GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD. Y PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED

CONTRA

AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

LAUDO ARBITRAL

Bogotá, D.C., ocho (8) de junio de dos mil dieciséis (2016).

El Tribunal de Arbitramento conformado para dirimir en derecho las controversias entre GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD. Y PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED como parte convocante, y AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS como parte convocada, profiere el laudo arbitral después de haberse surtido en su integridad todas las etapas procesales previstas en la Ley 1563 de 2012 y el Código General del Proceso, con lo cual decide con fuerza de cosa juzgada el conflicto planteado en la demanda y en la demanda de reconvención.

CAPÍTULO I

ANTECEDENTES

1. PARTES Y REPRESENTANTES.

La parte convocante está conformada por:

GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD., (antes ARGOSY ENERGY INTERNATIONAL), sociedad domiciliada en la ciudad de Salt Lake City, Utah, Estados Unidos de Norteamérica, con sucursal establecida en Colombia y domiciliada en Bogotá, D.C., según aparece en la escritura pública 5323 de Octubre 25, 1983 de la Notaría 7ª de Bogotá, inscrita en la Cámara de Comercio de esa ciudad en Noviembre 23 del mismo año y con matrícula mercantil 00841815.

PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED., sociedad domiciliada en Barbados, con sucursal establecida en Colombia y domiciliada en Bogotá, D.C., según aparece en la escritura pública 1682 de Marzo 2, 2007 de la Notaría 6ª de Bogotá, inscrita en la Cámara de Comercio de esta ciudad en Marzo 7 del mismo año y con matrícula mercantil 01681481.

La parte convocada está conformada por la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, agencia estatal del sector descentralizado de la Rama Ejecutiva del Orden Nacional, con personería jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa, técnica y financiera, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, creada por el Decreto-Ley 1760 de 2003, y posteriormente modificada, en cuanto a su naturaleza, por el Decreto 4137 de 2011.

2. EL PACTO ARBITRAL.

El pacto arbitral que sirve de fundamento al presente proceso se encuentra incorporado en la Cláusula 27.2.4 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos “Chaza” suscrito el 27 de junio de 2005, y las partes que lo suscribieron son la Agencia Nacional de Hidrocarburos, como entidad contratante y, Gran Tierra Energy Colombia Ltd. y Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited, como contratistas (en adelante denominadas conjuntamente como las “Contratistas” o “Gran Tierra”), que es del siguiente tenor:

“27.2.4 Arbitraje: Cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el presente contrato, que no sea un desacuerdo técnico o contable, se resolverá por medio de arbitraje. El Tribunal de Arbitraje estará compuesto por tres (3) árbitros nombrados de común acuerdo entre por las Partes. Si éstas no llegaren a un acuerdo en el nombramiento de los árbitros, éstos serán designados por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de Comercio de Bogotá, D.C., previa solicitud presentada por cualquiera de las Partes. En todo caso los árbitros deberán tener experiencia acreditada de más de cinco (5) años en asuntos propios de la industria petrolera. El Tribunal deberá aplicar la legislación sustancial colombiana vigente y su decisión será en derecho. El arbitraje será conducido en idioma castellano”.

3. CONVOCATORIA DEL TRIBUNAL, DESIGNACIÓN DE LOS ÁRBITROS Y ETAPA INICIAL DE PROCESO.

3.1. El 27 de junio de 2005, la sociedad Argosy Energy International celebró con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH (en adelante “ANH”, un contrato para la exploración y explotación de hidrocarburos para el sector conocido como “Chaza” (en adelante el “Contrato” o “Contrato Chaza”).

3.2. Por la ejecución de diferentes negocios jurídicos, hoy las partes del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos “Chaza” suscrito el 27 de junio de 2005, son la Agencia Nacional de Hidrocarburos, como entidad contratante y, Gran Tierra Energy Colombia Ltd. y Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited, como contratistas (en adelante denominadas conjuntamente como las “Contratistas” o “Gran Tierra”).

3.3. El 14 de enero de 2013, Gran Tierra por medio de apoderado, presentó demanda arbitral ante el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá, a fin de dirimir el conflicto suscitado con la ANH. Esta demanda fue sustituida mediante escrito del 30 de mayo de 2013.

3.4. El 7 de junio de 20131, mediante Auto 2, el Tribunal de Arbitramento admitió la demanda arbitral contra la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

3.5. El 4 de septiembre de 2013, mediante apoderado judicial, la ANH contestó la demanda ante el Tribunal, y propuso excepciones de mérito. Con la contestación a la demanda se presentó demanda de reconvención.

3.6. El 3 de marzo de 2014, el apoderado de Gran Tierra contestó la demanda de reconvención, habiendo presentado excepciones de mérito y objeción al juramento estimatorio formulado en la demanda de reconvención.

3.7. El 11 de marzo de 2014, los apoderados de las partes descorrieron oportunamente el traslado de las excepciones propuestas a la demanda principal y de reconvención, y solicitaron pruebas adicionales.

3.8. El 20 de marzo de 2014, la ANH presentó reforma a la demanda de reconvención que fue aceptada mediante Auto 10 del 21 de marzo de 20152.

3.9. El 10 de abril de 2014, Gran Tierra presentó contestación a la demanda de reconvención reformada con excepciones de mérito y objeción al juramento estimatorio. De dichas excepciones y de la objeción se corrió traslado a la ANH y éste fue descorrido oportunamente mediante escrito del 29 de abril de 2014.

3.10. El 28 de marzo de 2014 mediante Auto 133, se citó a las partes para la audiencia de conciliación que tuvo lugar el 12 de mayo de 2014. Dicha audiencia fue suspendida para su continuación el 4 de agosto de 2014, cuando fue declarado su fracaso por el Tribunal en razón a la falta de ánimo conciliatorio entre las partes, todo reconocido mediante Auto 20 del 4 de agosto de 20144.

3.11. El 4 de agosto de 2014 las partes manifestaron al Tribunal de Arbitramento que estaban de acuerdo en estipular la duración del trámite arbitral derivado del pacto contenido en la Cláusula 27.2 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos “Chaza” del 27 de junio de 2005, con el siguiente alcance:

“27.2.4. Arbitraje: Cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el presente contrato, que no sea un desacuerdo técnico o contable, se resolverá por medio de arbitraje. El Tribunal de Arbitraje estará compuesto por tres (3) árbitros nombrados de común acuerdo por las Partes. Si éstas no llegaren a un acuerdo en el nombramiento de los árbitros, éstos serán designados por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de Comercio de Bogotá, D.C., previa solicitud presentada por cualquiera de las Partes. En todo caso los árbitros deberán tener experiencia acreditada de más de cinco (5) años en asuntos propios de la industria petrolera. El Tribunal deberá aplicar la legislación sustancial colombiana vigente y su decisión será en derecho. El arbitraje será conducido en idioma castellano.

El trámite arbitral tendrá una duración de doce (12) meses contados a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite. Dentro de dicho plazo no se entienden incluidas las suspensiones que las partes acuerden conforme a las reglas generales”. 

3.12. La estipulación anterior fue aceptada por el Tribunal de Arbitramento mediante Auto 21 del 4 de agosto de 20145.

4. PRIMERA AUDIENCIA DE TRÁMITE, ETAPA PROBATORIA Y ALEGACIONES FINALES.

4.1. INSTALACIÓN.

El día 4 de junio de 20136, el Tribunal fue debidamente integrado por los doctores Adelaida Ángel Zea, Carlos Ignacio Jaramillo Jaramillo y Luis Hernando Parra Nieto. En la instalación se nombró como Secretario al doctor Eduardo Mantilla Serrano. Posteriormente, se designó en reemplazo de la doctora Adelaida Ángel Zea, quien presentó renuncia, a la doctora Florencia Lozano Revéiz. Lo anterior fue reconocido mediante Auto 4 del 29 de octubre de 20137, en el cual se dejó constancia de la designación como Presidente del Tribunal de Arbitramento al doctor Luis Hernando Parra Nieto. A su turno, los emolumentos fijados en el Auto 22 del 4 de agosto de 20148 fueron oportunamente consignados por las partes.

4.2. PRIMERA AUDIENCIA DE TRÁMITE.

La primera audiencia de trámite se celebró el 29 de agosto del 20149, fecha en la cual el Tribunal asumió competencia, declarada mediante providencia que fue recurrida por Gran Tierra y confirmada mediante Auto 25 del 29 de agosto de 2014, y en la misma fecha el Tribunal decretó pruebas10.

4.3. PRUEBAS.

4.3.1. PRUEBAS SOLICITADAS POR LAS PARTES.

Mediante Auto 26 del 29 de agosto de 201411, el Tribunal decretó las pruebas solicitadas por las partes que cumplían con los requisitos legales correspondientes, las cuales fueron practicadas de la siguiente manera:

• Los documentos debidamente allegados al proceso durante el desarrollo del trámite arbitral y la actuación surtida hasta el momento del Auto de Decreto de Pruebas, fueron reconocidos como tales, con el debido valor probatorio.

• Testimonios recibidos el día 21 de octubre de 2014:

Julián Antonio García Salcedo.

Marlene Beatriz Durán Camacho.

Mauricio Germán Calderón Hernández.

• Testimonio recibido el día 28 de octubre de 2014:

Jorge Ramón Carlos Trías Visbal.

• Testimonios recibidos el día 30 de octubre de 2014:

Kurt José Bayer Peraza

Yasmín Lorena Ordóñez Losada

Luis Alberto Moncada Fuentes

• Testimonio recibido el día 20 de noviembre de 2014:

Javier Geovanni Moros Otero

Libardo Pérez Aguilar

• Testimonios recibidos el día 2 de diciembre de 2014:

José Armando Zamora Reyes

Carlos Julio Ramírez Quiroga

Olga Lucía Polanía Polanía

Tomás Augusto de la Calle Botero

• Testimonio recibido día 30 de abril de 2015:

Juan Fernando Martínez Jaramillo

• Dictamen pericial en materias contables y financieras, rendido el 3 de febrero de 2015, por el Perito Carlos José Espinoza López, con sus respectivas aclaraciones y complementaciones.

• Inspección Judicial con intervención de perito en las instalaciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, llevada a cabo el 25 de junio de 2015.

• Inspección Judicial con exhibición de documentos en las instalaciones de las sociedades convocantes, llevada a cabo el 25 de junio de 2015

• Por otra parte, fueron enviados todos y cada uno de los oficios que fueran solicitados y decretados como pruebas y las respuestas que se recibieron fueron incorporadas al expediente.

• De igual forma, se reconocieron con su valor legal los demás documentos debidamente allegados al proceso.

Las pruebas que se decretaron y no se practicaron por desistimiento de las partes, una vez surtido el trámite pertinente, fueron las siguientes:

• Testimonios de: Edilsa Aguilar Gómez, Mauricio Cifuentes Andrade y Carolynna Arce.

• Dictamen Pericial: Dictamen Pericial de Ingeniería de Petróleos solicitado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

• Oficios: Al Tribunal de Arbitramento de Petrominerales Colombia Ltd. contra la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

4.3.2. PRUEBAS DECRETADAS DE OFICIO.

En ejercicio de la facultad consagrada en el artículo 169 del Código General del Proceso, el Tribunal de Arbitramento, mediante Auto 51 del 25 de junio de 201512, decretó de oficio la práctica de un dictamen pericial de ingeniería de petróleos de acuerdo a cuestionario preparado para el efecto. Para este propósito fue designado el Perito Ingeniero Dennis Armando Rincón Alfonso.

El dictamen pericial decretado de oficio fue rendido el 13 de octubre de 2015 y, posteriormente, fueron presentadas sus aclaraciones y complementaciones el 9 de diciembre de 2015. Dicho dictamen fue complementado por solicitud de las partes, pero no fue controvertido13 por ninguna de las partes.

4.4. AUDIENCIA DE ALEGATOS DE CONCLUSIÓN.

El 7 de abril de 2016 tuvo lugar la audiencia de alegatos de conclusión, citada por Auto 64 del 17 de febrero de 201614. De las intervenciones de las partes fueron entregados al Tribunal de Arbitramento sendos resúmenes escritos que se incorporaron al expediente.

5. TÉRMINO DE DURACIÓN DEL PROCESO.

El término de duración del proceso, de conformidad con la cláusula compromisoria contenida en el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza es de doce (12) meses contados a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite, es decir, se computa a partir del día 29 de agosto de 2014 por lo que el vencimiento para proferir el laudo respectivo en principio sería el día 24 de mayo de 2016. Mediante Auto 56 del 15 de septiembre de 201515, los apoderados de las partes, debidamente facultados para el efecto y de común acuerdo, solicitaron al Tribunal de Arbitramento la prórroga de duración del trámite arbitral por el término de seis (6) meses adicionales al término originalmente señalado.

A dicho término, por mandato de la norma en mención, deben adicionarse los días durante los cuales el proceso estuvo suspendido por solicitud expresa de las partes, a saber:

ACTA/
PROVIDENCIA
TÉRMINOS DE SUSPENSIÓNDÍAS TOTALES DE SUSPENSIÓN
Acta 23 / Auto 3912 de diciembre de 2014-5 de febrero 2015, ambas fechas incluidas56
Acta 25 / Auto 4116 de marzo 2015-10 de abril de 2015, ambas fechas incluidas26
Acta 27/ Auto
45
1 de mayo de 2015-25 de mayo de 2015, ambas fechas incluidas25
Acta 31 / Auto 5325 de julio de 2015-2 de agosto de 2015, ambas fechas incluidas9
TOTAL SUSPENSIÓN116 DÍAS

El Tribunal se encuentra en término para proferir laudo arbitral, conforme a lo estipulado por las partes, y de conformidad con lo dispuesto por el artículo 10 de la Ley 1563 de 2012, habida cuenta que la primera audiencia de trámite finalizó el 29 de agosto de 2014 y el término legal de duración del proceso se prorrogó por común acuerdo de los apoderados de las partes, debida y expresamente facultados para el efecto, por el término de seis (6) meses adicionales al término originalmente señalado, solicitud que fue aprobada mediante Auto 56 del 15 de septiembre de 201516. Adicionalmente, el término del proceso fue suspendido de común acuerdo de las partes en las siguientes ocasiones: (i) del 12 de diciembre de 2014 al 15 de febrero de 2015, ambas fechas incluidas; (ii) del 16 de marzo de 2015 al 10 de abril de 2015, ambas fechas incluidas; (iii) del 1º de mayo de 2015 al 25 de mayo de 2015, ambas fechas incluidas; (iv) del 25 de julio de 2015 al 2 de agosto de 2015, ambas fechas incluidas.

En consecuencia, al sumar los 116 días en los cuales el proceso estuvo suspendido, el término para proferir el laudo en tiempo se extiende hasta el 23 de junio de 2016.

Por lo anterior, el Tribunal de Arbitramento se encuentra en término para proferir el presente laudo.

CAPÍTULO II

SÍNTESIS DE LA CONTROVERSIA

1. DEMANDA.

El libelo genitor del presente proceso arbitral fue radicado por la convocante el día catorce (14) de enero de dos mil trece (2013), sustituido posteriormente por el presentado formalmente el día treinta (30) de mayo de dos mil trece (2013), de suerte que cuando quiera que en el presente laudo se haga referencia a la demanda, se entenderá por ella este último, es decir, el escrito contentivo de la sustitución de la que fungió como original.

1.1. PRETENSIONES FORMULADAS EN EL ESCRITO DE LA DEMANDA.

La parte convocante solicitó al Tribunal que en el laudo se pronunciara acerca de las siguientes pretensiones que se transcriben textualmente a continuación:

“Primera: Que se declare que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, en el Área Contratada que se encuentra delimitada en el Contrato, pueden coexistir múltiples Áreas de Explotación.

Segunda: Que se declare que el derecho económico por Precios Altos a que tiene derecho la Agencia Nacional de Hidrocarburos de conformidad con lo previsto en la cláusula 16.2 del Contrato Chaza, debe liquidarse individualmente por cada Área de Explotación al cumplirse para cada una de ellas los requisitos establecidos en la citada cláusula 16.2. 

Tercera: Que se declare que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, para determinar la base de liquidación del derecho por Precios Altos a que se refiere la cláusula 16.2 del mismo debe tenerse en cuenta única y exclusivamente la producción acumulada de la respectiva Área de Explotación. 

Cuarta: Que se declare que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, el Campo Moquetá no se encuentra en el Área de Explotación que cobija el Campo Costayaco. 

Quinta: Que se declare que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, en caso que llegare a declararse la comercialidad del Campo Moquetá, este no formará parte del Área de Explotación que cobija el Campo Costayaco. 

Sexta: Que se declare que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, los Hidrocarburos obtenidos durante las pruebas de producción, únicamente causarán derechos por Precios Altos cuando se cumplan la totalidad de las siguientes condiciones: 

Que se haya delimitado un Área de Explotación 

Que la producción obtenida durante las pruebas de producción provenga de dicha Área de Explotación; 

Que la producción acumulada de dicha Área de Explotación compuesta por la producción obtenida durante el período de evaluación y durante el Período de Explotación—, supere la cantidad de cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y 

d) Que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate (´WTI´)” supere el Precio Base Po, establecido en el Contrato.

Séptima: Que se declare que las liquidaciones efectuadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos donde se hayan incorporado cobros por Precios Altos fundamentados en la producción del Campo Moquetá y acumuladas con la producción del Campo Costayaco son violatorias del Contrato Chaza”. 

Octava: Que de conformidad con la declaración precedente, se declare que las Convocantes no están obligadas a atender el pago de las sumas por derechos económicos por Precios Altos que se hubieren fundamentado en la producción del Campo Moquetá acumulada con la producción del Campo Costayaco. 

Novena: Que se condene a la Agencia Nacional de Hidrocarburos a pagar a las Convocantes, dentro del plazo que fije el Tribunal, el valor de las costas, los gastos y honorarios del Tribunal y las agencias en derecho que se causen en el curso del Proceso, junto con los intereses y las actualizaciones a que haya lugar”. 

1.2. HECHOS EN QUE SE SUSTENTA LA DEMANDA.

Las pretensiones formuladas por la parte convocante en la demanda están sustentadas en varios hechos, de los cuales y para los efectos de la controversia objeto de este arbitraje resulta apropiado destacar los siguientes:

1. La demanda se refiere al conflicto suscitado entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en calidad de contratante, y Gran Tierra Energy Colombia Ltda. y Petrolífera Petroleum (COLOMBIA) Limited, en calidad de contratistas, condiciones emanadas del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, con ocasión a las diferencias interpretativas respecto de la cláusula 16.2. Derechos Económicos por Precios Altos y 16.3 Pruebas de Producción.

2. En efecto, se advierte en el capítulo III. HECHOS, aparte D de la demanda, lo siguiente:

“[e]l conflicto entre las Partes se concreta en la procedencia o no del cobro que ha pretendido hacer la ANH por Precios Altos involucrando en la base de las liquidaciones la producción originada en el Área de Evaluación del llamado Campo Moquetá con la producción originada en el Área de Explotación del llamado Campo Costayaco, a continuación se presentan las consideraciones fácticas que explican y delimitan el alcance de la controversia”. 

3. Todas las definiciones de los términos utilizados en el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, relacionados entre otros con Área Asignada, Área de Evaluación, Área de Explotación, Declaración de Comercialidad y Área Contratada, fueron tomadas del contrato y transcritas en diversos hechos del aparte B del capítulo III. HECHOS, y adicionalmente precisado su alcance.

4. En el aparte C del mencionado capitulo III. HECHOS, se transcriben las cláusulas 16.2 y 16.3 relativas a los Derechos por Precios Altos.

5. En los Hechos 48 a 65 del aparte D de la demanda, se advierte que en ejecución del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, las convocantes adelantaron un proceso de exploración y evaluación que dio lugar a que el día 4 de julio de 2009 informaran a la convocada su decisión declarar la Comercialidad de un campo petrolero denominado Costayaco.

6. Igualmente, en los mencionados hechos se relacionan todos los trámites adelantados con el fin de Declarar la Comercialidad y delimitar el Área de Explotación correspondiente al Campo Costayaco.

7. En los Hechos 66 a 73 del mismo aparte D se evidencia que el día 27 de Septiembre de 2010 y siguiendo el Programa de Exploración previsto en el contrato de exploración y explotación mencionado, las convocantes anunciaron el Descubrimiento de un nuevo yacimiento que denominaron Moquetá.

8. Como consecuencia de lo anterior, se adelantaron todos los trámites tendientes a fijar el Programa de Evaluación del Área Moquetá, de cara a determinar su Comercialidad.

9. En los hechos 74 a 92 del aparte D del capítulo de HECHOS de la demanda, las convocantes ponen de presente las circunstancias fácticas que titularon “Antecedentes del convenio por Precios Altos”. En el desarrollo de este acápite, se destacaron dos funciones “esenciales” de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, de la siguiente manera:

“76. A su turno, el artículo del Decreto 1760 de 2003 asignó como funciones de la ANH, dos que resultan esenciales para este Proceso, las cuales, se transcriben a continuación:

“ARTÍCULO 5º. Son funciones de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, las siguientes: 

5.1. Administrar las áreas hidrocarburíferas de la Nación y asignarlas para su exploración y explotación. 

(...).

5.3. Diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento, y administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación, en los términos del artículo 76 de la Ley 80 de 1993 y las normas que la sustituyan, modifiquen o adicionen 29 (Énfasis añadido)”.

10. En adición a lo anterior, las convocantes relacionaron las gestiones adelantadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, principalmente presentaciones a nivel internacional, con el fin de dar a conocer a la industria petrolera las nuevas funciones que desempeñaría en ese sector, así como los lineamientos o políticas que guiarían la ejecución de las mismas.

11. Así mismo, se indicó en el hecho 88 de la demanda que la Agencia Nacional de Hidrocarburos, siguiendo los lineamientos expuestos en las mencionadas presentaciones, diseñó, preparó y redactó el modelo de contrato de exploración y explotación de hidrocarburos. Dicho modelo fue aprobado por el Consejo Directivo de esa entidad el día 31 de marzo de 2004.

12. En los hechos 89 y 90, señalan las convocantes:

“89. En tal modelo se incluyó una redacción para efectos de la determinación de los derechos económicos por Precios Altos, la cual es del tenor consignado en la cláusula 16.2 del Contrato y cuya fórmula de cálculo y supuestos corresponde a la antedicha presentación hecha por la ANH para explicar las características del nuevo contrato de exploración y explotación, incluyendo sus ventajas.

90. El modelo anterior, redactado y preparado exclusivamente por la ANH en 2004, fue remitido a Argosy en Abril 27, 2005 a través de comunicación de la Subdirección Técnica y la Oficina Jurídica de aquella, donde además indicó que “los plazos para la suscripción del contrato [Contrato Chaza] se contarán a partir del recibo de esta comunicación de conformidad con el Artículo 14 del Acuerdo 8 de 2004” (Anexo 30)”. 

13. Señalada demanda en su hecho 91:

“El modelo contractual de 2004 se mantuvo incólume y no sufrió variación hasta el año 2010, cuando la ANH, en uso de su potestad legal y para atender la función a ella asignada de diseñar los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, redactó un nuevo texto, (Anexo 31), donde se incluyó como Anexo D lo siguiente: 

“D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS: 

A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos del Área de Contratada incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (VVTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la Tabla A, o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio base Po, según las misma tabla A, EL CONTRATISTA entregará a la ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula 

[A continuación la fórmula]” (Énfasis añadido)”. 

14. En línea con lo anterior, afirman las convocantes en el hecho 92:

“92. Así, tan solo hasta 2010 la ANH incorporó la totalidad de la producción del Área Contratada para fines de establecer su derecho por Precios Altos, mientras que en el pasado, y en particular a partir de 2004, la producción base del cálculo se refería a cada Área de Explotación”. 

15. En los Hechos 93 a 126 del aparte D del capítulo III de la demanda, las convocantes relacionaron las circunstancias fácticas que, en su concepto, sustentan la ilegalidad del cobro por Precios Altos por parte de la convocada.

16. Las convocantes señalan en el Hecho 95 de la demanda, que el Pago por Precios Altos relacionado con el Área de Explotación del Campo Costayaco se ha atendido cabalmente, “aun cuando en algunas ocasiones han existido debates entre las Partes respecto de algunos elementos que conforman la base de su liquidación, resultando en valores algunas veces a favor de la ANH y otras a favor de las Convocantes, circunstancia propia de la ejecución de todo contrato de tracto sucesivo”.

17. En los hechos 96 a 102 de la demanda se relacionan las múltiples comunicaciones cruzadas entre las partes a propósito de la liquidación del Derecho por Precios Altos. Destacan las convocantes la comunicación de fecha 2 de marzo de 2011, así:

“102. En Marzo 2, 2011 (Anexo 33), Gran Tierra remitió a la ANH una carta observando que en las comunicaciones a que se refieren los numerales precedentes, se presentaba “una diferencia en el valor total a pagar calculado por la ANH frente al valor calculado por Gran Tierra”, pues en su sentir los valores cobrados no coincidían con los obtenidos a partir de los datos suministrados a través de las “Formas 4 del Ministerio de Minas y Energía” para los meses de Julio, Agosto y Octubre de 2010, las cuales acompañaron a la comunicación en referencia”. 

18. De la misma forma, las convocantes destacaron la respuesta de la Agencia Nacional de Hidrocarburos a la comunicación citada en el numeral anterior, en los siguientes términos:

“103. En Marzo 29, 2011 (Anexo 34), la ANH dio respuesta a la glosa formulada por Gran Tierra y mediante comunicación suscrita por la doctora Carolynna Arce Hernández, Subdirectora Técnica de la ANH, anunció respecto de la forma de liquidación: 

“[u]na vez revisada la base de cálculo de la liquidación del Derecho Económico por Precios Altos del Área de Explotación Chaza, encontramos que la ANH utilizó la producción reportada en los Cuadros 4 Oficiales suscritos por los representantes del Ministerio de Minas y Energía y el operador Gran Tierra, correspondientes a los campos productores de petróleo Costayaco y Moquetá”. (Énfasis añadido)”. 

19. En comunicación de fecha 12 de abril de 2011, Gran Tierra rechazó el planteamiento formulado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la citada comunicación de fecha 29 de marzo de 2011, “advirtiendo que no existía base contractual que soportara la posición de la ANH, amén de que se trataba de un Descubrimiento reciente, que, por lo tanto, estaba en proceso de evaluación y no podía adicionarse “dentro de la base del cálculo de la liquidación del Derecho Económico por Precios Altos del Área de Explotación del campo Costayaco”. (Énfasis añadido)”17.

En la misma comunicación, las convocantes solicitaron a la convocada “(...) se sirva informarnos los argumentos legales y contractuales sobre los cuales se soporta dicho cálculo [el de la producción agregada de los Campos Costayaco y Moquetá]”.

