapesados.

Si la ANH opta por modificar la forma de pago pactada, es decir, de dinero a especie, o viceversa, debe comunicar su determinación al contratista con por lo menos tres (3) meses de anticipación.

86.2. Causación. El derecho económico por concepto de precios altos difiere según el tipo de área, continental o costa afuera, del yacimiento del cual proviene el hidrocarburo, y de la naturaleza y calidad del mismo, como se establece a continuación.

86.2.1. Hidrocarburos líquidos, con excepción de los extrapesados. Se causa a partir de la fecha en que la producción acumulada del área contratada, proveniente de yacimientos en trampas, o la originada en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en uno y otro casos, incluidos todos los descubrimientos, campos y pozos, así como los volúmenes correspondientes a regalías, otros derechos económicos y aquellos destinados a pruebas, pero deducidos los volúmenes utilizados en beneficio de las operaciones de extracción, supere los cinco (5) millones de barriles, y el promedio del precio del crudo marcador de la referencia cushing, OK WTI (West Texas Intermediate) “Spot Price” FOB, tomada de la base de datos “US Energy Information Administration, EIA”, para el mes calendario de liquidación, exceda el precio base Po que se consigna en tabla adoptada mediante resolución general y publicada en la página web de la entidad.

Este numeral aplica también para la producción proveniente de áreas costa afuera, a profundidades inferiores a trescientos metros (300 m) de agua.

86.2.2. Gas natural. Se causa transcurridos cinco (5) años contados desde la fecha de declaración de comercialidad del primer descubrimiento de acumulaciones en trampas o en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, en el área, siempre que el precio promedio de venta para el mes calendario de liquidación supere el precio base Po, fijado en la misma tabla.

86.2.3. Hidrocarburos líquidos originados en yacimientos ubicados en áreas costa afuera a profundidades de agua de entre trescientos (300 m) y mil metros (1.000 m). Desde cuando la producción acumulada de todos los descubrimientos, pozos y campos del área, incluido el volumen correspondiente a regalías, otros derechos económicos y para pruebas, pero descontados aquellos utilizados en beneficio de las operaciones de extracción, supere los doscientos (200) millones de barriles, y el promedio del precio del crudo marcador de la referencia cushing, OK WTI (West Texas Intermediate), “Spot Price” FOB, tomada de la base de datos “US Energy Information Administration, EIA” para el mes calendario de liquidación, exceda el precio base Po, establecido en dicha tabla.

86.2.4. Hidrocarburos líquidos originados en yacimientos ubicados en áreas costa afuera, a profundidades de agua mayores a mil metros (1.000 m). A partir de la fecha en que la producción acumulada de todos los descubrimientos, pozos y campos del área, incluido el volumen correspondiente a regalías, otros derechos económicos y para la ejecución de pruebas, pero deducidos aquellos utilizados en beneficio de las operaciones de extracción, supere los trescientos (300) millones de barriles, y el promedio del precio del crudo marcador de la referencia cushing, OK WTI (West Texas Intermediate) ,”Spot Price” FOB, tomada de la base de datos “US Energy Information Administration, EIA” para el mes calendario de liquidación, exceda el precio base Po, fijado en la misma tabla.

86.3. Liquidación. El derecho económico por concepto de precios altos a favor de la ANH corresponde a un porcentaje de la producción y se determina por mes calendario vencido, sobre la producción base, en función de la variación del precio del crudo marcador con respecto al precio base (Po).

Para liquidar este derecho debe aplicarse la siguiente fórmula:

DPAVOL = (PB - DPPVOL) * [(P - Po) / P] * D

Donde:

• DPAVOL corresponde al derecho económico por concepto de precios altos, para el período mensual de liquidación de que se trate, expresado en volumen, es decir, en barriles (bbl) para hidrocarburos líquidos o en miles de pies cúbicos (kft3) para gas natural.

• PB o producción base, es la producción medida en el punto de medición oficial o punto de fiscalización, después de descontar las regalías expresadas en volumen, que resulta de la fórmula PB = PT - R

• PT es la producción total del descubrimiento, de cada área en evaluación o de cada campo en cada área asignada en producción, expresada en volumen, barriles de hidrocarburos líquidos o miles de pies cúbicos de gas natural, también correspondiente al período mensual de liquidación de que se trate, una vez descontados los volúmenes utilizados en beneficio de las operaciones de extracción y los que inevitablemente se desperdicien en ellas, así como los del gas que se reinyecten en el mismo campo en producción.

• R es el volumen de regalías del período mensual de liquidación de que se trate, expresado en barriles (bbl) o en miles de pies cúbicos (kft3), según sea hidrocarburo líquido o de gas natural.

• DPPVOL es el derecho económico por concepto de participación en la producción (X%) para el período mensual de liquidación de que se trate, expresado en volumen, es decir, en barriles (bbl) para hidrocarburos líquidos o en miles de pies cúbicos (kft3) para gas natural.

• P es el promedio mensual del precio marcador, es decir, el “West Texas Intermediate WTI” para hidrocarburos líquidos o el precio promedio de venta para gas natural.

• Po es el precio base, redondeado a centésimas, para el año 2017*, de acuerdo con la tabla que se consigna más adelante.

• D% es el porcentaje que corresponde a la ANH, según la siguiente tabla:

Contrato / Precio WTI (P)Porcentaje (D%) ANH
Contratos asignados directamente, por nominación de áreas en la mini ronda 2007 y en la Ronda Caribe 200730
Otros procedimientos de contratación
Po ≤ P < 2Po30
2Po ≤ P < 3Po35
3Po ≤ P < 4Po40
4Po ≤ P < 5Po45
5Po ≤ P50

Tipo de hidrocarburoPrecio base, Po
Hidrocarburos líquidos - Gravedad APIUSD por barril
Mayor de 29º API 35,15
Mayor de 22º API e inferior o igual a 29º API 36,52
Mayor de 15º API e inferior o igual a 22º API 37,87
Mayor de 10º API e inferior o igual a 15º API 54,09
Provenientes de yacimientos de hidrocarburos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013. 87,30
Originados en áreas costa afuera
Descubrimientos a profundidades de agua de entre 300 m y 1.000 m 81,84
Descubrimientos a profundidades de agua de más de 1.000 m 99,80
Gas natural exportado:
Distancia en línea recta entre el punto de entrega y el de recibo en el país de destino
USD por MBTU (1)
Menor o igual a 500 km 8,13
Mayor de 500 km y menor o igual a 1.000 km 9,48
Mayor de 1.000 km o planta de LNG (Gas Natural Licuado por sus siglas en inglés) 10,82

* Estas tarifas se actualizarán atendiendo lo dispuesto en el artículo 87 del presente acuerdo.

(1) Millones de BTU (British Termal Unit, por sus siglas en inglés)

Sobre la producción de gas natural para consumo interno, no se causa este derecho económico.

Si la ANH opta por recaudar este derecho económico en dinero, debe aplicarse la siguiente fórmula:

DPADIN = (DPAVOL +/- VC) * (PV - CD)

Donde:

• DPADIN es el valor del derecho económico por concepto de precios altos, expresado en dólares de los Estados Unidos de América (USD), correspondiente al período de liquidación de que se trate.

• VC es el volumen de compensación a favor o en contra, en el período mensual de liquidación de que se trate, resultado de la calidad del hidrocarburo producido en cada descubrimiento, yacimiento y campo del o de las áreas en producción, entregado al sistema de oleoductos, cuando se emplee este medio de transporte, de acuerdo con el manual de procedimiento de compensación volumétrica de cada transportador por oleoducto, y con los informes mensuales de balance volumétrico del respectivo transportador.

• PV es el precio de venta aplicable al volumen de producción a favor de la ANH, por concepto de precios altos, durante el período mensual de liquidación de que se trate, expresado en dólares de Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) para hidrocarburos líquidos o por millones de BTU (British Termal Unit por sus siglas en inglés) (USD/ MBTU) para gas natural.

Este valor corresponde al promedio de los distintos precios de venta, ponderados por el volumen de hidrocarburo comercializado a cada precio, durante el período mensual respectivo.

En el caso de que el contratista venda los hidrocarburos a sociedades matrices o subordinadas, sea en el campo en producción, en puerto de exportación o en cualquier otro sitio, y el precio de venta, PV, sea inferior al precio de mercado del correspondiente hidrocarburo, en ese punto de venta, el componente PV de la fórmula de cálculo corresponderá al mismo precio de mercado, obtenido de la siguiente manera:

i) Si se trata de hidrocarburos líquidos, el precio de mercado será aquel determinado en el puerto de exportación, según la calidad API de la mezcla de exportación asimilable, como Castilla Blend, Vasconia Blend, Vasconia Norte Blend, South Blend, u otras. Si la venta inicial o la primera venta se lleva a cabo en el campo en producción, el precio de mercado corresponderá a aquel en puerto de exportación, con base en la calidad API de la mezcla de exportación asimilable, como Castilla Blend, Vasconia Blend, Vasconia Norte Blend, South Blend, u otras, una vez deducidos los costos de transporte, manejo, trasiego y/o comercialización aplicables para llegar al campo en producción, según las condiciones pactadas entre el productor y el comprador del hidrocarburo para determinar el precio de la venta en el campo en producción, independientemente del destino del hidrocarburo objeto de venta.

ii) Si se trata de la venta de gas natural para exportación, el precio de mercado se obtendrá a partir de una referencia previamente acordada entre la ANH y el contratista, con base en uno o varios precios marcadores de gas, en función del mercado geográfico del destino final del gas vendido por el productor.

• CD equivale a la suma de los costos realmente incurridos por el contratista, conforme al artículo 89 posterior, para transportar el volumen de hidrocarburo a favor de la ANH, por concepto del derecho económico de precios altos, entre el punto de fiscalización o de medición oficial, y el punto de venta, durante el período mensual de liquidación de que se trate, expresado en dólares de Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) para hidrocarburos líquidos salvo los extrapesados, o por millones de BTU (British Termal Unit por sus siglas en inglés) (USD/MBTU) para gas natural.

Este valor resulta del promedio de los costos deducibles ponderados por el correspondiente volumen de hidrocarburo, durante el período mensual respectivo.

En el evento de que el resultado del componente (PV - CD) sea igual o inferior cero, para efectos de la liquidación debe tomarse el último valor positivo de dicho componente, de las liquidaciones provisionales anteriores por concepto del derecho económico de precios altos.

Se calcula en forma provisional por mes de producción, con base en la mejor información disponible, y debe ajustarse para obtener su valor definitivo, una vez se conozcan los guarismos del precio de venta, los costos deducibles y el volumen de compensación por calidad, en firme, sin exceder de los tres (3) meses inmediatamente siguientes al de producción objeto de cálculo.

Tanto la liquidación provisional como la información que le sirva de soporte, deben ser sometidas a la ANH dentro de los diez (10) días comunes siguientes al vencimiento del período mensual de producción correspondiente. La definitiva, también con la información de soporte, dentro de los tres (3) meses inmediatamente siguientes al período mensual de producción al cual se refiera.

86.4. Oportunidad de pago.

En especie

Si la ANH opta por el pago de este derecho económico en especie, el contratista debe entregarle la cantidad de hidrocarburos correspondiente, para cuyo efecto las partes deben acordar por escrito el procedimiento aplicable, la programación de las entregas, y los demás aspectos relevantes para la medición y puesta a disposición de los hidrocarburos en forma completa, técnica, oportuna y segura. La ANH o la empresa que esta determine debe recaudar los volúmenes en el punto de entrega y reconocer al contratista el valor del traslado del hidrocarburo entre el punto de medición oficial o de fiscalización y el de entrega, cuando sean distintos.

La ANH dispone de un (1) mes para retirar el volumen de que se trate. Vencido este término, sin que lo haya hecho, y siempre que exista capacidad disponible de almacenamiento en las facilidades del contratista, es obligación suya acopiar los hidrocarburos hasta por término máximo de tres (3) meses consecutivos.

En este último evento, por concepto del almacenamiento, la entidad debe reconocer al contratista una tarifa razonable, acordada previamente en cada caso, por escrito entre las partes.

Si no hay capacidad de almacenamiento, el contratista puede continuar la producción de hidrocarburos y disponer del volumen correspondiente al derecho económico por concepto de precios altos, con el compromiso de entregar posteriormente a la ANH los volúmenes que esta no hubiera retirado, en la forma y oportunidad previamente convenidas para el pago efectivo del derecho.

Vencido el citado plazo de tres (3) meses, sin que la ANH haya retirado los hidrocarburos, el contratista queda en libertad de comercializarlos y en el deber de entregar el producido a la entidad, con arreglo a las normas sobre pago de este derecho económico en dinero.

En igual forma, ocupado un ochenta por ciento (80%) de la capacidad de almacenamiento, el contratista queda facultado para disponer del volumen correspondiente al derecho económico por concepto de precios altos, y la ANH puede retirarlo posteriormente, a una tasa de entrega compatible con la capacidad de producción.

También puede la ANH autorizar al contratista la entrega de los volúmenes de las liquidaciones mensuales, en meses posteriores a aquel al que corresponda la producción, previamente convenidos.

En dinero

El valor de la liquidación provisional debe cancelarse dentro de los treinta (30) días comunes o calendario siguientes al vencimiento del período mensual de producción de que se trate, y, eventuales diferencias en contra del contratista, con la liquidación definitiva, en la misma fecha de su sometimiento a la ANH, debidamente soportada.

De presentarse saldo a favor de la entidad, la diferencia debe ser cubierta dentro de los diez (10) días calendario siguientes a la fecha de la liquidación definitiva o a la de recepción del correspondiente requerimiento.

Debe tener lugar en pesos colombianos, mediante la aplicación de la tasa representativa del mercado, TRM, certificada por el Banco de la República, vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha en que tenga lugar su cubrimiento efectivo.

Si la ANH opta por modificar la forma de pago pactada, es decir, de dinero a especie, o viceversa, debe comunicar su determinación al contratista con por lo menos tres (3) meses de anticipación.

ART. 87.—Actualización de tarifas y del precio base, Po. El valor de las tarifas y del precio base, Po de que trata el presente capítulo, se actualizan cada año, en el mes de abril, para ser efectivo a partir del mes de mayo, con sujeción al porcentaje de variación del índice de precios al productor (PPI) (por su sigla en inglés), “Final Demand”, WPUFD4, publicado por el “Bureau of Labor Statistics” del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos, de acuerdo con la fórmula que se consigna enseguida.

%PPI = [(PPI(n-1)- PPI(n-2)) / PPI(n-2)] * 100

Donde n corresponde al año en que se realiza la actualización.

La actualización se adopta mediante resolución general de la entidad, que se publica en su página web.

ART. 88.—Intereses de mora. La cancelación extemporánea de cualquiera de los derechos económicos en favor de la ANH, por causas imputables a la responsabilidad y diligencia del contratista, da lugar al reconocimiento y pago de intereses moratorios en dinero, liquidados a la tasa más alta certificada por la Superintendencia Financiera, para eventos de retardo.

Los intereses de mora se deben calcular diariamente, en función de dos (2) variables: la tasa representativa del mercado, TRM, certificada por el Banco de la República, y la tasa efectiva anual de interés moratorio, certificada por la Superintendencia Financiera, para el correspondiente trimestre, de acuerdo con las siguientes fórmulas:

Total intereses de mora =

norma006

id = VOd * [ (1+TM)1/365 - 1]

o 

id = VOd * [ (1+TM)1/366 - 1], para los años bisiestos

Donde:

• n es el número de días calendario de retraso en el cumplimiento de la obligación de cancelar el derecho económico de que se trate, comprendido entre el siguiente a la fecha límite de pago y aquel en el que tenga lugar el cubrimiento efectivo de dicho derecho o del saldo insoluto del mismo.

• d es el día para el cual se realiza el cálculo

• id corresponde al interés de mora del día d

• VOd es el valor de la obligación de que se trate, expresada en pesos colombianos, en el día d, que —a su vez— corresponde a = VO * TRMd

• VO es el valor de la obligación en dólares de los Estados Unidos de América.

• TRMd es la tasa de cambio representativa del mercado, vigente para el día d, certificada por el Banco de la República.

• TM corresponde a la tasa efectiva anual de interés de mora, certificada por la Superintendencia Financiera.

El valor total de los intereses de mora durante el período de que se trate, resulta de sumar los correspondientes intereses diarios, calculados como se consignó precedentemente, desde el día siguiente a la fecha límite de pago y hasta el día en que tenga lugar el pago efectivo del derecho o del saldo insoluto.

Los intereses de mora NO deben capitalizarse.

Cuando se realicen pagos parciales, con arreglo al artículo 1653 del Código Civil, primero se abonan a intereses y, cubiertos estos, a capital. Por consiguiente, en estos eventos se debe proceder de la siguiente manera:

• Si el monto abonado es igual a la suma adeudada por concepto de intereses de mora, se imputan a los debidos hasta esa fecha, y sobre el capital deben liquidarse nuevamente intereses de mora desde la oportunidad del abono, de acuerdo con el procedimiento descrito.