20. Señalaron las convocantes en el hecho 108 de la demanda que [l]a ANH, ignorando la antedicha petición sobre informe de argumentos legales y contractuales que había elevado Gran Tierra, envió en Abril 13, 2011 la comunicación ANH-0012-003055-2011-S”. En dicha comunicación, la Agencia Nacional de Hidrocarburos anunció “(...) que por el incumplimiento en la obligación de cancelar el valor de los “derechos económicos por precios altos” en cuantía de US$ 1.404.754,55, más intereses de mora e impuesto de timbre, por los meses que van desde Septiembre, 2009 a Enero 2011, por las sumas respectivas de Col$ 978.796.800,05 y Col$ 98.884.280,50, daba inicio al procedimiento de declaratoria de incumplimiento previsto en la cláusula 28.3 del Contrato, apoyada en lo establecido en la cláusula 28.2 (g) ibídem”.

21. De conformidad con los hechos 110 y 111, las convocantes mediante comunicación de fecha 17 de mayo de 2011 rechazaron la existencia del incumplimiento imputado por la convocada, y manifestaron su oposición a la iniciación del procedimiento correspondiente a la declaratoria de incumplimiento previsto en la cláusula 28.3 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza.

22. En los hechos 116 a 119, se relacionan varias comunicaciones remitidas por las partes en torno a las diferencias interpretativas respecto de la operatividad y aplicación de la cláusula de Derechos por Precios Altos. Destacan las convocantes en el último hecho anotado la comunicación suscrita por Carolynna Arce Hernández en los siguientes términos:

“119. De importancia resulta la comunicación ANH-0012-011309-2011-S de Diciembre 27, 2011 (Anexo 42), subsiguiente a la exposición y resumen mencionados en los dos numerales anteriores, donde la ANH a través de Carolynna Arce Hernández (la misma funcionaria que antes acumulaba la producción del Campo Costayaco con la del Campo Moquetá), entregó una nueva liquidación de los derechos económicos por Precios Altos para los meses de Septiembre a Diciembre de 2009, Enero a Diciembre 2010 y Enero a Octubre 2011, cuya base de liquidación parte exclusivamente de la producción del Campo Costayaco, como se observa en su anexo, titulado “Contrato de Exploración y Explotación Chaza - Campo Costayaco Liquidación Derechos Económicos por Precios Altos cláusula 16.2”. 

2.3. Respecto de la anterior comunicación, afirman las convocantes en los Hechos 121 y 122 de la demanda:

“121. Con esta comunicación y la liquidación adjunta, la propia ANH reconoció la posición de Gran Tierra sobre la improcedencia de acumular las producciones de los Campos Costayaco y Moquetá, con invocación expresa de la cláusula 16.2 del Contrato.

122. Adicionalmente, la comunicación en referencia al incluir una nueva y revisada liquidación sobre Precios Altos cubriendo el periodo Septiembre 2009 - Octubre 2011 tuvo como efecto dejar de lado el procedimiento de declaratoria de incumplimiento planteado por la ANH en Abril 13, 2011, y rechazado por Gran Tierra”. 

24. Señala la demanda en su hecho 123 que solo hasta el día 5 de junio de 2012, la Agencia Nacional de Hidrocarburos dio respuesta a la comunicación enviada por las convocantes el día 12 de abril de 2011, antes citada.

25. Afirman las convocantes en el hecho 125:

“125. Así, pues, la ANH pretende justificar su proceder en una aplicación equivocada de la cláusula 16.2, pues: 

a. Mientras el texto vertido en el Contrato señala que habrá lugar al pago por Precios Altos cuando la “producción acumulada de cada Área de Explotación ... supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos” (énfasis añadido), la Demandada lo desvía para aplicarlo —en forma errada y apartada de lo convenido— como si este dijera que dicho pago es procedente cuando “la producción acumulada de todas las Áreas de Explotación... supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos” (énfasis añadido).

b. Pese a que la cláusula alude a Área de Explotación, se adiciona la producción de un Área de Evaluación, como si el texto hiciera referencia al Área Contratada”. 

26. En los hechos 127 a 131 de la demanda, titulados “La independencia de los Campos Costayaco y Moquetá”, se indica la imposibilidad técnica de unir el Campo Costayaco y el Campo Moquetá “pues corresponden a formaciones y estructuras geológicas diferentes y totalmente independientes”18.

27. Finalmente, en los hechos 132 a 135 titulados “El cobro por Precios Altos en el Contrato de 2011. Diferencias con el Contrato Chaza”, se indica que el día 16 de marzo de 2011, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y las convocantes suscribieron el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos correspondiente al Bloque PUT.

28. Manifiestan las convocantes respecto del mencionado contrato correspondiente el Bloque PUT:

133. El Contrato de 2011 está en línea con la variación contractual diseñada por la ANH en 2010 a la que se aludió en el Hecho 91, y al igual que en el Contrato contempla derechos económicos por Precios Altos en favor de la ANH. 

134. Significativamente en el Contrato de 2011 el punto de referencia es el la producción obtenida en el Área Contratada, mientras que en el Contrato Chaza el punto de referencia es la producción de cada Área de Explotación, Por ende, es distinto el alcance de la obligación bajo uno u otro instrumento. 

1.3. CONTESTACIÓN DE LA DEMANDA POR LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS.

Se presentó oportunamente el escrito de contestación de la demanda reformada (Cuaderno Principal 2, folios 433 a 509) manifestando que se oponía a la totalidad de las pretensiones de la misma. De igual forma, aceptó algunos hechos y negó otros. Con la contestación de la demanda, el apoderado de Gran Tierra propuso las siguientes excepciones de mérito, de acuerdo con los fundamentos de derecho que allí mismo se esgrimieron.

“PRIMERA. Intención clara de la ANH, al aprobar el modelo de contrato de exploración y explotación de hidrocarburos, minuta número 1-2004, mediante el Acuerdo 10 del 31 de mayo de 2004, para que la Nación captara participación adicional, en escenarios de precios altos sobre la totalidad de la producción objeto de la ejecución del contrato, cumplidos los requisitos establecidos en la cláusula 16 en sus numerales 16.2 y 16.3 acumulando la producción de las áreas de explotación, es decir la explotación de hidrocarburos extraídos por la contratista en la ejecución total e integral del contrato, situación consentida por las convocantes al suscribir el contrato correspondiente al bloque chaza. Artículo 1618 del Código Civil.

Segunda. Interpretación de la cláusula 16 del Contrato correspondiente al Bloque Chaza, de conformidad con la naturaleza del contrato de exploración y explotación de hidrocarburos suscrito por las partes convocantes y convocada de conformidad con el artículo 1621 del Código Civil. 

Tercera. Interpretación sistemática del contrato de exploración y explotación chaza al interpretar la cláusula 16.2 y 16.3 en los términos del artículo 1622 del Código Civil Colombiano, conlleva la imposibilidad de interpretación pretendida por las convocantes.

Cuarta. Imposibilidad absoluta de interpretación de la cláusula 16.2, en contra de la ANH, en los términos del artículo 1624, del Código Civil. 

Quinta. La independencia de los yacimientos y las calidades del crudo no es una limitante para aplicar la cláusula 16.2 de precios altos sobre el crudo extraído en pruebas de producción del Campo Moquetá. 

Sexta. Excepción de Oficio. La genérica y oficiosa del artículo 306 del Código de Procedimiento Civil”. 

2. DEMANDA DE RECONVENCIÓN.

2.1. PRETENSIONES DE LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN PRESENTADA POR LA ANH.

La parte convocada reconviniente solicitó al Tribunal que en el laudo se pronunciara acerca de las siguientes pretensiones que se transcriben textualmente:

“1. PRETENSIONES. 

PRETENSIÓN PRINCIPAL Y SUS CONSECUENCIALES. 

PRIMERA. Que se declare que Las Contratistas GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD, y PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED, incumplieron la obligación contractual establecida en la Cláusula 16-Derechos Económicos contractuales de la ANH, numeral 16.3 Pruebas de Producción del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, por no efectuar el pago de los derechos económicos causados sobre la totalidad de la producción en pruebas del Área de Moquetá, estando obligadas a hacerlo de conformidad con los términos del contrato.

SEGUNDO. Que en consecuencia, se declare que las Contratistas GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD, y PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED son deudoras solidarias y deberán pagar a favor de la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, los derechos económicos a los que hace referencia la pretensión primera, esto es, las sumas de dinero causadas y adeudadas hasta la fecha efectiva del pago, y que a enero de 2014 corresponden a un capital de TREINTA Y OCHO MILLONES OCHOCIENTOS VEINTICUATRO MIL SEISCIENTOS OCHENTA Y SIETE DOLARES ($ 38.824.687.00), convertidos a pesos a la tasa representativa del mercado del día en que efectivamente se realice el pago. 

TERCERA: Que se declare que las Contratistas GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA LTD. Y PETROLIFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED, son deudoras por concepto de intereses moratorios, causados sobre los pagos del capital no realizados a partir del mes de febrero de 2011, y en lo sucesivo, sobre las sumas del capital que se sigan causando; intereses moratorios que deberán liquidarse a la tasa máxima legal permitida, de conformidad con la cláusula 33.3 del contrato. Estos intereses hasta enero de 2014, ascienden a la suma de DIECINUEVE MIL SEISCIENTOS VEINTIUN MILLONES CUATROCIENTOS SETENTA MIL CUATROCIENTOS NOVENTA Y NUEVE PESOS ($ 19.621.470.499) o la suma que de conformidad con el contrato y demás pruebas obrantes resulten a su cargo por concepto de intereses moratorios.

CUARTA. Que se declare que el incumplimiento de la obligación contractual del pago de los derechos económicos por precios altos, constituye causal de terminación del contrato, en los términos de su cláusula 28.2, literal g) 

QUINTA. Que como consecuencia de la declaratoria de incumplimiento, se declare terminado el contrato de EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS CHAZA, suscrito el 27 de Junio del año 2005, entre las compañías: hoy denominada GRAN TIERRA ENERGY COLOMBIA, y la hoy denominada PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED, como CONTRATISTAS actuales, y la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, y ordene la restitución del BLOQUE CHAZA, en su totalidad a la ANH, en los términos establecidos en el contrato, para los casos de terminación”.  

SEXTA. Que se condene en costas a la parte demandada en caso de oposición. 

2.2. HECHOS EN LOS QUE SE SUSTENTA LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN PRESENTADA POR LA ANH.

El apoderado de convocada reconviniente presentó al Tribunal los hechos en que fundamenta sus pretensiones de la siguiente manera:

1. En el hecho primero y segundo del aparte A “Hechos generales del contrato” del capítulo de la demanda de reconvención, la convocada reconviniente describe su naturaleza jurídica, así como las funciones que le fueron asignadas en relación con la contratación de las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

2. A continuación, señala la convocada reconviniente que “en desarrollo de sus funciones, la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS aprobó mediante el Acuerdo 10 de 2004, el Modelo de Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos que emplearía la industria para regular las actividades de ese orden, modelo denominado: “Modelo de Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Minuta 01-2004”, publicado en el Diario Oficial 45.569 del 04 de junio de 2004”.

3. Relaciona el libelo de reconvención en los hechos 3 a 7, las reuniones y comunicaciones sostenidas entre las partes, con el fin de concretar la suscripción del contrato objeto de esta controversia.

4. Es así como la convocada reconviniente indicó en el hecho 7 de la mencionada demanda de reconvención que el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos “en sesión del 21 de abril de 2005, impartió autorización para la celebración del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza con esa compañía”. Dicha decisión fue comunicada a ARGOSY ENERGY INTERNACIONAL mediante comunicación de fecha 27 de abril de 2005.

5. Luego de que se remitiera a ARGOSY ENERGY INTERNACIONAL la Minuta de Contrato de E&P, “ya conocida en la industria desde Junio 04 de 2004, fecha en que se publicó en el Diario Oficial 45.469”y “[c]umplidos por la sociedad ARGOSY ENERGY INTERNATIONAL los requisitos técnicos y administrativos previstos en el citado Acuerdo 08 de 2004, se suscribió el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, en fecha 27 de Junio de 2005 entre la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS y ARGOSY ENERGY INTERNATIONAL, “fecha efectiva del Contrato” al tenor de la cláusula 1.18 del mismo, es decir, desde allí iniciaría la contabilización del término de ejecución del contrato”19.

6. De conformidad con el hecho 16 de la demanda en reconvención, el día 15 de agosto de 2007, la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS solicitó a las demandantes reconvenidas emitir aviso de descubrimiento respecto del pozo Costayaco 1, conforme a la cláusula 7 numeral 7.1 del mencionado Contrato Chaza.

7. Como consecuencia de lo anterior, las partes adelantaron todas las gestiones que condujeron a que “[e]l día 8 de junio de 2009, las demandadas en reconvención remitieron a la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS la comunicación OPE-0107-09, manifestando su decisión de declarar comercial el descubrimiento correspondiente al área Costayaco”20.

8. Advierte la convocada reconviniente en el hecho 23:

“23. El 30 de septiembre de 2009, se alcanzó el volumen de 5.000.000 de barriles de petróleo en el campo Costayaco; y cumpliéndose además la condición de precios altos contenida en la cláusula 16 “DERECHOS ECONÓMICOS CONTRACTUALES DE LA ANH”: numeral 16.2 “Derechos por Precios Altos”: se activó el derecho económico pactado en favor de la ANH”. 

9. Indica la convocada reconviniente en el hecho 26 que: “El 27 de septiembre de 2010 las demandadas en reconvención, mediante comunicación PRE00002 (identificada también con el radicado ANH-009427-2010-E) dirigida a la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, informaron de la existencia de hidrocarburos líquidos en el pozo Moquetá 1, el cual fue perforado y registrado entre el 16 de mayo y el 02 de junio de 2010, dando así aviso de descubrimiento del mismo.

10. En los hechos 27 a 33 de la demanda de reconvención, se indican las actuaciones que de conformidad con las estipulaciones del Contrato Chaza, conllevaron a que:

“34. El 23 de abril de 2013 las demandadas en reconvención remitieron comunicación, dirigida a la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS donde le manifestaron su decisión oficial de declaración de comercialidad del descubrimiento del área Moquetá”21. 

11. Los hechos 35 a 47 fueron denominados por la convocada reconviniente, “B. Hechos específicos respecto de la liquidación de Derechos Económicos por Precios Altos”. Es así como en el hecho 35 se relacionan “las comunicaciones donde se les recordó a las demandadas en reconvención, el pago de los derechos económicos por precios altos sobre el área contratada incluyendo los valores netos adeudados (...)”.

12. A continuación se manifiesta en la demanda de reconvención que “Las demandadas en reconvención se opusieron a las comunicaciones de liquidación realizadas por la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, expresando que la producción del campo de evaluación Moquetá no cumplía los requisitos establecidos en el numeral 16.2, razón por la que a su juicio no generaba derechos económicos por precios altos, por lo que fundamentados en su equivocada interpretación de la cláusula, no efectuaron pago alguno portales conceptos”22.

13. Destaca la convocada reconviniente la comunicación de fecha 27 de diciembre de 2011, en los siguientes términos:

”37. En fecha 27 de diciembre de 2011, la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS remitió comunicación de re-liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos, correspondientes al Campo de Explotación Costayaco para los meses de: 

Septiembre a diciembre de 2009.

Enero a diciembre de 2010

Enero a octubre de 2011.

En el documento se advirtió que la liquidación realizada observó la metodología establecida en la cláusula 16, numeral 16.2 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos sector CHAZA, es decir, que sólo incluyó los valores causados por precios altos del área de explotación Costayaco, sin perjuicio de futuros ajustes. 

Por lo anterior, quedó claro que tales rubros liquidados, no incluían los valores pendientes de derechos económicos por precios altos, causados en las pruebas de producción del campo Moquetá”. 

14. Señala la demanda en reconvención en el hecho 38:

38. De otro lado, la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, mediante sus dependencias de regalías y derechos económicos, y Subdirección Técnica, evidenciaron el criterio uniforme de aplicación e interpretación del derecho económico por precios altos mediante las siguientes comunicaciones: 

Memorando interno de la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS emitido en fecha 23 de marzo de 2012, que haciendo alusión a la reliquidación del periodo comprendido entre septiembre de 2009 y octubre de 2010, indica que las comunicaciones enviadas en ese sentido a las demandadas en reconvención, sólo contienen la liquidación de los derechos económicos por precios altos del campo Costayaco.

Veamos textualmente, 

(…) 

En mayo 25 de 2012, la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS reitera la directriz expuesta al contratista y mediante memorando interno remitido por Javier Betancourt Valle a Juan Fernando Martínez, funcionarios de la AGENCIA NACIONAL, indica cual es la única interpretación que admiten las cláusulas 16.2 y 16.3, y que está conforme con la intención prístina de su redactora, así como con los criterios de interpretación aplicables a los derechos económicos del modelo de contrato de exploración y explotación de la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS publicado en 2004, y por tanto igualmente aplicables al Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos del sector Chaza.

En la referida comunicación se exponen, entre otros, los siguientes criterios de suma relevancia: 

Elementos que posibilitan el cobro de los derechos económicos por precios altos. Definidos en las palabras empleadas en la comunicación de mayo de 2012 como: 

Existencia de área de explotación. 

“Hay un primer elemento como fundamento de la causación del derecho por precios altos, que es la existencia de un Área en Producción, es decir, que el contratista haya declarado la comercialidad de por lo menos un campo en el marco del contrato de E&P. Con la existencia de una Declaración de Comercialidad en el contrato de que se trate, se da cumplimiento al primero de los requisitos de la cláusula 16, numera116.2 de los contratos”.

Producción acumulada de hidrocarburos. 

“El segundo elemento que converge en la causación del derecho económico por precios altos, lo constituye el llegar a una producción acumulada de hidrocarburos, tal como lo señala la cláusula 16, numeral 16.2, en su tenor literal: 

“(...) a partir de cuándo la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos (...)”. 

La acumulación de que habla implica la adición de las producciones generadas en las Áreas sobre las cuales se ha declarado comercialidad. No puede ser otro el sentido de tal expresión, toda vez que el contrato, al prever la fórmula para la determinación del valor a cancelar por precios altos incorpora la variable de volumen de los hidrocarburos del contratista (...). 

Así las cosas, la misma fórmula de estimación del valor de los derechos por precios altos expresa que, para el efecto, se tiene en cuenta la producción universal de hidrocarburos del contratista en el contrato, lo que deviene de las prescripciones contractuales que la definen”.

2. Elementos que posibilitan la liquidación de los derechos económicos por precios altos. Definidos en las palabras empleadas en la comunicación de mayo de 2012 como: 

A. Liquidación según áreas de explotación. 

“Ahora bien, la liquidación y pago del citado cobro, se hace por contrato, entendiendo que la extensión del área tanto en exploración como en explotación se encuentra claramente definida y que para este último caso comprende la totalidad de los campos comerciales existentes en el contrato, sin diferenciación alguna. Para el caso de los pagos que corresponden a las áreas en explotación, éstos se efectúan de forma unificada. 

En consecuencia, resulta lógico que la producción acumulada de que habla la cláusula 16, numeral 16.2 del contrato, y que se da a partir de la declaración de comercialidad de por lo menos de un campo comercial, corresponde a la producción de toda el área que se encuentre en Producción, es decir de la totalidad de los campos comerciales, (...)” 

B. Liquidación según áreas de evaluación 

“En consecuencia, resulta lógico que la producción acumulada de que habla la cláusula 16, numeral 16.2 del contrato, y que se da a partir de la declaración de comercialidad de por lo menos de un campo comercial, corresponde a la producción de toda el área que se encuentre en Producción, es decir de la totalidad de los campos comerciales, inclusive, a ella se incorpora para efectos de liquidación de estos derechos, y una vez se ha alcanzado los 5 millones de barriles, aquella que se reporta de las áreas en evaluación, éstas últimas, lo reiteramos, en los términos de la cláusula 16, numeral 16.3 de los contratos”. 

15. La convocada reconviniente afirma en el hecho 39 que “en fecha 13 de abril de 2011 la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS inició a las demandadas en reconvención, el procedimiento de incumplimiento establecido en la cláusula 28 numeral 28.2, por constatar el incumplimiento de algunos pagos por concepto de precios altos.” En adición a lo anterior, en el hecho 41 de la citada demanda de reconvención, se señala “Ahora, el día 29 de marzo de 2011, la ANH remitió la comunicación ANH-0012-002549-2011-S, donde le indicó a la contratista, demandada en reconvención, que para la verificación de los cobros efectuados de PAP, en los meses de julio, agosto y octubre, tuvo en cuenta la producción de los campos productores de petróleo Costayaco y Moquetá (…)”.

16. En el hecho 42 de la demanda de reconvención se señala:

“42. El día 05 de Junio de 2012, la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS remite a las demandadas en reconvención la comunicación 20122000052291, mediante la cual le indica en extenso, el soporte legal y contractual que sustentó la comunicación del 29 de marzo de 2011, y que habilitó el cobro del derecho económico por precios altos del área de evaluación Moquetá. 

17. En el hecho 43 de la demanda de reconvención se relacionan múltiples comunicaciones internas de la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS que dan cuenta “del incumplimiento de las contratistas, en el pago de derechos económicos por el campo Moquetá. (…)”.

18. La convocada reconviniente manifiesta en el hecho 44:

“44 (...) la ANH, procedió en su momento a diseñar el nuevo modelo del contrato que debía regir las relaciones entre LA NACIÓN, dueña de los hidrocarburos, con los contratistas dedicados a la exploración y explotación del recurso natural por ella administrado. 

(…)”. 

En razón de lo anterior, la misma convocada reconviniente resultó transcribiendo toda la cláusula 16.2 y también la 16.3 que fueron parte de la minuta remitida el día 23 de abril de 2004, por el comité de expertos asesores, para luego compararla con la que quedó consignada en el Acuerdo 10 aprobado por el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que también transcribe, para concluir, entre otras afirmaciones, con la siguiente:

“Es decir, la redacción de la cláusula 16.2, no solamente acumula producción, sino también acumuló áreas. Y es este el sentido que debe dársele, porque es el sentido que está unido al querer del Estado, que en los casos en que el precio de los hidrocarburos suban, no sean los contratistas lo únicos beneficiarios de la bonanza petrolera, sino también el dueño del recurso natural, que es La Nación. Una interpretación distinta, no pasa de ser un simple análisis de lenguaje, insular y aislado del verdadero motivo de intención contractual”. 

19. Finalmente, en los hechos 45 a 47 se ponen de presente las obligaciones dinerarias incumplidas a juicio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos por parte de las convocadas, con ocasión de los Derechos Económicos por Precios Altos insolutos discriminados en su capital e intereses hasta el mes de enero de 2014.

2.3. CONTESTACIÓN DEMANDA DE RECONVENCIÓN.

El apoderado de las convocantes, al contestar la demanda de reconvención reformada, negó algunos hechos, reconoció otros como ciertos o como parcialmente ciertos y frente a otros manifestó no constarle o consideró que no eran hechos.

Respecto de las pretensiones, las rechaza todas y cada una de ellas por carecer de fundamentos de hecho y de derecho. Con la contestación de la demanda de reconvención reformada, el apoderado de las convocantes propuso las siguientes excepciones de mérito, con su correspondiente argumentación fáctica y legal:

A. Inexistencia de la obligación reclamada por la ANH. 

B. Inexistencia de incumplimiento del Contrato Chaza por parte de Gran Tierra. 

C. Ausencia de incumplimiento esencial y/o incumplimiento injustificado por parte de Gran Tierra. 

D. Indebida acumulación de pretensiones planteada en la demanda de reconvención. 

E. Conducta de la ANH contraria a sus propios actos previos. Desconocimiento de la confianza legítima. 

F. Interpretación errada del Contrato Chaza por parte de la ANH. 

G. Inobservancia del Contrato Chaza por lo que al mecanismo de terminación del mismo se refiere. 

H. Excepción genérica.

CAPÍTULO III

PRESUPUESTOS PROCESALES

El Tribunal considera que las condiciones de procedimiento necesarias para el estudio y decisión de fondo de las controversias sometidas a su conocimiento se encuentran reunidas en el presente caso, teniendo en cuenta que:

a) la demanda con la que se dio inicio al trámite arbitral reúne los requisitos de forma señalados en la Ley.

b) La parte convocante y la parte convocada son personas jurídicas que han concurrido al proceso por medio de sus representantes legales y apoderados, estos últimos formalmente reconocidos en la causa arbitral.

c) Según quedó definido en la Primera Audiencia de Trámite, este Tribunal Arbitral resulta competente para conocer y decidir sobre las pretensiones de la demanda inicial y de la reconvención, así como de las excepciones planteadas. La competencia del Tribunal de Arbitramento solo fue cuestionada por Gran Tierra con respecto a la demanda de reconvención, impugnación resuelta de manera proclive a la admisión de la misma.

d) El procedimiento y trámites seguidos por el Tribunal de Arbitramento se ajusta a los mandatos legales, sin advertir causal alguna de nulidad que afecte la validez de la actuación surtida, amén de que las partes en diferentes oportunidades fueron interrogadas acerca de la necesidad de alertar respecto de cualquier atisbo de afectación del trámite arbitral, frente a lo cual manifestaron su conformidad con el desarrollo del proceso, sin haber puesto de presente ninguna situación adversa al debido curso del trámite.

e) El Tribunal de Arbitramento se encuentra en término para proferir el presente Laudo.

Con sustento en lo anterior, el Tribunal reitera entonces que se encuentran cumplidos todos los presupuestos procesales requeridos para pronunciarse de fondo acerca de las controversias que han sido sometidas a su determinación. Estas se encuentran involucradas dentro de las previsiones de la cláusula compromisoria, en su integridad transigibles, y cuyos extremos litigiosos están conformados por sujetos procesales con capacidad para comparecer a esta causa, en la cual fueron debidamente representados, cuya legitimación no fue objeto de impugnación, de manera que no se avizora entonces circunstancia alguna que impida proferir la decisión con la cual concluirá esta causa arbitral.

CAPÍTULO IV

CONSIDERACIONES

1. CONSIDERACIONES SOBRE LA COMPETENCIA DEL TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO.

1.1. LA INCOMPETENCIA PLANTEADA POR GRAN TIERRA CON RESPECTO A LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN.

La parte convocante cuestionó la competencia del Tribunal de Arbitramento para dirimir las controversias presentadas con la ANH que fueran planteadas en la demanda de reconvención, habiendo apoyado su argumento en las razones que se resumen a continuación:

• El artículo 13 del Código General del Proceso no tiene aplicación si no a partir del decreto de pruebas.

• La providencia del Consejo de Estado con respecto a la aplicación del Código General del Proceso a partir del 1º de enero de 2014, tampoco tiene lugar a su aplicación teniendo en cuenta que la demanda de reconvención fue presentada en septiembre de 2013.

• El cuestionamiento a la competencia del Tribunal de Arbitramento con respecto a la reconvención busca impedir que se viole el derecho a la defensa y a la igualdad de Gran Tierra pues este derecho estaría restringido si no se agota la fase de negociación previa que contempla la cláusula 27.2 para acceder a la justicia arbitral tal como lo señala la cláusula 27.2.4

• La Corte Constitucional ha reconocido explícitamente la viabilidad de intentar un acuerdo entre las partes previo a un proceso.