• Si la suma abonada supera el valor de los intereses de mora, se destina primero a cancelar los ya causados, y el resto se abona al capital. Sobre el saldo insoluto de capital empiezan a correr nuevamente intereses de mora, a partir de la fecha del abono, como ya se indicó.

• Y si lo pagado es inferior al valor de los intereses de mora causados, se abona a los mismos y queda pendiente de pagar tanto un saldo insoluto de intereses, como todo el principal de la obligación. Sobre este último, se deben continuar liquidando intereses de mora, a partir de la fecha del pago parcial. Los intereses totales corresponderán a la suma de esos intereses, más el saldo insoluto no cancelado por este concepto.

ART. 89.—Costos deducibles:

89.1. Relación: Para efectos de liquidar y pagar en dinero los derechos económicos por concepto de participación en la producción (X%), participación adicional en la producción, y precios altos, los contratistas pueden deducir los costos asociados a los siguientes conceptos, en orden a determinar el valor en el punto de entrega del correspondiente hidrocarburo:

89.1.1. Transporte: Corresponde a aquel incurrido efectivamente para efectos del traslado del hidrocarburo de que se trate, desde el punto de medición oficial o de fiscalización, hasta el sitio de venta inicial determinado por el contratista, más los impuestos a que haya lugar, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) o por millones de BTU (USD/MBTU) (“British Termal Unit”, por sus siglas en inglés).

Costos de transporte por oleoducto o gasoducto: Resultan de las tarifas aplicables al volumen del hidrocarburo efectivamente trasportado por el contratista, por este medio.

Costos de transporte en carrotanque: Resultan de las tarifas aplicables al volumen del hidrocarburo efectivamente trasportado por el contratista, en vehículos automotores.

Los costos deducibles de transporte pueden incorporar el correspondiente a la dilución del hidrocarburo líquido pesado, con el fin de ser transportado por oleoducto, incluidos los costos de transporte y manejo de la cantidad de diluyente requerida.

Debe corresponder al precio de compra del producto, expresado en dólares de los Estados Unidos por barril (USD/bbl), al que se pueden adicionar los costos incurridos por concepto del transporte terrestre del diluyente desde el punto de compra o de entrega en puerto colombiano, en caso de ser importado, hasta el sitio de mezcla, sea por medio de carrotanque o poliducto. Si el diluyente es importado, se reconocerá también como deducible el flete marítimo entre el puerto internacional de origen y el puerto colombiano de destino.

En el evento de que el diluyente empleado sea producido por el contratista, el monto máximo deducible corresponderá al promedio aritmético de la cotización diaria publicada por “Global Platt’s” para la Nafta USGC, calculado también en dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) para el mes en que se realiza la compra, menos los costos de transporte desde el punto de producción hasta la costa del Golfo de México de los Estados Unidos de América. Para efectos del cálculo se debe aplicar el siguiente factor de equivalencia:

Un (1) barril de petróleo = ciento cincuenta y nueve (159) litros de Nafta USGC

El total de los costos de transporte deducibles se calcula mediante la aplicación de la siguiente fórmula:

CT = CDil + CTDil + CTD + CTC

Donde:

• CT es el costo total por concepto de transporte

• CDil corresponde al costo del diluyente

• CTDil es el costo de transporte del diluyente

• CTD es el costo de transporte del hidrocarburo de que se trate, por oleoducto o gasoducto

• CTC corresponde al costo de transporte del hidrocarburo de que se trate, en carrotanque

89.1.2. Manejo: Costo referido a la suma de los correspondientes a descargue, almacenamiento y servicios portuarios, más los impuestos a que haya lugar, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD/bbl) o por millones de BTU (USD/MBTU).

89.1.3. Trasiego: Corresponde al costo unitario en el que se incurra efectivamente para efectos del trasiego del hidrocarburo líquido o del gas natural, en su caso, expresado también en dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD/Barril) o por millones de BTU (USD/MBTU).

89.1.4. Comercialización: Resulta de la aplicación de las tarifas previamente acordadas entre el contratista y la ANH, con base en parámetros nacionales de mercado, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por barril (USD/Barril), siempre que la actividad correspondiente se contrate con un tercero, o con una subordinada del contratista, con la condición de que se trate de tarifas consistentes con dichos parámetros.

89.2. Cálculo: El total de los costos deducibles resulta de la aplicación de la siguiente fórmula:

CD = CT + CM + CTr + CC

Donde:

• CD corresponde al total de los costos deducibles

• CT es el costo total por concepto de transporte

• CM es el costo de manejo

• CTr es el costo de trasiego

• CC es el costo de comercialización

89.3. Requisitos: La deducción de los costos de que trata el presente artículo está sujeta al cumplimiento de los siguientes requisitos y condiciones:

• Ningún costo deducible puede superar las tarifas establecidas por la autoridad competente mediante acto administrativo, en su caso, o las acordadas entre las partes y debidamente soportadas.

• De presentarse distintos precios de venta y/o costos durante el período de liquidación correspondiente, para efectos de los cálculos de que trata el presente artículo, procede aplicar el promedio ponderado por volumen, en cada caso.

• El contratista debe relacionar todos los conceptos que integran cada uno de los costos deducibles correspondientes a transporte, manejo, trasiego y comercialización, y someter a la ANH el cálculo detallado correspondiente, junto con sus respectivos soportes, en archivo magnético, sin perjuicio de que la entidad pueda requerir su remisión en medio físico para efectos de verificación y control.

• La liquidación de los costos deducibles debe estar certificada por el representante autorizado del contratista individual o por el operador, en casos de contratistas plurales, sin perjuicio de la facultad de la ANH de solicitar los correspondientes soportes.

Cuando los costos deducibles hayan sido incurridos en dólares de los Estados Unidos de América, deben convertirse a pesos colombianos mediante la aplicación del promedio aritmético de la tasa representativa del mercado, TRM, del mes de que se trate, de acuerdo con las publicadas diariamente por el Banco de la República.

ART. 90.—Formatos. La liquidación de los derechos económicos a favor de la ANH debe diligenciarse en los formatos que se adoptan mediante resolución y se publican en su página web.

Dichos formatos NO pueden ser modificados o alterados en aspecto alguno; deben entregarse tanto en archivo magnético tipo “.pdf”, como en medio físico, y acompañarse de los soportes establecidos en los mismos y de comprobante que acredite la cancelación efectiva del respectivo derecho económico en la cuenta fijada por la entidad, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que haya tenido lugar el pago correspondiente.

Dichos formatos se actualizan anualmente mediante resolución general, en el mes de abril junto con el valor de las tarifas y del precio base, Po.

ART. 91.—Verificación y compensaciones:

91.1. Verificación: El contratista puede enmendar las liquidaciones y cancelar eventuales saldos en su contra, en cualquier oportunidad, junto con los correspondientes intereses de mora, caso en el cual debe remitir a la ANH copia de la respectiva corrección, tanto en archivo magnético tipo “.pdf”, como en medio físico, y acompañarla de los soportes establecidos en el respectivo formato y de comprobante que acredite la cancelación efectiva del saldo y de los intereses en la cuenta fijada por la entidad, dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha en que haya tenido lugar el pago correspondiente.

La ANH revisará las liquidaciones de los derechos económicos en su favor; formulará los reparos pertinentes; solicitará los soportes que estime conducentes, y exigirá los ajustes a que haya lugar, dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha de vencimiento del término fijado para pagar el derecho económico de que se trate. En estos casos, se causan intereses de mora sobre eventuales diferencias a cargo del contratista, desde la fecha de vencimiento de la oportunidad para pagar el respectivo derecho y la cancelación efectiva de la diferencia.

En todo caso, las liquidaciones de los derechos económicos pueden ser materia de ajuste por la ANH dentro de los dos (2) años siguientes a la fecha de pago. Vencido este último término, quedarán en firme y no podrán ser revisadas ni objetadas por la entidad. No obstante, si el ajuste tiene lugar entre el vencimiento de los tres (3) meses de que trata el inciso anterior y el de los dos (2) años fijados en este inciso, los intereses de mora solamente se liquidarán entre la fecha de vencimiento del término fijado para pagar el derecho económico de que se trate y la de pago efectivo del mismo, y, nuevamente, sobre el saldo a cargo resultado del ajuste, entre la fecha fijada por la ANH en la providencia de ajuste para llevar a cabo el pago de la diferencia a cargo del contratista y aquella en la que este la cancele efectivamente.

Contra las determinaciones motivadas de la ANH en torno a la liquidación y pago de cualquier derecho económico, proceden los recursos establecidos en los artículos 74 y siguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, con arreglo a los mismos, además de las acciones de ley. Esta circunstancia debe consignarse en los actos administrativos correspondientes, con el detalle de los medios de impugnación procedentes y de los términos para su interposición.

En estos casos, la causación de intereses moratorios sobre eventuales saldos insolutos a cargo del contratista se interrumpirá durante el período comprendido entre la fecha de interposición del recurso o de los recursos respectivos y hasta la de ejecutoria de la providencia que lo o los resuelva.

91.2. Compensaciones: De presentarse saldos a favor del contratista, por concepto de liquidaciones de derechos económicos, este puede optar por aplicar su monto al pago de otros derechos a su cargo, por concepto de uno o más negocios jurídicos de evaluación técnica, TEA, o de exploración y producción, E&P. En estos eventos, el contratista debe informar por escrito a la ANH la liquidación o liquidaciones a cuyo pago ha decidido imputar dichos saldos y el valor correspondiente, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la adopción de la correspondiente decisión.

ART. 92.—Contratos en ejecución. Los contratos vigentes para la fecha de expedición del presente acuerdo, en los cuales no se hayan estipulado todos los derechos económicos previstos en este capítulo, o cuya regulación difiera de la consignada en el mismo para cada uno, no se modifican, salvo en cuanto corresponda a la oportunidad de liquidación y de pago y en materia de regulación de intereses moratorios, cuando estos conceptos no se encuentren previstos en sus estipulaciones, así como en lo concerniente a responsabilidad de liquidación, formatos, y verificación y compensaciones, para cuyo efecto debe suscribirse contrato adicional entre las partes.

ART. 93.—Convenios entre la ANH y Ecopetrol S.A. Con arreglo al artículo 34 del Decreto-Ley 1760 de 2003, en concordancia con el artículo 54 del mismo, y sus reglamentos, o a las disposiciones que los modifiquen o sustituyan, los derechos económicos aplicables a los convenios celebrados entre la ANH y Ecopetrol S.A. exclusivamente, lo mismo que las modificaciones a dichos convenios, pactadas por ambas partes, se someten a las referidas disposiciones y a los criterios establecidos por el consejo directivo en los acuerdos 18 de 2004, 4 de 2005 y 21 de 2006, o en aquellos que los modifiquen, sustituyan o complementen, y a las estipulaciones pactadas en los mismos.

CAPÍTULO DÉCIMO PRIMERO

Seguimiento, control y vigilancia

ART. 94.—Facultades generales. La ANH tiene a su cargo la dirección general de la gestión contractual y es responsable de ejercer en tiempo y con el mayor rigor seguimiento, control y vigilancia sobre la ejecución oportuna, eficaz y eficiente de los contratos y el cumplimiento de obligaciones, prestaciones y compromisos, sin perjuicio de que se apoye en terceros para desarrollar la correspondiente gestión.

Las funciones y atribuciones inherentes a estas actividades están a cargo de las unidades y dependencias internas investidas de competencia para el efecto, de acuerdo con la estructura orgánica y funcional de la ANH.

En ejercicio de sus deberes de seguimiento, control y vigilancia, la entidad debe publicar en su página web y remitir por medios digitales con destino al sistema electrónico para la contratación pública (Secop), y al registro único empresarial, información sobre los contratos adjudicados, tanto ejecutados o en desarrollo, así como relación de las providencias ejecutoriadas mediante las cuales se impongan multas y otras sanciones; se revoquen asignaciones y adjudicaciones, o se declare el incumplimiento, la caducidad, o terminación unilateral de los negocios jurídicos, con transcripción de su parte resolutiva.

Además de los pactados contractualmente, la ANH puede requerir a los contratistas la entrega de informes o reportes especiales, relacionados con la ejecución de las obligaciones de carácter técnico, económico, legal, ambiental, social y administrativo que se deriven de los negocios jurídicos, los reglamentos técnicos y el ordenamiento superior, para asegurar la correcta ejecución de compromisos y obligaciones inherentes a las actividades de exploración, evaluación, desarrollo y producción.

Adicionalmente, está facultada para imponer multas de apremio y multas sancionatorias, en los eventos pactados o cuando la ley así lo disponga; declarar el incumplimiento y cuantificar los perjuicios derivados del mismo, siempre que el contratista falte a la satisfacción oportuna, eficaz y eficiente de prestaciones, obligaciones y compromisos; terminar unilateralmente el contrato, con las consecuencias a que haya lugar, en los casos previstos; declarar la caducidad administrativa, en los eventos de ley o estipulados, y, en general, imponer al contratista las demás sanciones pactadas, hacer efectivas estimaciones anticipadas de daños y perjuicios y disponer la efectividad de garantías y seguros.

Para adoptar cualquiera de las anteriores medidas, debe agotarse previamente procedimiento que asegure el ejercicio de los derechos constitucionales de defensa, contradicción y debido proceso.

ART. 95.—Supervisión e interventoría. En ejercicio del deber de vigilancia, seguimiento y control, corresponde a la ANH examinar permanentemente la ejecución contractual y el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de obligaciones, prestaciones y compromisos, mediante supervisión y/o interventoría, por los medios y con los instrumentos que se estimen pertinentes.

Una y otra comportan el seguimiento técnico, administrativo, económico financiero, jurídico, social y ambiental sobre el desarrollo del contrato. Su ejercicio corresponde a la unidad, dependencia o funcionario asignado para el efecto, sin perjuicio de contratar personal de apoyo.

Cuando la ANH lo encuentre justificado, puede igualmente contratar el seguimiento técnico, administrativo, económico financiero, social y ambiental de la ejecución contractual y de las prestaciones y compromisos correspondientes, mediante interventoría integral que comprenda personal experto en las distintas materias, o dividir dichas actividades en grupos, también por especialidad.

Para el ejercicio de actividades que exijan conocimientos técnico científicos particulares, y siempre que la complejidad o la extensión del control lo justifiquen, la supervisión y/o interventoría ha de ser ejercida por persona natural o jurídica contratada especialmente para tal fin, bajo la vigilancia de la entidad.

ART. 96.—Atribuciones de supervisores e interventores. Están facultados para exigir informes, aclaraciones y explicaciones sobre el desarrollo de la ejecución contractual; realizar visitas de campo e inspeccionar en sitio la ejecución de las operaciones de exploración, evaluación, exploración, desarrollo y producción; solicitar medidas correctivas o de apremio; comunicar a los funcionarios competentes la pertinencia de emprender procedimientos sancionatorios, y adoptar determinaciones en materia de incumplimiento, caducidad o terminación de los contratos, y, en general, velar por la satisfacción de obligaciones, prestaciones y compromisos, con el deber de responder por el ejercicio oportuno, eficaz y eficiente de sus deberes y facultades.

Los contratistas deben someter a supervisores e interventores, así como a las unidades competentes de la ANH información, explicaciones y soportes que den cuenta del cumplimiento efectivo de sus compromisos, en los términos y condiciones pactados o exigidos en el requerimiento de que se trate, en forma acorde con el ordenamiento superior, los respectivos contratos y las buenas prácticas de la industria de los hidrocarburos.

ART. 97.—Deberes. Unidades o dependencias internas, supervisores e interventores y funcionarios competentes, responden por el control permanente de la ejecución contractual, debidamente documentado; por la verificación oportuna del cumplimiento eficaz, eficiente y en tiempo de los compromisos y prestaciones, y por informar y sustentar puntualmente la ocurrencia de acciones, omisiones, hechos o circunstancias que amenacen o pongan en riesgo la ejecución de los contratos.

Las funciones y responsabilidades detalladas de los supervisores se relacionan en reglamento interno sobre la materia. Las de los Interventores se estipulan en el respectivo contrato, en uno y otros casos, con estricta sujeción al régimen jurídico sobre la materia.

Para el ejercicio de tales funciones y responsabilidades, unidades internas, supervisores e interventores deben adoptar cronogramas detallados que aseguren —como mínimo— la verificación y el control de los siguientes conceptos:

• Desarrollo de actividades y compromisos en materia de exploración, evaluación, desarrollo, producción, abandono y reversión, y entrega oportuna de resultados.

• Constitución de garantías y seguros, en los términos y condiciones pactados.

• Elaboración y entrega oportuna de cronogramas, planes, programas e informes; verificación de su contenido y formulación de observaciones o requerimientos, así como control de su adopción o cumplimiento.

• Liquidación y pago completo y en tiempo de regalías y derechos económicos.

• Satisfacción oportuna e integral de obligaciones en materia jurídica, administrativa, ambiental y social, laboral, y de seguridad y salud ocupacional.

• Presentación y ejecución completa y en tiempo de programas en beneficio de las comunidades.

• Otras prestaciones contractuales.

En eventos de acciones u omisiones que afecten o puedan afectar la ejecución contractual o comportar incumplimiento de obligaciones, prestaciones y compromisos, supervisor, interventor y funcionarios de las unidades internas competentes, deben ponerlas en conocimiento y rendir informe inmediato al respectivo vicepresidente y al gerente de asuntos legales y contratación, junto con los soportes correspondientes y la recomendación de las medidas y correctivos por adoptar.

ART. 98.—Responsabilidad. De conformidad con el ordenamiento superior, en especial, las leyes 80 de 1993, 734 de 2002, 1474 de 2011 o aquellas que las modifiquen o sustituyan, supervisores e interventores responden civil, fiscal, penal y disciplinariamente por el cumplimiento de sus obligaciones y por las actuaciones u omisiones imputables a su responsabilidad y diligencia, que causen daño o perjuicio a la ANH, con motivo de la ejecución de los contratos respecto de los cuales hayan ejercido o ejerzan supervisión o interventoría.

ART. 99.—Unificación de entrega de información contractual. Los datos consignados en los informes que se relacionan en el presente artículo y que se estipulan en las minutas de los contratos de exploración y explotación, E&E, de exploración y producción, E&P, así como en los convenios de exploración y explotación, E&E, y de explotación, deben ser sometidos a la entidad en forma unificada, a más tardar el primero de abril de cada año calendario.

Los datos materia de unificación corresponderán al contenido de los siguientes informes:

• Actualización del plan de explotación

• Programa de trabajos de explotación, excepto el inicial

• Programa anual de operaciones, excepto el primero

• Actualización del plan de actividades de explotación

• Actualización del plan de explotación y del programa de trabajos de explotación

• Informe ejecutivo correspondiente al segundo semestre

Corresponde a la ANH disponer el formato en que debe serle sometida la información a que se refiere este artículo, aplicable a los contratos vigentes y a los nuevos.

CAPÍTULO DÉCIMO SEGUNDO

Liquidación

ART. 100.—Oportunidad y contenido. Terminado el contrato por vencimiento del plazo de ejecución o por cualquier otra causa legal o contractual, procede su liquidación dentro del término pactado o del que convengan las partes para el efecto. A falta de uno y otro, ha de tener lugar dentro de los diez (10) meses siguientes.

La diligencia de liquidación debe llevarse a cabo de común acuerdo entre las partes y, a falta de consenso total o parcial sobre sus términos y condiciones, mediante decisión unilateral de la ANH.

En el proyecto de acta correspondiente o en la providencia administrativa, según el caso, han de consignarse las características generales del contrato; la forma y oportunidad de cumplimiento de las obligaciones a cargo de cada una de las partes, y de ejecución jurídica, administrativa, técnica y operacional, económico financiera, ambiental y social de las prestaciones recíprocas; los acuerdos, conciliaciones y transacciones a que lleguen las partes para poner fin a eventuales diferencias; los compromisos pendientes y la forma y oportunidad para satisfacerlos, entre ellos, la extensión y ajuste de las garantías que deban permanecer vigentes con posterioridad, de manera que, cumplidos aquellos, las partes puedan declararse en paz y a salvo.

En esta etapa se pueden igualmente acordar otros reconocimientos a que haya lugar, con apego al ordenamiento superior.

ART. 101.—Procedimiento. Representante o apoderado del contratista, debidamente facultado para el efecto, debe ser convocado para surtir la diligencia de liquidación, con veinte (20) días calendario de anticipación. A la convocatoria debe acompañarse proyecto de acta de conformidad con el artículo precedente, así como solicitar la información y soportes adicionales requeridos que no obren en el expediente.

La liquidación ha de llevarse a cabo en el curso de las reuniones que resulten necesarias para el efecto, dentro del término previsto para realizarla de común acuerdo.

De alcanzarse consenso en torno a los términos de la liquidación, el acta debe ser suscrita por los representantes autorizados de las partes, y el supervisor o Interventor, en su caso.

Si dentro del plazo dispuesto en el artículo anterior, representante o representantes autorizados del contratista no concurren a las diligencias, no presentan los documentos de su resorte para llevarla a cabo, o las partes no obtienen consenso sobre los términos de la misma, la ANH debe disponerla unilateralmente mediante providencia motivada, sin perjuicio del recurso y de las acciones de ley, o de la aplicación de los instrumentos alternativos de solución de conflictos, de ser procedentes.

CAPÍTULO DÉCIMO TERCERO

Medidas para mitigar los efectos adversos de la caída en los precios internacionales y su impacto en la renta petrolera

ART. 102.—Extensión de términos y plazos. En negocios jurídicos en ejecución, pueden pactarse ampliaciones de los términos y extensiones de los plazos correspondientes a las siguientes etapas o hitos de la ejecución contractual, en las condiciones y con los requisitos que se determinan más adelante:

102.1. Términos o plazos materia de ampliación o extensión: Están referidos a las siguientes etapas o hitos del desarrollo de los contratos:

102.1.1. Término de duración de las distintas fases del período exploratorio, estipuladas para ejecutar las actividades correspondientes a los programas mínimo, adicional y posterior en su caso.

102.1.2. Término pactado para presentar eventuales programas de evaluación.

102.1.3. Plazo acordado para ejecutar las actividades inherentes al programa de evaluación.

102.1.4. Plazo estipulado para realizar posibles declaraciones de comercialidad.

102.2. Requisitos comunes: Salvo los requisitos especiales que se consignan para alguno o algunos de los casos precedentes en particular, las ampliaciones de términos o las extensiones de plazos se someten a las siguientes reglas:

102.2.1. Debe tratarse de términos o plazos cuyo vencimiento tenga lugar dentro de los doce (12) meses siguientes a la fecha de radicación de la correspondiente solicitud.

102.2.2. Las ampliaciones serán de nueve (9) meses, prorrogables una sola vez por seis (6) meses adicionales. Para efectos de la extensión, es requisito indispensable que el contratista acredite haber desarrollado satisfactoriamente las actividades acordadas para la ampliación o extensión, de acuerdo con el programa y el cronograma adoptados para autorizar la correspondiente ampliación o extensión.

102.2.3. Las ampliaciones o las extensiones quedan condicionadas a la adopción de compromisos puntuales de ejecución de las actividades por realizar y sometidas a cronogramas específicos.

102.2.4. Para que proceda la ampliación y extensión de términos o plazos, incluida su prórroga posterior, a los que se refiere el presente artículo, se requiere que el precio de la referencia cushing, OK WTI (West Texas Intermediate) “Spot Price” FOB, tomada de la base de datos “US Energy Information Administration, EIA”, en la fecha de radicación de la correspondiente solicitud a la ANH, sea por lo menos veinticinco por ciento (25%) inferior al promedio de dicha referencia durante los doce (12) meses anteriores a la citada fecha.

102.2.5. Para acordar la ampliación de términos o las extensiones de plazos, se requiere que el contratista se encuentre al día en el cumplimiento de las obligaciones o compromisos de todo orden a su cargo.

102.2.6. En la oportunidad de presentación de la correspondiente solicitud, debidamente justificada, el contratista debe acreditar a la ANH que las garantías de cumplimiento, de obligaciones laborales y de responsabilidad civil extracontractual cubren, además del plazo original, la prórroga y el período adicional propio de cada una, u obligarse a extenderlas, caso en el cual, la autorización queda condicionada a la presentación y aprobación de los documentos que así lo acrediten. De lo contrario, se entenderá revocada.

102.3. Requisitos particulares o específicos:

102.3.1. Ampliación del término pactado para someter a la ANH eventuales programas de evaluación:

• Exige haber presentado aviso de descubrimiento, con el lleno de los requisitos contractuales.

• En el curso de la extensión y de su eventual prórroga, pueden llevarse a cabo estudios y evaluaciones económico financieros y desarrollarse gestiones socio-ambientales. No obstante, por la naturaleza y objeto de este término, no se pueden ejecutar actividades de perforación ni pruebas extensas, como tampoco construir facilidades.

102.3.2. Extensión del plazo para ejecutar actividades inherentes al programa de evaluación:

• Deben existir actividades pendientes de desarrollar de dicho programa.

• El área en evaluación no debe tener reservas probadas, o, de haberlas, la razón de reservas sobre producción (R/P) debe ser inferior a un (1) año, en ambos casos, según informe de recursos y reservas (IRR) correspondiente al año inmediatamente anterior a la fecha de solicitud de la prórroga.

102.3.3. Extensión del plazo estipulado para presentar eventuales declaraciones de comercialidad: En el curso de la extensión y de su eventual prórroga, pueden llevarse a cabo estudios y evaluaciones económico financieros y gestiones socio-ambientales. No obstante, por la naturaleza y objeto de este término, no se pueden desarrollar actividades de perforación, ejecución de pruebas extensas ni construcción de facilidades.

ART. 103.—Traslados de actividades o inversiones. Previa autorización de la ANH, en áreas correspondientes a otros negocios jurídicos entre las mismas partes, y, aún, en áreas libres o reservadas de interés de la entidad, los contratistas pueden desarrollar aquellas actividades correspondientes al programa exploratorio, tanto el mínimo como el adicional propuesto y pactado, e inclusive del posterior, en su caso, que no hayan sido ejecutadas por razones de baja prospectividad fundada en concepto técnico independiente corroborado por la ANH; de restricciones ambientales forzosas; de conflictos insalvables de carácter social; de graves perturbaciones del orden público; de determinaciones judiciales que impidan cumplir los compromisos originales, y de anticipación de actividades y compromisos de inversión que representen beneficios para la entidad, en todos los casos, debidamente soportados.

El traslado de actividades exploratorias en áreas libres o reservadas de interés de la ANH, habilita al contratista para participar en el proceso de asignación de áreas, en los términos previstos para el primer oferente en los procesos competitivos permanentes, a que hace referencia el artículo 38.1 del presente acuerdo.

Las autorizaciones de que trata este artículo estarán expresamente condicionadas a que el contratista se encuentre al día en la satisfacción de las obligaciones y compromisos de todo orden, derivados del correspondiente negocio jurídico; a la demostración fehaciente y documentada de la causal que se invoca; a que se trate de actividades e inversiones adicionales en el área correspondiente al contrato o contratos receptores o a nuevas en las áreas libres o reservadas, en ambos casos, sometidas a cronogramas y actividades precisos previamente aprobados por la ANH.

El traslado de inversiones debe tener lugar en las condiciones y con los requisitos que se determinan a continuación:

• La actividad exploratoria trasladada debe incorporarse como compromiso nuevo o adicional en el contrato o contratos receptores, en su caso, para ser ejecutado en la fase del período exploratorio que acuerden las partes, e incorporarse al programa correspondiente, que puede ajustarse en el tiempo concordantemente.

• Si el contrato o contratos receptores terminan por cualquier causa, sin que la actividad exploratoria trasladada se haya ejecutado integralmente a satisfacción de la ANH, el contratista debe cancelar a la entidad el monto equivalente por invertir, liquidado de acuerdo con lo establecido en el artículo 33 del presente acuerdo, denominado programas exploratorios adicional y posterior.

• Las actividades materia de traslado se someten a los puntajes y equivalencias consignados en el citado artículo 33, para la fecha de presentación de la correspondiente solicitud. No obstante, el monto equivalente por invertir no debe ser inferior al valor igualmente equivalente de la o las actividades que dejan de ejecutarse, caso en el cual, el contratista queda obligado a entregar a la entidad el excedente. Por el contrario, si el valor de aquellas actividades por desarrollar en el contrato o contratos receptores o en área libre o reservada de interés para la ANH supera el valor equivalente de las que dejan de realizarse, el contratista debe poner el excedente de sus propios recursos.

• No hay derecho a un segundo traslado de actividades.

• Es permitido trasladar actividades entre programas exploratorios para yacimientos de hidrocarburos en trampas y para yacimientos en rocas generadoras o los demás yacimientos definidos en el artículo 1º del Decreto 3004 de 2013, sea que se trate del mismo, de distintos contratos o de un contrato a un área libre o reservada, y viceversa.

• Para autorizar traslados de inversiones, en la oportunidad de presentación de la correspondiente solicitud, debidamente justificada, el contratista debe acreditar a la ANH que las garantías de cumplimiento, de obligaciones laborales y de responsabilidad civil extracontractual cubren, además de las prestaciones iniciales, las nuevas actividades por emprender; el plazo original, la prórroga y el período adicional propio de cada una, u obligarse a ampliarlas y/o extenderlas, caso en el cual, la autorización queda condicionada a la presentación y aprobación de los documentos que así lo acrediten. De lo contrario, se entenderá revocada.

• Pueden impartirse autorizaciones para el traslado de inversiones pendientes de ejecutar en casos de contratos respecto de los cuales se haya presentado renuncia o solicitado terminación por acuerdo recíproco.

ART. 104.—Equiparación de estipulaciones de contratos y convenios costa afuera. Puede equipararse el término de duración de los períodos de exploración y de producción de los contratos de exploración y producción de hidrocarburos, E&P, y de convenios sobre áreas costa afuera, celebrados con anterioridad al año 2014, con los estipulados en los suscritos en desarrollo de la ronda Colombia de ese año.

Tal equiparación se somete a las siguientes condiciones y requisitos:

104.1. Puede extenderse la última fase del período exploratorio, por término adicional de treinta y seis (36) meses.

104.2. Para que proceda la prórroga de dicho período, el contratista debe comprometerse a perforar un (1) pozo exploratorio adicional a los pactados en el correspondiente programa.

104.3. Puede prorrogarse el período de producción a treinta (30) años, siempre que haya culminado el de exploración con el cumplimiento de todos los compromisos.

104.4. Para acordar la equiparación de términos a que se refiere el presente artículo, se requiere que el contratista se encuentre al día en el cumplimiento de prestaciones y compromisos a su cargo.

104.5. En la oportunidad de presentación de la correspondiente solicitud, debidamente justificada, el contratista debe acreditar a la ANH que las garantías de cumplimiento, de obligaciones laborales y de responsabilidad civil extracontractual cubren, además de las prestaciones iniciales, las nuevas actividades por emprender, en su caso; el plazo original, la prórroga y el período adicional propio de cada una, u obligarse a ampliarlas y/o extenderlas, caso en el cual, la autorización queda condicionada a la presentación y aprobación de los documentos que así lo acrediten. De lo contrario, se entenderá revocada.

104.6. El monto por invertir no debe ser inferior al valor de las actividades que dejan de ejecutarse en el o los contratos emisores; en caso contrario, el contratista queda obligado a entregar a la entidad el excedente no ejecutado.

ART. 105.—Actividades adicionales en ejecución de contratos de evaluación técnica. Los contratistas que desarrollen actividades adicionales a las estipuladas en el programa exploratorio, tanto mínimo como adicional pactado inicialmente, pueden solicitar que las mismas les sean acreditadas al cumplimiento de compromisos exploratorios de la primera fase del contrato de exploración y producción de hidrocarburos, E&P, que llegue a suscribirse como consecuencia de la conversión del de evaluación técnica, TEA.

La acreditación se somete al cumplimiento de los siguientes presupuestos:

105.1. Antes de la fecha de vencimiento del período de evaluación, el contratista debe haber entregado a la ANH, como contratante, toda la información de carácter científico, técnico, medioambiental, económico-financiero y de desarrollo de los programas en beneficio de las comunidades, obtenida con motivo de la ejecución de las actividades adicionales. Tratándose de las primeras, la entidad determina el sitio de recepción y almacenamiento.

105.2. El desarrollo de las actividades adicionales no comporta modificación del plazo pactado para la ejecución del contrato de evaluación técnica, TEA.

105.3. Las actividades adicionales deben ser distintas de las ofrecidas y pactadas en la oportunidad de adjudicación del contrato.

El contratista que tenga interés en que le sean acreditadas las actividades exploratorias adicionales, debe solicitarlo previamente y por escrito motivado a la ANH, antes de la fecha de vencimiento del periodo de evaluación técnica.

ART. 106.—Ajuste de garantías de cumplimiento:

106.1. Vigencia: Las garantías de cumplimiento pueden otorgarse por el término de duración de cada una de las fases en que se divida el período exploratorio, el posterior y eventuales programas de evaluación, e, inclusive, por vigencias anuales, en ambos casos más seis (6) meses adicionales, siempre que se renueven o prorroguen con por lo menos cuarenta y cinco (45) días calendario de antelación al vencimiento de la Fase o del período anual de que se trate, de manera que permanezcan vigentes hasta la culminación del período exploratorio y seis (6) meses más, y, en todo caso, hasta el recibo a satisfacción de toda la información técnica correspondiente en el lugar que disponga la ANH como entidad contratante, para el efecto. Con arreglo a esta disposición, pueden igualmente sustituirse aquellas que se encuentren vigentes y se extiendan por términos superiores a los aquí previstos.

Tanto las garantías originales como aquellas que las sustituyan, deben someterse a la aprobación de la ANH.