• La naturaleza del Contrato Chaza contempla una relación a largo plazo en cuya ejecución es factible que se presenten diferencias y cuyo tratamiento lógico y ponderado busca una solución por vía directa tal como lo contemplan las disposiciones 27.1 y 27.2 del Contrato.

• La Ley 80 de 1993 señala que en la contratación estatal se deben contemplar los medios y procedimientos para solucionar rápida y eficazmente las diferencias que llegaren a presentarse. Por esta razón se adoptan los mecanismos de las cláusulas 27.1 y 27.2.

• La ANH al demandar en reconvención desconoce las disposiciones señaladas del Contrato Chaza pues no atendió la puesta en marcha de la solución amistosa presentando unas pretensiones superiores a los diez mil millones de pesos y en contravía de la etapa previa que agotó Gran Tierra.

• El Tribunal de Arbitramento no debe desconocer la falta de agotamiento de las etapas de solución directa señaladas por el Contrato Chaza y, por lo tanto, no debe asumir competencia sobre la demanda de reconvención.

1.2. PRONUNCIAMIENTO DEL TRIBUNAL SOBRE SU COMPETENCIA.

Teniendo en cuenta los anteriores cuestionamientos el Tribunal procederá a analizar esos planteamientos desde las siguientes perspectivas: (a) del marco legal; (b) del marco contractual y el pacto arbitral, (c) estudio particular del Tribunal sobre su competencia frente a la demanda de reconvención.

a) EL MARCO LEGAL

El arbitraje como mecanismo por medio del cual las partes involucradas en un conflicto de carácter transigible, defieren su solución a un tribunal arbitral tiene su origen en el acuerdo de voluntades de las partes, es decir, en el pacto arbitral. Así lo señala el artículo 3º de la Ley 1563 de 2012, con el siguiente texto:

“ARTÍCULO 3º, PACTO ARBITRAL. El pacto arbitral es un negocio jurídico por virtud del cual las partes someten o se obligan a someter a arbitraje controversias que hayan surgido o puedan surgir entre ellas”. 

El pacto arbitral implica la renuncia de las partes a hacer valer sus pretensiones ante los jueces. El pacto arbitral puede consistir en un compromiso o en una cláusula compromisoria.

En el pacto arbitral las partes indicarán la naturaleza del laudo. Si nada se estipula al respecto, este se proferirá en derecho.

Y más adelante se establece sobre la cláusula compromisoria lo siguiente:

“ARTÍCULO 4º. CLÁUSULA COMPROMISORIA. La cláusula compromisoria, podrá formar parte de un contrato o constar en documento separado inequívocamente referido a él. 

La cláusula compromisoria que se pacte en documento separado del contrato, para producir efectos jurídicos deberá expresar el nombre de las partes e indicar en forma precisa el contrato a que se refiere”. 

Del pacto arbitral y, por ende, de la cláusula compromisoria se deriva el principio del Kompetenz-Kompetenz, o competencia sobre la competencia, en virtud del cual, por la delegación que las partes hacen al Tribunal Arbitral, éste es competente para pronunciarse sobre su propia competencia. Así lo establece el artículo 30 de la Ley 1563 de 2012:

“ARTÍCULO 30. PRIMERA AUDIENCIA DE TRÁMITE. Una vez consignada la totalidad de los honorarios y gastos, el tribunal arbitral celebrará la primera audiencia de trámite con la asistencia de todos sus miembros, en la cual resolverá sobre su propia competencia para decidir de fondo la controversia mediante auto que solo es susceptible de recurso de reposición. (...)” (El subrayado es del Tribunal de Arbitramento)

De esta manera y desde el punto legal la competencia del tribunal arbitral deberá estar determinada por el Pacto Arbitral y es a la luz de dicho pacto arbitral que deberán examinarse las pretensiones de la convocatoria y de la demanda de reconvención para que el Tribunal de Arbitramento decida sobre su competencia y así proceda a resolver total o parcialmente las diferencias sometidas a su conocimiento.

b) EL MARCO CONTRACTUAL Y EL PACTO ARBITRAL

El Contrato Chaza de fecha 27 de junio de 2005 se celebró para la exploración y explotación de hidrocarburos para el sector conocido como Chaza, entre la ANH y la sociedad Argosy Energy International (hoy Gran Tierra).

La solicitud de convocatoria y la demanda arbitral presentada por Gran Tierra tienen como base el Contrato Chaza del 27 de junio de 2005 y la cláusula compromisoria contenida en este contrato. Por su parte la demanda de reconvención, presentada por la ANH también incluye como base de sus hechos y pretensiones, el referido Contrato Chaza del 27 de junio de 2005 y la cláusula compromisoria que dicho contrato contiene.

Por todo lo anterior, este Tribunal considera que las diferencias sometidas a su consideración tanto en la demanda como en la reconvención, se enmarcan exactamente dentro del ámbito de la cláusula compromisoria del Contrato Chaza.

De otro lado, el Contrato Chaza del 27 de junio de 2005, en su cláusula 27.1 señala una cláusula de resolución de conflictos que consagra el siguiente texto:

“27.1. Instancia Ejecutiva: Toda diferencia o desacuerdo que surja en desarrollo del contrato y en relación con el mismo será solucionada por los funcionarios de las Partes autorizados para el efecto. Si en el término de treinta (30) Días calendario contados a partir del aviso escrito, el desacuerdo aún no se ha resuelto, el asunto será sometido al más alto ejecutivo de cada una de las Partes residente en Colombia, a fin de buscar una solución conjunta. Si dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a la fecha en que una de las Partes haya solicitado a la otra el sometimiento del desacuerdo a los ejecutivos antes mencionados, las Partes llegaren a un acuerdo o decisión sobre el asunto en cuestión, dentro de los quince (15) Días calendario después de logrado dicho acuerdo o decisión se suscribirá el acuerdo o decisión adoptada.

27.2. Instancia de Peritaje y de Arbitraje: (...) 

27.2.1. Peritaje Técnico: (...) 

27.2.2. Peritaje Contable: (...) 

27.2.3. Controversia en cuanto a la naturaleza: (...)

27.2.4. Arbitraje: Cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el presente contrato, que no sea un desacuerdo técnico o contable, se resolverá por medio de arbitraje. El Tribunal de Arbitraje estará compuesto por tres (3) árbitros nombrados de común acuerdo por las Partes. Si éstas no llegaren a un acuerdo en el nombramiento de los árbitros, éstos serán designados por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de Comercio de Bogotá, D.C., previa solicitud presentada por cualquiera de las Partes. En todo caso los árbitros deberán tener experiencia acreditada de más de cinco (5) años en asuntos propios de la industria petrolera. El Tribunal deberá aplicar la legislación sustancial colombiana vigente y su decisión será en derecho. El arbitraje será conducido en idioma castellano.

27.2.5. Exclusión: De conformidad con lo estipulado en la Cláusula 4 de este contrato (numeral 4.3.2 parágrafo), la falta de acuerdo entre las Partes para la extensión del Período de Explotación de cada Área de Explotación no dará lugar a desacuerdo y no se sujetará a los procedimientos establecidos en esta cláusula”. 

Del texto antes transcrito se deduce lo siguiente:

(i) La cláusula compromisoria se encuentra establecida para resolver las diferencias que no sean técnicas o contables entre los sujetos partes del Contrato Chaza. De esta manera se define la arbitrabilidad subjetiva de la cláusula compromisoria, y

(ii) Sólo se resolverán por un Tribunal de Arbitramento las diferencias que presente derivado23 de o relacionado24 con el Contrato Chaza. Este enunciado delimita la arbitrabilidad objetiva de la cláusula compromisoria.

Bajo las consideraciones de la arbitrabilidad subjetiva y objetiva señaladas por la cláusula compromisoria antes transcrita, el Tribunal de Arbitramento deberá decidir sobre la competencia para resolver cada una de las cuestiones planteadas por la demanda principal y por la demanda de reconvención que cursan en el presente proceso.

c) ESTUDIO PARTICULAR DEL TRIBUNAL SOBRE SU COMPETENCIA FRENTE A LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN

En el momento de asumir la competencia frente al presente trámite arbitral y con respecto a los cuestionamientos planteados por Gran Tierra, el Tribunal de Arbitramento expuso sus consideraciones mediante Auto 24 del 29 de agosto de 201425 y el Auto 25 de la misma fecha26, mediante el cual declaró su competencia para conocer de la demanda de reconvención formulada por la convocada, Agencia Nacional Hidrocarburos, ANH.

Así pues y en razón lo expuesto a lo largo de este acápite el Tribunal habrá de ratificar la decisión adoptada mediante las providencias anteriormente citadas.

En efecto, solamente las controversias o pretensiones con respecto a intervinientes distintos a los que fungen como partes convocantes y convocada en el presente proceso, están por fuera de la competencia del Tribunal de Arbitramento.

Por tanto, examinado el alcance de la Cláusula Compromisoria que convoca a este Tribunal y las pretensiones de la demanda inicial y aquellas de la demanda de reconvención, el Tribunal de Arbitramento ha de reiterar su competencia para resolver aquellas controversias que se deriven del objeto de la cláusula, es decir, aquellas que reúnan las siguientes características:

— Que se hayan presentado a partir de la celebración del Contrato Chaza es decir, desde el 27 de junio de 2005.

— Que tengan origen, se deriven, estén relacionadas, tengan conexión o guarden correspondencia con el Contrato Chaza

— Que se presenten entre las partes sobre las que se da el presupuesto de la arbitrabilidad subjetiva en el presente proceso, es decir, entre quienes fungen como parte convocante y convocada en el presente trámite arbitral, vinculadas como contratante y contratista, respectivamente, con ocasión del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza.

Con sustento en las anteriores consideraciones, el Tribunal de Arbitramento encuentra presentes todos los elementos de arbitrabilidad subjetiva y objetiva, tanto respecto de las pretensiones de la demanda de la parte convocante, como de aquellas correspondientes a la demanda de reconvención y, en consecuencia, ratifica su competencia para dirimir el conjunto de diferencias que han sometido las partes a su determinación.

2. EL OBJETO DEL PROCESO.

2.1. En virtud del sistema procesal vigente en Colombia, el juzgador ha de emitir su pronunciamiento dentro de los linderos de lo que se ha denominado tradicionalmente la res iudicio deducta, que no es otra cosa que el asunto sometido a determinación judicial. Así las cosas, los límites del actuar del juez en cuanto a la temática sometida a su decisión, no son otros que los fijados por la demanda27 y su contestación, y en este particular caso, además, por la reconvención28 y su réplica, de suerte que en esencia son las pretensiones de la demanda, las excepciones a la misma formuladas en la contestación, el petitum de la reconvención y los exceptivos a esta última, junto con los hechos en que todas aquellas encuentran sustento, las que fijan el objeto del proceso y el alcance del poder decisorio del juez. Lo anterior, como es obvio, ajustado a la disposición contenida en el inciso segundo del artículo 281 del Código General del Proceso29, normativa que además incorpora uno de los más preciados cánones de la justicia rogada, cual es el de la congruencia, en razón del cual “[n]o podrá condenarse al demandado por cantidad superior o por objeto distinto del pretendido en la demanda ni por causa diferente a la invocada en esta”.

2.2. La tarea que emprenderá entonces el Tribunal estará orientada además por las previsiones consagradas en el artículo 280 del Cogido General del Proceso, que imponen al juzgador el deber de emitir un pronunciamiento breve y preciso, que encuentre soporte tanto en el examen crítico de las pruebas, con explicación razonada de las conclusiones sobre ellas, como también en los razonamientos constitucionales, legales, de equidad y doctrinarios estrictamente necesarios para dicho propósito.

2.3. De las pretensiones formuladas tanto en la demanda como en la demanda de reconvención, y de los hechos exceptivos formulados recíprocamente frente a una y a otra, ha de manifestar el Tribunal la plena coherencia entre las partes sobre el asunto sometido a decisión arbitral, reiterado ello en los escritos de las alegaciones de cada una de ellas, la convocante bajo el título “II MARCO DE LA CONTROVERSIA30 y la convocada con la denominación “IV. PROBLEMA JURÍDICO A DEBATIR”31, con la sola adición por esta última, de la inquietud sobre “si las pruebas de producción debían contabilizarse para establecer el volumen de los cinco millones de barriles para la activación del derecho económico por precios altos”.

2.4. Lo cierto entonces es que la controversia traída a este arbitraje surge con ocasión de una discrepancia en la interpretación de una de las cláusulas del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, específicamente de la 16.2 que regula el llamado Derecho Económico por Precios Altos, contrato que dicho sea de paso no fue objeto de impugnación alguna por las partes y en consecuencia, su existencia, validez y eficacia se encuentran preservadas y por tanto, como negocio jurídico, resulta constitutivo de fuente generadora de obligaciones, llamado a producir entonces todos los efectos legales correspondientes, así como los finales, dispuestos por quienes comparecieron a su formación.

2.5. En efecto, en el precitado contrato, donde las convocantes fungieron como contratistas frente a la convocada, se convino en la mencionada cláusula 16.232, que aquellas reconocerían a favor de esta última un llamado Derecho Económico por Precios Altos, origen de la discrepancia interpretativa, pues mientras que las convocantes sostienen que la producción de los hidrocarburos líquidos de los campos Costayaco y Moquetá corresponde a Áreas de Explotación diferentes, y respecto de las cuales ha de atribuírseles un carácter autónomo para efectos de liquidar el mencionado Derecho, la convocada afirma que las mismas producciones deben acumularse para determinar el mismo derecho.

3. EL CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS CHAZA, ORIGEN, NATURALEZA JURÍDICA Y ATRIBUTOS.

3.1. Este contrato fue suscrito el día veintisiete (27) de junio del año 2005 entre la Agencia Nacional de Hidrocarburos y Argosy Energy International, quien en atención a varios fenómenos de sucesión contractual fue sustituida por las convocantes, en actuaciones debidamente autorizadas por la convocada. Su objeto es el de otorgar a quien funja como Contratista, hoy las convocantes, “el derecho de explorar un área contratada y explotar los hidrocarburos de propiedad del estado que se descubran en dicha área (...)”, bajo la tutela de la convocada, Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, entidad estatal creada mediante el Decreto 1760 de 2003, habiendo entonces de representar una de las primeras actuaciones contractuales de este nuevo ente oficial.

3.2. La convocada en el contrato en mención determinó en la cláusula 31, la aplicación de las leyes colombianas para la regulación del mismo, todo lo cual lleva al Tribunal a dar aplicación en primer término a la Ley de Contratación Estatal que a propósito de la exploración y explotación de recursos naturales renovables y no renovables, dispone en su artículo 7633 el sometimiento de dichas actividades a la legislación especial vigente, a los reglamentos internos de cada entidad y los procedimientos de selección que la misma entidad hubiere adoptado, todo de conformidad con los lineamientos de la citada ley de contratación estatal.

En adición, la precitada Ley de contratación estatal dispone en su artículo 32 que los contratos estatales son “todos los actos jurídicos generadores de obligaciones que celebren las entidades a que se refiere el presente estatuto, previstos en el derecho privado o en disposiciones especiales, o derivados del ejercicio de la autonomía de la voluntad, así como los que, a título enunciativo, se definen a continuación: (...)”

Como principio general, en cuanto a la ley aplicable se refiere la misma ley en comento dispone que los contratos estatales se regirán “por las disposiciones comerciales y civiles pertinentes, salvo en las materias particularmente reguladas en esta Ley. (...)”34.

Y finalmente en cuanto a interpretación de los contratos estatales se refiere, la Ley de Contratación Estatal establece que las normas de procedimientos de selección y escogencia de contratistas y en las cláusulas y estipulaciones de los mismos, “se tendrá en consideración los fines y los principios de que trata esta ley, los mandatos de la buena fe y la igualdad y equilibrio entre prestaciones y derechos que caracteriza a los contratos conmutativos”35.

3.3. De tiempo atrás la doctrina y la jurisprudencia, esta última ya decantada, han abogado por apreciar que el contrato estatal no tiene raigambre propia, sino un origen fenomenológico atribuido indefectiblemente al derecho privado, de donde tomó su esencia y estructura, con la sola reserva de algunos específicos aspectos de relevancia propia, como lo son por ejemplo las cláusulas excepcionales y los procedimientos de selección, sometidos a régimen especial que rompe la conmutatividad y genera asimetría inter partes, justificado ello en atención al interés general que corresponde prohijar al Estado que obra como contratante.

3.4. Por otra parte, el contrato objeto de análisis corresponde indudablemente a la modalidad de concesión administrativa, entendida por ella aquella mediante la cual el Estado otorga la explotación de un servicio o un bien de dominio público a un particular para esperar simplemente una contraprestación económica, todo regulado bajo un tipología negocial, las más de las veces alinderada dentro del campo de la adhesión negocial, circunstancia que inevitablemente impone un efecto específico respecto de la negociación del contrato, aunque no de manera primigenia sino subsidiaria, al tenor de lo dispuesto por el artículo 1624 del Código Civil y en el lineamiento esbozado por la parte convocante en su alegato de conclusión36.

3.5. El Consejo de Estado al pronunciarse sobre el contrato de concesión estatal lo ha definido como:

“La concesión es un negocio jurídico en el cual el particular contratista destina a la prestación de un servicio público, a la construcción de una obra pública o a la explotación de un bien de dominio público, recursos propios o gestados por él, por su propia cuenta y responsabilidad, mientras que el Estado contratante le otorga al concesionario, además del derecho a construir la obra, explotar el bien o servicio, a obtener la remuneración correspondiente —la cual usualmente proviene de la explotación económica del objeto de la concesión—, con el fin de que recupere la inversión del capital destinado y se le garantice la obtención de utilidades, de ahí que a diferencia de los demás contratos, en la concesión la utilidad económica que persigue el concesionario no surge del precio pactado, sino del rendimiento de los recursos invertidos para la realización del objeto contractual”37. 

Así pues, la concesión supone entonces la predisposición de sus elementos esenciales naturales y accidentales por parte del Estado, precisamente por encontrarse de por medio el interés público en la regulación de esta tipología contractual, pero tal circunstancia no resulta excluyente de la libertad negocial puesto que siempre habrá de estar presente la característica común de todos los contratos en el sentido de que se exprese por los participantes en ellos la voluntad de vincularse jurídicamente, en otras palabras, y como lo ha afirmado el Consejo de Estado, “[e]n tales hipótesis la conjunción de voluntades, la fusión de estas opera por “adhesión”38.

En síntesis, puede afirmarse sin dubitación alguna que si bien la concesión como modalidad de contrato estatal presenta una génesis única, sus diferentes modalidades como son la prestación de servicios públicos, explotación de bienes de propiedad de la Nación o el desarrollo de obras de infraestructura, imponen divergencias que llevan a que cada una de estas diferentes orientaciones del contrato de concesión alcancen características propias solamente a cada una de ellas.

4. LA CLÁUSULA DE DERECHO ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS: CENTRO DE LA CONTROVERSIA OBJETO DE ARBITRAJE.

4.1. En el Contrato Exploración y Explotación de Hidrocarburos CHAZA se encuentra pactado en la cláusula 16.2 el llamado “Derecho Económico por Precios Altos”, cuyo tenor literal corresponde al siguiente:

“16.2. Derecho por Precios Altos. 

Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas lntermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.

Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.

El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula:

(...) [Sigue formula]”39 (Destacado en color fuera texto original) 

4.2. A la cláusula anterior sucede una cláusula relativa a pruebas de producción, que también integra la controversia sometida a arbitraje, del siguiente tenor:

“16.3. Pruebas de Producción: Los Hidrocarburos líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción realizadas por EL CONTRATISTA también causarán los derechos de que tratan los numerales anteriores, siempre y cuando se cumplan las condiciones del numeral 16.2”40.

5. NATURALEZA DE LA CLÁUSULA DE DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS.

5.1. Durante el transcurso del proceso esta cláusula de Derechos Económicos por Precios Altos, fue explicada en cuanto a su origen y naturaleza por los diferentes testigos intervinientes en el proceso, quienes coincidieron en que se trata de un valor adicional que debería ser reconocido al Estado, en adición a los impuestos y las regalías, cuando quiera que la producción de un Área de Explotación superara los cinco (5) millones de barriles y en los mercados internacionales el precio del crudo alcanzara precios que superaran las expectativas originalmente contempladas. Ciertamente, se deduce de los testimonios que se trató de un pago o ventaja adicional para el Estado en ese escenario de precios superiores a lo que la expectativa de mercado podría sugerir en un principio.

La abogada Marlene Beatriz Durán, que hizo parte del grupo de juristas41 que estructuró lo que sería el modelo de contrato que finalmente adoptaría la Agencia Nacional de Hidrocarburos para sus relaciones contractuales en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, según el Acuerdo 10 de fecha 31 de mayo de 2004, modificado por el Acuerdo 20 de fecha 16 de julio de 2004, explicó de la siguiente manera el sentido del llamado Derechos Económicos por Precios Altos:

“DR. GAMBOA: Sí, eso explica los 3 conceptos, en ese modelo se incorporó la cláusula 16.2, folio 1382 vuelto, dentro de sus funciones de asesora nos podría explicar a qué se refiere o si la cláusula de precios altos correspondía a esos incentivos que usted nos menciona al comienzo de su declaración y a qué se refieren, cómo operaban? 

SRA. DURÁN: Bueno lo que pasa es que Colombia cambió el sistema de asociación con un sistema de concesión, como les decía, este modelo de contrato y me limito a lo que fue el modelo del 2004 porque ha habido otros contratos posteriores que no son, creo, tema de mi presentación, lo que la ANH quería participar en esos ingresos o en esa renta, que no quiero usar la palabra utilidad porque un concepto de utilidad en la industria petrolera es un concepto relativo, pero eso fue lo que originó esta cláusula de participación por precios altos” (Subrayado por el Tribunal fuera del texto original). 

En el mismo sentido, se pronunció Julián Antonio García en su declaración rendida el día 21 de octubre de 2014:

“DR. GAMBOA: Una puntualización, cómo lo podría relacionar con las áreas de explotación, etc.?

SR. GARCÍA: Ah, bueno, entonces esto es la producción acumulada y usted hace esta grafica para un área de explotación, entonces usted tiene un área y usted tiene su gráfica en el tiempo, usted pudo haber, cuando perforó el pozo inicialmente, cuando está el taladro, usted acuérdese que prueba unas horas a ver si le sale petróleo, entonces ahí pudo tener unos barrilitos. 

Luego usted durante la evaluación, pues usted qué hace, va a hacer lo que se llama las pruebas extensas, son pruebas de 1 año, 2 años, de varios meses y hasta unos años y entonces usted produce otros barrilitos, cuando entra en la etapa de explotación pues es porque usted ya va a empezar con eso a producir comercialmente y va a hacer lo que llama ya pozos de desarrollo y da facilidades definitivas, etc., pues usted comienza a producir y así eleva su producción pues hasta que el campo va cubriendo.

Esta es la producción acumulada, aquí durante las pruebas extensas uno produce muy poquitico,... mil barriles, durante la prueba del taladro produce muy poquitico, en las pruebas extensas usted normalmente depende de los pozos, si un pozo produce, por decir algo, 500 barriles o mil barriles y lo produce durante los 20 años pues le puede producir, por decir algo, 200 mil barriles.

Cuando ya entra en la etapa de explotación pues ya comienza producir 1 millón, 2 millones, etc., entonces cómo se diseñó la formula, se diseñó para que cuando usted llegue, mientras está en eso, aquí el dólar no está todavía en etapa de exploración pero todo va sumando, mientras está en esto no le va pagando nada más a la Agencia, va paga sus regalías y su impuesto de renta, etc., cuando llega a 5 entonces usted le empieza a pagar a la Agencia su derecho por precios altos y eso consiste en que usted llegó a 5 entonces cualquier barril que produzca por encima de 5 millones en esa área de explotación tiene que pagar según una fórmula. 

Y la fórmula cómo la hicimos, le explico también la racionalidad de la fórmula, la racionalidad de la fórmula es lo siguiente porque acuérdense que todo tiene que tener consistencia entre lo legal, lo comercial y lo técnico, el sistema de las regalías del Estado están en función de las reservas y la producción, o sea no del precio. 

O sea lo que paga una petrolera cuando produce es el 8% si el campo produce menos de 5 mil barriles por día, si un campo produce, por decir algo, 25 mil barriles por día entonces ya tiene que pagar el 20%, usted paga un porcentaje de la producción y lo entrega en especie, o sea la operadora no lo vende, no lo comercializa, ella entrega en especie en el campo y Estado pasa a recogerlo, eso es en las regalías, en las regalías es un sistema escalonado que va en función de los barriles que hay por debajo.

Entonces si un campo es pequeño paga el 8% y si está en el mar entonces tiene un descuento, etc., si un campo es pequeño paga el 8, si un campo es gigante, así se diseñó las regalías, yo también participé en el diseño de las regalías cuando estaba en Ecopetrol, por eso también tengo bastante autoridad para hablar de regalías, si ustedes ven cuando se hizo la legislación de regalías era cuando yo estaba en Ecopetrol y se hacía en planeación corporativa de Ecopetrol, entonces yo fui también, en gran parte, el gestor de las regalías, del sistema de regalías del Estado que aprueba el congreso.

Entonces por eso tengo consistencia, entonces en la parte de regalías las que recibe el Estado en especie, no en dinero, simplemente produce y el 8% o el 20, lo que sea, según lo que produjo ese mes se lo entrega al Estado y el Estado pasa a recogerlo, no hay precios ni nada, pueden acordar que se lo vende a nombre del Estado pero eso ya es un acuerdo comercial, pero se le entrega y sólo en función de precio, pero las regalías la compañía entrega pero si el precio está alto, que es donde hay un boom el Estado no estaba recibiendo nada. 

Entonces como diseñamos la fórmula fue, lo que queremos es cubrir lo que las regalías no cubren, que es el motivador económico, o sea un campo grande paga más regalías, pero si los precios son bajitos pues no paga pero un campo grande paga más regalías, pero un campo, aun sea pequeño o mediano, si el precio está altísimo no pagaba más entonces lo que hicimos fue hacer una cosa complementaria a las regalías, que cubriera lo que no cubría las regalías y el indicador que dijimos para eso es que mientras en la regalías era por el volumen diario lo que hicimos era para el contrato dijimos, hagámoslo por la otra variable principal que es en función del precio del petróleo.

Entonces por eso la fórmula está diseñada en el precio del petróleo, entre más sea el precio más porcentaje le toca a Estado, en realidad esa fórmula que hay ahí lo que hace es calcular un porcentaje, inclusive la Agencia puede recoger ese porcentaje como la regalía, en especie, si ustedes ven el contrato, esa opción de la Agencia, si lo quiere en especie como la regalía o si lo quiere en dinero acuerdan un precio pues es el precio comercial.  

Pero este concepto de precios altos en realidad es otra regalía solamente que no está en función de los barriles sino en función de precio, pero por qué tratamos de que no pareciera tanto regalía, aquí les cuento unas anécdotas porque eso es importante, tratamos de que no pareciera regalía porque donde alguien la viera como regalía le daba a los gobernadores por pedir, la idea es que esto fuera sólo para el Ministerio de Hacienda” (Subrayado por el Tribunal). 