No obstante, en todo evento de extensión o prórroga del plazo de ejecución de cualquiera de las fases del período exploratorio, incluido el posterior y el de evaluación, en su caso, se debe ampliar concordantemente el término de vigencia de las garantías.

106.2. Cuantía: El valor de la garantía de cumplimiento debe ascender al diez por ciento (10%) del programa exploratorio mínimo más el cincuenta por ciento (50%) del adicional, o a este último porcentaje del posterior o del de evaluación, en su caso, para cuyo efecto han de aplicarse los puntajes y las equivalencias consignados en el artículo 33 del presente acuerdo.

106.3. Reducción: En la medida de la ejecución efectiva de las actividades exploratorias, una vez recibida por la ANH la información técnica resultante en el lugar que esta disponga y previa autorización expresa y escrita de la entidad, el contratista puede reducir el monto de la garantía de cumplimiento, de acuerdo con la cuantía de las actividades real y totalmente ejecutadas a satisfacción de aquella, sin que, en ningún caso, el valor de la garantía pueda ser inferior al diez por ciento (10%) del programa exploratorio mínimo y adicional, del posterior o del de evaluación.

106.4. Restablecimiento: En todo caso, el contratista debe restablecer el valor de la garantía de cumplimiento, siempre que este se haya visto reducido por razón de reclamaciones de la entidad, por declaratorias de incumplimiento, imposición de sanciones pecuniarias, indemnizaciones de perjuicios y cláusula penal.

ART. 107.—Procedimiento. Para acordar cualquiera de las medidas de que trata este capítulo, los contratistas deben formular solicitud escrita a la ANH, con la justificación económico financiera que le sirva de fundamento, de ser procedente, y acompañada de los soportes que permitan establecer la satisfacción de los requisitos fijados para cada caso.

CAPÍTULO DÉCIMO CUARTO

Disposiciones finales

ART. 108.—Disposiciones vigentes. Los contratos celebrados de conformidad con las disposiciones de acuerdos anteriores, así como eventuales prórrogas, variaciones, conversiones y cesiones, continuarán rigiéndose por ellas, por los términos de referencia del procedimiento que dio lugar a su adjudicación y por sus correspondientes estipulaciones.

PAR.—No obstante, las Partes de común acuerdo y de manera expresa, podrán someter las modificaciones, adiciones, prórrogas, cesiones y demás actuaciones relacionadas con la ejecución de los contratos que se enuncian en este artículo, a las estipulaciones del presente acuerdo, salvo en lo que tiene que ver con el capítulo y demás disposiciones que sobre derechos económicos aquí se consagran.

Por su parte, eventuales conversiones de contratos de evaluación técnica (TEA), en contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, E&P, han de tener lugar sobre la base de la minuta aprobada por el consejo directivo vigente al momento de la celebración del contrato TEA del que se trate, salvo que las partes de común acuerdo convengan en someterse a la minuta aprobada por el consejo directivo, vigente en la fecha en que se pacte la correspondiente conversión.

ART. 109.—Aplicación. Con excepción de lo dispuesto en el artículo 92, referido a los derechos económicos y en el artículo 99, sobre unificación de la información contractual, los contratistas de negocios jurídicos vigentes para la fecha de publicación del presente acuerdo pueden acogerse a las disposiciones del mismo, caso en el cual, deben manifestarlo así mediante escrito dirigido a la ANH. En estos casos, las partes deben suscribir adicional que así lo estipule, a partir de cuya celebración, la ejecución futura de tales contratos se somete a este reglamento, salvo en cuanto corresponda a las excepciones previstas en esta disposición. En estos casos, el adicional se sujetará a todas las disposiciones del presente acuerdo.

No obstante, las extensiones de términos y plazos, los traslados de actividades, la equiparación de estipulaciones de contratos costa afuera, las actividades adicionales en ejecución de contratos de evaluación técnica (TEA), y el ajuste de las garantías de cumplimiento, de que tratan los artículos 102, 103, 104, 105 y 106 anteriores, se sujetan a las disposiciones vigentes en la fecha de presentación de la correspondiente solicitud a la ANH.

ART. 110.—Sustitución. Este reglamento sustituye el Acuerdo 4 de 2012, y sus modificaciones o adiciones, adoptadas mediante los distinguidos como 3 de 2014, y 2, 3, 4 y 5 de 2015, sin perjuicio de su aplicación en los eventos precisos señalados en aquel.

ART. 111.—Vigencia. El presente acuerdo rige a partir de la fecha de su publicación.

Publíquese y cúmplase.

Dado en Bogotá, D.C., a 18 de mayo de 2017.

Anexo 1

Glosario de términos, unidades y equivalencias

Con el fin de aclarar y unificar términos, unidades y equivalencias empleados en el reglamento de contratación para exploración y explotación de hidrocarburos, sus desarrollos, y en los contratos celebrados por la ANH para la ejecución de estas actividades, se precisa el significado de conceptos, unidades de medida y sus equivalencias. También se consignan los símbolos que representan esas unidades.

Los conceptos técnicos han sido tomados de los reglamentos expedidos por el Ministerio de Minas y Energía, contenidos en las resoluciones 181495 de 2009, modificada por la distinguida como 40048 de 2015, y 180742 de 2012, modificada por la identificada como 90341 de 2014, de manera que, en eventos de reforma o sustitución de las mismas, han de aplicarse preferentemente las últimas. También se emplearon como fuente de información algunos textos de referencia de geología del petróleo.

El presente anexo comprende los siguientes capítulos:

1. Significado de términos

2. Unidades de medida

3. Equivalencias energéticas o de poder calorífico

1. Significado de términos.

Abandono de campos y áreas: Conjunto de actividades que debe ejecutar el contratista para dejar la superficie en condiciones seguras y ambientalmente adecuadas, entre ellas, el taponamiento y cierre técnico de pozos, el desmantelamiento de construcciones, instalaciones y equipos de producción, medición, tratamiento, almacenamiento y transporte, así como la limpieza y restauración ambiental de las zonas donde se hayan realizado operaciones de exploración, evaluación y/o producción, con arreglo al ordenamiento superior y las estipulaciones contractuales, y con plena observancia de las buenas prácticas de la industria del petróleo.

Abandono de pozos: Taponamiento y cierre técnico de pozos. Corresponde al conjunto de operaciones que deben ejecutarse a lo largo de la cavidad de los pozos y en el espacio anular entre estos y los revestimientos, para asegurar el aislamiento apropiado de las formaciones almacenadoras de petróleo o gas, así como de los acuíferos existentes, con el fin de prevenir la migración de fluidos hacia la superficie del terreno o el fondo marino, o entre las diferentes formaciones. Requiere autorización previa del Ministerio de Minas y Energía, entidad que delegó en la ANH las atribuciones de fiscalización.

Puede ser tanto definitivo como temporal.

Es definitivo aquel que impone la instalación de tapones mecánicos y/o de cemento para aislar intervalos abiertos e impedir la migración de fluidos; el sellamiento del contrapozo; el desmantelamiento del cabezal de pozo, y la instalación de la placa de abandono con la información básica del pozo.

Procede cuando un pozo ha alcanzado su vida productiva, o cuando presenta problemas técnicos y no es posible repararlo, no obstante haber empleado todos los medios disponibles para el efecto, o, finalmente, cuando es imposible usarlo para otro fin útil. En estos casos deben desmontarse igualmente facilidades, instalaciones y equipos, y llevarse a cabo limpieza y restauración ambiental de la zona donde se realizaron las operaciones.

No obstante, en operaciones costa afuera, cuando la lámina de agua sea superior a mil pies (1.000 ft) o trescientos cuatro metros con ochenta centímetros (304,8 m) y el operador haya asegurado apropiadamente el pozo, no es necesario el desmantelamiento de los equipos y facilidades de producción submarina instalados.

Es temporal aquel que exige la instalación de tapones mecánicos y/o de cemento para aislar intervalos abiertos e impedir la migración de fluidos, pero permite la permanencia del cabezal de pozo con el fin de facilitar intervenciones futuras. Ha de llevarse a cabo en los casos en que el contratista puede tener interés de reingresar al pozo, previa autorización del Ministerio de Minas y Energía o la autoridad que haga sus veces en materia de fiscalización.

La ejecución de estas operaciones debe tener lugar de acuerdo con la reglamentación técnica del referido ministerio.

Actividades exploratorias remanentes: Aquellas a cargo del contratista, que conforman tanto el programa mínimo como el adicional, si se trata del programa exploratorio, al igual que las correspondientes al programa exploratorio posterior, de haberlo, que no han sido efectiva y satisfactoriamente ejecutadas al vencimiento del correspondiente período. Previa autorización y acuerdo con la ANH, aquellas que por su naturaleza sean divisibles como la adquisición sísmica, o aquellas indivisibles como la perforación de pozos, pueden ser desarrolladas en áreas correspondientes a otro u otros contratos de exploración y producción, E&P, o de evaluación técnica, TEA, entre las partes, o, en áreas disponibles de interés para la ANH, caso en el cual, la información recabada o el resultado de las actividades exploratorias pasa a ser propiedad exclusiva de esta última y debe ser entregada en el sitio que la entidad determine para recepción y custodia. De lo contrario, es decir, si no se opta y formaliza alguna de las posibilidades señaladas, el contratista debe entregar a la ANH, en dinero, el valor equivalente a las actividades que no hubiera realizado íntegra y efectivamente, bien las correspondientes al programa exploratorio y/o al programa exploratorio posterior, valoradas con arreglo al artículo 33 del reglamento.

Actividades inherentes o complementarias a la exploración y explotación de hidrocarburos: Las de prestación de servicios técnicos en las áreas de geociencias e ingeniería de petróleos, tales como geología; geofísica; geoquímica; perforación de pozos; producción; ingeniería de yacimientos; administración, operación y mantenimiento de campos, así como la realización de inversiones en estas actividades, todo en el sector de hidrocarburos.

Actividades suplementarias: Aquellas adicionales al programa de exploración, propuestas por el evaluador y aprobadas por la ANH durante la ejecución de contratos de evaluación técnica, TEA. Deben ser ejecutadas por cuenta y riesgo de aquel.

Actividades adicionales de exploración: Conjunto de actividades y operaciones de exploración ofrecidas por los proponentes, por encima del mínimo exigido por la ANH, que los contratistas se comprometen a desarrollar por su cuenta y riesgo, junto con las inversiones que demande su cumplida, oportuna y eficiente ejecución.

Acumulación: Tratándose de yacimientos convencionales o de acumulaciones de hidrocarburos en trampas, corresponde a un volumen de hidrocarburos expulsado de una o varias zonas de generación, que ha migrado y se encuentra entrampado en una estructura geológica. En el caso de yacimientos no convencionales o acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras, al hidrocarburo contenido en la roca generadora.

Adjudicatario: Proponente cuyo ofrecimiento ha sido seleccionado como el más favorable para los intereses de la ANH y los fines que esta se propone conseguir, y, consiguientemente, al que se asigna una o más áreas para la celebración de uno o más contratos de evaluación técnica (TEA), de exploración y producción, E&P, o especial, mediante providencia motivada y en desarrollo de un procedimiento de selección competitivo abierto o cerrado, y, excepcionalmente, como resultado de un procedimiento reglado de asignación directa.

Año: Período de doce (12) meses consecutivos conforme al calendario gregoriano, contado desde una fecha específica. Comienza y termina en una misma fecha.

Año calendario: Es el período de doce (12) meses, comprendido entre el primero (1º) de enero y el treinta y uno (31) de diciembre, ambos inclusive, de cada año.

Aportes para formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología: Contribución a cargo de los contratistas de exploración y/o producción de hidrocarburos, es decir, suscriptores de convenios y de negocios jurídicos E&P y especiales, constituida por las sumas de dinero que deben transferir a la ANH o invertir en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos, para sufragar programas de formación profesional o especializada; planes de fortalecimiento y sistematización institucional, o proyectos que conduzcan a la transmisión de conocimientos sistemáticos en aspectos inherentes al sector, con arreglo al reglamento expedido por el consejo directivo y a las correspondientes minutas contractuales aprobadas por este.

Dicho reglamento está contenido en los acuerdos 2 y 5 del 2013, o en los que los modifiquen o sustituyan.

Área: Superficie continental o costa afuera comprendida dentro de uno o varios polígonos limitados en lo posible por líneas en dirección norte-sur y este-oeste, que determinan el o los bloques del subsuelo en los cuales se otorgan al contratista los derechos a buscar hidrocarburos, a removerlos de su lecho natural, transportarlos hasta un punto en la superficie y adquirir la propiedad de la participación que corresponda a aquel, en los términos del ordenamiento superior y del respectivo contrato de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción, E&P, o especial.

La delimitación del área debe estar referida al datum oficial de Colombia MAGNA-SIRGAS con proyección al origen central, establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC), o el que lo sustituya.

Se exceptúan las que son materia de contratos de concesión vigentes o de los operados directamente o celebrados con terceros por la Empresa Colombiana de Petróleos S.A. (Ecopetrol).

Área asignada: La que ha sido objeto de propuesta adjudicada o, excepcionalmente, de asignación directa, y respecto de la cual se ha celebrado o se encuentra en trámite de suscribir contrato de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción, E&P, o especial, siempre que el respectivo negocio jurídico se celebre y perfeccione efectivamente y sin perjuicio de las excepciones aplicables a la exclusividad. De acuerdo con el tipo de contrato o con la etapa contractual en ejecución, se subdividen en área asignada en evaluación técnica, asignada en exploración y asignada en producción.

Área continental: Ubicada en la superficie continental o insular del territorio de la República de Colombia, que se extiende hasta las fronteras terrestres y las líneas costeras.

Área contratada: Superficie y su proyección en el subsuelo, debidamente identificada y alinderada, en la que el contratista está autorizado para adelantar operaciones de exploración, evaluación y explotación de hidrocarburos, en razón de un Contrato.

Área costa afuera: Situada en una superficie definida a partir de las líneas costeras continentales e insulares, que se extiende hasta las fronteras marítimas internacionales, sobre la que la Nación tiene soberanía. Comprende el mar territorial, la zona contigua, la zona económica exclusiva y la plataforma continental, de conformidad con el derecho internacional o las leyes colombianas, a falta de normas o tratados internacionales ratificados por el país.

Áreas disponibles: Aquellas que no han sido objeto de asignación, de manera que sobre las mismas no existe contrato vigente ni se ha adjudicado propuesta; las que han sido ofrecidas y sobre las cuales no se recibieron propuestas o no fueron asignadas; las que sean total o parcialmente devueltas por terminación del correspondiente contrato o en razón de devoluciones parciales de áreas objeto de negocios jurídicos en ejecución, y sean delimitadas y clasificadas como tales, así como las que pueden ser materia de asignación exclusivamente para la evaluación técnica, la exploración y la explotación de yacimientos no convencionales o correspondientes a acumulaciones en rocas generadoras, cuando el contratista no dispone de habilitación para el efecto, de manera que todas ellas pueden ser objeto de tales procedimientos, con arreglo a los reglamentos de la ANH y a los términos de referencia o las reglas del certamen de que se trate.

Área en evaluación: Porción del área contratada en la que el contratista realizó un descubrimiento y en la que ha decidido llevar a cabo un programa de evaluación destinado a establecer su comercialidad. Está enmarcada por un polígono regular en superficie, preferiblemente de cuatro lados, que comprende la envolvente de la proyección vertical en superficie de la estructura o trampa geológica que contiene el descubrimiento. Excluye estructuras prospectivas distintas de las que lo conforman, aún no perforadas.

Área en evaluación técnica: Aquella asignada al evaluador, debidamente identificada y alinderada, sobre la que este adquiere derecho para adelantar un programa de evaluación técnica con el fin de identificar sectores específicos de interés prospectivo o “Plays”. Se reduce como resultado de la celebración de contratos de exploración y producción de hidrocarburos, en la o las porciones objeto de conversión, y/o de devoluciones voluntarias.

Área en exploración: La asignada y contratada, en cuya superficie deben llevarse a cabo las actividades del programa exploratorio, tanto el mínimo como el adicional, así como invertir los recursos que demande su oportuna y cumplida ejecución.

Área en explotación o en producción: Porción del área contratada en la que existen uno o más campos comerciales. Cada una comprende la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que integran el campo comercial de que se trate.

Área remanente: La que en el curso de la ejecución contractual queda en poder del contratista para adelantar las actividades de exploración, evaluación y/o explotación, como resultado de las devoluciones sucesivas a que está obligado, o de las que realice voluntariamente conforme al respectivo negocio jurídico.

Áreas reservadas: Aquellas que la ANH delimite y califique como tales, por razones estratégicas, de política energética, de seguridad nacional o de orden público; por sus características geológicas, ambientales o sociales, o por haber realizado en ellas estudios y disponer consiguientemente de información exploratoria valiosa, o tener proyectado emprender directamente tales estudios.

Arenas bituminosas: También conocidas como arenas petrolíferas o impregnadas de petróleo o de alquitrán, asfálticas, asfalto de roca o roca bituminosa. El Bitumen natural es definido como el petróleo con viscosidad mayor a diez mil centipoises (10.000 cPs) en ausencia de gas (free-gas oil viscosity), medido a la temperatura original del reservorio.

Aviso de descubrimiento: Advertencia que debe realizar el contratista a la ANH, relativa al descubrimiento de hidrocarburos en el área asignada, junto con la información técnica que debe acompañarla, según se estipula en el correspondiente negocio jurídico.

Basamento: Porción superior de la corteza oceánica o continental conformada por rocas ígneas, metamórficas y/o sedimentarias antiguas, sobre la que yacen sucesiones de relleno de cuencas sedimentarias más jóvenes.

En geología del petróleo el término “basamento económico” se emplea con el propósito de establecer un límite en el registro sedimentario, por debajo del cual no se espera la existencia de acumulaciones de hidrocarburos.

Basamento cristalino: Rocas ígneas o metamórficas deformadas, más antiguas que la pila sedimentaria, que rara vez desarrollan la porosidad y la permeabilidad necesarias para actuar como un yacimiento de hidrocarburos, y por debajo del cual las rocas sedimentarias no son comunes. Habitualmente poseen densidad, velocidad acústica y propiedades magnéticas y mecánicas diferentes de las de las rocas suprayacentes.

Beneficiario real o controlante: Persona o grupo de personas naturales o jurídicas que directa o indirectamente, por sí mismas o a través de interpuesta persona, por razón de contrato, convenio o de cualquier otra manera, tengan respecto de una sociedad, o puedan llegar a tener, por ser propietarios de bonos obligatoriamente convertibles en acciones, capacidad decisoria, esto es, facultad o poder de votar en la elección de directivas o representantes; de dirigir, orientar y controlar el voto, así como la facultad o el poder de enajenar u ordenar la enajenación o gravamen de acciones o cuotas o partes de interés.

Conforman un mismo beneficiario real o controlante los cónyuges o compañeros permanentes y los parientes dentro del cuarto grado de consanguinidad, segundo de afinidad y primero civil, salvo que se demuestre que actúan con intereses económicos independientes, circunstancia que puede ser declarada mediante la gravedad del juramento ante notario público, con fines exclusivamente probatorios.

Constituyen también un solo beneficiario real o controlante las sociedades matrices y sus subordinadas.

Una persona o un grupo de personas se considera beneficiario real o controlante de una acción o cuota de interés social, si tiene facultad para adquirirla con ocasión del ejercicio de un derecho derivado de pacto de retroventa o de un negocio fiduciario que produzca efectos similares.

Se considera que una persona es beneficiaria real o controlante de una acción o cuota de interés de una sociedad, si no obstante no ser su titular formal, ejerce sobre ella control material y determina de manera efectiva el ejercicio de los derechos que le son inherentes o de alguno de ellos.

Se entiende que existe control en los casos previstos por los artículos 260 a 262 del Código de Comercio.

El concepto de beneficiario real o controlante se extiende a cualquier tipo de vinculación como socio de una persona jurídica.

Bloque: Volumen del subsuelo delimitado verticalmente por la proyección de los límites del área hacia el centro de la tierra, donde el contratista está autorizado a desarrollar operaciones de exploración y evaluación, así como de producción de hidrocarburos, es decir, derecho a buscarlos, removerlos de su lecho natural, transportarlos a un punto definido de la superficie y adquirir la propiedad de aquella porción que constituye su participación, en los términos del ordenamiento superior y del respectivo contrato.

Boca de pozo: Sitio en superficie donde se encuentra ubicado un pozo productor de hidrocarburos. No obstante, el volumen y la calidad de los fluidos producidos se determinan en la instalación o facilidad donde se tratan y separan los fluidos provenientes de un descubrimiento, un área en evaluación o uno más campos.

Buenas prácticas de la industria del petróleo: Procedimientos, métodos y procesos seguros, eficientes y adecuados para la seguridad de las operaciones, la protección del medio ambiente y de las personas, la obtención del máximo beneficio económico en la recuperación final de reservas, y la reducción de pérdidas, en el desarrollo de las actividades de exploración, evaluación y explotación de hidrocarburos.

Hace referencia a los comúnmente empleados por operadores prudentes y diligentes en la industria global del petróleo, bajo condiciones y circunstancias similares.

Campo: Superficie delimitada del área en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos de hidrocarburos agrupados o relacionados con la misma característica estructural geológica y/o condición estratigráfica. Tratándose de yacimientos no convencionales o de acumulaciones en rocas generadoras, es también una superficie delimitada del área, en cuyo subsuelo existe acumulación de hidrocarburos asociada al drenaje de influencia generado por la estimulación de uno o más yacimientos.

Campo comercial: Aquel conformado por uno o más yacimientos descubiertos declarados explotables comercialmente, de acuerdo con el informe de recursos y reservas.

Capacidad para contratar: Conjunto de requisitos y condiciones de distinta naturaleza, que deben reunir y acreditar fehacientemente el proponente individual, los integrantes de proponentes plurales, en especial, el operador, e inclusive la asociación como tal, para obtener habilitación encaminada a contratar con la ANH actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Capacidad económico financiera: Es el respaldo o la solvencia de orden económico financiero que debe tener cada persona jurídica que aspire a inscribirse en el registro de interesados, así como los integrantes de proponentes plurales para obtener la asignación de áreas destinadas a Exploración y Explotación de hidrocarburos, tanto para atender sus operaciones ordinarias y los compromisos y pasivos a su cargo, como para asumir las obligaciones y prestaciones derivadas del o de los contratos que lleguen a celebrarse.

Capacidad en materia de responsabilidad social empresarial: Conjunto de prácticas abiertas y transparentes, fundadas en valores éticos y en el respeto al Estado, sus trabajadores y contratistas, la sociedad, las comunidades y el ambiente, que imponen la administración de los negocios sociales con sujeción a las normas superiores; a esos valores éticos y a las expectativas públicas y comerciales; el respeto de la diversidad y de la identidad cultural, así como el establecimiento de metas para contribuir al progreso económico y social y alcanzar un desarrollo sostenible e incluyente.

Capacidad jurídica: Aptitud del proponente individual o de todos sus integrantes, en casos de proponentes plurales, para participar en procedimientos de selección directa o en competencia; celebrar el o los contratos resultado de los mismos; acometer las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos correspondientes, y asumir y cumplir oportuna, eficaz y eficientemente las referidas prestaciones y obligaciones, con arreglo al ordenamiento legal del país, incluida la debida acreditación de su personería sustantiva y adjetiva.

Capacidad medioambiental: Conjunto de conocimientos, títulos y experiencia comprobados del proponente individual o del operador en casos de proponentes plurales, para desarrollar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos con la debida protección del medio ambiente y de los recursos naturales, que permitan considerar que están en condiciones de acometer la ejecución del o de los contratos proyectados con estricta sujeción al ordenamiento superior sobre la materia; a las licencias ambientales obtenidas o a los planes de manejo ambiental aprobados por la autoridad competente, según el caso; a las estipulaciones pertinentes de tales contratos, y, en general, a los parámetros que al respecto establezcan las buenas prácticas y las más recientes tecnologías de la industria de los hidrocarburos.

Capacidad técnica y operacional: Conjunto de antecedentes y de experiencia comprobados del proponente individual o del operador en casos de proponentes plurales, en el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en términos de niveles de producción y volúmenes de reservas, conforme a los cuales es posible suponer que está en condiciones de asumir y cumplir en forma oportuna, segura, eficaz y eficiente las prestaciones y obligaciones derivadas del o de los contratos proyectados, con arreglo a las buenas prácticas y las más recientes tecnologías de la industria de los hidrocarburos.

Las reglas de procedimientos de asignación directa y los términos de referencia de procedimientos competitivos pueden imponer, además o alternativamente, antecedentes o experiencia en materia de perforación de pozos o celebración y ejecución de contratos de exploración y producción de hidrocarburos, para efectos de determinar la capacidad técnica y operacional.

Carbón: Roca orgánica, combustible, de color negro o negro-parduzco, formada a partir de la transformación por enterramiento y compactación de restos de plantas y árboles que fueron acumulados en ambientes de pantanos y ciénagas. Los yacimientos de carbón corresponden a mantos, capas o venas inter-estratificados con otras rocas sedimentarias.

Compromiso: Conjunto de obligaciones y responsabilidades exigibles por la ANH, que asumen formal e irrevocablemente el proponente individual y los integrantes de proponentes plurales, en su condición de tales y posteriormente en la de contratistas, en caso de adjudicación, en torno a una materia determinada, con arreglo a los formatos establecidos por la ANH para el procedimiento de selección de que se trate. Difiere del compromiso de que trata el artículo 6º de la Ley 1563 de 2012.

Conceptos de inversión social: Líneas de inversión a las que han de destinarse los recursos inherentes a los programas en beneficio de las comunidades, PBC, a cargo de los contratistas, constituidas por proyectos productivos, de infraestructura, de salud y saneamiento básico y/o de educación, en la zona de ejecución de las actividades y operaciones de exploración, evaluación, y eventuales de desarrollo y producción.

Consorcio: Forma o modalidad de asociación prevista en el numeral 1º del artículo 7º de la Ley 80 de 1993, conforme a la cual, dos (2) o más personas jurídicas presentan propuesta conjunta en desarrollo de un procedimiento de selección en competencia o de asignación directa excepcional, con el fin de celebrar, ejecutar, terminar y liquidar, también conjuntamente, el o los contratos que lleguen a serles adjudicados. Quienes integran consorcio asumen responsabilidad solidaria e ilimitada frente a la ANH por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de todos y cada uno de los compromisos, prestaciones y obligaciones derivados de la formulación de propuesta y de tales adjudicación, celebración, ejecución, terminación y liquidación, incluidas las consecuencias y efectos de actuaciones u omisiones de todos o de cualquiera de ellos, con ocasión o en desarrollo de procedimiento, propuesta o propuestas y contrato o contratos.

Quienes integren consorcio regularán sus relaciones mediante acuerdo, convenio o contrato que incorpore las estipulaciones generales que se relacionan en punto a la forma de acreditar capacidad jurídica, y que debe ser sometido a la ANH con los documentos de habilitación o con la propuesta, si la asociación se conforma entre proponentes individuales previamente habilitados.

Consulta previa: Derecho fundamental reconocido y protegido por el ordenamiento constitucional, que tienen las comunidades étnicas para que el Estado les consulte, previamente a su adopción, cualquier acto o medida, obra o actividad que pueda tener incidencia en su integridad cultural, social o económica, incluidos los proyectos de desarrollo que las afecten directamente, en especial, aquellas decisiones que permiten la explotación o el aprovechamiento de recursos naturales ubicados en sus territorios. Tiene por objeto asegurar la participación real, oportuna y efectiva de aquellos en tales decisiones, y debe llevarse a cabo por la ANH y/o el contratista, con la participación de las autoridades competentes, de acuerdo con lo dispuesto en las leyes 21 de 1991, 70 de 1993, 160 de 1994, sus desarrollos, o en las normas que las modifiquen, sustituyan o complementen.

Contratista: Persona jurídica o conjunto de personas jurídicas que, bajo la modalidad de consorcio o de unión temporal, celebran con la ANH contrato de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción, E&P, o especial, como resultado de la adjudicación de un procedimiento de selección competitivo, sea abierto o cerrado, o de uno reglado de asignación directa, y, por consiguiente, de la asignación de una o más áreas.

Contratista plural: Conjunto de personas jurídicas que, bajo la modalidad de consorcio o de unión temporal, celebran con la ANH contrato de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción, E&P, o especial, como resultado de la adjudicación de un procedimiento de selección en competencia, sea abierto o cerrado, o de uno reglado de asignación directa y, por consiguiente, de la asignación de una o más áreas.

Contrato de evaluación técnica (TEA): Tiene por objeto otorgar al contratista derecho exclusivo para realizar estudios de evaluación técnica en un área determinada, a sus únicos costo y riesgo y con arreglo a un programa específico, destinados a analizar su prospectividad, a cambio del pago de unos derechos por concepto del uso del subsuelo y con el compromiso de entregar una participación en la producción y las demás retribuciones económicas aplicables, en el evento de que todo o parte del área se someta a la celebración y ejecución posterior de un contrato de exploración y producción, E&P, en ejercicio del derecho de conversión que se establezca en el contrato de evaluación técnica, TEA, correspondiente, para cuyo efecto el evaluador tiene derecho preferencial, en los términos y condiciones pactados.

La exclusividad que se otorga en razón de estos contratos se circunscribe al tipo de yacimiento para cuya evaluación técnica y exploración se hayan celebrado, de manera que no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área, o que la asigne a otro interesado, cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a otro tipo de yacimiento y este no se asocie para obtenerlos, y exclusivamente para este preciso efecto.

Contrato de exploración y producción, E&P: Tiene por objeto otorgar al contratista derecho exclusivo para acometer y desarrollar actividades exploratorias en un área determinada y para producir los hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran dentro de la misma, a sus únicos costo y riesgo y con arreglo a programas específicos, a cambio de retribuciones consistentes en el pago de regalías y derechos económicos.

La exclusividad que se otorga en razón de estos contratos se circunscribe también al tipo de yacimiento para cuya exploración y producción se hayan celebrado, de manera que no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área, o que la asigne a otro interesado, cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a otro tipo yacimiento y este no se asocie para alcanzarla, y para este preciso efecto.

Contratos especiales: Contratos de exploración y/o explotación de hidrocarburos con características y/o estipulaciones particulares respecto de los dos (2) anteriores, que adopte el consejo directivo de la ANH, en función del desenvolvimiento tecnológico y/o el desarrollo del sector, entre ellos, de ejecución de actividades exploratorias, operación, producción, producción incremental, producción compartida, utilidad compartida.

Convenios: Acuerdos de exploración y/o explotación celebrados entre Ecopetrol S.A. o sus cesionarios y la ANH, en los que se definen las condiciones de exploración y explotación de áreas que dicha empresa operaba directamente para la fecha de publicación del Decreto-Ley 1760 de 2003, hasta el agotamiento del recurso, o hasta la devolución de aquellas.

Corazonamiento: Procedimiento de recuperación de muestras de roca, sean núcleos o muestras laterales, para realizar la caracterización de las formaciones de interés, de acuerdo con la norma API RP 40.

Costos deducibles: Aquellas erogaciones en que incurre el contratista, causadas exclusivamente entre el punto de fiscalización o de medición oficial y el sitio de referencia empleado por aquel para vender el hidrocarburo, por concepto de transporte, manejo, trasiego y/o comercialización, que pueden ser descontados del precio de venta inicial, para efectos de obtener el valor del hidrocarburo de que se trate en dicho punto de fiscalización o de medición oficial, todo ello con el fin de liquidar regalías y los derechos económicos de participación en la producción (X%), participación adicional en la producción y precios altos, en favor de la ANH.

Cuenca sedimentaria: Depresión topográfica de la superficie continental o submarina que se forma por la subsidencia tectónica del basamento y/o por efecto de carga de secuencias sedimentarias preexistentes. Las cuencas almacenan los sedimentos —incluida la materia orgánica—, que son sometidos a los efectos progresivos del enterramiento y la compactación para dar origen a las rocas sedimentarias. La presencia de estas rocas en el registro geológico pone de presente la existencia anterior de una cuenca sedimentaria.

Declaración de comercialidad: Comunicación escrita del contratista a la ANH en la que declara que uno o más yacimientos descubiertos son explotables comercialmente y manifiesta su determinación de hacerlo, de manera que conformarán campo comercial en área en producción.

Densidad específica: También llamada gravedad específica, o GE, (SG por su sigla en inglés) es la comparación de la densidad de un líquido con la del agua. Es adimensional y numéricamente coincide con la GE. Corresponde al peso unitario del líquido dividido por el peso unitario del agua destilada a cuatro grados centígrados (4º C) y a una atmósfera (1 atm) de presión.

Derechos económicos: Retribuciones en dinero o en especie a cargo de los contratistas y a favor de la ANH, por los diferentes conceptos establecidos en el ordenamiento superior, en especial, en el presente reglamento, y que se estipulan en los respectivos contratos de evaluación técnica (TEA), de exploración y explotación, E&E, de exploración y producción, E&P, y especiales, así como en los convenios de exploración y/o explotación celebrados entre la ANH y Ecopetrol S.A., algunos de ellos cedidos por esta última a terceros.

Derecho económico por concepto del uso del subsuelo: Retribución periódica en dinero a cargo de los contratistas, como compensación por concepto del derecho exclusivo a utilizar el subsuelo del área asignada para evaluación técnica, exploración, evaluación y/o explotación de hidrocarburos, consistente en el reconocimiento y pago de una suma por unidad de superficie y/o por unidad de producción, según exista o no producción de hidrocarburos como resultado de descubrimientos, ejecución de programas de evaluación o existencia de áreas en producción, nominada en dólares de los Estados Unidos de América (USD), cuyos términos y características se estipulan en el correspondiente negocio jurídico, con sujeción a este reglamento.