“DR. PARRA: Por ejemplo ese precio de referencia quién lo impone, la Agencia? 

SR. GARCÍA: La Agencia lo impone, lo puso en el contrato, es contractual, ahí dice, es 30 dólares... 

DR. PARRA: Ah, ya, ese no es convenido... 

SR. GARCÍA: No, no, ese era estándar del modelo que se tiene, ese no es negociable, en los primeros contratos por ejemplo con Exxon para el gas se negoció un poquito el precio del gas, etc., pero en los primeros, pero el resto es, este es el contrato estándar y la idea es que todas las compañías tienen que tener el mismo, o sea no es que para unas 30 y para otras el 40, simplemente se hizo fue por calidades de crudo, porque los crudos tienen diferentes precios, digámoslo así.

DR. GAMBOA: Okey... 

SR. GARCÍA: Entonces está entendido, se trata es de capturar para el Estado las épocas de bonanza para campus que ya dejan de ser pequeños, se vuelven medianos o grandes, capturar para el Estado las épocas de bonanza, y las épocas de bonanza se definió cuando el precio estuviera por encima de 30, en ese momento el precio estaba en 20, en el año 2004 el precio estaba en 20 entonces el 30 se veía como la estratosfera y era una fórmula escalonada, se hacía, entre más suba el precio se hace mayor el porcentaje. 

O sea si el precio es 31, pues no les voy a poner aquí los nombres pero si el precio es 31 la parte que le toca al Estado adicional, supongamos que es el 2%, esa extra regalía, acuérdense que esto es como una regalía, es un porcentaje también como la regalía solamente que la disfrazamos de otra cosa para que los gobernadores no le echaran mano a eso.  

Si el precio sube a 32, o sea aquí estamos en 30 y en 30 es 0, en la matemática de la fórmula no entro porque ustedes son abogados pero si el precio es 32 no se vuelve 4 se vuelve 5, o sea escalonadamente subió 3 mientras que aquí subió 2, o sea entre más sube el precio la fórmula está diseñada para que más porcentaje le toque al Estado, porque el objetivo era entre más sube el precio más captura el Estado, Gran Tierra cuando, no sé, cuando yo estaba, estaba pagando el... es que pagaba más por esto que por, no, pagaba mucho más, por esto pagaba como el 18%, Cuando yo estaba en Gran Tierra Costayaco pagaba el 28% por este precio y el 8%, o sea como 2 veces y media pagaba por esto contra lo que pagaba por regalía, porque se trataba de eso, de que en precios altos se la lleve la mayoría el Estado”42 (Subrayado por el Tribunal). 

En lo que se refiere a la inclusión de la cláusula 16.2 en el modelo del contrato, se le preguntó al doctor José Armando Zamora “cuál es la razón de ser de una cláusula de precios altos en un contrato de esta naturaleza, sobre todo en relación o desde la perspectiva de las decisiones que el Estado, dueño del recurso, el énfasis que el Estado tiene que colocar en este tipo de cláusulas?

”SR. ZAMORA: Entre varias cosas que el Estado debe aseguraren la suscripción de estos contratos, en el centro de todo está la porción de la renta que el Estado capture, qué porcentaje de utilidades el Estado va a requerir y por la naturaleza de estos negocios van más allá de lo que es la tributación general o las regalías, si se hubiera dejado los contratos únicamente sujetos a impuestos y regalías, que es lo que la ley ordena, tal vez la utilidad de las empresas sería excesiva, más allá de lo razonable, y en este universo de la contratación es el eje central del equilibrio económico, habría que buscar un mecanismo que fuera más allá de las regalías y los impuestos para buscar ese punto de equilibrio que queríamos tener entre el atractivo del contrato y la rentabilidad para las partes, y este mecanismo es el que mejor sirve como de punto de balance en lo que se llama la participación estatal, el state take, porque varía con los precios precisamente de tal manera que a mayor precio mayor participación para el Estado, pero sin embargo, a partir de lo que se llama el piso o el elemento activador de la cláusula le da un margen suficiente a la industria para que pueda recuperar su costos y una utilidad gravada con el impuesto a la renta, entonces estaba diseñado para que introdujera un elemento de flexibilidad a la participación del estado (se subraya).

(...).

Lo que pasa en esta industria es que si se hace una convocatoria de empresas en un período de precios bajos las empresas le sacan muchas concesiones al Estado y cuando los precios suben y tienen utilidades extraordinarias eso se vuelve un problema político y el contrato se vuelve inestable porque queda sujeto a toda clase de ataques de la oposición política, lo contrario sucede cuando se hacen negociaciones en épocas de precios altos que el Estado queda con unas condiciones muy favorables y cuando caen la industria no puede sostener su actividad entonces o busca renunciar al contrato o se retira, entonces el contrato ideal es aquel que es razonable en época de precios bajos y es razonable en época de precios altos, es decir, tiene que haber una relación entre los precios y la rentabilidad del Estado, este mecanismo particularmente es un mecanismo que en mi trayectoria profesional y académica he estudiado a fondo. 

(…). 

Es como si hoy les pongo un mecanismo que se active cuando el precio está a 150, nadie se va a molestar por eso, pero exactamente eso, guardando las proporciones, fue lo que pasó en esa época, en discusiones con la industria nos decían: no, ustedes no nos pueden poner condiciones muy excesivas porque a precios de 24 no da, entonces se les decía: y que tal que el precio suba de 30 a 50 por ejemplo; decían: no, usted está soñando, bueno entonces por qué introducimos algo que se opere allá contra lo que estamos soñando, se introdujo este mecanismo y hoy en día ese mecanismo en algunos contratos le da más ingreso al Estado que las regalías mimas o que las regalías más los impuestos. 

Cuando empezamos a tener mucha actividad obviamente en el Congreso empezó a haber voces que decían que estábamos el país, que fuimos demasiado generosos, que había que revisar los contratos, que había que subir las regalías, recuerdo muy bien un senador, el senador Velazco era liberal de la oposición, claramente quiso analizar a fondo el contrato y sustentar un cambio en el mismo, recuerdo muy bien que después de haber hecho los estudios a fondo el mismo Congreso reconoció que el contrato era justo y razonable para períodos de precios bajos y para períodos de precios altos, y eso fue porque se introdujo esta cláusula, cláusula que ahora se usa en otros países de América Latina, ya se usaba, recuerdo específicamente en Rusia como vinculada a precios en donde por encima de US$ 25 el estado ruso pretendía el 90% de la porción del precio que excediera de 25, 90%, eso hace que la participación del estado suba gradualmente hacia el 90 pero nunca llegue al 90, es un mecanismo que con base en mi experiencia, en mis estudios, en mis análisis y en el conocimiento un poco de cómo la Industria piensa pues no tenía problema en ser introducido e iba a lograr nuestros objetivos”43 (Subrayada por el Tribunal).

Los testimonios anteriormente relacionados son contestes en cuanto al carácter de participación especial que tiene para el Estado el llamado Derecho Económico por Precios Altos, entendido entonces como un ingreso adicional para el Estado, causado solamente en aquellas coyunturas de precios significativamente altos en el mercado de hidrocarburos.

6. CLÁUSULA DE DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS EN DERECHO COMPARADO.

6.1. En las distintas naciones con excedentes de petróleo destinados a la exportación se consolidó en la primera década del siglo XXI una preocupación por reclamar de los concesionarios, especialmente extranjeros, en labores de explotación, una parte de sus ganancias con ocasión de los altos precios que alcanzó el barril de crudo en sus diferentes modalidades WTI o BRENT en los mercados internacionales, los cuales superaron los pronósticos que habían sido divulgados para comienzos de la década.

Así pues, no resultó preocupación exclusiva de la Nación colombiana la búsqueda de una modalidad que permitiera el ingreso a su presupuesto de algunos réditos adicionales dados los exorbitantes escenarios de precios que se preveía podría llegar a alcanzar el barril de petróleo en el contexto del mercado mundial.

En desarrollo de tal práctica otros estados contemplaron fórmulas de participación por precios altos en el crudo, bajo una denominación diferente a la de Derecho Económico por Precios Altos. Es el caso de México, que incorporó a su legislación petrolera el llamado “Fondo de Estabilización”, conformado con los excedentes de precios sobre un nivel de referencia44. También Venezuela lo hizo con la adopción de la de la llamada “Contribución especial sobre precios extraordinarios y exorbitantes del mercado Internacional de Hidrocarburos”45.

LA INCORPORACIÓN Y EVOLUCIÓN DE LA CLÁUSULA DE DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS EN LOS MODELOS DE CONTRATO APROBADOS POR LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS.

7.1. Del estudio y análisis crítico de los testimonios y de las pruebas documentales incorporadas al proceso, así como de los hechos relacionados en la demanda46 y en su contestación47, puede el Tribunal establecer con toda nitidez que la cláusula objeto de controversia fue concebida dentro de un contexto histórico determinado y ha sufrido a lo largo del tiempo una modificación en su tenor y alcance. Ciertamente, por las declaraciones de los testigos Marlene Beatriz Durán, Julián Antonio García y José Armando Zamora, puede deducirse en primer término, que una comisión especial de juristas fue encargada de estructurar lo que sería el modelo de Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos para la recién creada Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2004. El resultado de dicho trabajo correspondió al texto entregado a la convocada por el grupo de expertos, el día 23 de abril de 2004, y que luego sería objeto de algunas modificaciones antes de su aprobación por el Consejo Directivo de la convocada. Con miras a lograr una óptima apreciación del discurrir de la citada cláusula de Derechos Económicos por Precios Altos a lo largo del tiempo, se transcribirá a continuación la evolución cronológica de sus diferentes versiones, habiendo de advertir que solo hará parte de esta labor la primera parte de la cláusula por concentrar ella el aspecto objeto de debate, sin que dicha disección pueda restar mérito alguno a esta labor, toda vez que el fragmento prescindido de la cláusula no aporta ningún elemento adicional para el objetivo comparativo que se pone de presente:

a) TEXTO PROPUESTO POR EL GRUPO DE EXPERTOS EL DÍA 23 DE ABRIL DE 2004

16.2. Derecho por Precios Altos: A partir de cuando la producción acumulada del Área de Explotaciónincluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base del Crudo Marcador Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, el valor que resulte de la siguiente fórmula: Este valor será nominado en dólares de los Estados Unidos y el pago se hará por mes vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula: 

[Aquí sigue la fórmula] 

(...)”48 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal). 

b) MINUTA 01-2004 APROBADA POR EL CONSEJO DIRECTIVO EL 26 DE MAYO DE 2004, EN EL ACUERDO 10, INCLUYENDO LAS MODIFICACIONES DEL ACUERDO 20:

“16.2. Derecho por precios altos para hidrocarburos líquidos: A partir de cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de hidrocarburos líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, el Contratista pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula: 

[Aquí sigue la fórmula] 

(...)”49 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal).

c) CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS - CHAZA

“16.2. Derecho por Precios Altos: 

Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento. 

Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.

El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula: 

[Aquí sigue la fórmula]

(...)”50 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal).

d) MINUTA DE CONTRATO-RONDA DEL CARIBE 200751 

Cuando la producción acumulada en un área de explotación de hidrocarburos líquidos incluyendo el monto de las regalías, supera los 5 millones de barriles y a su vez, los precios de referencia de crudo (WTI) exceden el Precio Base Po, el contratista deberá pagar a la ANH una suma en dólares

(...)”52 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal). 

e) MINUTA DE CONTRATO - MINI RONDA 2007

“Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotaciónincluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento (...)”53 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte de Tribunal). 

f) MINUTA DE CONTRATO - MINI RONDA 2008

“A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos Líquidos de cada área de producción,incluyendo el volumen de regalías supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo WTI supere el precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo. (...)”54 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal).

g) MODELO DE CONTRATO APROBADO POR LA ANH EN EL 2010

“D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos del Área Contratada, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la Tabla A, o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, según la misma tabla A, EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula: 

[Aquí sigue la fórmula]

(...)”55 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte de Tribunal).

h) MINUTA DEL CONTRATO RONDA 2014

“Retribución en dinero o en especie, a cargo del Contratista (Individual o Plural), calculada sobre cada unidad de la Producción de su propiedad, en función de los precios internacionales de los Hidrocarburos, del volumen o del tiempo de Producción, como se determina en el Numeral C.2 del Anexo C.

Se causa, liquida y ha de pagarse sobre la Producción de Hidrocarburos de propiedad del Contratista (Individual o Plural), en dinero o en especie, a elección de la ANH, según el Tipo de Yacimiento, como se establece a continuación: 

• Si se trata de Hidrocarburos Líquidos, con excepción de los Extrapesados, a partir del momento en que la Producción acumulada de toda el Área Asignada, proveniente de todos los Pozos y Campos de Yacimientos Convencionales o de Yacimientos No Convencionales, incluidos los volúmenes correspondientes a Regalías, otros Derechos Económicos, y aquellos destinados a pruebas, superen los cinco (5) millones de Barriles, y el Precio del Crudo Marcador “West Texas Intermediate” (WTI) exceda el Precio Base Po que se consigna en la Tabla B más adelante, (...)”56 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte de Tribunal). 

A continuación, y con efectos de mera ilustración comparativa, se consigna un esquema evolutivo de la cláusula 16.2 en sus diferentes versiones desde el año 2004 hasta el año 2014.

Tribunal de Arbitramento Gran Tierra Energy Colombia Ltd. y Otro Vs. Agencia Nacional de Hidrocarburos

TEXTO PROPUESTO POR EL GRUPO DE EXPERTOS 2004Minuta 01-2004
CONSEJO DIRECTIVO ANH
CONTRATO CHAZARONDA DEL CARIBE 2007MINI RONDA 2008MINUTA DE CONTRATO - MINI RONDA 2007Minuta del contrato 2010MINUTA DEL CONTRATO RONDA 2014
16.2. Derecho por Precios Altos: A partir de cuando la producción acumulada del Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el precio Base del crudo Marcador Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, el valor que resulte de la siguiente fórmula: Este valor será nominado en dólares de los Estados Unidos y el pago se hará por mes vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula:16.2. Derecho por precios altos para hidrocarburos líquidos: A partir de cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, el Contratista pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula16.2. Derecho por Precios Altos: Para hidrocarburos líquidos: A partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, (…)”.Para hidrocarburos líquidos: Cuando la producción acumulada en un área de explotación de hidrocarburos líquidos incluyendo el monto de las regalías, supera los 5 millones de barriles y a su vez, los precios de referencia de crudo (WTI) exceden el precio base Po, (…).Anexo D. DERECHOS ECONÓMICOS: D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS
A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de producción, incluyendo el volumen de regalías supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo WTI supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo
Cláusula 16 - Derechos económicos contractuales de la ANH 16.2. Derechos por Precios Altos.
Para hidrocarburos líquidos:
a partir de cuando la producción acumulada de cada área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento.
D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS. A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos del área contratada, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la tabla A, o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el precio base Po, según la misma tabla A, EL CONTRATISTA entregará a la ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula:C.2. Derecho por concepto de “Precios Altos”. Retribución en dinero o en especie, a cargo del contratista (individual o plural)calculada sobre cada unidad de la producción de su propiedad, en función de los precios internacionales de los hidrocarburos, del volumen o del tiempo de Producción, como se determina en el numeral C.2 del Anexo C.
Se causa, liquida y ha de pagarse sobre la producción de hidrocarburos de propiedad del contratista (Individual o Plural), en dinero o en especie, a elección de la ANH, según el tipo de yacimiento, como se establece a continuación: si se trata de hidrocarburos líquidos, con excepción de los extrapesados, a partir del momento en que la producción acumulada de toda el área asignada, proveniente de todos los pozos y campos de yacimientos convencionales o de yacimientos No convencionales, incluidos los volúmenes correspondientes a regalías, otros derechos económicos, y aquellos destinados a pruebas, superen los cinco (5) millones de barriles, y el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) exceda el precio Base Po que se consigna en la Tabla B más adelante.

8. LA INTEPRETACIÓN DE LOS CONTRATOS EN EL DERECHO COLOMBIANO: LINEAMIENTOS DE CARÁCTER GENERAL.

Dada la importancia capital que en el presente asunto reviste la interpretación del contrato otrora celebrado entre las convocantes y la convocada, refrendada por ellas mismas a lo largo de la litis, una y otra vez, hasta el punto de que sus pretensiones y defensas y, en general, sus alegaciones en esencia giraron alrededor de ella, el Tribunal ha estimado necesario realizar una serie de consideraciones y reflexiones previas, que resultarán determinantes para la resolución de la controversia sometida a su consideración:

1. GENERALIDADES.

La interpretación jurídica, en general, y la interpretación de los negocios jurídicos, en particular, incluida la del contrato como inequívoca emanación de la autonomía privada, es una de las actividades humanas de mayor complejidad, pero a su turno de inconmensurable valía y utilidad, que implica una elevada responsabilidad profesional, toda vez que el acto interpretativo en manos de un tercero, supone una fijación ulterior de “contenido” y “sentido”; es entonces, desde la perspectiva en mención, un posterius, encaminado a revelar un significado y alcance concretos, producto del entendimiento específico que el intérprete tenga al momento de culminar el apellidado “proceso interpretativo”, en sí mismo conformado por diferentes pasos, eslabones o etapas.

De ahí que como bien lo precisara a la sazón el profesor Emilio Betti, “El proceso interpretativo, en general, responde al problema etimológico del entender”, ora una ley, ora un testamento, ora un contrato, etc., obviamente en función del “sentido” que a continuación se establecerá, puesto que según lo recrea el referido autor, en el ¡ter hermenéutico hace presencia, “...de un lado, la subjetividad inseparable de la espontaneidad del entender; del otro, la objetividad, por así decir, la alteridad del sentido que se trate de obtener”57, elementos éstos que, según se señalará en otro aparte, suelen escoltar el acto de interpretación, en el que convergen aproximaciones de índole subjetiva, al igual que objetiva (sistemas jurídicos de interpretación).

La interpretación iuris, como arquetípica manifestación de la actividad humana, muy al contrario de las denominadas ciencias exactas, no persigue entonces el establecimiento de realidades geométricas, matemáticas, físicas, o de contenido estrictamente científico en las que la “comprobación” o “verificación” técnica, y la “medición” precisa, objetiva y exacta, per se, forman parte inescindible, puesto que no se orienta “...a determinar una verdad absoluta de la naturaleza, sino de establecer una creación o una expresión que un hombre o una sociedad han formulado en determinado momento”, conforme lo expresa cabalmente el profesor chileno, Carlos Ducci Claro58.

Si etimológicamente “...interpretar implica desenredar o desentrañar”, y si “...en Roma los interpres predecían el futuro mediante el análisis de las entrañas de las víctimas”59, no es difícil entender que en el plano contractual, en el que el contrato es el objeto —y el ser— del acto interpretativo, la interpretación se contraiga, lato sensu, a la fijación de su contenido y correlativamente de su real significado y alcance negociales, tarea que en el ámbito judicial, en el que se le considera como uno de las más sublimes y nobles (nobile officium), a la par que frecuentes, hasta el punto que se estime como “...el pan de cada día de todo juez”60, con mayor razón en los tiempos que corren en los que el contrato, por antonomasia, se encuentra en un proceso sostenido de empleo y gran expansión, especialmente por los conocidos fenómenos de la globalización e internacionalización y, claro está, por el protagónico rol que se le atribuye en la cotidianidad, como “...eje de la vida negocial, el centro de la vida de los negocios, el instrumento típico del tráfico”61, confirmándose su vitalidad y, sobre todo acendrada vigencia e importancia sumas, al igual que la falacia de considerarlo supuestamente en “crisis”, más allá de las connaturales transformaciones experimentadas y de los ajustes necesarios que toda institución jurídica reclama por estar inexorablemente ligada a la vida en sociedad y a sus invariables cambios.

En palabras de la H. Corte Suprema de Justicia, la interpretación del contrato tiene como cometido “...desentrañar el verdadero sentido de los actos jurídicos” (Sentencia del 27 de agosto de 1971), y por ello se “...dirige a establecer la voluntad normativa de las partes o a investigar el significado efectivo del negocio (Messineo, Francesco. Manual de Derecho Civil y Comercial. Tomo II. Doctrinas Generales. Traducción de Santiago Sentís Melendo. Ediciones Jurídicas Europa América. Buenos Aires. 1954. Pág. 483.) Se indica, así mismo, que “la interpretación debe orientarse a determinar el significado más correcto del negocio, en consideración a su función y a su eficacia como acto de autorregulación de los intereses de los particulares” (Scognamiglio, Renato. Teoría General del Contrato. Traducción de Fernando Hinestrosa. Publicación de la Universidad Externado de Colombia. Bogotá. 1983). Es claro, entonces, que a través de este instrumento se pretende determinar el real alcance de la declaración de los contratantes, el significado del negocio por ellos concertado, particularmente, aunque no únicamente, cuando existan oscuridades o ambigüedades en la materialización del querer de las partes” (Sentencia del 19 de diciembre de 2008).

Y más recientemente la H. Sala Civil de la Corte Suprema de Justicia, a tono con lo expresado, afirmó que “Interpretar, estricto sensu, es auscultar, desentrañar, precisar y determinar el sentido jurídicamente relevante del negocio (cas. agosto 2711971 y julio 511983) el alcance de su contenido (cas. diciembre 1011999, exp. 5277) y la identificación de los fines perseguidos con su celebración para imprimirle eficacia final (cas. febrero 1812003, exp. 6806). Por lo mismo, la interpretación que se predica de los negocios jurídicos existentes, es ulterior a la existencia del acto dispositivo y, en rigor, consiste en establecer y precisar la relevancia normativa de su sentido conformemente a la “recíproca intención de las partes” (art. 1618, C.C.), de ordinario plasmada en las cláusulas, párrafos, condiciones o estipulaciones....” (Sentencia del 7 de febrero de 2008)62.

2. IMPORTANCIA, JUSTIFICACIÓN Y NECESIDAD INVARIABLE DE LA INTERPRETACIÓN DE LOS CONTRATOS. REPLANTEAMIENTO DE LA MÁXIMA LATINA: IN CLARIS NON FIT INTERPRETATIO.

Dada la consabida expansión del contrato en sus diversas manifestaciones en los últimos lustros, especialmente en la esfera de la llamada contratación predispuesta, signada por la presencia cada vez más extendida de los llamados contratos por adhesión y contratos de consumo y atendidas diversas realidades como la emergente de su celebración masiva e impersonal (comercio electrónico), en la que un simple “clic”, no obstante la distancia de miles de kilómetros en ocasiones existente entre oferente y aceptante, se torna suficiente para desencadenar plenos efectos jurídicos y en tiempo real, se constata que la dinámica del comercio nacional, transfronterizo e internacional, en general, descansa en el contrato, entendido como el prototipo de las “operaciones económicas”, cimiento de una economía de mercado, rectamente entendida, esto es debidamente inscrita en un “orden justo”, a la vez que un Estado social de derecho (arts. 1º y 2º, Constitución Política), en el que democráticamente se reconoce que “La actividad económica y la iniciativa privada son libres, dentro de los límites del bien común” (art. 333, ibídem).

Dicha realidad, de suyo acuciante y, por tanto, paladina, hasta el punto de traducirse en un hecho notorio, mutatis mutandis, corrobora la mencionada dinámica negocial contemporánea, al mismo tiempo que el granado momento por el que atraviesa el contrato, obviamente con las cautelas que prudencialmente demanda su acelerada expansión, en aras de no sacrificar —o socavar— la “justicia contractual”, en su sentido más omnicomprensivo y, en tal virtud, plenamente acorde con los intereses involucrados, no solamente en las llamadas relaciones simétricas o paritarias, sino también en las asimétricas, en las que, ab initio, no campea la igualdad de poderes negociales (poder de negociación y consecuentemente de configuración del contenido del negocio jurídico).

Lo anterior explica la trascendencia que en el mundo moderno reviste la interpretación de los contratos, con más veras cuando en la órbita negocial frecuentemente se habla de un “nuevo paradigma” u “orden contractual”, fruto de la convergencia de una serie de modalidades y tipologías contractuales que, por su floración y maduración ulteriores (siglos XX y XXI), algunos de ellos mencionados en líneas anteriores, no fueron objeto de desarrollo legislativo por parte de las codificaciones decimonónicas, incluida la chilena y colombiana, no obstante los avances registrados de cara a las pioneras, v.gr.: la francesa de 1804, gracias al proverbial laborío llevado a cabo por el sabio y codificador americano, Don Andrés Bello.

Así las cosas, teniendo en cuenta el creciente, casi esquizofrénico aumento de la masa contractual en la “posmodernidad” y del retorno puntual al escrito (contrato escrito), como una clara confirmación del surgimiento de un “neoformalismo” negocial (contratación predispuesta y de consumo, primordialmente)63, a lo que se suma la indiscutida proliferación de contratos atípicos, es evidente que día tras día la interpretación externa —o periférica— de los contratos se torna más necesaria, así sea cierto que los primeros llamados a realizar esta tarea sean los propios y genuinos contratantes (interpretación auténtica), con mayor razón cuando no es infrecuente que los celebrantes del contrato no plasmen su asentimiento de modo diáfano, impoluto, meridiano e inmaculado, siendo entonces común que, in casu, se abra paso más de una lectura alrededor del contenido negocial (antagonismo hermenéutico).

Al fin y al cabo, por excelencia, el contrato es el fruto de un auténtico proceso de “comunicación” entre las partes, con todo lo que ello envuelve en la praxis, en el que el lenguaje de las palabras y de los mismos hechos, según sea el caso, suele tener especial relevancia, tanto que del encuentro negocial (consentimiento), no en pocas ocasiones, sus artífices, pasan al desencuentro interpretativo y con él a la frustrante gestación de un conflicto o desavenencia, antítesis de lo que etimológicamente denota el término pacto, como ilustrativamente lo recordaba el propio ULPIANO en el marco del Derecho romano clásico, a cuyo tenor: “Pacto viene de pacción (de donde procede también el nombre de paz)” (Digesto, 2.14.1).

En este último sentido, la H. Corte Suprema de Justicia, avalando la autoridad inicialmente atribuida a las partes contratantes, a la vez que a las diversas vicisitudes que, en veces, emergen del ejercicio de esculpir el contenido contractual por escrito, manifestó con realismo que “...1.2. La aquiescencia expresada alrededor del negocio concertado por quienes intervinieron en él, queda por lo general condensado en el texto del documento suscrito por ellos, si ha habido lugar a él, ya sea porque la ley así lo dispuso, ora porque los mismos hayan decidido reducirlo a esa formalidad; en todo caso, cuando no hay soporte documental, por igual, las condiciones o características de lo convenido devienen refrendadas por los acuerdos verbales o anuencias expresadas; concertación que, de manera regular, resulta validada por uno y otro negociante en cada momento de ejecución o desarrollo del pacto ajustado. En esa perspectiva, sin duda, los primeros llamados a fijar el real y verdadero sentido de lo pretendido al expresar su voluntad, son sus autores, quienes han hecho explícito, de una u otra manera, su ánimo de contratar y asumen la ineludible misión de reseñar, al momento de perfeccionar el contrato, el objetivo buscado o, según las circunstancias, al ejecutarlo, patentizar paso a paso, con sus actuaciones, lo que quisieron, en verdad, componer.

1.3. No obstante, cuando de acuerdo escrito se trata, existen eventos en que, por diferentes circunstancias, vr. gr., deficiente formulación de los aspectos que recoge el contrato, utilización de términos que no corresponden al sentido original del asenso de las partes, la convicción por una de ellas de haber concertado sobre un tema diverso al que considera el otro contratante, forma y fechas de pago, etc., surgen discrepancias anejas a tales actividades que comportan, de manera inevitable, la implementación de algunos mecanismos o reglas interpretativas de esa relación contractual, procurando con ello, reconstruir el camino andado en función de desentrañar el verdadero querer de los convencionistas y, reluciente esa realidad, hacerla prevalecer por encima de cualquier otra situación, aún de su texto no obstante la aparente claridad. Eventos semejantes no resultan ser novedosos, sino, de frecuente ocurrencia...” (Sentencia del 28 de febrero de 2005).

Clara entonces la importancia creciente del contrato en los tiempos presentes, a la vez que el valor correlativo asignado a su interpretación en la actualidad, cumple validar que tal importancia sube de tono, habida cuenta que la communis opinio, incluida la jurisprudencia patria, entiende que el acto hermenéutico, en sí mismo considerado, no está circunscrito al advenimiento de la duda o la hesitación, o de la ambigüedad de una o varias de sus estipulaciones, como a menudo otrora se expresaba, para lo cual lapidariamente se traía a colación la distorsionada y sonora máxima, conforme a la cual in claris non fit interpretatio, la que denota que lo claro no se interpreta”, o expresado de otro modo, que allí donde hay claridad no hay espacio para la interpretación.

Hoy por hoy, en efecto, mayoritaria y acertadamente se tiene establecido que la interpretación de los contratos, de por sí, debe llevarse a cabo en todos los casos sometidos al conocimiento del intérprete, especialmente al juez —o árbitro—, y no sola o privativamente cuando se asome la duda, o la ambigüedad, puesto que la misión del hermeneuta, en la esfera de la heterocomposición, va más allá.

Además, bien se ha señalado que para poder arribar a la conclusión de si un texto es claro —o si por el contrario no lo es—, indefectible resulta que sea interpretado y, por ende, sometido a un proceso, vale decir a un recorrido plurifásico, al término del cual podrá concluirse si lo es o no. No en vano, la sentencia de claridad, o la de oscuridad, o la de ambigüedad, con arreglo a las circunstancias, forzosamente entraña un ejercicio hermenéutico integral —o pleno— (prius), el que a menudo trasciende de una sola cláusula (visión insular y aislada), hecho que ha conducido a que en la doctrina se pregone la “crisis del principio in claris non fit interpretatio”64.

Categórico, ciertamente, es el profesor argentino Fernando López de Zavalía, al indicar que “... se ha sostenido que las manifestaciones claras no necesitan interpretación, la cual por ende se circunscribiría a las oscuras y ambiguas. En esto hay un error. La interpretación en cuanto es captación de un sentido, existe siempre, por diáfana que sea la manifestación de voluntad. Será preciso algún esfuerzo, alguna aplicación de conocimientos y de experiencia, con los cuales no se nace”65.

A este mismo respecto, la Corte Suprema de Justicia colombiana, in extenso, rectificando posiciones anteriores de raigambre francesa, expresó sobre el alcance del artículo 1618 del Código Civil —alusivo a la prevalencia de la intención claramente conocida de los contratantes—, que ella “....no se supedita a aquellos casos en que las palabras usadas por los contratantes no son absolutamente claras y por tanto exigen que el intérprete ausculte la verdadera intención de aquellas, pues va más allá, como que muy a pesar de la claridad del texto contractual, si la voluntad común de las partes es diferente y se conoce, a ella hay que plegarse más que al tenor literal. No es por consiguiente de recibo pleno el brocardo “in claris non fit interpretatio”, que sugiere que si el sentido de las palabras usadas en el contrato es claro, no hay para qué mirar más allá, pues se substituiría la intención cierta de los contratantes por la incierta del intérprete; pero a no dudarlo es un presupuesto de secular aceptación del cual ha de partirse (...) dado que `cuando el pensamiento y el querer de quienes concertaron un pacto jurídico quedan escritos en cláusulas claras, precisas y sin asomo de ambigüedad, tiene que presumirse que estas estipulaciones así concebidas son el fiel reflejo de la voluntad interna de aquellos y que, por lo mismo, se toma inocuo cualquier intento de interpretación” (Sentencia del 5 de julio de 1983). Sin embargo, se repite que si se conoce la intención común, es ella la que prevalece sobre el tenor literal del contrato. Es menester precisar, además, que ese “sentido claro” de las palabras, como regla general, se refiere en primer término al sentido natural y obvio que ellas tienen en el lenguaje común y en el idioma castellano (a semejanza de lo que se prevé en materia de interpretación de la ley en el artículo 28 del Código Civil y se precisa en el artículo 823 del Código de Comercio), sin que por el mero hecho de que ese sentido sea claro, quede proscrita toda investigación de la intención común de las partes, pues puede ocurrir por ejemplo, que las palabras hayan tenido en el contexto espacio temporal en el que el contrato se discutió y nació, un sentido propio y distinto del general, natural y obvio, o que tengan diversas acepciones, o que sea equívoca una palabra determinada mirado el contexto del contrato, o que tenga un significado técnico preciso, o que de entrada al intérprete se le ofrezca, a más del texto claro, una intención común diversa de aquel. En fin, no ha de limitarse siempre el exegeta a una interpretación gramatical por claro que sea el tenor literal del contrato, pues casos hay en los que debe acudir a auscultar la intención común, de lo que han querido o debido querer los contratantes, sobre todo si se tiene en cuenta que es la voluntad interna y no la declarada la que rige la hermenéutica contractual…” (Sentencia de 1º de agosto de 2002)66.

Igualmente, en sentencia del 8 de febrero de 2008, terminantemente señaló la H. Corte Suprema que “...la interpretación del negocio jurídico, es necesaria no sólo respecto de cláusulas oscuras, ambiguas, imprecisas, insuficientes e ininteligibles, antinómicas y contradictorias o incoherentes entre sí o con la disciplina normativa abstracta o singular del acto, sino también en presencia de estipulaciones claras o diáfanas (in claris non fit interpretatio) y aún frente a la claridad del lenguaje utilizado, cuando las partes, una o ambas, le atribuyen un significado divergente, no siendo admisible al hermeneuta restringirse al sentido natural u obvio de las palabras, a la interpretación gramatical o exegética, al escrito del acto dispositivo documental o documentado “por claro que sea el tenor literal del contrato” (cas. civ. agosto 1º/2002, exp. 6907), ni “encerrarse en el examen exclusivo del texto del contrato…” (cas. civ. junio 311946, LX, 656)”.

3. LA INTERPRETACIÓN CONTRACTUAL EN EL ORDENAMIENTO JURÍDICO COLOMBIANO. ESBOZO NORMATIVO.

Grosso modo, importa manifestar que en el Derecho colombiano, a emulación de lo que de ordinario acontece —y ha acontecido— en el ámbito internacional continental (civil law, en el que se evidencia una acentuada tendencia a que en el campo codicístico los códigos civiles o de comercio se ocupen de la temática hermenéutica en sede del contrato, el Código Civil tiene reservado un título íntegro (XIII, del Libro cuarto, titulado “De la interpretación de los contratos”), contentivo de siete (7) artículos (1618 a 1624), en los que a su turno se encuentran inmersos diferentes principios y reglas, toda vez que es usual encontrar en una sola norma varios cánones, tal y como tiene lugar tratándose de los artículos 1621 y 1622, referentes a dos y a tres en particular, respectivamente.

Tales normas, sin perjuicio de la mejor factura que ellas exhiben en la actualidad (Código Civil), hunden sus raíces en la codificación francesa, de clara inspiración racionalista, a su vez tomadas de las obras cumbres de los célebres juristas del Derecho histórico francés, Jean Domat (16 reglas, Las leyes civiles en su orden natural), y R.J. Pothier (12 reglas, Tratado de las obligaciones), quienes por su parte habían bebido en las tonificantes aguas del Derecho romano clásico, en el que la estructuración de diversas reglas de acentuada trascendencia, amén de vigencia, estuvo a cargo de insignes jurisconsultos como CELSO, POMPONIO, PAULO y PAPINIANO, comprobándose que de vieja data la interpretación del contrato, en general, ha ocupado la atención del Derecho, específicamente de los legisladores, de la jurisprudencia y de la doctrina. Y así sigue aconteciendo, pues aún las más modernas legislaciones continúan preocupándose por esta temática, según tiene lugar, por vía de elocuente ejemplo, en la legislación argentina, en particular por parte de su nuevo Código Civil y Comercial, vigente a partir del 1º de agosto de 2015.

Otro tanto acontece con modernos instrumentos internacionales (Convención de Viena en materia de compraventa internacional de mercaderías, vigente en Colombia, y los Principios UNIDROIT), y con los proyectos de códigos y regulaciones de amplio espectro regional (principialística internacional del siglo XXI), según se confirmará en otros apartes del presente Laudo (Principios del Derecho Europeo de Contratos —Proyecto Lando—, Anteproyecto de Código Europeo de Contratos —Proyecto Gandolfi—, Marco Común Europeo de Referencia, etc.).

A su vez, en el campo legislativo nacional, el Código de Comercio, con arreglo al postulado de “integración normativa” imperante en el ámbito del Derecho privado, y en lo aplicable en el terreno del Derecho administrativo, tiene establecido en su artículo 822, que “Los principios que gobiernan la formación de los actos y contratos y las obligaciones de derecho civil, sus efectos, interpretación, modo de extinguirse, anularse o rescindirse, serán aplicables a las obligaciones y negocios jurídicos mercantiles, a menos que la ley establezca otra cosa (se destaca). Y el artículo 13 de la Ley 80 de 1993, por la cual se expidió el vigente “Estatuto General de Contratación de la Administración Pública”, dispone que “Los contratos que celebren las entidades a que se refiere el artículo 2º del presente estatuto se regirán por las disposiciones comerciales y civiles pertinentes, salvo en las materias particularmente reguladas en esta Ley” (se destaca), disposiciones dentro de las cuales obviamente se encuentran las atinentes a la “interpretación de los contratos”, que son las inmersas en los precitados artículos 1618 a 1624 del mencionado Código Civil, en conexión íntima con el Código de Comercio y demás normas aplicables.

En consecuencia, gracias a la remisión efectuada tanto por la legislación mercantil (Código de Comercio), como por la legislación administrativa (Ley 80 de 1993), será menester auscultar y también aplicar la normatividad civil y comercial colombiana, muy especialmente los preceptos consagrados en los aludidos artículos 1618 a 1624 y demás normas concordantes. De ahí que desde la perspectiva normativa, sea el régimen civil el llamado primordialmente a guiar la hermenéutica contractual, no sólo en los contratos civiles, sino también en los comerciales y en los administrativos, salvo que mediare norma especial, en sí misma encaminada a ser aplicable de preferencia.

Ello no se opone a que, en lo suyo, igualmente se apliquen disposiciones complementarias que contribuyan a fijar el contenido y el significado de las estipulaciones contractuales, tal y como sucede con los artículos 904 del Código de Comercio y 3º de la Ley 80, los que en su orden establecen:

Artículo 904, Código de Comercio: “El contrato nulo podrá producir los efectos de un contrato diferente, del cual contenga los requisitos esenciales y formales, si considerando el fin perseguido por las partes, deba suponerse que éstas, de haber conocido la nulidad, habrían querido celebrar el otro contrato” (se destaca).

Y artículo 3º, Ley 80 de 1993: “De los Fines de la Contratación Estatal. Los servidores públicos tendrán en consideración que al celebrar contratos y con la ejecución de los mismos, las entidades buscan el cumplimiento de los fines estatales, la continua y eficiente prestación de los servicios públicos y la efectividad de los derechos e intereses de los administrados que colaboran con ellas en la consecución de dichos fines. Los particulares, por su parte, tendrán en cuenta al celebrar y ejecutar contratos con las entidades estatales que....colaboran con ellas en el logro de sus fines y cumplen una función social que, como tal, implica obligaciones” (se destaca).

Finalmente, no huelga mencionar que, atendido el carácter normativo de la Constitución colombiana (art. 4º), al igual que su acentuado cometido tuitivo, en general, será indispensable releer las normas civiles de “interpretación de los contratos” (art. 1616 a 1624) en clave constitucional, en aras de hacer tangibles los postulados que, en lo pertinente, atañan a la materia sub examine, estrecha e inexorablemente vinculadas con numerosas de sus disposiciones y, sobre todo, con los postulados basilares que rigen en el ámbito de los contratos, específicamente en sede de la “iniciativa privada” (art. 333), y en el campo de la protección a los sujetos más frágiles y vulnerables de la relación jurídica (art. 13), todo en procura de asegurar un “orden justo” (art. 2º) y el respeto por la dignidad humana (art. 1º), entre otros elevados propósitos.

En este terreno, como corolario del llamado “Derecho civil constitucional”67, se hace patente la aplicación de principios de acerada relevancia orgánica y funcional, por vía de diciente ejemplo el principio de la buena fe que, constitucionalizado, expressis verbis, adquiere mayor fuerza y, de paso, un resonante eco que redobla su importancia en la órbita de la interpretación del contrato, el que bien se sabe debe interpretarse con sujeción a la buena fe, según se desprende del artículo 83 de la Constitución, el que sirve entonces de sólida apoyatura para ampliar las fronteras de los artículos 1603 del Código Civil y 871 del Código de Comercio, los que se ocupan, en su orden, de sublimar el papel desempeñado por la bona Pides en la “ejecución del contrato”, y en su “ejecución y celebración”, sin hacer mención explícita a la interpretación, tal y como modernamente lo hacen otros regímenes y codificaciones, pese a que, bien contextualizado, cuando se alude a la ejecución del contrato, ha de entenderse que en esta expresión se encierra igualmente la relativa a su “interpretación”.

Sin embargo, en guarda de evitar discusiones estériles, hoy resulta indiscutible que en el Derecho colombiano la interpretación del contrato, en desarrollo del citado artículo 83 de la Carta Magna, predicable no sólo de las actuaciones de los particulares, sino también de las autoridades públicas, es palmario que debe hacerse con apego al postulado o principio rector de la buena fe, so pena de infringir un canon de estirpe constitucional, y una de las directrices que más vigencia reviste en el Derecho comparado, consciente del estelar rol que él desempeña en el moderno Derecho de contratos, muy especialmente en la esfera de la interpretación negocial, alrededor del cual retornará el Panel arbitral.

4. CARÁCTER VINCULANTE DE LAS NORMAS JURÍDICAS ATINENTES A LA INTERPRETACIÓN EN EL DERECHO NACIONAL. RECHAZO A SU ENTENDIMIENTO COMO MEROS CONSEJOS O RECOMENDACIONES AL INTÉRPRETE.

Esclarecido que de antiguo en el Derecho existen principios, cánones y reglas vertebrales que gobiernan la interpretación de los contratos, y corroborado el especial interés que en este campo suelen tener la jurisprudencia y la doctrina, importa anotar que en la hora de ahora, sin perjuicio de la polémica existente en el pasado, prima la tesitura encaminada a determinar que los preceptos o disposiciones que de ella se ocupan, son arquetípicas normas jurídicas, a la par que normas de carácter vinculante para el intérprete, especialmente para los jueces que, de acuerdo con el artículo 230 de la Carta Política, “....en sus providencias, sólo están sometidos al imperio de la ley”, imperio que emerge del propio articulado de la codificación civil y de la misma valía y teleología del acto interpretativo, según lo refrenda la mejor doctrina, y la jurisprudencia colombiana actual, sin desconocer que en naciones como Francia campea una posición divergente, aunque con reservas de algunos autores, al igual que sucedió en Colombia, en el pasado.

En este orden de cosas, se ha entendido que el plexo normativo en referencia, sin ambages, se traduce en un auténtico sistema que, por su arquitectura, ilación y logicidad68, no puede ser inobservado, a pretexto de la fijación de otras reglas o postulados inspirados en consideraciones extrañas y ajenas a él, o de la alteración inconsulta del orden intrínseco y mínimo que rige la interpretación, entendida como inequívoco proceso, en sí mismo reglado en lo esencial, según se reseñó. De ahí que se consideren estas normas como vinculantes para el intérprete y, por ende, de obligatoria observancia, so pena de quebrantar el ordenamiento positivo, que no es discrecional, o sometido a su mero arbitrio.

Muy por el contrario, el conjunto de principios y reglas en comento, dada la grandilocuencia asignada a la interpretación negocial, a lo que se agrega la insoslayable relevancia de los intereses en conflicto, debe ser celosamente acatado, pues de otro modo los controles judiciales debidamente entronizados en sede procesal, estarían llamados a ser aplicados (recursos ordinarios y extraordinarios, v.gr.: la apelación y la casación, respectivamente), no siendo de recibo aquella postura que tiende a fijarles una naturaleza diversa, esto es la de meras recomendaciones, o simples consejos, olvidando su genuina esencia, morfología y talante.

En esta misma dirección, con rotundidad, el ya citado profesor alemán E. Danz, pone de manifiesto que “Las reglas interpretativas, cuando se contienen en las Leyes del Estado, tienen evidentemente el carácter de leyes, de normas jurídicas como todas las demás leyes....Pero lo que no puede admitirse es que se afirma que su aplicación depende del libre arbitrio del juez; es tanto como decir que la ley crea normas y al propio tiempo las deroga retirándoles su fuerza coactiva....no cabe la menor duda que el juez, si no aplica esos preceptos, comete una infracción de la ley, ni más ni menos que si dejase de aplicar otro precepto cualquiera del Código”69.

El mismo criterio, respecto al Código Civil de autoría de Don Andrés Bello, es expresado por el conocido autor chileno, Don Luis Claro Solar, quien no duda en afirmar que el legislador “...quiere, pues, que la voluntad de las partes sea respetada y estrictamente observada; y por lo mismo, que las convenciones sean religiosamente cumplidas. Con este fin ha dictado reglas de interpretación que el juez debe observar. No ha dejado entregada la interpretación de las convenciones a la arbitrariedad judicial; no ha dado al juez simples consejos para ilustrar su criterio en esta interpretación; sino que le ha fijado reglas que está obligado a observar y que, hallándose consignadas en preceptos legales, no pueden ser infringidas sin incurrir en una violación de la ley que pueda y deba ser corregida por la vía de la casación”70.

Por su parte, como se anunció, la jurisprudencia vernácula vigente, en sí misma refractaria al reconocimiento de consejos o simplemente recomendaciones —o `recetas”— por parte del legislador, entre otras razones por cuanto la ley no asesora, no recomienda o no receta, es desde hace algunas décadas perentoria en reconocerle fuerza vinculante al haz de normas que se encargan de disciplinar la interpretación de los contratos.

Es así como en su momento enfatizó que “La jurisprudencia de la Corte que calificaba las reglas contenidas en el título 13 del libro 4º del Código Civil como simples consejos del legislador a los jueces, no como normas sustanciales susceptibles de quebranto denunciable en casación, ha sido revaluada en varios fallos dictados por esta superioridad a partir del 23 de febrero de 1961, en los cuales se ha declarado que las referidas reglas de interpretación contractual no son meros consejos del legislador, sino verdaderas normas de obligatoria aplicación por parte de los jueces; que, si bien es cierto que ellas no tienen índole sustancial, puesto que no confieren derechos subjetivos ni imponen obligaciones civiles propiamente dichas, sí son preceptos instrumentales “que señalan las nociones, factores y conceptos que el juez ha de tener en cuenta para descubrir la intención de las partes contratantes, para apreciar la naturaleza jurídica de las convenciones y para determinar los efectos de éstas y, en fin, que la violación de tales normas de hermenéutica es denunciable en el recurso extraordinario, dentro del ámbito de la causal primera, en cuanto dicha violación conduzca al quebranto de otras leyes que sí sean sustanciales, como son las que regulan la naturaleza del contrato en cuestión y los efectos que le son propios, o sea, dicho con otras palabras, que las reglas de interpretación de los contratos, conjugadas con otras normas verdaderamente sustanciales, entran a formar con estas una proposición jurídica que, de ser completa y de resultar quebrantada por el sentenciador, determinan la casación del fallo respectivo” (Sentencia del 16 de diciembre de 1968).

De la misma manera, en la presente centuria la Sala de Casación Civil de la Corte Suprema ha tenido ocasión de reiterar análoga conclusión, particularmente respecto de la áurea regla, mejor principio rector de la búsqueda de la intención de los contratantes. Y lo ha hecho en los siguientes términos conclusivos: “En el caso del artículo 1618 del Código Civil, es cierto que se trata de una norma jurídica, en cuanto recoge la voluntad del legislador de sujetar la interpretación de los contratos a una determinada regla fundamental —o cardinal— y principalísima....Con otras palabras, frente a una específica situación de hecho (que se conozca con claridad el designio común de quienes son parte en un contrato), la ley estableció una consecuencia jurídica concreta (hacer prevalecer ese propósito, por sobre el texto de las palabras)”.

“Pero no es menos cierto que esa norma, en sí misma considerada, no consagra ningún derecho subjetivo, ni gobierna relación jurídica alguna, stricto sensu, en tanto se limita a establecer un punto de partida de todo ejercicio hermenéutico que quiera adelantarse en relación con un contrato, siendo claro que dicha disposición, lo mismo que las demás contenidas en el Título X III del libro 4 del Código Civil, no son meros consejos, pautas o simples recomendaciones para el intérprete, sino verdaderos mandamientos de los que éste, a su arbitrio, no se puede separar, pues, de un lado, no es propio del legislador —ni inherente a su tarea— aconsejar o dar sugerencias y, del otro, se trata de un conjunto de reglas expedidas por el legislador para gobernar, de manera general, los conflictos suscitados con ocasión del entendimiento de un contrato...Así las cosas,...se reconoce el carácter de norma jurídica del artículo 1618 del Código Civil y, como tal, su fuerza vinculante...” (Auto del 16 de diciembre de 2005, Exp. 1101-31-03-018-1998-01108-01).

5. SISTEMAS O MÉTODOS DE INTERPRETACIÓN DE LOS CONTRATOS. EXPERIENCIA Y PROYECCIÓN NACIONAL E INTERNACIONAL.

Uno de los temas más explorados en el Derecho privado, no por ello coincidente, amén de pacífico, es el que concierne a los llamados sistemas, métodos, criterios, o simplemente maneras de interpretar los contratos, con miras a esclarecer, a través de cualquiera de ellos, en esencia, el contenido y fijar el significado real de sus estipulaciones, en lo pertinente, entendidas como un todo (in globo).

En términos latos, sin perjuicio de otras denominaciones, se han estructurado dos sistemas o métodos, que a menudo se solían presentar —y proyectar— como opuestos, aun cuando delanteramente hay que reconocer que en este campo la Ley, la doctrina y la jurisprudencia comparadas han realizado loables esfuerzos encaminados a conciliar sus diferencias y a reconocer, en lo toral, que cada uno tiene virtudes y que, por tanto, en lo suyo, le aportan y enriquecen el proceso hermenéutico.

De allí que, sin obviar el radicalismo de uno que otro sector, especialmente en el pasado, hoy en todo caso de menor fuerza, se constata una arraigada tendencia orientada a que el acto hermenéutico, en lo aplicable, se nutra de ambos, puesto que lo trascendente no es cuál de ellos desplaza al otro, o cual lo eclipsa, sino como dotar al intérprete de mejores y fiables elementos de juicio que le permitan llevar a cabo su nobile officium, de una cabal manera, según se pinceló en otro aparte.

Al fin de cuentas en esta temática, al igual que sucede en otras, lo relevante es sumar, y no restar, máxime si lo que está en juego son legítimos intereses y prerrogativas negociales, en línea de principio dignos de celoso respeto y sereno escrutinio.

Tales métodos son el subjetivo y el objetivo, los que se anticipa convergen sucesivamente —que no indistintamente— en el Derecho colombiano, habida consideración que el sistema del Código Civil patrio, descansa en ellos, en cuyo caso los principios y reglas hermenéuticas consignadas en los artículos 1618 a 1624, incluido el artículo 83 de la Carta Política, se inscriben en uno de los mismos, de suerte que se alude a principios y a reglas de naturaleza objetiva, o de naturaleza subjetiva, confirmándose que el monopolio interpretativo, a ultranza, no puede reclamarlo un sólo sistema, pues es necesaria su articulación y de contera combinación, en más de un supuesto, naturalmente en función del respectivo casus.

Sumariamente, el llamado método subjetivo, de especial importancia en las legislaciones de origen romano-francés como la civil chilena y colombiana, propende por la búsqueda y, en forma correlativa, por el hallazgo de la intención de los contratantes, o como frecuentemente suele expresarse de la común intención de los celebrantes del contrato, ratio cardinalis del mismo, como quiera que los contratos, desde una perspectiva etiológica, hunden sus raíces en la voluntas de ambas partes (voluntas spectanda), puntualmente en el encuentro de sus voluntades (consentimiento), las cuales deben ser rastreadas y ulteriormente recreadas por el intérprete, a quien se le ha atribuido tan encomiable misión, enmarcada por algunos en un típico “poder-deber.

A dicho sistema, entre otras denominaciones, también se le conoce con el nombre de “sistema voluntarista”, por hacer hincapié, justamente, en el prenombrado elemento volitivo, su centro de gravedad, y también como “sistema clásico” o “histórico” (reconstructivo), por las mismas razones, a las que se agrega un argumento adicional de autoridad: la milenaria referencia a la intención común de las partes, presente en el Derecho romano y en el Derecho histórico francés, y luego, para abreviar el excursus, en las codificaciones de los siglos XIX y XX —y aún en las del XXI, con matices—, como se realzará.

Según lo memoran los profesores Alex Weill y Frangois Terré, el método clásico, “...inspirado por la teoría de la autonomía de la voluntad de las partes, hace del juez un servidor de la voluntad de las partes. Interpretar es determinar el contenido del contrato. Dicho contenido, es el producto de la voluntad de las partes que lo han creado. Tal es de otra parte la regla consignada en el artículo 1156: “Se debe en las convenciones buscar cuál ha sido la común intención de las partes contratantes antes que detenerse en el sentido literal de los términos”71.