Se aplica tanto a contratos de evaluación técnica (TEA), como a contratos de exploración y producción, E&P, y a todo tipo de áreas y Yacimientos.

Derecho económico por concepto de participación en la producción (X%): Retribución en dinero o en especie, a elección de la ANH, ofrecida por los contratistas, correspondiente a un porcentaje de la producción base, como contraprestación por la asignación del área y el otorgamiento del contrato, medida en el punto de fiscalización o de medición oficial, después de descontar el volumen de regalías. Sus términos y características se estipulan en el correspondiente negocio jurídico, con sujeción al reglamento de contratación para exploración y explotación de hidrocarburos. Debe corresponder siempre a porcentaje sin fracción e igual o mayor a uno por ciento (1%).

Derecho económico por concepto de participación adicional en la producción: Retribución en dinero o en especie, según elija la ANH, aplicable durante eventuales prórrogas del período de producción, equivalente a un porcentaje de la producción base como contraprestación por la prórroga del contrato.

Derecho económico por concepto de precios altos: Retribución en dinero o en especie, a elección de la ANH, calculada sobre la producción base, deducidos los volúmenes correspondientes a los derechos económicos por concepto de participación en la producción (x%) y de participación adicional de ser procedente, en función del nivel de los precios internacionales de los hidrocarburos, consistente en el reconocimiento y entrega de una parte de la producción base o en el pago de su equivalente en dinero, calculado en dólares de los Estados Unidos de América (USD), como se estipula en el correspondiente negocio jurídico, con sujeción al reglamento de contratación para exploración y explotación de hidrocarburos y sus desarrollos. no se aplica a los hidrocarburos líquidos extrapesados.

Derecho de prelación: El que tiene de manera exclusiva el evaluador para igualar o superar propuestas de contrato de exploración y producción, E&P en el área de evaluación técnica, durante la vigencia del correspondiente contrato TEA.

Descubrimiento: Acumulación o acumulaciones de hidrocarburos respecto de las cuales la perforación de uno o varios pozos exploratorios ha permitido establecer, mediante pruebas iniciales y de formación, muestras, registros y/o análisis de núcleos, la existencia de una cantidad significativa de hidrocarburos potencialmente recuperable. Se comporta como una unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción y propiedades petrofísicas y de fluidos.

Descubrimiento de gas natural no asociado: Hallazgo cuya prueba formal de producción arroja como resultado una relación gas aceite (RGA) mayor a siete mil pies cúbicos (7.000 ft3) estándar de gas por cada barril de hidrocarburo líquido, y una composición molar de heptanos (C7+) menor de cuatro por ciento (4.0%), en el entendido de que sea representativa del yacimiento o de los yacimientos descubiertos. Se entiende por relación gas aceite, RGA, la existente entre el volumen de gas natural, medido en pies cúbicos por día y el volumen de hidrocarburos líquidos, medido en barriles, también por día, producidos por un pozo, y por composición molar de heptanos (C7+), el porcentaje molar de heptanos y demás hidrocarburos de mayor peso molecular.

La RGA de un descubrimiento que tiene varios Yacimientos se determina con base en el promedio ponderado de la producción de cada yacimiento, y la composición molar de heptanos (C7+), como el promedio aritmético simple.

Desarrollo u operaciones de desarrollo: Actividades y obras realizadas por el contratista, entre ellas, programas sísmicos de detalle; perforación, completamiento, equipamiento y reacondicionamiento de pozos de desarrollo; caracterización de yacimientos; diseño, construcción, instalación y mantenimiento de equipos, tuberías, líneas de transferencia, tanques de almacenamiento, métodos artificiales de producción, sistemas de recuperación primaria y mejorada, sistemas de trasiego, tratamiento y almacenamiento, y estudios de optimización de producción dentro de un área en explotación en el área contratada y, fuera de aquella, en cuanto resulte necesario.

Día: Período de veinticuatro (24) horas que se inicia a las cero (00:00) y termina a las veinticuatro (24:00). Son calendario los comunes, ordinarios o corridos y hábiles los laborables o de despacho forzoso, de manera que excluyen los sábados, domingos y festivos en Colombia.

Estimulación: Tratamiento con fluidos aplicado a la formación de interés o productora de un pozo, para mejorar o buscar su productividad.

Estructura: Unidad o conjunto de unidades geológicas homogéneas o heterogéneas en sus características físicas, composición, clasificación, textura, extensión, relaciones laterales y verticales, geometría y deformación, delimitada por superficies mayores de discontinuidad estructural, tales como planos de fallas, fracturas, superficies de contacto con intrusiones ígneas o sedimentarias, o estratigráfica, como cambios de ambientes de depósito, hiatos erosivos y pinchamientos, indicativas del proceso que les dio origen. En geología del petróleo, se trata de aquella en la que pueden acumularse hidrocarburos.

Evaluación u operaciones de evaluación: Operaciones y actividades realizadas por el contratista en un área en Evaluación, con el propósito de apreciar un descubrimiento; delimitar la geometría del Yacimiento o Yacimientos dentro de la misma; determinar la viabilidad de extraer hidrocarburos en cantidad y calidad económicamente explotables, y estimar el impacto ambiental y social de su explotación comercial. Incluyen perforación de pozos de exploración, exploraciones sísmicas de detalle, ejecución de pruebas de producción, y, en general, otras operaciones orientadas a determinar la comercialidad del campo, y, en caso positivo, delimitarlo.

Evaluador: Persona jurídica o conjunto de personas jurídicas bajo la modalidad de consorcio o de unión temporal, que celebran con la ANH contrato de evaluación técnica, TEA, como resultado de la adjudicación de un procedimiento de selección en competencia, sea abierto o cerrado, o de uno reglado de asignación directa y, por consiguiente, de la adjudicación de una o más áreas.

Exploración u operaciones de exploración: Estudios, trabajos y obras ejecutados por el contratista para determinar la existencia y ubicación de hidrocarburos en el subsuelo. Comprenden, entre otros, métodos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, y, en general, actividades indirectas de prospección superficial; perforación de pozos exploratorios y demás operaciones directamente relacionadas con la búsqueda de hidrocarburos.

Exploración sísmica: Método geofísico para determinar, en profundidad, la forma y disposición de las diferentes unidades litológicas o capas de la tierra, mediante la detección de ondas acústicas producidas por una fuente artificial como vibro y sismigel, propagadas a través del subsuelo en función de la elasticidad de las capas. Se detectan en la superficie tras reflejarse o refractarse mediante sensores o geófonos. Su finalizad es localizar las rocas porosas que pueden almacenar hidrocarburos.

Explotación: Comprende tanto las actividades y operaciones de desarrollo como las de producción de campos comerciales.

Facilidades de producción: Instalaciones, plantas, tanques de producción y almacenamiento, y demás equipos para el desarrollo de las actividades producción, separación, tratamiento, conducción y almacenamiento de hidrocarburos en el campo.

Fase preliminar: Período hasta de veinticuatro (24) meses, comprendido entre el día de suscripción del contrato y la fecha efectiva, durante el cual el contratista y la ANH deben adelantar trámite de confirmación y/o certificación acerca de la presencia de comunidades étnicas en la zona de influencia de las actividades y operaciones inherentes a la ejecución contractual o en el área de interés resultado del estudio de base social, si se trata de áreas costa afuera, así como llevar a cabo o complementar procedimiento de consulta previa con arreglo al ordenamiento superior, de ser ello requerido.

Fecha de causación: Día en que se hace exigible una obligación a cargo del contratista.

Fecha límite de pago: Día de vencimiento de una obligación económica a cargo del contratista y en favor de la ANH.

Fecha efectiva: Día siguiente al de suscripción de un contrato o al de terminación de la fase 0, en su caso, a partir del cual comienzan a contarse los plazos pactados en el correspondiente negocio jurídico.

Formación: Unidad fundamental de la litoestratigrafía, conformada por una sucesión de rocas o depósitos sedimentarios relacionados genéticamente con el ciclo de relleno de una cuenca sedimentaria, que posee límites definidos, características litológicas propias y localidad tipo. Se debe representar en mapas geológicos de escala 1:25.000.

Gas metano asociado a mantos de carbón (GMC): Forma de gas natural presente en mantos de carbón, producido como consecuencia de la conversión de material orgánico en carbón. Generalmente, es un gas sin contenido de ácido sulfhídrico, con alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno. Para la fecha de expedición del reglamento, su exploración y producción está suspendida por disposición del consejo directivo de la ANH.

Gas natural: Mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso, en condiciones estándar, es decir, temperatura de sesenta grados Fahrenheit (60º F) y presión de catorce coma sesenta y cinco libras por pulgada cuadrada (14,65 psi), constituida principalmente por metano y etano, y, en pequeñas cantidades, por propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados.

Gas natural asociado: Gas libre en contacto (gas de la capa de gas) o disuelto (gas en solución) en petróleo en el yacimiento, en el que su producción es afectada significativamente por la producción de petróleo. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía determinar cuándo el gas de un campo, yacimiento o pozo es o no asociado. Esta atribución fue delegada en la ANH mediante Resolución 91537 del 24 de diciembre de 2014.

Gas natural licuado (LNG por su sigla en inglés): Gas natural procesado para ser transportado y/o almacenado en estado líquido. Es inodoro, incoloro y no tóxico. Su densidad específica es cero coma cuarenta y cinco (0,45) y solamente se quema si entra en contacto con aire a concentraciones del cinco (5) al quince por ciento (15%).

Gas natural no asociado: Aquel que es producido en Yacimientos donde no se encuentra conjuntamente con petróleo.

Gravedad específica: También llamada densidad específica es la comparación de la densidad de un líquido con la del agua. Es adimensional y numéricamente coincide con la densidad. Corresponde al peso unitario del líquido dividido por el peso unitario del agua destilada a cuatro grados centígrados (4º C) y a una atmósfera (1 atm) de presión. Se representa como GE (SG en inglés).

Gravedad o grado API por la sigla en inglés del “American Petroleum Institute“: Medida de densidad que, en comparación con el agua y a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es un petróleo.

Habilitación: Resultado del cumplimiento de los requisitos y condiciones de capacidad, de distinta naturaleza, que deben reunir y acreditar fehacientemente el proponente individual, uno o más integrantes de proponentes plurales, el operador, o inclusive la asociación como tal, para poder contratar con la ANH actividades de evaluación, exploración y explotación de hidrocarburos.

Hidrocarburos: Todos los compuestos orgánicos constituidos principalmente por la mezcla natural de carbono e hidrógeno, así como de aquellas sustancias que los acompañan o se derivan de ellos.

Hidrocarburos líquidos: Aquellos que, en condiciones estándar, es decir, sesenta grados Fahrenheit (60º F) de temperatura y presión de catorce coma sesenta y cinco libras (14,65 psi), permanecen en estado líquido en la cabeza del pozo o en el separador.

Hidrocarburos líquidos pesados: Hidrocarburos líquidos con gravedad API (“American Petroleum Institute”) de entre diez (10) y quince (15) grados API.

Hidrocarburos líquidos extrapesados: Hidrocarburos líquidos con gravedad API (“American Petroleum Institute”) inferior a diez grados (10º API).

Intereses de mora: Suma de dinero que el contratista debe reconocer y pagar a la ANH como sanción por el pago extemporáneo de obligaciones económicas a su cargo. Se liquidan desde el día siguiente a la fecha límite de pago y hasta aquel en que tenga lugar el cubrimiento total y efectivo de la obligación de que se trate, mediante la aplicación de la tasa efectiva anual de interés moratorio certificada por la Superintendencia Financiera.

Inversión adicional: Recursos requeridos para sufragar los costos y gastos inherentes a la ejecución de las actividades adicionales de exploración, que el proponente individual o plural han ofrecido invertir y el contratista asumido la obligación de hacerlo, por encima de los requeridos para desarrollar el programa exploratorio mínimo fijado por la ANH para cada área objeto de asignación.

Inversión mínima: La indispensable para sufragar los costos y gastos por concepto de las actividades inherentes al programa exploratorio mínimo exigido por la ANH.

Inversión social: Compromiso asumido por el contratista con las comunidades de la zona de influencia de las operaciones de exploración, evaluación, y eventuales de desarrollo y producción a su cargo y en las que tales actividades tengan repercusión o efectos, si se trata de áreas continentales, o del área de Interés resultado del estudio de línea base social, tratándose de contratos costa afuera, consistente en la ejecución de programas en beneficio de tales comunidades, PBC, con el fin de fomentar el desenvolvimiento sostenible, mediante un conjunto de actividades y de inversiones empresariales encaminadas a contribuir al fortalecimiento del entorno social, cultural y económico, y a mejorar las condiciones de bienestar de sus habitantes.

Este compromiso ha de cumplirse mediante la formulación y ejecución de programas y proyectos específicos, en los conceptos de inversión social, denominados programas en beneficio de las comunidades (PBC). La inversión social es diferente a aquella que pueda imponerse o llegue a desarrollarse con motivo del cumplimiento de las actividades inherentes a la solicitud, trámite y ejecución de licencias ambientales, planes de manejo ambiental y consultas previas.

Debe reflejarse en erogaciones que beneficien efectiva y directamente a las comunidades, sin incluir costos de personal, logísticos, administrativos u otros indirectos, en que incurra el contratista para dar cumplimiento a los programas y proyectos de inversión social.

Límite económico del campo: Tasa de producción de uno o varios pozos, más allá de la cual los flujos netos de efectivo de las operaciones de producción son negativos. Equivale al agotamiento de la producción.

Mes: Período o conjunto de días consecutivos, contado a partir de uno señalado, hasta el mismo número de día del mes siguiente.

Muestra lateral: Sinónimo de núcleo o núcleo lateral.

Multa: Compensación pecuniaria que la ANH está facultada para imponer al contratista, en la eventualidad de retardos o incumplimientos parciales en la satisfacción eficaz y eficiente de las obligaciones a su cargo. No tiene necesariamente carácter de estimación anticipada de perjuicios, de manera que puede acumularse con cualquiera otra forma de indemnización. Su cancelación o deducción no exonera al contratista de satisfacer sus obligaciones y compromisos, de ejecutar y terminar las actividades a su cargo, ni de entregar los resultados, productos, documentos y demás información requerida.

Multa conminatoria: Instrumento de apremio que la ANH puede imponer al contratista para que cumpla o se allane a cumplir oportuna, eficaz y eficientemente las obligaciones a su cargo, de manera que no tiene carácter sancionatorio ni constituye estimación anticipada de perjuicios. Es, por consiguiente, acumulable con cualquier tipo de indemnización o pena pecuniaria.

El pago o la compensación de multa conminatoria no exonera al contratista del deber de satisfacer eficaz y eficientemente los compromisos y obligaciones de su responsabilidad, conforme al respectivo negocio jurídico; de ejecutar y terminar a satisfacción de la ANH las actividades y operaciones a su cargo; ni de entregar, también a satisfacción de la agencia, los resultados, productos y demás información requeridos y pactados, con arreglo al régimen jurídico superior y al contrato.

Multa sancionatoria: Instrumento de pena que la ANH está facultada para imponer al contratista por el incumplimiento definitivo de prestaciones, compromisos y obligaciones a su cargo, que comporta estimación anticipada pero parcial de los perjuicios causados. Su efectividad no significa limitación alguna para que la ANH exija judicial o extrajudicialmente el reconocimiento y pago del monto restante de los perjuicios derivados del o de los incumplimientos, de haberlos. El pago o la compensación de esta multa tampoco exonera al contratista del deber de satisfacer eficaz y eficientemente los compromisos y obligaciones de su responsabilidad, conforme al respectivo negocio jurídico; de ejecutar y terminar a satisfacción de la ANH las actividades y operaciones a su cargo; ni de entregar, también a satisfacción de la agencia, los resultados, productos y demás información requeridos y pactados, con arreglo al régimen jurídico superior y al contrato.

Normas y estándares técnicos: Especificaciones de esta naturaleza, internacionales y/o nacionales, aprobadas por un organismo reconocido por su actividad normativa, para una aplicación, evento u operación que se realiza repetida o frecuentemente. Deben aplicarse en las operaciones de exploración y producción de hidrocarburos, en especial, las adoptadas por el Ministerio de Minas y Energía, la “American Gas Association, AGA”, el “American Petroleum Institute, API”, la “American Society for Testing Materials, ASTM”, la “National Fire Protection Association, NFPA”, y por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (Icontec).

Igualmente debe aplicarse el reglamento técnico de instalaciones eléctricas (Retie).

Núcleo o núcleos laterales (sidewall core): Porción cilíndrica de roca extraída de la pared de un pozo, generalmente con una herramienta operada con cable (“Wireline”), a la que pueden realizarse análisis geológicos, geoquímicos y petrofísicos en orden a establecer la caracterización de la formación de origen.