El sistema objetivo, a su turno, no descansa en la referida búsqueda de índole subjetiva (voluntad interna o real), sino que se asienta en la voluntad declarada, es decir en la que emerge de las declaraciones de voluntad, desde una perspectiva externa, razón por la cual en esta postura la declaración en cuestión se traduce en su epicentro, toda vez que ha de estarse a lo declarado, y no necesariamente a lo presuntamente querido. De allí que dejando de lado el rastreo interno (psicológico), sólo se interese en lo tangible, en lo visible, a partir de lo efectivamente declarado y cognoscible, juicio de valor que debe hacerse a partir de lo que, en principio, desde la periferia del contrato, in abstracto, consideraría una persona razonable (hombre razonable), en función del ambiente social en el que se formularon las declaraciones en comentario.

Como lo anota el profesor chileno Jorge López Santamaría, en este sistema o método, hijo de la reacción germana a la postura voluntarista de corte neo-francés, “Hasta los últimos años del siglo XIX, el derecho alemán —al igual que el francés— permaneció fuertemente subjetivo. La voluntad interna de los individuos era elemento decisivo en la estructura y funcionamiento de muchas instituciones. Luego, bajo la influencia de la doctrina, el Código Civil [alemán] que comenzó a regir en 1900 (B.G.B.), en su texto como en su aplicación posterior, modificó dicha corriente psicológica: la Erklarungstheorie” arrebató el lugar preponderante a la “Willenstheorie”, abriéndose paso “...la elaboración de un sistema objetivo según el cual las convenciones deben interpretarse no en función de la voluntad interna de las partes, sino que conforme al sentido normal de la declaración, conforme al que les atribuiría un hombre honesto y razonable”72.

Según se aprecia, en ambas visiones subyace una ríspida pero anodina —y mal planteada— controversia alrededor del rol de la voluntad, protagonizada por las conocidas tesituras voluntaristas, de un lado, y declaracionistas, del otro, en las que se hacen prevalecer la voluntad interna o real, y la voluntad declarada, respectivamente.

Y se dice que es anodina, pues en puridad ni se puede hacer tabla rasa de la intentio en el campo negocial, mejor de la communis intentio (percutor kifis), ni tampoco, per se, y en todos y cada uno de los casos, del contenido de lo externamente declarado (declaración de voluntad), lo que explica que un adecuado balance entre una y otra postura, despojadas de innecesarios radicalismos e incendiarios epítetos, luce ciertamente aconsejable, así sea cierto que un ordenamiento determinado haga más énfasis en uno y en otro, como tiene lugar en el Derecho francés, en el italiano, en el español, en el chileno, en el argentino, en el colombiano, etc., en los que no puede soslayarse que el método subjetivo, con convenientes apostillas fruto de la evolución connatural del tráfico jurídico tiene especial vigencia, no sólo en lo que a la estructuración normativa se refiere, sobre todo a partir del aludido artículo 1618 del Código Civil, sino también de la jurisprudencia, la que en diversas ocasiones ha proclamado, aún el siglo XXI, que en el Derecho nacional es “...la voluntad interna y no la declarada la que rige la hermenéutica contractual” (Sentencia del 1º de agosto de 2002)73, lectura acorde con otros fallos del siglo XX, entre ellos en el que se expresó que “…da interpretación consiste en averiguar la real intención de los contratantes” (Sentencia del 12 de junio de 1970)74.

Expresado en otros términos, en estado de máxima pureza, hoy no es de recibo llevar a cabo la exigente tarea hermenéutica con apego exclusivo a un sólo sistema o método, en sí mismo insuficiente para poder desentrañar, de manera invariable, esto es en todos los casos, el contenido y el significado contractuales, como si la totalidad de las hipótesis hermenéuticas fueran idénticas, cuando no lo son, como lo atestiguan las máximas de la experiencia.

Bien ha expresado el profesor español Federico de Castro y Bravo75 que la interpretación “...no permite por sí misma limitar los datos utilizables, pues se impone la finalidad de lograr ese resultado con la máxima probabilidad. Las restricciones suponen, en cambio, limitar la materia utilizable para la interpretación”, siendo entonces equilibrado y prudente no excluir a priori las bondades emergentes de ambos sistemas o métodos, entre otros motivos por la potísima razón de que el intérprete, al margen de consideraciones puramente dogmáticas76, debe honrar su sacro ministerio, sin renunciar para ello a confiables instrumentos que, en el caso juzgado, le permitan arribar a una mejor conclusión, en lo posible a tono con lo pretendido genuina y honorablemente al momento de la conclusión y de la ejecución del contrato, con los intereses y expectativas legítimas de las partes, con la confianza racional suscitada en ellos y con la finalidad práctica atribuida al tipo contractual convenido, entre otros factores —o criterios— a ponderar de índole extratextual, v.gr.: la buena fe, las circunstancias del caso, in concreto, la razonabilidad, hoy por hoy de aquilatado valor, etc.77.

En esta misma dirección, los profesores Luis Díez-Picazo y Antonio Gullón B., en forma diáfana, expresaron sobre la conveniencia de apoyarse en uno u otro sistema, naturalmente cuando resultaré ello procedente, que “...la interpretación negocial es una función de gran amplitud que no debe desestimar ningún criterio (interpretación objetiva y subjetiva) para su desarrollo. Sería totalmente arbitrario fijar el contenido negocial, su relevancia jurídica, de acuerdo con el significado que adquiera la declaración de voluntad para el ambiente y la conciencia social (interpretación objetiva), prescindiendo precisamente de la consideración de que el negocio es regla de determinada situación (compraventa, arrendamiento, etc.) entre las partes, normativa de sus intereses. Al negocio, en consecuencia, habrá que atribuir el significado correspondiente a la intención común de aquéllas en el momento que se concluya (interpretación subjetiva). El método de interpretación objetivo es complementario o subsidiario del subjetivo”78.

De igual manera, cumple observar que esta concurrencia metodológica es de plena aceptación en otros regímenes jurídicos, por vía de ilustración en Italia, puesto que como lo confirma el profesor Francesco Messineo, si “...interpretar el contrato significa y vale como indagar la “intención (voluntad) común de las partes, como lo expresa el artículo 1362..., o más exactamente, la sustancia o el contenido efectivo de tal voluntad común..., las normas sobre la interpretación del contrato deben distribuirse en varios grupos, según se orienten a la investigación de la intención común concreta de las partes o que ayuden a eliminar dudas, ambigüedades o situaciones análogas... Los artículos 1362-1365 disciplinan la que ha sido llamada interpretación subjetiva o histórica (o en concreto) del contrato; los artículos 1362-1365 disciplinan lo que ha sido calificado como [interpretación] objetiva del contrato. Importa advertir de inmediato que la relación o jerarquía establecida entre los dos grupos, es de subordinación lógica del segundo al primero. Dicho de otro modo, el intérprete puede recurrir al subsidio de las reglas de interpretación objetiva, sólo cuando no pueda reconstruir sin dudas la intención común concreta, es decir solamente cuando se vea precisado por la imposibilidad recién señalada....”79.

Lo propio sucede en relación con el Derecho colombiano, en el que como se observará en el numeral siguiente, buena parte de la arquitectura hermenéutica descansa en la regla cardinal o principio rector plasmado en el artículo 1618 del Código Civil, conocido como el principio de la intencionalidad, o de la intención de los contratantes, o de la común intención de las partes, a secas, principio este que ha sido estimado como “principal” por la jurisprudencia y la doctrina, y como expresión adamantina del sistema subjetivo, anclado y comprometido con la referida búsqueda y exploración.

No obstante, una somera revisión de las reglas o cánones inmersos en el título XIII del Libro 4º del Código Civil, confirma que no todas o todos son de naturaleza subjetiva, en razón de que son diversos y significativos los preceptos de estirpe objetiva, según tiene lugar tratándose, ad exemplum, del artículo 1620 del Código Civil, atinente a la regla de la conservación de los efectos útiles del contrato, o al artículo 1621, relativo a la interpretación naturalística o fundada en la naturaleza del contrato, o en fin, sólo para citar otro ejemplo, con el artículo 1624 del Código Civil, alusivo a la denominada regla contra preferentem —o contra stipulatorem—.

Otro tanto sucede, en la órbita supralegal, con el artículo 83 de la Constitución Política, referente al principio general de la buena fe, hoy constitucional, con todo lo que ello supone, sin que por ello sea aplicable única y exclusivamente cuando no sea posible el hallazgo de la común intención. No en vano, la buena fe, es “solar” y, por lo tanto, de amplio espectro —y proyección—. Cosa diferente es que la buena fe, es la regla, ocupe un papel protagónico en punto tocante con la fijación objetiva del contenido y del significado contractuales, caso en el cual fungirá como brújula para el intérprete en sede de la metodología objetiva (sistema objetivo de interpretación).

No son pocas entonces las pautas, las reglas o las manifestaciones objetivas en el terreno hermenéutico en Colombia, siendo dable entonces expresar que el sistema interpretativo patrio está conformado por el tejido de principios y reglas de índole subjetiva, y también objetiva que, conforme a cada caso concreto, tendrán cumplida y gradual cabida, naturalmente sin olvidar que, en línea de principio, la metodología llamada primeramente a ser atendida es la subjetiva (art. 1618, C.C.), sin perjuicio de que si la anunciada búsqueda de la intención de los contratantes resulta frustránea y, por ende, estéril, o el ejercicio se torne claramente endeble, poroso, forzado, o hasta aventurado e inverosímil, podrá válidamente acudirse a las reglas que, con carácter subsidiario, como lo ha corroborado la jurisprudencia nacional, sean objetivas, es decir que no atiendan a consideraciones de raigambre volitiva.

De ese modo, secuencialmente, deberá procederse: primero en la órbita subjetiva, y luego, in casu, en la objetiva, en la que se itera que la buena fe, y criterios como el de la razonabilidad hermenéutica (hombre razonable), como el del entorno —o clima— social, entre otros, podrán ser determinantes, en aras de que el contrato sea finalmente interpretado, que es la tarea asignada al intérprete, quien debe contar con diversos instrumentos y métodos para ello, los que han sido estructurados con arreglo a una lógica, a un protocolo y a un orden preestablecido (sistema), llamado a imperar.

Mal se haría entonces cuando el intérprete, so pretexto de la fuerza y vigencia del citado sistema subjetivo, se atrinchera ciegamente en las normas de la misma catadura, negándole acceso ulterior a las de temperamento objetivo (sub conditione), a sabiendas que unas y otras, stricto sensu, conforman el plexo hermenéutico, rectius el sistema interpretativo colombiano, que es dual o binario, rectamente entendido, a fuer que secuencia”, según se pincelará de nuevo.

Y mal se procedería, a su turno, cuando en la hipótesis contraria el hermeneuta, sin ninguna fórmula de juicio, y sin ninguna consideración al respecto, se afinca en reglas esencialmente objetivas, sin siquiera haberse preocupado de las subjetivas, conociendo que el sistema interpretativo en Colombia descansa en él, según se expresó, tal y como tiene lugar en el Derecho comparado, por regla general, alteración del orden exploratorio que podría suscitar severas distorsiones, no sólo funcionales, sino jurídico-sustantivas, en atención a que el resultado hermenéutico podría resultar por completo alejado de la realidad contractual, etiológicamente considerada y, por consiguiente, divorciado de lo realmente pretendido por las partes contratantes.

De lo anteriormente expresado se confirma, ello es importante, que el hermeneuta no puede caprichosamente entresacar principios y reglas a su antojo, puesto que es medular tener en cuenta, dada la anunciada existencia de un prototípico sistema reglado, que en principio los “...métodos de interpretación no intervienen acumulativamente, sino alternativamente”80, como lo revela el profesor R. Sacco, con el propósito de seguir un preestablecido orden: primero el subjetivo, y luego, según las circunstancias, el objetivo, sin que ello se oponga a que, en ocasiones, sólo a título corroborante, luego de culminado un ejercicio, se pueda hacer el otro, lo que podría contribuir, ad latere, a hacer más robusta —convincente y pedagógica— la conclusión, de por sí ya validada jurídicamente con arreglo al método aplicable —y vinculante—, en este supuesto el subjetivo.

Tan cierto será lo anterior, que en el campo normativo extra código, el artículo 8º de la Convención de Viena del año 1980, relativa a la compraventa internacional de mercaderías, convención que fue adoptada expresamente por Colombia en virtud de la Ley 518 del 4 de agosto de 1999 —y promulgada por el Decreto 2826 del 21 de diciembre 2001 “...por el cual se promulga la “Convención de las Naciones Unidas sobre los Contratos de Compraventa Internacional de Mercaderías”, hecha en Viena el once (11) de abril de mil novecientos ochenta (1980)”—, elocuentemente dispone:

“A los efectos de la presente Convención, las declaraciones y otros actos de una parte deberán interpretarse conforme a su intención cuando la otra parte haya conocido o no haya podido ignorar cuál era esa intención. Si el párrafo precedente no fuera aplicable, las declaraciones y otros actos de una parte deberán interpretarse conforme al sentido que les habría dado en igual situación una persona razonable de la misma condición de la otra parte”, preceptiva esta que reafirma la conclusión ya esbozada, a cuyo tenor el Derecho colombiano no es refractario a la convergencia de principios y reglas subjetivas, y objetivas de interpretación contractual que, trascendiendo toda polémica, sólo persiguen dotar al intérprete, especialmente al juez, de múltiples y variopintos instrumentos que aseguren —de mejor manera— su exigente y medular labor.

Finalmente, a vuela pluma, hay que reconocer que esta confluencia alternativa entre ambos sistemas, en lo pertinente, es la constante en los diversos textos contentivos de los más decantados proyectos e instrumentos internacionales, pues aunque el tema tangencialmente será abordado ex novo a continuación, se anticipa que el artículo 5:101 de los modernos Principios del Derecho Europeo de Contratos (Proyecto Lando), es meridiano al estatuir: “Reglas generales de interpretación. (1) El contrato se interpreta de acuerdo con la intención común de las partes aunque difiera del significado literal de las palabras....si no puede establecerse la intención [la intención común de las partes], el contrato se interpreta de acuerdo con el significado que personas razonables en situación semejante a las partes, le hubieran atribuido en las mismas circunstancias”.

Lo mismo sucede con los afamados Principios UNIDROIT sobre los contratos comerciales internacionales del año 2010, los que a la altura del artículo 4.1, titulado `Intención de las partes”, son perentorios al disponer que: “(1) El contrato debe interpretarse conforme a la intención común de las partes. (2) Si dicha intención no puede establecerse, el contrato se interpretará conforme al significado que le habrían dado en circunstancias similares personas razonables de la misma condición que las partes”, criterio éste seguido por otros proyectos, e incluso por el recientemente reformado Código Civil francés (Ordenanza 2016 del 10 de febrero de 2016), que en su artículo 1188 lo adoptó expresamente, como se señalará más a espacio en el siguiente numeral.

6. VIGENCIA E IMPORTANCIA DEL ESCRUTINIO DE LA INTENCIÓN DE LOS CONTRATANTES EN EL PROCESO DE INTERPRETACIÓN. CONSAGRACIÓN, DESARROLLO Y ESTADO ACTUAL DE ESTE PRINCIPIO RECTOR.

Íntimamente vinculado con la temática que antecede, como se anticipó en precedencia, se encuentra el tema de la vigencia e importancia del escrutinio o búsqueda de la intención de los contratantes, en un todo de acuerdo con lo preceptuado por el artículo 1618 del Código Civil, el que en estrictez se erige en el corazón del sistema hermenéutico colombiano, según sucede, en lo pertinente, en otras latitudes en las que prima y rige el mismo principio rector.

En efecto: el artículo en cita, es del siguiente tenor: “Conocida claramente la intención de los contratantes, debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras”, norma que, desde un ángulo genético, a la par que histórico, encuentra su manantial en el ordenamiento chileno, y a su vez, más remotamente, en el Código Civil francés, a su turno tributario de los señeros aportes de Jean Domat (Siglo XVII) y R. J. Pothier (Siglo XVIII), conforme se bosquejó previamente.

Es así como el artículo 1560 del Código chileno, de factura de Don Andrés Bello, reza: “Conocida claramente la intención de los contratantes debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras”, y el Código Civil francés, en su artículo 1156 original, prescribió: “Se debe en las convenciones buscar cuál ha sido la común intención de las partes contratantes antes que detenerse en el sentido literal de los términos”.

Por su parte, la octava y la novena reglas de Domat, por lo demás muy dicientes —y futuristas—, manifiestan que, “...la convención se explica o interpreta por la común intención de las partes”, y “...Si la intención común de las partes no se descubre por lo expresado por ellas, y no se puede establecer por los usos del lugar o de las personas que han celebrado la convención, o por otras vías, será necesario atenerse a la que resulte más admisible, conforme a dichas vías”81.

Y la primera regla de Pothier, a su vez, expresa que “...debe buscarse en las convenciones cuál ha sido la común intención de las partes contratantes, mejor que no el sentido gramatical de los términos”82.

De este artículo 1618 del Código Civil, refrendando su linaje, la propia Corte Suprema de Justicia lo ha elevado a “norma suprema”, ‘cardinal directriz” y regla ‘basilar” (Sentencias del 5 de septiembre de 1930, del 5 de julio de 1983 y 28 de febrero de 2005), entre otras acepciones indicativas del sitial que ocupa en sede del sistema interpretativo.

Confirman el mismo aserto, el profesor y Ex Magistrado de la Corte Suprema de Justicia, Guillermo Ospina F., quien en asocio del también profesor Eduardo Ospina A., en su momento afirmaron que el artículo 1618, se erige en el “...principio es el que gobierna e inspira todas las reglas consagradas por el Código sobre la interpretación propiamente dicha de los actos jurídicos”83.

De lo anterior se desprende que los artículos 1619 y siguientes del Código Civil, que comparten el mismo título de la codificación (Título XIII) y que resultan igualmente significativos, son considerados normas complementarias, instrumentales, o especiales, puesto que como lo ha expresado la Corte Suprema en adición al 1618, “...sienta el Código Civil otras de alcance más o menos restringido, si se quiere secundarias” (Sentencia del 14 de septiembre de 2008), que se orientan a escoltar, en lo aplicables, el principio áureo entronizado en el artículo 1618, brújula del sistema colombiano en materia interpretativa.

Así las cosas, es claro entonces que en el Derecho patrio la búsqueda de la intención de los contratantes —y no la de uno de ellos, única o exclusivamente—84, o de la “común intención” de las partes como igualmente se expresa —así sea cierto que el Código Civil Chileno y el colombiano no siguieron plenamente en este aspecto al Código francés sino a la máxima acuñada por PAPINIANO, como se mencionó—,85 se convierte en el norte de la labor hermenéutica, para lo cual el intérprete competente no deberá ahorrar ningún esfuerzo, ni desechar ningún instrumento enderezado racionalmente a la obtención del indicado fin, máxime cuando dicho precepto, en particular su contenido, resulta indefectiblemente vinculante para el juez, según tiene lugar con las normas jurídicas que gobiernan la interpretación de los contratos, que no son adornos, consejos o meras recomendaciones, como ya se expresó, en especial el artículo 1618, que es eje de todo el sistema, aunado al artículo 83 de la Constitución Política, de forzosa aplicación general (art. 4º).

No es fortuito, por lo demás, que tal disposición del Código Civil esté edificada sobre bases netamente imperativas: “Conocida claramente la intención de los contratantes, debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras” (se destaca), de lo que se desprende, en línea de principio rector, que el intérprete autorizado deberá concentrar toda su energía y capacidad en dicha empresa, so pena de infringir su texto y de quebrantar su espíritu.

Otra cosa enteramente diferente es que si emprendida responsablemente la misma resultó baldía la misión (hallazgo de la intención común), no podrá renunciar a fijar el contenido y a establecer el significado contractuales, so capa de esta situación sobreviniente, en cuyo caso deberá, igualmente bajo apremio normativo, acudir a otras reglas pero de naturaleza objetiva, como ya se anotó, no por ello ayunas de relevancia jurídico-funcional, puesto que no le estará permitido abandonar la causa, o cejar en su empeño, por manera que respecto a un juez —o árbitro— podría predicarse “denegación de justicia” —a términos de lo consagrado por el artículo 48 de la Ley 153 de 1887—.

En consecuencia, refrendando que en Colombia —al igual que lo que sucede en el Derecho comparado, por regla— primeramente es necesario llevar a cabo un ejercicio metodológico de carácter subjetivo, antes de dar cualquier paso orientado a migrar al otro método existente (objetivo), la Corte Suprema de Justicia tiene meridianamente establecido que, “Sólo cuando no es posible determinar con claridad la intención de los contratantes es cuando el fallador debe acudir a aplicar, con vista de las circunstancias de cada caso, las normas que estime conducentes establecidas en los artículos 1619 a 1624 del Código Civil”. (Sentencia del 14 de marzo de 1946), pero no antes, puesto que el mencionado artículo 1618 es la columna vertebral del sistema, a la vez que de forzosa observancia, según se ha resaltado.

En análogo sentido, reafirmado el alcance del deber-poder radicado en cabeza del intérprete legitimado para ello (auctoritas y potestas), el profesor Vincenzo Roppo, en términos realistas, manifiesta que, sin perjuicio de haberse intentado la citada búsqueda, puede “...suceder que, no obstante el correcto empeño de aplicar criterios de interpretación subjetiva, no se puede establecer la efectiva y concreta intención común de las partes, la que permanece oscura o ambigua. O igualmente puede suceder que no exista ninguna común intención de las partes sobre el punto materia de interpretación, porque la representación mental y la voluntad individual en torno a un determinado aspecto al momento de la celebración del contrato era diversa respecto a cada parte: evento no improbable....Y si dicho presupuesto tiene lugar, entrarán en juego las reglas de interpretación objetiva, a fin de atribuirle al contrato el significado que la ley reputa objetivamente adecuado”86.

Tal será pues la vigencia de este principio cardinal de la búsqueda de la común intención, que antes de perder fuerza, sonoridad o figuración, sigue siendo sistemáticamente refrendado por legisladores y jueces en pleno siglo XXI, así como por los más modernos y estructurados proyectos e instrumentos internacionales, algunos ya referidos en el numeral anterior87, obviamente sin hacer de él un dogma.

Así, tratándose del reciente Código Civil y Comercial argentino, vigente desde el primero de agosto de 2015, su artículo 1061 estatuye: “Intención común. El contrato debe interpretarse conforme a la intención común de las partes y al principio de la buena fe”.

Y más recientemente la Ordenanza 2016 del 10 de febrero de 2016 relativa a la reforma al Código Civil francés en materia de “contratos, del régimen general y de la prueba de las obligaciones” —vigente a partir del 1º de octubre de 2016—, dispone en su artículo 1188: “El contrato debe interpretarse conforme a la intención común de las partes antes que detenerse en el sentido literal de sus términos. Cuando esta intención no pueda ser establecida, el contrato se interpretará según el sentido que le daría una persona razonable colocada en la misma situación” (de destaca).

Por último, aun cuando el tema reviste singular complejidad, precisamente por tornarse polémico, el principio rector sub examine, prima facie, se dice que no tendría cabida en la contratación predispuesta, en concreto en la adhesiva y en la de consumo, en las que a juicio de un sector autoral no es posible válidamente aludir a intención de los contratantes, o a común intención de las partes, en razón de que en este tipo de contrataciones no media un verdadero proceso de negociación plural, sino de predisposición unilateral del contenido (condiciones generales) por el predisponente y de su correspondiente imposición ulterior a la otra parte, quien no tiene opción diferente de aceptar en bloque (in toto), es decir sin la real posibilidad de discutir y de concertar el entramado contractual, o simplemente de no hacerlo. En este supuesto se afirma que la interpretación sería `típica” y, de contera, enteramente objetiva, prescindiendo de toda consideración de tipo subjetivo, razón por la cual sería innecesaria la búsqueda de una voluntad común y concreta, por sustracción de materia.

Empero, en el más estricto de los sentidos, aún de cara a contratos predispuestos y a contratos celebrados con fundamento en la adhesión a condiciones generales de contratación, entre otras modalidades y manifestaciones contractuales contemporáneas, se ha entendido por otro sector —al cual adhiere este Tribunal— que no es de recibo inhibir, ex ante, la referida exploración o búsqueda y de ese modo proscribirla radicalmente en todos y cada uno de los casos, toda vez que con arreglo a las circunstancias individuales que rodearon la celebración y posterior ejecución del contrato, de tanta valía en el plano hermenéutico, es probable —y sólo probable— que se pueda recrear una voluntad común, así sea cierto que en un representativo número de los casos dicha tarea pueda resultar infecunda —pero no en la totalidad—, conclusión que, por tornarse hipotética y en tal virtud sujeta a corroboración, no puede ser validada in abstracto, y menos generalizarse, como quiera que, in concreto, es menester realizar el ejercicio en comento, al término del cual si efectivamente no fue viable hallar la intención específica y concordante de los contratantes, tal y como lo ordena el artículo 1618 del Código Civil, podrá realizarse la interpretación con apego a las directrices de naturaleza objetiva que resulten válidamente predicables88.

7. ALGUNAS REGLAS E INSTRUMENTOS ÚTILES PARA LA BÚSQUEDA DE LA INTENCIÓN DE LOS CONTRATANTES. LOS ACTOS ANTERIORES, CONCOMITANTES Y ULTERIORES A LA CELEBRACIÓN DEL CONTRATO. REFERENCIA A LA `INTERPRETACIÓN HISTÓRICA”.

Sin perjuicio de la existencia de otras reglas o instrumentos que persiguen análogo fin, se tiene establecido que uno de los más eficaces y conducentes caminos que el intérprete tiene —o puede tener a su alcance— para emprender la consabida búsqueda de la común intención de las partes, estriba en auscultar tres momentos (fases o etapas), ordinariamente decisivos en el ámbito contractual, y a menudo de una trascendencia sin par para que el intérprete, a manera de fiable estribo, se apoye para poder recrear, in concreto, cuál fue la intención que ambas partes tuvieron al instante del advenimiento convencional —o negocial—.

En primer lugar, el relativo a su gestación, en cuyo caso los tratos preliminares o el ambiente prenegocial, podrán ilustrar de mejor modo la etiología (iter) del acuerdo volitivo (proceso gestacional).

En segundo lugar, el atinente a la fase de celebración propiamente dicha del contrato, es decir al proceso en el que se logra la convergencia o sintonía de los asentimientos individuales con el propósito de obtener el consentimiento —o la comunión volitiva— entre sus celebrantes (proceso de encuentro formación negocial).

Y en tercer lugar, el referente a la etapa ulterior de la ejecución, en el cual se desdobla y pone en funcionamiento el citado acuerdo negocial y en el que se patentizan los derechos de crédito y los deberes de prestación —incluidos los deberes especiales o “secundarios” de conducta— (proceso ejecutivo).

Así las cosas, con una penetrante mirada en el hontanar contractual, a la vez que en su fase fundacional y también en su etapa de desarrollo subsiguiente —aún la crepuscular—, podrá el hermeneuta contar con mejores y más robustos elementos de juicio, en aras de que su tarea interpretativa sea más fidedigna y confiable, habida cuenta que no hacerlo, en puntuales ocasiones, sería tanto como renunciar al encuentro volitivo, a su recreación ex post, con las delicadas secuelas que ello aparejaría.

De hecho, una conclusión preliminar del intérprete podría o confirmarse a través del tamiz trifásico en mención, resultado éste para nada despreciable o trivial en el campo hermenéutico, o por el contrario alterarse —o matizarse—, merced a la obtención de nuevos datos y realidades negociales.

Por consiguiente, una cabal cosmovisión en el tiempo contractual, es decir a lo largo y a lo ancho del contrato auscultado (in extenso), puede ser no sólo fértil si lleva a cabo ex abundante cautela, sino también una actitud diligente y a tono con la elevada responsabilidad depositada en el intérprete competente.

A contrario sensu, limitar el espectro hermenéutico, en guarda de circunscribirse a un sólo momentum, puede conllevar a distorsiones y malhadadas lecturas contractuales, por vía de ejemplo a la etapa de la celebración, únicamente, y en especial reducirlo a lo escrito, privativamente. Ello explica el valor de entronizar en el ejercicio interpretativo elementos extratextuales, enderezados a validar la conclusión hermenéutica y, de paso, a esculpir la ratio decidendum correspondiente, para lo cual el análisis integral del comportamiento inter-partes (antes, durante y después), podrá tornarse decisivo, amén de justiciero (panorámico examen comportamental)89.

Corroborando la utilidad de este tipo de visiones holísticas, la Sala Civil de la Corte Suprema de Justicia, en sentencia del 24 de julio de 2012, señaló que, “Para averiguar el querer de los obligados, a más del tenor literal de sus cláusulas y las directrices establecidas en los artículos 1618 a 1624 del Código Civil, 5º y 823 del Código de Comercio, debe tener en cuenta el intérprete diversos factores que inciden en el acuerdo, tales como las condiciones particulares de los intervinientes y su proceder en los diferentes momentos contractuales, esto es, antes, durante y después de su celebración, de tal manera que se refleje de manera precisa el ánimo que los inspiró a vincularse”90.

A su vez, en sentencia anterior, la misma Corte, luego de confirmar la importancia en el campo interpretativo de una lectura tanto “retrospectiva”, como `prospectiva” (integral), realzó el valor histórico asignado a la etapa o fase precontractual, señalando que “...la interpretación se predica de los negocios jurídicos existentes, es ulterior a la existencia del acto dispositivo y, en rigor, consiste en establecer y precisar la relevancia normativa de su sentido conformemente a la “recíproca intención de las partes” (art. 1618, C.C.), de ordinario plasmada en las cláusulas, párrafos, condiciones o estipulaciones, a las cuales, sin embargo, no se reduce ni supedita, por cuanto, aún siendo “claro” el sentido idiomático, literal o textual de las palabras, en toda divergencia a propósito, impónese reconstruirla, precisarla e indagarla según el marco de circunstancias, materia del negocio jurídico, posición, situación, conocimiento, experiencia, profesión u oficio de los sujetos, entorno cultural, social, económico, político, geográfico y temporal en una perspectiva retrospectiva y prospectiva, esto es, considerando además de la celebración, ejecución y conducta práctica negocial, la fase prodrómica, de gestación o formación teniendo en cuenta que “...los actos, tratos o conversaciones preliminares enderezados a preparar la producción de un consentimiento contractual no son intrascendentes; por el contrario, una vez formado el consentimiento son parte integrante de él, y su importancia se traduce en servir de medios auxiliares para interpretar la verdadera intención de las partes, cristalizada en las cláusulas del contrato” (cas. civ. junio 28/1989)” (Sentencia del 7 de febrero de 2008).

De igual forma la doctrina no ha dudado en avalar que es enteramente viable, a la par que aconsejable, en línea de principio, acudir a los antecedentes del contrato, y a las diferentes etapas siguientes, naturalmente con la prudencia necesaria para no alterar —o contaminar— el análisis respectivo (examen omnicomprensivo y pleno).

Así se expresa, en lo suyo, el profesor argentino Federico Videla Escalada, a juicio de quien no resulta aconsejable restarle virtualidad a los antecedentes en mención, puesto que no conviene que “...se prescinda totalmente de la conducta que las partes observaron durante las negociaciones que condujeron al acuerdo de voluntades. Muchas veces es de gran utilidad, para precisar la intención de los contratantes, considerar las sucesivas aproximaciones, conversaciones y propuestas que tuvieron lugar antes de concluirse el convenio definitivo, las que constituyen datos preciosos que ayudan al intérprete a formarse una idea clara de la finalidad que guió a aquéllos.....”91.

Comparte el mismo parecer, en lo esencial, el profesor español José Luis Lacruz Berdejo, de acuerdo con el cual “En realidad, acaso los que más luz pueden dar sobre el significado del contrato son los actos antecedentes, realizados cuando las partes se hallan en los tratos precontractuales, y por tanto la contraposición de intereses viene planteada en otros términos, ya que ambas partes quieren llegar a un acuerdo, mientras que desde la conclusión del contrato cada parte pretenderá con sus actos obtener del acuerdo concluido el resultado más favorable para ella”92.

Y también concuerda con lo ya expresado, por último, el profesor Francesco Galgano, al responder una de las preguntas naturales y obvias que se hace —o debe hacer— todo intérprete: “Cómo se puede descubrir, más allá de las palabras, la verdadera intención de las partes?. La ley facilita algunos criterios: uno, de carácter histórico, es aquel según el cual es necesario valorar el comportamiento de las partes en conjunto, incluso el posterior a la celebración del contrato. En virtud de este criterio histórico puede ser tomada en consideración, como comportamiento anterior, la correspondencia habida entre las partes durante la negociación o, cuando se trata de interpretar un negocio definitivo, puede obtenerse luz del contrato preliminar, siempre y cuando el primero sea la única fuente de derechos y de obligaciones entre las partes. Como comportamiento posterior puede tener trascendencia el comportamiento de las partes en el momento de la ejecución del contrato: si las partes han atribuido al contrato constantemente un significado determinado, una de las partes no podrá oponerse con posterioridad a su ejecución pretendiendo que las palabras del contrato sean interpretadas de otro modo”93.

Por todo ello es que se entiende que el artículo 1622 del Código Civil en Colombia le dé especial preponderancia a la valoración de las conductas inter-partes ulteriores a la celebración del contrato, pues los hechos posteriores tienen vocación ilustrativa y confirmatoria en lo que toca con la búsqueda de la intención de los contratantes. Por eso el último inciso del mencionado precepto, enlazado con el primero, reza que “Las cláusulas de un contrato se interpretarán... por la aplicación práctica que hayan hecho de ellas ambas partes, o una de ellas con aprobación de la otra parte”94.

Tanto es así que la Corte Suprema de Justicia, recreando la anunciada y última regla inmersa en el referido artículo 1622, recordó que la “...búsqueda —o rastreo ex post— de la intención común, por lo demás, no debe erradicarse por el hecho de que las palabras usadas por los contratantes reflejen, prima facie, claridad y precisión, pues no hay que olvidar que sí la voluntad común de las partes es diferente y se conoce, a ella hay que plegarse más que al tenor literal, el que, in radice, en precisas circunstancias, puede llegar a eclipsar y, por ende, desfigurar, la verdadera voluntas de los convencionistas, ratio medular del laborío hermenéutico” (Sentencia del 28 de febrero de 2005).

Igualmente, en anterior Sentencia del 10 de junio de 1938, la Corte tuvo oportunidad de avalar que la búsqueda de la intención común, que estima prevalente, bien puede hundir sus raíces en los actos ulteriores a la celebración del negocio respectivo, dándole pábulo a su aplicación práctica, a la que le reconoció cualidades luminiscentes. Al respecto, expresó que: “La intención prevalece sobre las palabras cuando hay conflicto entre estas y aquella (C.C., arts. 1127 y 1618), y la “aplicación práctica” que han hecho ambas partes con aprobación de la otra, es luz que guía en la interpretación de las cláusulas de un contrato (art. 1622)”.

En síntesis, de la mano de la legislación nacional aplicable, particularmente de la Ley 518 del 4 de agosto de 1999 de la República de Colombia, con base en la cual se aprobó la `Convención de las Naciones Unidas sobre los Contratos de Compraventa Internacional de Mercaderías” (Convención de Viena de 1980), según la cual: “3. Para determinar la intención de una parte o el sentido que habría dado una persona razonable deberán tenerse debidamente en cuenta todas las circunstancias pertinentes del caso, en particular las negociaciones, cualesquiera prácticas que las partes hubieran establecido entre ellas, los usos y el comportamiento ulterior de las partes” (se destaca), se colige que esta lectura amplia, razonable y omnicomprensiva en torno a las diversas fases del contrato, en lo que a su interpretación concierne, no es, ni puede ser extraña en el país, ni de censurarse de foránea —y por esa vía de inaplicable—, puesto que cuenta, además, con el exequatur de la jurisprudencia vernácula, como se observó, sin perjuicio de otras providencias en el mismo sentido que, en obsequio a la brevedad, no se colacionan.

8.2. SOMERO EXAMEN DEL “PRINCIPIO DE LA INTENCIONALIDAD” Y DE LAS PRIMORDIALES REGLAS DE INTERPRETACIÓN DE LOS CONTRATOS EN EL CÓDIGO CIVIL COLOMBIANO. REFERENCIA ESPECÍFICA AL CRITERIO DE LA RAZONABILIDAD INTERPRETATIVA.

En sintonía con lo expresado en diversos apartes previos, luce aconsejable pasarle revista al principio de la intencionalidad, y también a las primordiales reglas objetivas incardinadas en el Código Civil, sin perjuicio de otras que no están residenciadas en esta codificación sino fuera de ella, como acontece con la Ley 1480 de 2011 (Estatuto del consumidor), en la que se enseñorea la comúnmente conocida regla pro consumatore (art. 34), la que, ratione materiae, no resulta predicable en el sub lite.

8.1. PRINCIPIO DE LA INTENCIONALIDAD.

Aunque alrededor de este principio —o “regla suprema” o `de oro”, como ha sido también llamada por la jurisprudencia— ya se ha realizado una que otra mención puntual, importa manifestar que, aparte de traducirse en el centro de gravedad del sistema interpretativo en el Derecho colombiano, al igual que en un apreciable número de naciones inscritas en el Derecho continental (civil law), y de continuar plenamente vigente, revela la esencia del acto hermenéutico, en el sentido de fijar su línea de visión más allá de elementos típicamente materiales que, en determinados momentos, pudieran no estar en sintonía con lo realmente pretendido por los extremos de la relación negocial, así prima facie pueda pensarse que lo que está consignado por escrito, per se, denota lo genuinamente querido y que por esa vía, lo “escrito escrito está”, y por ello es lo que obligatoriamente valdrá.

Si bien la primera forma de aproximarse a la interpretación suele ser a través de la escritura negocial, concretamente mediante el lenguaje inter-partes, el legislador, la jurisprudencia y la doctrina no quieren que la labor del hermeneuta se limite a ser una reproducción mecánica de lo escrito y, por consiguiente, a una especie de caja de resonancia de lo que ha sido depositado en un documento frío que, en veces, puede ubicarse en una dimensión divergente en la que situaron las partes contratantes. De allí que se exija un plus, un valor agregado, un esfuerzo adicional cónsono con la intervención de un tercero autorizado, v.gr.: el juez, con el propósito de refrendar si lo escrito, si las palabras usadas en sede contractual comulgan con lo finalmente acordado o concertado, puesto que muchas veces, in casu, no es propiamente así, confirmándose entonces el penetrante significado de la milenaria máxima, a cuyo tenor: “La letra mata, pero el espíritu vivifica”.

Al respecto, agudamente ha indicado la Corte Suprema de Justicia que “...ese `sentido claro” de las palabras, como regla general, se refiere en primer término al sentido natural y obvio que ellas tienen en el lenguaje común y en el idioma castellano (a semejanza de lo que se prevé en materia de interpretación de la ley en el artículo 28 del Código Civil y se precisa en el artículo 823 del Código de Comercio), sin que por el mero hecho de que ese sentido sea claro, quede proscrita toda investigación de la intención común de las partes, pues puede ocurrir por ejemplo, que las palabras hayan tenido en el contexto espacio temporal en el que el contrato se discutió y nació, un sentido propio y distinto del general, natural y obvio, o que tengan diversas acepciones, o que sea equívoca una palabra determinada mirado el contexto del contrato, o que tenga un significado técnico preciso, o que de entrada al intérprete se le ofrezca, a más del texto claro, una intención común diversa de aquel. En fin, no ha de limitarse siempre el exegeta a una interpretación gramatical por claro que sea el tenor literal del contrato, pues casos hay en los que debe acudir a auscultar la intención común, de lo que han querido o debido querer los contratantes…” (Sentencia del 8 de septiembre de 2011).

Desde esta perspectiva, se entiende entonces que el artículo 1618 del Código Civil, que se reitera es la columna vertebral del sistema hermenéutico patrio, establezca que, “Conocida claramente la intención de los contratantes, debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras”, por ser ella, justamente, lo que debe buscarse.

Lo anterior no significa, de ninguna manera, que deba entonces prescindirse de lo escrito, toda vez que se insiste en que el elemento material en cita, reviste obvia y natural importancia, pues es el primer punto de contacto que, en el plano comunicacional, a posteriori, tiene el intérprete con la obra de los contratantes, de la cual, de una u otra manera, son sus artífices (plus).

Lo que se quiere resaltar es que en materia interpretativa, el hermeneuta no puede refugiarse en lo escrito, única, exclusiva, tozuda y contraevidentemente, con mayor razón cuando se encierra en un solo segmento de lo escrito, puesto que otros segmentos del mismo, válidamente pueden desmentir su juicio, como también pueden hacerlo elementos —o insumos— adicionales que, para efectos del logro de una cabal y recta interpretación, debe tener mínimamente en cuenta, en aras de no terminar haciendo culto desmedido de lo expresado, no siempre bien, por lo demás, aunque no por eso deba legítimamente tejerse un manto de duda generalizado sobre todo lo que aparezca escrito, en atención a que ello sería inadmisible, y rayano, de manera infundada, en la exageración.

Como lo puso de presente el profesor argentino Héctor Alegría, “...si bien deben respetarse los vocablos empleados en un contrato, la apreciación de la convención no puede ceñirse a una literalidad de un solo sentido cuando la conclusión termine siendo contraria a la “intención común de las partes” y al `contexto general”95.

Empero, sí hay que reconocer que tratándose de determinado tipo de partes, sobre todo cuando son peritas o expertas en el tema medular del contrato correspondiente y, por consiguiente, son profesionales, el uso o empleo de puntuales términos no puede resultar indiferente, per se, en razón de que como lo confirma el artículo 823 del Código de Comercio, “Los términos técnicos o usuales que se emplean en documentos destinados a probar contratos u obligaciones mercantiles, o que se refieran a la ejecución de dichos contratos u obligaciones, se entenderán en el sentido que tengan en el idioma castellano...”96. Por tanto, como de vieja data lo ha precisado la Corte Suprema de Justicia, “Al diccionario de la lengua castellana, y no a diccionarios de lenguas extranjeras, es adonde debe acudirse para buscar el significado pertinente de una palabra (equivalente) empleada en las cláusulas de un contrato. Es la filología castellana y no una extranjera la llamada a solucionar el asunto tratándose de un contrato escrito en idioma castellano para ser cumplido en Colombia...” (Sentencia del 20 de noviembre de 1931).

En síntesis, cuando irrumpa una clara y perfilada tensión entre las palabras empleadas y lo realmente pretendido por las partes contratantes, debe primar su intención, lo que no significa que aquellas, bien contextualizadas y examinadas, no tengan la vocación de ilustrar, escoltar y confirmar lo realmente pretendido, que es el auténtico punto de mira del intérprete, quien no puede entonces extraviarse en dicho ejercicio, ni limitarse a un eslabón de la cadena hermenéutica.

Por eso es por lo que como lo reconoce la mejor doctrina, la interpretación debe llevarse a cabo en forma ordenada y secuencial, apuntando hacia lo que es vertebral, por cuanto ella obedece a “...un sistema articulado en fases cronológica y lógicamente sucesivas y jerárquicamente dispuestas. En primer lugar, se tomarían en consideración los criterios dirigidos a puntualizar la llamada “común intención de las partes”, tarea de precisión a la que el intérprete proveerá, como se anotó, sin limitarse al sentido literal de las palabras, sino coordinando de manera sistemática las cláusulas singulares del negocio y valorando el comportamiento total de las partes incluso posterior a la celebración del acto”97.

8.2. REGLA DE LA CONSERVACIÓN DE LOS EFECTOS O DE LA INTERPRETACIÓN ÚTIL.

Otra regla relevante de apoyo para el intérprete, estriba en la llamada regla de la interpretación útil o eficaz, o igualmente de la conservación de los efectos del contrato, enderezada a recordarle que, en principio, su misión no es la de cercenar la efectividad negocial, si se quiere a través de un ejercicio apocalíptico o cegador, que todo lo arrasa o invalida a su paso.

Ese no es, no puede ser el cometido de la interpretación, en sí misma una operación constructiva y vital, orientada a iluminar, y no a envenenar el tejido negocial, salvo en situaciones tan evidentes y letales, en las que se invariablemente imponga este extremo proceder.

En tal virtud, el intérprete debe actuar con la suficiente y con anunciada claridad en su labor, inicialmente encaminada a la atribución de efectos y no a la negación —o privación— de los mismos, entre otras razones porque es de presumir que los contratantes, en sana y racional lógica, celebraron su contrato con el confesado propósito de que generara efectos en Derecho, y no al contrario. Es eso, ministerio legis, por lo que justamente aboga el artículo 1620 del Código Civil, el que al pie de la letra dispone: “El sentido en que una cláusula puede producir algún efecto, deberá preferirse a aquel en que no sea capaz de producir efecto alguno”.

A tono con esta misma lectura, la Corte Suprema de Justicia, en sentencia del 7 de febrero de 2008, precisó: “Adviértase que las partes al celebrar un contrato razonablemente desean, quieren o procuran su eficacia y, por ende, el juez deberá preferir en toda circunstancia la consecuencia relativa a la preservación del mismo, porque, se itera, sería absurdo siquiera suponer la celebración de un contrato para que no produzca efecto alguno cuando las partes, por principio, lo hacen bajo la premisa cardinal de su cumplimiento y eficacia. Por lo mismo, a efectos de asegurar esta finalidad convergente, naturalmente perseguida con el pactum, las partes, contraen la carga correlativa de evitar causas de ineficacia del negocio jurídico y, el juzgador al interpretarlo y decidir las controversias, procurar dentro de los límites racionales compatibles con el ordenamiento jurídico, su utilidad y eficacia, según corresponde a la ratio legis de toda conocida ordenación normativa. La fisonomía de esta regla impone que la frustración del acto sólo es pertinente cuando no exista una alternativa diferente, según postula de tiempo atrás la doctrina de la Corte, al relievar la significativa importancia del contrato, su celebración, efecto vinculante, cumplimiento y ejecución de buena fe, destacando la directriz hermenéutica consagrada en el artículo 1620 del Código Civil”.

8.3. REGLA DE LA INTERPRETACIÓN REALIZADA CON ARREGLO A LA NATURALEZA DEL CONTRATO.

Esta nueva regla, de carácter esencialmente objetivo, está llamada a ocupar un sitial de preferencia al momento de ser aplicada —cuando sea conducente y oportuno—, dotando al intérprete autorizado de una confiable herramienta, cuyo manantial, nada menos, se encuentra en el tipo abstracto del contrato celebrado, todo en función de su propia naturaleza, para lo cual será necesario constatar que no exista voluntad contraria que impida el tránsito por esta vía ex lege, dado es que es el mismo artículo 1621 del Código Civil el que establece que, “En aquellos casos en que no apareciere voluntad contraria, deberá estarse a la interpretación que mejor cuadre con la naturaleza del contrato”.

En este orden de cosas, la naturaleza atribuida al contrato respectivo, actividad que en rigor supondría de su previa calificación jurídica, será la clave de bóveda que permitirá, extra voluntate, guiar la conclusión del hermeneuta que, de otro modo, podría extraviarse, pues no puede desconocerse que cada tipo contractual, de por sí, a modo de “huella genética”, tiene asignados concretos efectos y particularidades, que resultan indicativas de lo que, en condiciones razonables, hubieran pactado —o podido pactar los contratantes—98. De ahí la precaución de la primera parte del artículo 1621 en el sentido de que se verifique que no media voluntad contraria que obstaculice la realización de consideraciones y valoraciones periféricas, o al margen de la común intención, pues de haberla y conocerla, no habría necesariamente porque salirse de su propio marco —o círculo de influencia—.

8.4. REGLA DE INTERPRETACIÓN SISTEMÁTICA O CONTEXTUAL.

Esta socorrida y trascendental regla hermenéutica, íntima y estrechamente enlazada con otras más, sobre todo con el principio rector entronizado en el tantas veces aludido artículo 1618 del Código Civil, persigue asegurar que la interpretación no se circunscriba a una parte, por importante que sea, sino que comulgue con toda la esencia negocial (corpus), hecho que explica que también se le conozca como la regla de la plenitud o de la totalidad, rectamente entendidas ambas locuciones, pues se quiere que la auscultación realizada —o por realizar— no se fragmente, o privilegie algunos trozos o parcelas del entramado contractual, sino que en su extensión abarque lo nuclear, en cuyo caso no debe despreciarse el conjunto cartular o material, puesto que se corre el elevado riesgo de patrocinar una lectura incompleta y, sobre todo, descontextualizada, amén que parcial, y no integral, a lo que cabe agregar el interés de que el acto hermenéutico sea el producto de una obra vertebrada, amén que articulada, y no insular, atomizada o descuadernada.

Dicho de otro modo, como el examen de una cláusula puede arrojar una determinada conclusión, lo que se pretende es que la lectura de las otras no la infirme, o debilite, sino por el contrario la confirme o ratifique, de suerte que para poder llevar a cabo esta empresa de naturaleza corroborante, será menester, in complexu, transitar por el correspondiente terreno contractual, y no únicamente por una orilla o sector suyo, que es lo expresamente deseado por el primer apartado del artículo 1622 del Código Civil, al estatuir que, “Las cláusulas de un contrato se interpretarán unas por otras, dándosele a cada una el sentido que mejor convenga al contrato en su totalidad”.

Tiene razón pues la Corte Suprema de Justicia al aseverar en torno a esta regla de aplicación general, y no subordinada o residual, que “No es razonable seguir en la interpretación de los contratos el método exegético, o sea, el análisis sucesivo de sus cláusulas, olvidándose de que en todo acto de voluntad hay siempre un pensamiento principal, generador y lazo de unión de las varias cosas sobre que el acto recae. El estudio aislado de las disposiciones contractuales, como si cada una de ellas se bastara a sí misma, confunde al intérprete e impide la concordia entre los diversos puntos. Las cláusulas han de interpretarse unas por otras, dándosele a cada una el sentido que mejor cuadre con la naturaleza del contrato y que más convenga a este en su totalidad. Sólo así es posible aprehender la idea dominante de las partes y construir con sus palabras una figura jurídica” (Sentencia del 2 de agosto de 1935).

Y años más tarde, en la misma línea argumental, reseñó la Corte que “Los contratos se deben interpretar en conjunto, como es obvio, de modo que sus diversas cláusulas se complementen y armonicen. No puede tomarse una cláusula separada, aislándola del resto del contrato, como si tuviera vida propia e independiente de este. Si el método indicado para la interpretación de un contrato es el que tenga en cuenta la totalidad de su texto, de ningún modo resulta aquel que apartándose de dicha norma pretenda hacerle producir a la convención efectos contrarios a los que de su conjunto se concluyen. Y si en una cláusula se hace referencia a otra para precisar su alcance, no es posible aceptar que se trata de darle un sentido opuesto al que de esta última aparece”99.

8.5. REGLA CONTRA PROFERENTEM. 

Por último, en aras de examinar las reglas de interpretación de los contratos de mayor usanza y arraigo en el entorno nacional, necesario es referirse, así sea en forma más general, a la regla central consignada en el artículo 1624 de la codificación civil, conocida comúnmente con la expresión latina contra proferentem —o contra stipulatorem—.

Dicha regla, más allá de su mecánica o modus operandi al que se referirá en todo caso el Tribunal, no es nueva —o relativamente nueva—, como algunos creen o pretenden, toda vez que, a su manera, había sido contemplada y estructurada en el Derecho romano clásico100, sin que por ello se pueda decir, como tampoco afirmar respecto a los Códigos civiles chileno y colombiano —y de paso al ecuatoriano— del siglo XIX, que es indicativa de la existencia de los apellidados contratos de —o por —adhesión, así denominados y estudiados inicialmente por R. Saleilles a comienzos del siglo XX101, pero no antes, stricto sensu, de tal modo que afirmar que este precepto es fiel comprobación de su existencia previa (contratos por adhesión), no está de acuerdo con la realidad en mención.

Ahora bien, en lo que se refiere a su anunciado modus operandi, importa reconocer que, de conformidad con la arquitectura del Código Civil, dicha regla, que no sólo se predica de los mencionados contratos por adhesión, —sino también de otro tipo negocios jurídicos, incluidos los de libre discusión, según las circunstancias—, entre otras manifestaciones más de la contratación contemporánea, signada por su masificación reinante, por el empleo de condiciones generales de contratación y por la predisposición de las mismas, entre varias notas adicionales, no es de aplicación directa, a la par que autónoma, como lo pueden ser algunas de las ya examinadas, puesto que expressis verbis está condicionada, ab initio. Así se desprende de la letra misma del artículo 1624 en cuestión y de su racional entendimiento, puesto que se explicita que “No pudiendo aplicarse ninguna de las reglas precedentes de interpretación, se interpretarán las cláusulas ambiguas a favor del deudor...” (se destaca).

El supuesto normativo para tornar aplicable la norma sub examine, es entonces claro: la imposibilidad de aplicar las normas consignadas en los artículos 1618 a 1623 del Código Civil, pues de poder aplicarlas no podría válida y derechamente imponerse este criterio, por lo demás residual y acendradamente objetivo. A fin y al cabo, por tratarse de un genuino y coherente sistema hermenéutico concebido en la segunda mitad del siglo XIX, está prevista la aplicación secuencial y jerárquica de principios y reglas, a modo de engranaje funcional.

Por eso es por lo que la filosofía primigenia del citado artículo 1624, acorde con las demás disposiciones que rigen la materia, aún vigentes, no permite el desplazamiento de principios y reglas principales, de un lado, y dominantes, del otro, tal y como tiene lugar con las normas que regulan los principios de la búsqueda de la intención de los contratantes (art. 1618, C.C.) y de la buena fe interpretativa (art. 83 de la Carta Política, en lo pertinente), las que como se observó son acentuadamente imperativas y por ello vinculantes y de forzoso acatamiento. De ahí que el intérprete no podría, recta vía, arribar a la aplicación del artículo 1624 en comentario, sin haber desplegado una labor previa y sustantiva, encaminada a la búsqueda de la común intención y, en su defecto, a la fijación del contenido y significados contractuales a través de otros instrumentos y mecanismos objetivos.