Operaciones de evaluación técnica: Estudios, trabajos, obras y actividades que el evaluador ejecuta en el área de evaluación técnica, para determinar su potencial hidrocarburífero e identificar las zonas de mayor interés prospectivo. Comprenden, entre otros, métodos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, fotogeológicos, y, en general, labores de prospección superficial; actividades de sísmica y su procesamiento; perforación con taladro o equipo asimilable, siempre que se trate exclusivamente de pozos de investigación estratigráfica cuyo único propósito sea la obtención de información geológica acerca de la estratigrafía del área de evaluación técnica.

Operaciones o actividades de producción: Las realizadas por el contratista en un área de explotación, entre ellas, procedimientos de extracción, recolección, tratamiento, almacenamiento y trasiego de hidrocarburos hasta el punto de entrega; las demás relativas a su obtención, así como aquellas finales de abandono.

Operador: Persona jurídica Individual o aquella responsable de dirigir y conducir las operaciones de exploración y evaluación, en cumplimiento de contrato de evaluación técnica —TEA—; de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos, en ejecución de contrato de exploración y producción —E&P—, o especial; la conducción de la ejecución contractual y de las relaciones con la ANH, así como de asumir el liderazgo y la representación del consorcio, unión temporal o sociedad constituida con motivo de la adjudicación o asignación, tratándose de contratistas plurales.

Partes: A partir de la suscripción del contrato, son la ANH y la persona jurídica contratista, o cada una de las personas jurídicas que integran contratistas plurales, bajo la modalidad de asociación adoptada, denominados genéricamente contratista.

En el curso de la ejecución contractual, la misma ANH y aquella o aquellas, o sus respectivos cesionarios, previa autorización expresa y escrita de la agencia, siempre que: (i) reúnan, cuando menos, las mismas condiciones de capacidad económico financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial de los cedentes, y, en todo caso, aquellas que exija el reglamento de contratación de actividades de exploración, evaluación y explotación de hidrocarburos de la ANH, vigente para la oportunidad de la correspondiente transacción, y (ii) que se celebre efectivamente el correspondiente contrato adicional, que dé cuenta de la cesión.

La cesión de participaciones o intereses de integrantes de contratistas plurales en la correspondiente asociación, bien entre sí o a favor de terceros, también requiere autorización previa, expresa y escrita de la ANH, una vez surtida la acreditación de las condiciones de capacidad conforme a lo previsto en el párrafo precedente, y que se someta a la agencia la correspondiente modificación del acuerdo o convenio de asociación respectivo. En todo caso, el operador debe mantener una participación mínima del treinta por ciento (30%) a lo largo de toda la ejecución contractual y hasta la liquidación definitiva de los compromisos recíprocos.

Cualquier transacción corporativa que comporte cambio de beneficiario real o controlante del interesado, proponente individual, operador y/o de quien o quienes hubieran acreditado los requisitos de capacidad en casos de asociaciones, que no reúna los del anterior, con fundamento en los cuales se obtuvo habilitación, adjudicación y/o contrato, puede dar lugar a la cancelación de la inscripción en el registro, la revocatoria de la adjudicación, o la terminación unilateral del negocio jurídico. Por consiguiente, tales transacciones deben ser informadas a la ANH, acompañadas de los soportes que permitan establecer la conservación de los requisitos de capacidad. Este compromiso debe ser asumido por solicitantes de inscripción, proponentes y contratistas, y constar en petición, oferta y negocio jurídico.

Las mismas reglas se aplican a fusiones o escisiones del interesado, la persona jurídica proponente individual, el operador o cualquier otro integrante de asociación, que hubiera acreditado los requisitos de capacidad, a fin de establecer que se mantienen los fundamentos que dieron lugar a la habilitación, la adjudicación y el contrato.

El deber de informar a la ANH estos eventos debe ser materia de compromiso formal e irrevocable.

Período de exploración: Lapso en meses, contado a partir de la fecha efectiva, así como cualquier prórroga otorgada al mismo, durante el cual el contratista está obligado a ejecutar las actividades previstas en el programa exploratorio y a sufragar los costos y gastos correspondientes, de acuerdo con el régimen jurídico superior y el contrato, sin perjuicio de satisfacer oportuna, eficaz y eficientemente los demás compromisos de su resorte.

Período de explotación o de producción: Lapso de hasta veinticuatro (24) años y sus extensiones, si las hay, o de hasta treinta (30) años y sus prórrogas, de pactarse, contado desde la fecha de la declaración de comercialidad de uno o más yacimientos descubiertos que conforman el correspondiente campo comercial, respecto de cada porción del área asignada que se encuentre en producción de hidrocarburos, según se trate de yacimientos convencionales o de acumulaciones de hidrocarburos en trampas, o de yacimientos no convencionales o de acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras, o de yacimientos costa afuera, respectivamente, durante el cual el contratista debe realizar, entre otras, las operaciones de desarrollo y de producción.

Petróleo, petróleo crudo o crudo: Mezcla de hidrocarburos existente en estado líquido a las condiciones del yacimiento y que permanece líquido a las condiciones estándar de presión y temperatura.

Plan de explotación o de desarrollo: Documento de planeación sometido por el contratista a la ANH, para la ejecución de las actividades de explotación técnica, eficiente y económica de cada área en explotación. Debe contener el cálculo de reservas de hidrocarburos, la descripción de las instalaciones de producción y transporte, los pronósticos de producción para el corto y mediano plazos, un programa de abandono y los programas de trabajo por año calendario, entre otros aspectos.

Plan unificado de explotación: Convenio entre contratistas de áreas colindantes para permitir el desarrollo eficiente de un campo explotado en forma compartida.

Play” (—área de interés prospectivo—): región que contiene (o puede contener) elementos estratigráficos comunes como reservorio(s) y sello(s) en el subsuelo, y en la cual se espera la existencia de acumulaciones de hidrocarburos asociadas a las mismas estructuras tectónicas o estratigráficas.

“Pod”: Volumen de roca dentro del cual se han generado hidrocarburos, y que se representa en un mapa como una zona de generación. (Traducido y adaptado del concepto que aparece en el libro: The Petroleum System - From Source to Trap. AAPG Memoir 60, 1994, pág. 13).

Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora con el propósito de contribuir a la explotación de yacimientos, después del período de exploración y de la ejecución del programa de evaluación, una vez declarada comercialidad.

Pozo descubridor: Aquel que conduce al descubrimiento de uno o más yacimientos de hidrocarburos.

Pozo estratigráfico: Perforación con propósitos de reconocimiento y muestreo, sin objetivo hidrocarburífero, tendiente a determinar la secuencia litológica existente en el subsuelo de un lugar determinado. Debe garantizar, al menos, la recuperación de núcleos, con intervalos máximos de veinte (20) pies de la secuencia estratigráfica, así como de fluidos y gases contenidos en todas las unidades litológicas, y la toma de registros eléctricos, sónicos, visuales y radiactivos.

Pozo exploratorio: Aquel perforado para buscar o comprobar la existencia de hidrocarburos en un área no probada como productora, o en procura de yacimientos adicionales no conocidos. Tratándose de yacimientos convencionales o correspondientes a acumulaciones en trampas, se acoge la definición de los pozos A3 y A2 adoptada por el Ministerio de Minas y Energía. (Cfr. Res. Min. Minas 181517/2002).

Para yacimientos no convencionales o correspondientes a acumulaciones en rocas generadoras, son todos aquellos pozos, con excepción de los estratigráficos, que se perforen para establecer la existencia y caracterización de un campo comercial. Un número plural de pozos exploratorios puede ser perforado de manera contigua o próxima en la misma unidad geológica de interés a fin de generar interferencia entre ellos. Conforme al parágrafo 3º del artículo 9º de la Resolución Min. Minas 90341 de 2014, se deben tomar corazones en la zona de interés, por lo menos en un (1) pozo por cada arreglo de pozos.

Precio base de referencia (Po): Precio del barril de petróleo, en dólares estadounidenses, que la ANH toma como referencia y actualiza anualmente mediante resolución general, para determinar el derecho económico por concepto de precios altos. Se fija en el reglamento de contratación para exploración y explotación de hidrocarburos y se estipula en los correspondientes negocios jurídicos.

Precio de mercado: Aquel que sirve de referencia para determinar el valor de las regalías y de los derechos económicos de participación en la producción (X%), de participación adicional de ser aplicable, y por concepto de precios altos, que deban ser pagados en dinero, cuando el contratista venda total o parcialmente el volumen de producción de hidrocarburos a sociedades matrices o subordinadas.

Procedimiento de asignación directa: Actuación administrativa excepcional, previamente autorizada y justificada, con el objeto de asignar área o áreas específicamente seleccionadas para el efecto y adjudicar contrato de evaluación técnica, TEA, de exploración y producción de hidrocarburos, E&P, y especial, a proponente individual o plural previamente habilitado de acuerdo con los requisitos de capacidad exigidos, cuya propuesta cumpla integralmente los términos y condiciones mínimos fijados por la entidad, todo conforme a reglas especiales destinadas a regular el procedimiento.

Procedimiento de selección en competencia: Conjunto sistematizado y coordinado de actuaciones y trámites administrativos, encaminado a seleccionar de manera objetiva, entre proponentes previamente habilitados de acuerdo con los requisitos de capacidad exigidos, en estricta igualdad de condiciones, el ofrecimiento más favorable a la ANH y a los fines que se propone conseguir, para la celebración de contratos de evaluación técnica (TEA), de exploración y producción, E&P, o Especiales en áreas determinadas, previa convocatoria y con sujeción al ordenamiento superior aplicable y a los pliegos, términos o reglas.

Producción base: Aquella medida en el punto de medición oficial o fiscalización, después de descontar las regalías expresadas en volumen, que debe emplearse para liquidar los derechos económicos por concepto del uso del subsuelo, de participación en la producción (X%), de participación adicional, en su caso, y de precios altos.

Producción total en punto de fiscalización o de medición oficial, PT: Volumen de producción de hidrocarburos de un descubrimiento, de cada área en evaluación o de cada campo en producción, en condiciones estándar, medido en barriles de hidrocarburos líquidos o en miles de pies cúbicos de gas natural, en el punto de fiscalización, correspondiente al período mensual de liquidación de que se trate.

La diferencia entre la producción total en punto de fiscalización o de medición oficial, PT, y la producción total, debe corresponder a los volúmenes de hidrocarburos que hayan sido utilizados en beneficio de las operaciones de evaluación y producción, al volumen del gas reinyectado en los mismos yacimientos, y al volumen del gas que inevitablemente se desperdicie en estas actividades.

Producción u operaciones de producción: Todas las actividades realizadas por el contratista en un área asignada en producción, para llevar a cabo los procesos de extracción, recolección, tratamiento, almacenamiento y trasiego de los hidrocarburos hasta el punto de entrega; el abandono, y las demás actividades relativas a la obtención del correspondiente recurso.

Programa anual de operaciones: El correspondiente a las actividades de producción y/o desarrollo, que el contratista somete a la ANH y se obliga a ejecutar durante el correspondiente período anual.

Programa en beneficio de las comunidades: Conjunto de actividades acordado entre el contratista y las comunidades de la zona de influencia de las operaciones de aquel en áreas continentales, o del área de interés, tratándose de contratos costa afuera, en la que tengan repercusión o efectos las actividades de exploración, evaluación, y eventuales de desarrollo y producción, a cuya ejecución debe destinarse la inversión social a la que se obliga contractualmente, para contribuir al mejoramiento de la calidad y las condiciones de vida de sus habitantes. Ha de comprender los conceptos de inversión social a que se refiere el presente anexo.

Debe tratarse de proyectos y actividades diferentes de aquellos que el contratista está en el deber de acometer en cumplimiento de licencias ambientales y de planes de manejo ambiental, o en ejecución de medidas de manejo acordadas en procedimientos de consulta previa para prevenir, corregir, mitigar y/o compensar impactos derivados de la ejecución del contrato en comunidades étnicas, todo ello con sujeción al ordenamiento superior.

La inversión de recursos en el desarrollo de tales programas ha de corresponder, como mínimo, a suma equivalente al uno por ciento (1%) del valor total del programa exploratorio, incluidos mínimo y adicional, de eventuales programas exploratorio posterior y de evaluación, expresados en barriles de petróleo, así como al uno por ciento (1%) de la cuantía del programa anual de operaciones de todos los campos comerciales del área o áreas en producción, durante el período correspondiente.

Programa exploratorio: Conjunto de actividades de exploración, conformado por las que la ANH determina y aquellas que el proponente ofrece, y que el contratista se compromete a desarrollar en el curso del período exploratorio del correspondiente contrato, incluidas las inversiones indispensables para atender a los costos y gastos que ello comporte, con indicación de las oportunidades y los plazos para ejecutarlas. Comprende por consiguiente tanto el mínimo exigido por la ANH como el adicional o complementario ofrecido, e incorpora la inversión de recursos para sufragar los costos y gastos que demande su cumplida ejecución.

Programa exploratorio adicional: Detalle de las operaciones y actividades de exploración ofrecido por el proponente y pactado en el respectivo contrato, que el contratista se obliga a ejecutar durante el período de exploración.

Programa exploratorio mínimo: Detalle de las operaciones y actividades de exploración fijado por la ANH y pactado en el respectivo contrato, que el contratista se obliga a ejecutar, durante el período de exploración.

Programa exploratorio posterior: Programa de operaciones de exploración que el contratista somete a la ANH y se compromete a ejecutar con posterioridad a la finalización del período de exploración.

Programa de evaluación: Plan de operaciones de evaluación destinado a analizar un descubrimiento y determinar su comercialidad. Su ejecución y el consiguiente sometimiento de informe de resultados a la ANH, son requisitos para la correspondiente declaración de comercialidad.

Programa de trabajo: Relación detallada de las actividades y operaciones de exploración, evaluación y/o explotación en el área que el contratista somete a la ANH. Debe contener cronograma y presupuesto para su ejecución.

Promesa de sociedad futura: Forma o modalidad de asociación prevista en el parágrafo tercero del artículo 7º de la Ley 80 de 1993, conforme a la cual, dos (2) o más personas jurídicas presentan propuesta conjunta en desarrollo de un procedimiento de selección o de asignación directa, bajo contrato de promesa de sociedad, debidamente celebrado y perfeccionado, con sujeción al artículo 119 del Código de Comercio, con el fin de suscribir, ejecutar, terminar y liquidar, también conjuntamente, el o los contratos que lleguen a serles adjudicados, caso en el cual han de celebrar el contrato de sociedad prometido, para efectos de tales suscripción, ejecución, terminación y liquidación.

Las partes del contrato de promesa y los socios de la sociedad prometida, en su caso, asumen responsabilidad solidaria e ilimitada frente a la ANH por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de todos y cada uno de los compromisos, prestaciones y obligaciones derivados de la formulación de propuesta y de la adjudicación, celebración, ejecución, terminación y liquidación del o de los contratos, incluidas las consecuencias y efectos de actuaciones u omisiones de cada uno de ellos y de la sociedad, de constituirse, con ocasión o en desarrollo de procedimiento, propuesta o propuestas y contrato o contratos.

Proponente: Persona o conjunto de personas jurídicas, sean nacionales o extranjeras, con interés en la asignación de área o áreas para el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, que presenten propuesta con el fin de celebrar contrato de exploración y producción, E&P, de evaluación técnica, TEA, o especial. En el segundo caso, el proponente es plural y la asociación entre sus integrantes puede ser a título de consorcio, de unión temporal o de promesa de sociedad futura, según lo permita el proyecto o procedimiento de selección de que se trate.

Propuesta de contratación: Ofrecimiento formal de un proponente individual o plural que aspira a la asignación de área o áreas para adelantar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en el cual acredita sus condiciones de capacidad y experiencia, y determina el programa exploratorio que se compromete a acometer, por encima del mínimo impuesto por la ANH, así como los derechos económicos a su cargo y a favor de esta última, todo con el propósito de celebrar y ejecutar un contrato de exploración y producción, E&P, de evaluación técnica, TEA, o especial, de conformidad con el ordenamiento superior, este reglamento, las reglas, términos de referencia del procedimiento de selección de que se trate y las estipulaciones de la minuta o modelo contractual correspondiente, junto con todos los anexos que acrediten los requisitos exigidos.

Propuesta de contrato de exploración y producción (E&P): Documento y sus anexos, presentados por los contratistas TEA a la ANH, con el propósito de celebrar un contrato de exploración y producción de hidrocarburos, E&P sobre todo o parte de un área de evaluación técnica, en ejercicio de su derecho de conversión y en los términos del reglamento.

Pruebas extensas: Aquellas practicadas con posterioridad a la prueba inicial con el objeto de obtener información adicional de un yacimiento para definir la comercialidad del campo.

Pruebas iniciales: Aquellas practicadas con posterioridad a la terminación oficial de un pozo nuevo que comprenden experimentos de presión y de evaluación y fluidos del yacimiento.

Punto de entrega: Sitio acordado por las partes, donde el contratista debe poner a disposición de la ANH la porción de la producción de hidrocarburos correspondiente a las regalías y a los derechos económicos por concepto de participación en la producción (X%), de participación adicional, en su caso, y por concepto de precios altos, cuando la entidad haya optado porque sean pagados en especie.

A partir de este punto, el dominio y la custodia de la porción de los hidrocarburos producidos, correspondiente a las regalías y a los referidos derechos económicos, son responsabilidad de la ANH.

El punto de entrega puede coincidir con el punto de fiscalización o de medición oficial.

Las condiciones de calidad de los hidrocarburos en el punto de entrega deben cumplir las especificaciones mínimas requeridas para permitir el acceso al sistema de transporte que emplee el contratista, de acuerdo con la reglamentación aplicable, sin perjuicio del reconocimiento de los costos deducibles.

En el evento de que el punto de entrega esté ubicado a la salida de tanques de almacenamiento de gas natural licuado, la medición del volumen debe tener lugar de acuerdo con los lineamientos de liquidación, medición y determinación de la calidad, establecidos en la última versión del “Custody Transfer Handbook, LNG”, publicado el “Groupe International des Importateurs de Gaz Naturel Liquéfié, GIIGNL”.

Si las partes no logran consenso en torno a la determinación del punto de entrega, lo establecerá la ANH, sobre la base de que ha de ser un sitio ubicado a la salida de la unidad de tratamiento o a la entrada del sistema de transporte.

Punto de fiscalización o de medición oficial: Sitio aprobado por el Ministerio de Minas y Energía o por la ANH en razón de delegación de aquel, con el objeto de determinar el volumen y la calidad del hidrocarburo que corresponde a las regalías, el de propiedad del contratista, y aquellos relevantes para el cálculo de los derechos económicos en favor de la ANH.

El contenido de agua y de sedimentos de los hidrocarburos líquidos objeto de medición, debe ser igual o menor al cero coma cinco por ciento (0,5%) del volumen total. El de sal, menor o igual a veinte libras por cada mil barriles (20 lb/1.000 bbl).

Las condiciones de calidad del gas objeto de medición deben corresponder a las establecidas en el reglamento único de transporte de gas, cuando haya de entregarse al sistema nacional de transporte. De lo contrario, serán las acordadas entre el contratista y el comprador.

Regalías: Contraprestación en dinero o en especie a favor del Estado, por concepto de la explotación de los hidrocarburos propiedad de la Nación, conforme a la Constitución Política, la ley y los correspondientes contratos.

Registro de interesados: Censo de personas jurídicas que aspiren a la asignación de áreas para desarrollar actividades de exploración y producción de hidrocarburos y celebrar contrato o contratos para el efecto, con el detalle de su capacidad jurídica, económico financiera, técnica y operacional, medioambiental y en materia de responsabilidad social empresarial, que establece su habilitación y determina la cantidad, naturaleza, categoría y prospectividad del o de las áreas a las que puede aspirar, mediante su participación en procedimientos de selección de contratistas en competencia o de asignación directa.

Reglas de procedimientos de asignación directa: Documento que contiene las aplicables a un procedimiento particular de esta naturaleza, entre ellas, las condiciones de capacidad exigidas; los requisitos mínimos de las propuestas; su forma y contenido; los criterios para la adjudicación, y las características de las áreas por asignar y del o de los contratos por celebrar.

Reglamento: Conjunto de normas que regulan la contratación de áreas para el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, aprobado mediante acuerdo por el consejo directivo de la ANH, así como los desarrollos al mismo, adoptados por el presidente de la entidad, con autorización de aquel.

Relación gas petróleo (RGP): Proporción entre el volumen de gas natural, expresado en pies cúbicos por día, y el volumen de hidrocarburos líquidos, medido en barriles por día, producidos por un pozo, referidos a condiciones estándar de presión y temperatura. La relación gas aceite (RGA) de un descubrimiento que tiene varios yacimientos se determina con base en el promedio ponderado de la producción de cada uno, y la composición molar de heptano (C7+) como el promedio aritmético simple.

Sistema petrolífero: Sistema natural conformado por una zona de generación activa (en inglés, Pod) que se relaciona genéticamente con sus correspondientes acumulaciones de hidrocarburos dentro de una cuenca sedimentaria. Incluye los elementos geológicos y los procesos que se consideran esenciales para la existencia de yacimientos convencionales o de acumulaciones de hidrocarburos en trampas. Una vez formados estos yacimientos e interrumpida la generación, inicia el tiempo de preservación del sistema petrolífero, durante el cual puede haber re-migración, degradación del hidrocarburo y destrucción progresiva del recurso hasta su desaparición completa.

En este contexto, sistema hace referencia a la interdependencia entre elementos y procesos que constituyen la unidad funcional necesaria para la acumulación de hidrocarburos. Los elementos esenciales son la roca generadora, la roca reservorio, la roca sello y las rocas de sobrecarga; mientras que los procesos incluyen la formación de trampas y la generación, migración y acumulación del recurso.

“Slim Hole”: Pozo cuyo noventa por ciento (90%) o más de longitud se perfora con brocas de diámetro inferior a siete pulgadas o diecisiete coma setenta y ocho centímetros (7” o 17,78 cm). Presenta ventajas respecto de los métodos convencionales, como reducción de costos en materia de equipos, brocas, lodo y personal, y disminución del impacto ambiental, en términos de residuos, ruido y emisión de gases.

“Sweet Spot”: Término que hace referencia a un sector regional de interés prospectivo.

Tasa de interés moratorio: Aquella efectiva anual máxima, aplicable para determinar intereses moratorios, certificada trimestralmente la Superintendencia Financiera, y que corresponde a uno coma cinco (1,5) veces el interés bancario corriente para la modalidad de crédito de consumo y ordinario.

Tasa efectiva: Rendimiento de una inversión durante un período determinado, que incorpora la capitalización de los intereses, es decir, su reinversión. Para calcular la tasa de interés efectiva se deben conocer el interés periódico y el tiempo, así: tasa de interés efectiva es igual a (1+)n-1, dónde es el interés periódico, y n el número de períodos en que se capitalizan los intereses.

Tasa representativa del mercado (TRM): Cantidad de pesos colombianos por un (1) dólar de los Estados Unidos de América. Se calcula con base en las operaciones de compra y venta de divisas entre intermediarios financieros que transan en el mercado cambiario colombiano, con cumplimiento el mismo día en que se realiza la negociación de las divisas. La Superintendencia Financiera calcula y certifica diariamente la TRM con base en las operaciones registradas el día hábil inmediatamente anterior.

Términos de referencia: Documento que contiene las reglas aplicables a un procedimiento de selección en competencia determinado; las condiciones jurídicas, técnicas y económico financieras aplicables al mismo; los requisitos para participar; la forma y contenido de las propuestas; los criterios para la adjudicación, y las características de las áreas por asignar y del o de los contratos por celebrar.

Testigo lateral: Sinónimo de núcleo lateral.

Tipo de yacimiento: Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos entre convencionales o acumulaciones en trampas, y no convencionales o acumulaciones en rocas generadoras, en función de sus características y de la prospectividad del área objeto de asignación y contrato. Es determinante de las condiciones de capacidad económico financiera, técnica y operacional, medioambiental, y en materia de responsabilidad social empresarial, que deben reunir los proponentes y contratistas para su exploración y explotación, así como de los términos jurídicos, técnicos y económicos del correspondiente contrato TEA y E&P.

Unión temporal: Forma o modalidad de asociación prevista en el numeral 1º del artículo 7º de la Ley 80 de 1993, conforme a la cual, dos (2) o más personas jurídicas presentan propuesta conjunta en desarrollo de un procedimiento de selección o de asignación directa, con el fin de celebrar, ejecutar, terminar y liquidar, también conjuntamente, el o los contratos que lleguen a serles adjudicados. Quienes integran unión temporal asumen responsabilidad solidaria e ilimitada frente a la ANH por el cumplimiento oportuno, eficaz y eficiente de todos y cada uno de los compromisos, prestaciones y obligaciones derivados de la formulación de propuesta y de tales adjudicación, celebración, ejecución, terminación y liquidación, incluidas las consecuencias y efectos de actuaciones u omisiones de todos o de cualquiera de ellos, con ocasión o en desarrollo de procedimiento, propuesta o propuestas y contrato o contratos. No obstante, eventuales multas u otras sanciones pecuniarias por incumplimiento de tales obligaciones, compromisos y prestaciones, han de imponerse y hacerse efectivas de acuerdo con la participación de cada uno de los integrantes en la unión temporal.

“Wireline”: 1. adj. [Evaluación de formaciones] Relativo a cualquier aspecto del proceso de adquisición de registros y muestras de corazones, que emplea un cable eléctrico para bajar las herramientas en el pozo y obtener los datos.

WTI: Crudo denominado así por la sigla del “West Texas Intermediate”, que corresponde a la corriente de crudo producido en Texas y en el sur de Oklahoma, cuyas condiciones de calidad y punto de entrega son definidos por el “New York Mercantile Exchange, NYMEX”, y cuyo precio es utilizado como referencia para el mercado de futuros de petróleo crudo. Para todos los efectos, el valor de referencia del crudo WTI es el empleado por la autoridad competente para la liquidación de regalías en cada período, y para establecer el punto de partida del derecho económico por concepto de precios altos, salvo que la ANH disponga otro crudo de referencia.

Yacimiento de hidrocarburos: Formación rocosa en la que se encuentran acumulados hidrocarburos, que se comporta como una unidad independiente en cuanto a mecanismos de producción, propiedades petrofísicas y propiedades de los fluidos, de acuerdo con los decretos 1895 de 1973 y 3229 de 2003, o normas que los modifiquen o adicionen.

Yacimiento descubierto no desarrollado: Aquel hallado mediante perforación, devuelto a la ANH por no haberse declarado su comercialidad o por cualquier otro motivo, en el cual no se ejecutaron operaciones de desarrollo como pozos, facilidades de producción en superficie como tanques de almacenamiento, separadores, tratadores, calentadores, medidores, plantas de desalinización y deshidratación, botas de gas, medios de recolección y transporte de crudo y gas.

Yacimiento de hidrocarburos en rocas generadoras, también denominado yacimiento no convencional: Formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la que se debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro de los hidrocarburos.

Son acumulaciones de petróleo en formación rocosa con baja permeabilidad y presión anormal, que se extienden en un área amplia y que no están afectados significativamente por influencias hidrodinámicas.

Los yacimientos no convencionales o acumulaciones de hidrocarburos en rocas generadoras típicos incluyen, entre otros, arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón, gas y petróleo de lutitas y arenas bituminosas.

No obstante, la exploración y producción de arenas bituminosas y de hidratos de metano está prohibida en el país, y la de gas metano asociado a mantos de carbón se encuentra suspendida.

Yacimiento de hidrocarburos en trampas, también denominado yacimiento convencional: Formación rocosa en la que existen acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Se caracteriza por un sistema natural de presión único, de manera que la producción de hidrocarburos de una parte del yacimiento afecta la presión del reservorio en toda su extensión. Está limitado por barreras geológicas, tales como estratos impermeables, condiciones estructurales y agua en las formaciones, y se encuentra efectivamente aislado de cualquier yacimiento presente en la misma área o estructura geológica.

Zona de influencia de las operaciones, en áreas continentales, o área de interés resultado de un estudio de línea base social, tratándose de contratos costa afuera: Extensión delimitada por el contratista, con fundamento en el contexto social, económico, ambiental y cultural de los lugares en los que han de ejecutarse las actividades y operaciones de exploración, evaluación, desarrollo y producción, donde las mismas pueden tener repercusiones o efectos, y en la cual aquel está obligado a desarrollar el programa en beneficio de las comunidades (PBC).

En casos de conflicto entre los conceptos contenidos en el presente anexo y aquellos legales o reglamentarios, o consignados en providencias judiciales, prevalecen los últimos.

2. Unidades de medida.

Las principales empleadas en la industria de los hidrocarburos son:

Atmosfera, atm: Unidad de presión que equivale a la que ejerce la atmósfera terrestre al nivel del mar. Es igual a un millón trece mil doscientos cincuenta dinas por centímetro cuadrado (1.013.250/cm²), es decir, ciento un mil trescientos veinticinco pascales (101.325 Pa).

Barril - US, bbl: Unidad de medida de volumen de hidrocarburos líquidos de los Estados Unidos de América. Equivale a cuarenta y dos (42) galones también americanos, a ciento cincuenta y ocho coma noventa y ocho sesenta y ocho litros (158,9868 l), a cinco comas sesenta y uno cuarenta y seis pies cúbicos (5,6146 ft3) y a cero coma quince ochocientos noventa y nueve metros cúbicos (0,15899 m3), corregidos a condiciones estándar, es decir, a una temperatura de sesenta grados Fahrenheit (60º F) y a una (1) atmósfera de presión absoluta. Es trece centésimas (0,13) de litro menor que el barril del sistema británico o imperial de unidades.

“British Termal Unit”, BTU: Unidad térmica o de energía del sistema británico o imperial de unidades. equivale a mil cincuenta y cinco coma cero cincuenta y seis Julios (1.055,056 J).

Centipoise (cP o cPs): Unidad de medida de la viscosidad dinámica del sistema cegesimal de unidades. Equivale a un (1) milipascal por segundo (1 mPa*seg).

Condiciones estándar de referencia: Para hidrocarburos líquidos, corresponden a una temperatura de quince coma cincuenta y seis grados Celsius (15,56º C), equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60º F), y a una presión absoluta de ciento uno coma trescientos veinticinco kilopascales (101,325 kPa), equivalente a catorce coma seiscientos noventa y seis libras por pulgada cuadrada (14,696 psi).

Para gas natural, corresponden a una temperatura de quince con cincuenta y seis grados Celsius (15.56º C), equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60º F) y a una presión absoluta de catorce coma sesenta y cinco libras por pulgada cuadrada absoluta (14,65 psi).

Galón - US, gal: Unidad estadounidense de medida de volumen de líquidos. Equivale a tres coma setenta y ocho cincuenta y cuatro litros (3,7854 l), a cero coma trece trecientos sesenta y ocho pies cúbicos (0,13368 ft3) y a tres mil setecientos ochenta y cinco coma cuarenta (3.785,40) centímetros cúbicos (cm3).

Grado Celsius o Centígrado, º C: Unidad termométrica cuyo grado cero (º0) se ubica cero coma cero uno (0,01) grados por debajo del punto triple del agua(1).

Grado Fahrenheit, º F: Unidad de temperatura de la escala que establece las temperaturas de congelación y ebullición del agua en treinta y dos grados Fahrenheit (32º F) y doscientos doce grados Fahrenheit (212º F), respectivamente.

Julio o Joule, J: Unidad derivada del sistema internacional de unidades para energía, trabajo o cantidad de calor. Se define como la cantidad de trabajo realizado por una fuerza constante de un newton (1 N) durante un metro (1 m) de longitud en la misma dirección de la fuerza.

Pie, ft o´: Unidad de longitud del sistema imperial. Equivale a doce (12) pulgadas.

Pie cúbico, ft3: Unidad de volumen del sistema británico o imperial.

Tonelada, t: Unidad de peso (fuerza), equivalente a 1.000 kg y a 9.806,6 N, a pesar de ser una unidad de masa. En los países de habla inglesa normalmente se denomina como “tonelada métrica”.

3. Equivalencias energéticas o de poder calorífico.

Barril equivalente de petróleo, BEP: Energía liberada en la combustión de un barril (1 bbl) de petróleo. Como puede variar según la composición del crudo, se toma un valor aproximado de un barril equivalente de petróleo (1 BEP) igual a cinco coma setenta y tres gigajulios (5,73 GJ). En promedio, en Colombia, equivale energéticamente a cinco mil setecientos pies cúbicos (5.700 ft3) de gas natural o a cero coma trece ocho siete ocho toneladas equivalentes de carbón (0,13878 TEC).

Tonelada equivalente de carbón, TEC: Equivale a la cantidad de energía obtenida por la combustión de una tonelada (1 t) de carbón. Como puede variar según la composición del mineral, se ha tomado un valor aproximado de una tonelada equivalente de carbón (1 TEC), igual a veintiocho gigajulios (28 GJ).

Tonelada equivalente de petróleo (TEP): Energía liberada en la combustión de una tonelada (1 t) de petróleo. Como puede variar según la composición del crudo, se ha tomado un valor aproximado de una tonelada equivalente de petróleo (1 TEP) igual a cuarenta y dos gigajulios (42 GJ).

Poder calorífico del gas natural: Es de 35.315 BTU/m3 o de 1.000 BTU/ft3. Estos valores corresponden al poder calorífico promedio a una presión de 14,65 psi y una temperatura de 60º F.

1 El punto triple del agua es la combinación de presión y temperatura en la que los estados de agregación del agua, sólido, líquido y gaseoso (agua líquida, hielo y vapor, respectivamente) pueden coexistir en un equilibrio estable. Se produce exactamente a una temperatura de 273,16 K (0,0098º C) y a una presión parcial de vapor de agua de 611,73 pascales (6,1173 milibares; 0,0060373057 atm).