El hecho de que haga presencia la ambigüedad en una cláusula o en varias de ellas, presupuesto operativo del aludido artículo 1618, no autoriza entonces la rauda o inopinada aplicación de la última y residual regla del sistema hermenéutico jusprivatista patrio (códigos civil y comercial).

Para conjurar dicha ambigüedad, en consecuencia, habrán otras vías iniciales, y sólo cuando no haya sido posible hacerlo, es lógico que el sistema haya anticipado una solución final, aunque condicionada: justamente la recepción de la regla contra proferentem, con ajustes, a cuyo tenor la citada ambigüedad, por provenir de una de las partes, “...sea acreedora o deudora, se interpretará contra ella, siempre que la ambigüedad provenga de la falta de una explicación que haya debido darse por ella”, explicación ésta que se ha entendido íntimamente enlazada con el postulado rector de la buena fe negocial, de la que emergen deberes de conducta insoslayables, uno de ellos el deber de hablar claro (clare loqui)102.

Tal deber, vale la pena precisarlo, resulta exigible tratándose de cualquier contrato, en general, sea o no adhesivo, es decir de libre discusión o paritario, o celebrado con arreglo a la adhesión a condiciones generales. No en balde, de todos los contratos —y mejor contratantes— se espera claridad, en cuyo caso la `transparencia”, bien contextualizada, es un requerimiento de amplio espectro —y global—, así sea cierto que suba de tono en la contratación predispuesta y adhesiva.

En esta última dirección, en lo aplicable, sin perjuicio de una que otra providencia en sentido diverso como se anotará, la Corte Suprema de Justicia, en los albores del presente milenio, recordó que “Otra regla más, resaltada a menudo por su aplicación exagerada en materia de contratos de adhesión, es la que contiene el artículo 1624 del Código Civil, regla meramente subsidiaria que sólo debe aplicarse en la medida en que hayan fracasado los esfuerzos de interpretación realizados con base en las demás reglas contenidas en los artículos 1619 a 1623 del Código Civil” (Sentencia del 1º de agosto de 2002, refrendada el 2 de febrero de 2015).

Y se dice que existen providencias con una orientación diversa a la registrada, en la medida en que militan algunas, ciertamente no muy numerosas, que abogan por una aplicación directa y no subordinada del artículo 1624 Código Civil.

El Tribunal se refiere concretamente a la Sentencia del 4 de noviembre de 2009, conforme a la cual: “Para no ahondar en fatigosas y complejas disquisiciones, que no vienen al caso, sea oportuno resaltar que en punto del discernimiento de las estipulaciones predispuestas la importancia de los tradicionales criterios hermenéuticos de índole subjetiva (particularmente la norma del artículo 1618 del Código Civil), en cuanto están enderezados a descubrir la común intención de los contratantes, se atenúan y desdibujan, cabalmente, porque no tendría sentido indagar por ese querer mutuo a sabiendas que el contenido del contrato refleja predominantemente la voluntad del empresario; por el contrario, cobran especial relevancia, algunas pautas objetivas, particularmente, la regla contra proferentem, que abandona el carácter subsidiario que se le atribuye en el ámbito de los contratos negociados, para pasar a convertirse en un principio de aplicación preponderante (artículo 1624 ibídem).

Finalmente, no huelga mencionar que el conocido principio —o regla— pro consumatore, a juicio de un importante sector evolución sostenida de la regla contra proferentem —contra stipulatorem— clásica, tiene en Colombia previsto un régimen especial, cual es el llamado “Estatuto del Consumidor” (Ley 1480 de 2011), contentivo de una norma expresa que lo desarrolla en el ámbito que le es propio (art. 34, “Interpretación favorable”).

8.6. EL CRITERIO DE LA RAZONABILIDAD INTERPRETATIVA.

Por último, grosso modo, cumple pasarle revista a este novísimo y trascendente criterio, de singular usanza en el campo jurisprudencial y doctrinal contemporáneo, y obviamente en el legislativo internacional, con notoria influencia en el Derecho nacional, puesto que se ha erigido en uno de los más socorridos puntos de referencia en el terreno de la interpretación objetiva del contrato, en el que acudir al parámetro —o standard— de la lectura que del mismo haría un “hombre razonable” (reasonable man), se ha traducido en fiable instrumento o pauta hermenéutica, como se destacará, tanto que se alude a ella a través de otras expresiones igualmente indicativas de su quintaesencia: “interpretación inteligente”, o “interpretación sensata”.

Efectivamente, en la actualidad hay que reconocer que en el Derecho en general, y en el privado, especialmente, la razonabilidad se ha tornado en un criterio de extraordinario empleo y utilidad, puesto que “razonable”, a términos de lo expresado por el Diccionario de la Lengua Española, significa: “Arreglado justo, conforme a la razón”. Y con arreglo a la “Edición del tricentenario”, también es: “Proporcionado o no desproporcionado”, significados que derechamente denotan que cuando se alude a una interpretación razonable, se está queriendo hacer referencia a una interpretación que objetivamente esté en consonancia con lo que suele entenderse por este criterio en el campo jurídico: “...el equilibrio, la proporcionalidad, la congruencia, la pertinencia y la idoneidad de la solución adoptada respecto a la “lógica de las cosas””103.

En este orden, la razonabilidad, conforme se tiene definido por la mejor doctrina, así como por la jurisprudencia, debe acompañar la tarea judicial, en general, a la que no escapa la labor hermenéutica, claro está, puesto que “...la decisión del juez no es otra cosa que el resultado de un control de razonabilidad, de congruencia, de adecuación y de solución a la luz del conjunto (reglas-principios) de normas aplicadas al caso concreto104”, porque la razonabilidad “...no puede operar en abstracto, sino únicamente en balance con el caso concreto”, como sucede con otros conceptos jurídicos indeterminados, v.gr. con la buena fe, con la que tiene una estrecha comunión, es cierto, sin confundirse empero con ella, en estricto sentido.

Desde esta misma perspectiva, es comprensible que la Corte Constitucional colombiana entienda que “...no basta que el juez apoye una interpretación determinada. La conclusión del ejercicio hermenéutico, para que se estime válido, y sin considerar que se apoye en tesis de únicas respuestas correctas o diversas respuestas correctas, demanda que sea producto de un razonamiento jurídico que respete condiciones propias de la razón práctica. En este orden de ideas deben satisfacerse condiciones de justificación interna y externa, lo que permite controlar la decisión judicial. Sólo con la satisfacción de tales elementos es posible que se arribe a la conclusión de que es racional y razonable aceptar que la norma N como parte del derecho válido, donde la norma N es el producto final del ejercicio hermenéutico...” (Sentencia T-688 de 2003. Exp. T-731444).

Así las cosas, tornando de nuevo al ámbito interpretativo, se reclama que la interpretación llevada a cabo en línea de principio sea razonable, con más veras cuando se acuda directamente a este criterio hermenéutico ante la imposibilidad de recrear fiablemente la común intención de las partes (sub conditione), en la actualidad muy empleado y acreditado en las esferas legislativa, prelegislativa y jurisprudencial, de lo que se sigue que será necesario acudir a él, no en forma primaria —más allá de que se emplee como fuente de corroboración o validación de las conclusiones a las que se arribe en función del método convencional subjetivo—, se insiste en ello, sino subordinada al infructuoso hallazgo de la común intención de los contratantes, (art. 1618, C.C.). Por eso es por lo que se le reconoce carácter subsidiario, rectamente entendido.

Es así como en la esfera legislativa, como se delineó, la nueva reforma al Código Civil francés de 2016, concretamente a la altura del artículo 1188 de la Ordenanza 2016 del 10 de febrero del mismo año, se estatuye que “El contrato debe interpretarse conforme a la intención común de las partes antes que detenerse en el sentido literal de sus términos. Cuando esta intención no pueda ser establecida, el contrato se interpretará según el sentido que le daría una persona razonable colocada en la misma situación”

Lo mismo, en lo cardinal, se memora que prescribe el artículo 8º de la Convención de Viena de Compraventa Internacional de Mercaderías, adoptada en Colombia expresamente por la Ley 518 del 4 de agosto de 1999 y, de contera, parte del ordenamiento Colombiano, toda vez que dispone: “3. Para determinar la intención de una parte o el sentido que habría dado una persona razonable deberán tenerse debidamente en cuenta todas las circunstancias pertinentes del caso, en particular las negociaciones, cualesquiera prácticas que las partes hubieran establecido entre ellas, los usos y el comportamiento ulterior de las partes” (se destaca).

Por su lado, en la esfera prelegislativa, entre otros proyectos internacionales y regionales, importa recordar los ya referidos “Principios del Derecho Europeo de los Contratos” (Proyecto Lando), que señalan que si no resultaré posible “...establecerse la intención [común], el contrato se interpreta de acuerdo con el significado que personas razonables en situación semejante a las partes, le hubieran atribuido en las mismas circunstancias” (art. 5.101), siendo menester precisar que, de conformidad —o a tono— con lo establecido en su artículo 1302, “...el carácter razonable debe juzgarse de acuerdo con lo que considerarían personas que actúan de buena fe y en la misma situación que las partes. En concreto, para determinar que es razonable, se deben tener en cuenta la naturaleza y el fin del contrato, las circunstancias del caso y los usos y prácticas de los ramos de negocios o profesiones involucradas”.

Y en el plano jurisprudencial, en guarda de la concisión, debe destacarse la sentencia de la Corte Suprema de Justicia del 16 de diciembre de 2010, en la que se hicieron ilustrativas reflexiones en torno a la razonabilidad, en la que se manifestó que “[...] razonable, según el Diccionario de la Lengua Española, hace referencia a lo “arreglado, justo, [o] conforme a la razón”. Es decir las actividades que se espera realice el transportador han de tener una ponderación, de acuerdo con lo que para el caso particular sea sensato o adecuado, atendiendo factores diversos, tales como la naturaleza de la mercancía transportada, el valor de la retribución pactada, la situación de la región en la que ha de llevarse a cabo la actividad, los antecedentes particulares entre las partes, o la conducta adoptada por el transportador en casos semejantes, entre otros. Lo anterior significa, además, que de este empresario no se espera, obviamente, un sacrificio desproporcionado, un comportamiento heroico o una actitud contraria a la lógica que rige el mundo de los negocios. Así mismo, de lo dicho se desprende que la exigencia incluida en el artículo 992 del Código de Comercio que se comenta, hace referencia a “todas las medidas razonables” para evitar los efectos allí descritos, lo que naturalmente excluye que la disposición exija la observancia de todas las medidas imaginables o de todas aquellas que el remitente o el destinatario de las mercancías desearían o aspirarían”.

También en sentencia del 21 de febrero de 2012, la Corte Suprema recordó que para proferir la sentencia, en lo pertinente, “...deba valorarse completo, pleno e íntegro el contrato y en su conjunto prestacional, tanto cuanto más que, lo excesivo o el desequilibrio prestacional no deriva de una prestación aislada, sino del complejo tejido contractual, según prudente, juiciosa o razonable ponderación por el juzgador del marco fáctico de circunstancias concreto...” (se destaca).

En compendio, así no esté entronizado expresamente el criterio —o regla— de interpretación razonable dentro del Título XIII del libro cuarto del Código Civil colombiano del siglo XXI, no por ello pierde significado y consecuente aplicación, toda vez que igualmente impera, merced al reconocimiento legislativo realizado en Colombia por la Ley 518 del 4 de agosto de 1999, ya mencionada, y gracias a la importancia concedida a la “razonabilidad judicial” en Colombia, igualmente como se constató, entre otras consideraciones y justificaciones adicionales, máxime cuando en el ordenamiento nacional militan numerosas aplicaciones y referencias a lo “razonable” (gastos razonables, término razonable, medida razonable, distancia razonable, etc.).

9. LA BUENA FE Y SU INCIDENCIA EN LA CONFIGURACIÓN DE CONCRETOS DEBERES ESPECIALES DE CONDUCTA, EN LA PRESERVACIÓN DE LA CONFIANZA LEGÍTIMA OPORTUNAMENTE INCULCADA Y EN LA INTERPRETACIÓN DE LOS CONTRATOS. LA BUENA FE INTERPRETATIVA.

9.1. GENERALIDADES.

Varias, en efecto, son las dimensiones de la buena fe, como varias las funciones atribuidas a este grandilocuente principio cúspide del Derecho que, por sus conocidas bondades y por sus indiscutidos resultados, se considera que está en alza (in crescendo), sin perjuicio de los límites que su aplicación racional y equilibrada necesariamente supone. Tanto es así que cada vez más se expande en la geografía jurídica, en especial en el Derecho continental, hasta el punto de que de una u otra manera, todo lo permea, todo lo cobija, todo lo roza, reafirmando de este modo su omnipresencia y su primado iuris, puesto que como magistralmente lo expresara el profesor Marco Aurelio Risolía, “El derecho se baña íntegro en el agua lustral de la buena fe”105.

Bien ha memorado la Corte Suprema de Justicia que la buena fe “...es un principio general del derecho, presente en todas las instituciones, figuras y reglas del ordenamiento jurídico”, idea refrendada por la Corte Constitucional al expresar que “...cada una de las normas que componen el ordenamiento jurídico debe ser interpretada a la luz del principio de la buena fe, de tal suerte que las disposiciones normativas que regulen el ejercicio de derechos y el cumplimiento de deberes legales, siempre deben ser entendidos en el sentido más congruente con el comportamiento leal, fiel y honesto que se deben los sujetos intervinientes en la misma. En pocas palabras la buena fe incorpora el valor ético de la confianza y significa que el hombre cree y confía que una declaración de voluntad surtirá en un caso concreto, sus efectos usuales, es decir los mismos que ordinaria y normalmente se ha producido en casos análogos...” (Sentencia T-099 de 2009).

No es de extrañar pues que en el Derecho colombiano en buena hora se le reconoció a ella status constitucional, reconocimiento que no puede ser relativizado o menospreciado, a pretexto de que el Código Civil y el Código de Comercio, en asocio de otros códigos más como el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo y del Código General del Proceso, aluden explícitamente a la buena fe, por cuanto su constitucionalización le imprime un rango aún más elevado, al mismo tiempo que sublima su valía y su aplicación generalizada y lo que es más importante: su sistemático empleo, el que no es, ni puede ser discrecional, ad libitum, sino invariable, pues como acaba de referirse en la cita realizada en torno al extracto de la Corte Constitucional, “...cada una de las normas que componen el ordenamiento jurídico debe ser interpretada a la luz del principio de la buena fe” (se destaca).

Dicho pronunciamiento panorámico no es entonces de poca monta, pues refrenda la idea de que la bona fides no es una muletilla, o un instituto jubilado —o en vías de serlo—, o simplemente una especie de “cajón de sastre” en el que se revuelve y confunde con muchos objetos, no siempre útiles (totum revolutum), o un término que con frecuencia se emplea en forma mecánica y en otras ad pompam, pero vacío de contenido específico.

9.2. CONFIGURACIÓN DE CONCRETOS DEBERES DE CONDUCTA, EN PARTICULAR EL DEBER DE CLARIDAD.

A tono con lo manifestado, es necesario hacer consciencia del acendrado valor que hoy tiene la buena fe, en general, y en el Derecho de contratos en particular, en el que campean con especial vigor la temática de los deberes especiales de conducta emergentes de ella, la protección o salvaguarda de la confianza legítima suscitada en una de las partes contractuales por la otra y el referente a la interpretación del contrato, temas que, por su conexión, están indisolublemente imbricados.

Efectivamente, cuando en los tiempos que corren se alude a la buena fe, resulta forzoso aproximarse al contrato de una manera diversa a la del pasado, precisamente por la nueva realidad experimentada en la llamada posmodernidad, la que ha sido el detonante de una nueva cosmovisión negocial, más incluyente, más solidarista, más cooperativa, y, por ende, acentuadamente humanista y, por esa vía, más personalista —que no individualista, que es otra cosa—. En una palabra, al estructurarse un “nuevo orden contractual” —o paradigma contractual según ya se expresó—, a la denominada “justicia contractual” se le reserva en la actualidad un escaño preferencial, muy a tono con las coordenadas de la Constitución Política, en particular con conceptos tales como el de “orden justo”, dignidad humana, “Estado social de derecho”, proscripción del “abuso de los derechos propios y ajenos”, etc., se reitera.

En tal orden de ideas, hoy es lugar común aludir no sólo a las obligaciones (obligaciones céntricas o primarias) y a derechos de crédito propiamente dichos, sino también a una serie de deberes jurídicos que, con el apellido de “deberes de conducta”, deberes secundarios, periféricos o auxiliares”, o mejor deberes especiales, emanan de la buena fe, dispensario de los mismos, los que están llamados a cumplir un relevante papel en la celebración y en la ejecución del contrato, pues como lo precisa el artículo 1603 del Código Civil, “Los contratos deben ejecutarse de buena fe, y por consiguiente obligan no solo a lo que en ellos se expresa, sino a todas las cosas que emanan precisamente de la naturaleza de la obligación”, precepto que corre parejo con el artículo 871 del Código de Comercio, según el cual: “Los contratos deberán celebrarse y ejecutarse de buena fe y, en consecuencia, obligarán no sólo a lo pactado expresamente en ellos, sino a todo lo que corresponda a la naturaleza de los mismos, según la ley, la costumbre o la equidad natural”.

Sobre el particular, reseña el profesor Arturo Solarte Rodríguez que, “Sabemos que los deberes de prestación, u obligaciones directamente derivadas del contrato, son todas aquellas relaciones jurídicas que están estrechamente relacionadas con la satisfacción de los intereses jurídicos que de manera principal se tienen en cuenta cuando se celebra un determinado contrato... A ellas podría denominárseles “relaciones obligacionales en sentido estricto” ... No obstante lo anterior, en el derecho contemporáneo existe la tendencia a examinar la relación existente entre las partes no de una manera aislada —o en sentido estricto—, sino que la considera como un conjunto —en sentido amplio—, esto es como el resultado de una multiplicidad de pretensiones, obligaciones, o, dicho de otro modo, de `relaciones obligacionales en sentido estricto” y, en general, de relaciones activas y pasivas de diversa entidad y contenido.....”.

“Dentro de este contexto, el carácter orgánico de la relación también se manifiesta en que al lado de las relaciones obligacionales en sentido estricto, existen otros deberes jurídicos, que se denominan “deberes secundarios de conducta”, “deberes colaterales”, o “deberes complementarios” o “deberes contiguos”..., que aunque no se pacten expresamente por las partes, se incorporan a los contratos en virtud del Principio de la Buena Fe”106.

Uno de tales deberes, según se anticipó, finca en el deber de claridad que recae en cabeza de los contratantes, primordialmente en el contratante que tiene la responsabilidad exclusiva —o la responsabilidad nuclear— de estructurar el contenido contractual (condiciones o estipulaciones generales), deber que también es conocido en la dogmática jurídica como el ilustrativo nombre de “deber de hablar claro” (ciare loqui), el que persigue que el texto contractual, es la aspiración, esté libre de ambigüedades, de imprecisiones, o de estipulaciones que suscitan dudas, todo lo cual conspira contra caros y mínimos derechos en relación con una adecuada compresión del mismo, según ya se precisó. De ahí que si quebranta el deber en mención, se impongan unas consecuencias desfavorables en el terreno hermenéutico, a fin de que no se perjudique al sujeto o cocontratante receptor.

Alrededor de este deber de claridad, la Corte Suprema de Justicia hace algunos años señaló, con motivo del análisis de las nuevas realidades del contrato (nuevo entorno contractual) que, “...para decirlo sin ambages, ciertas peculiaridades de los referidos contratos [predispuestos], relativas a la exigua participación de uno de los contratantes en la elaboración de su texto; la potestad que corresponde al empresario de imponer el contenido del negocio; la coexistencia de dos tipos de clausulado, uno necesariamente individualizado, que suele recoger los elementos esenciales de la relación; y el otro, el reglamentado en forma de condiciones generales, caracterizado por ser general y abstracto; las circunstancias que rodean la formación del consentimiento; la importancia de diversos deberes de conducta accesorios o complementarios, como los de información (incluyendo en ese ámbito a la publicidad), lealtad, claridad, entre otros...; la existencia de controles administrativos a los que debe someterse; en síntesis, las anotadas singularidades y otras más que caracterizan la contratación de esa especie, se decía, le imprimen, a su vez, una vigorosa e indeleble impronta a las reglas hermenéuticas que le son propias y que se orientan de manera decidida a proteger al adherente” (Sentencia del 4 de noviembre de 2009).

9.3. LA BUENA FE Y LA PRESERVACIÓN DE LA CONFIANZA LEGÍTIMA OPORTUNAMENTE INCULCADA POR UNA PARTE EN LA OTRA.

Buena fe y confianza legítima y racional están inseparablemente ligadas en la órbita jurídica107 y, sobre todo, en sede del itercontractual, en sentido lato, a fin de cobijar, in globo, las diversas dimensiones y fases de la relación negocial entendida como un proceso concatenado que se desdobla en un determinado tempus, conformado por diversos hitos y eslabones.

Ello explica que una de las facetas de mayor resonancia y fertilidad de la buena fe —en su vertiente objetiva— en la actualidad, resida en el respeto y en la correlativa protección equilibrada y justiciera del “otro” (alter), específicamente del sujeto que, en función o atención de los ofrecimientos, comportamientos, conductas, actuaciones y actitudes de su cocontrante, confió plenamente en él, en su palabra, en su honorabilidad, en su corrección, y en su actuar, hasta el extremo de que en la praxis, dicha confianza se tornó decisiva en lo que a su aceptación volitiva se refiere, puesto que de otro modo no hubiera contratado, o lo hubiera hecho, si acaso, en condiciones enteramente disímiles. De ahí a que conscientemente se empleen los vocablos “legítima” y “racional”, a fin de caracterizar la confianza en comento, que en su esencia denota fe en el otro, en el los demás Vides), fe que en tales circunstancias justifique la intervención del juzgador, con el propósito de proteger tal creencia, nacida en un ambiente de confianza (atmósfera pre negocial y negocial).

Como lo ha exaltado la Corte Suprema de justicia, desde una perspectiva amplia, “...principio vertebral de la convivencia social, como de cualquier sistema jurídico, en general, lo constituye la buena fe, con sujeción al cual deben actuar las personas —sin distingo alguno— en el ámbito de las relaciones jurídicas e interpersonales en las que participan, bien a través del cumplimiento de deberes de índole positiva que se traducen en una determinada actuación, bien mediante la observancia de una conducta de carácter negativo (típica abstención), entre otras formas de manifestación”, postulado que presupone “que se actúe con honradez, probidad, honorabilidad, transparencia, diligencia, responsabilidad y sin dobleces” y que, desde otro ángulo, se identifica “con la confianza, legítima creencia, la honestidad, la lealtad, la corrección y, especialmente, en las esferas prenegocial y negocial, con el vocablo “fe, puesto que “fidelidad quiere decir que una de las partes se entrega confiadamente a la conducta leal de la otra en el cumplimiento de sus obligaciones, fiando que esta no lo engañará”.

Y en forma más específica ha expresado la misma Corte que, “6. En cuanto al «principio de confianza legítima», ha dicho esta Sala que tal postulado: procura garantizar a las personas que ni el Estado ni los particulares, van a sorprenderlos con actuaciones que, analizadas aisladamente tengan un fundamento jurídico, pero que al compararlas, resulten contradictorias”, ya que el proceder inicial puede generar legítimas expectativas en los usuarios de la administración de justicia, que deben ser respetadas (auto de 4 de febrero de 2008, exp. 2002-00537-00)»108.

También en Sentencia más reciente, del 27 de febrero de 2007, la Corte señaló que, El principio general de la buena fe está en indisociable conexión con la confianza legítima, legalidad y probidad de los ciudadanos, protege de cambios sorpresivos e inesperados que, aunque amparados en las reglas de derecho, contradigan las serias expectativas gestadas con la conducta anterior, en función de las cuales estructuran su programa de vida por la confianza inspirada en la seriedad, estabilidad, coherencia y plenitud del comportamiento futuro, tutelando su buena fe y convicción en la proyección de la situación anterior”:

En este orden de ideas, es inconcuso que el Derecho no puede patrocinar ningún atentado contra las creencias y expectativas legítimas, obra de la inequívoca actuación ajena, que algún mérito e incidencia deben tener entonces en el campo jurídico, como en efecto la tuvieron a la sazón en la esfera o en el círculo de intereses del cocontratante, de ese otro que, de buena fe, confió sin sombra de mácula, sin dobleces, sin aprensiones, ni reticencias, proceder que amerita una respuesta tuitiva del ordenamiento, en cabeza del juzgador que tiene a su alcance una serie de poderes y potestades inhibitorias, evitacionales, hermenéuticas, correctivas, resarcitorias, etc., llamadas a frenar y, en lo pertinente, a reprobar aquella conducta que, de una u otra manera, pretende desconocer que sus actuaciones, justamente por su entidad y relevancia, no pasaron desapercibidas sino que incidieron e impactaron en ese `otro”, digno de tutela por parte de un Estado social de derecho en el que el egoísmo desenfrenado, la individualidad a ultranza, la insolidaridad, la falta de cooperación, la incoherencia, el ejercicio abusivo de los derechos propios y el quebrantamiento —o desconocimiento— de los ajenos, no tienen espacio, ni cabida.

Es que como agudamente lo recordó el profesor Fernando Hinestrosa, “La vida de relación exige consideración, miramiento hacia el otro y, correlativamente, contención propia. Cada cual ha de pensar en el otro, `ponerse en el lugar del otro”. El comportamiento en sociedad acarrea riesgos, que se concretan en lo que respecta a la conducta dispositiva, y se materializan primordialmente en el desempeño durante las negociaciones y la ejecución de las obligaciones surgidas del contrato. Quien toma la iniciativa, quien declara, quien despliega una conducta asume las consecuencias de dicho mensaje. Ante todo, responde por la confianza que legítimamente haya podido despertar en el otro... Concordemente, el destinatario del mensaje o quien tiene el interés en él corre igualmente el riesgo de un entendimiento equivocado, y correlativamente merece ser protegido en la medida en que obra de buena fe objetiva, es decir que, en que puede, dadas las circunstancias, haber confiado en la sinceridad, la seriedad y la veracidad del contenido del mensaje que recibe, y entenderlo como lo toma. En consecuencia, quien hizo creer o dio a entender la existencia de un determinado estado de cosas no puede desdecirse, contradecirse, volver contra sus afirmaciones o hechos, pues ello iría contra la buena fe, sería una falta de lealtad y corrección”109.

Al fin de cuentas, el poder “antibacterial” y tutelar reconocido a la buena fe objetiva en el marco de la relación jurídico-negocial, impide —o debe impedir— que la confianza racional y legítima sea conculcada, erosionada, defraudada o desconocida, en cuyo caso al intérprete le compete actuar de conformidad, puesto que como lo explicita el profesor italiano Massimo Bianca, “La buena fe no tiene un contenido preestablecido, sino que es un principio de solidaridad contractual que se especifica en dos aspectos fundamentales, el de salvaguardar (hacer lo posible para proteger el interés de la contraparte dentro de los límites de un sacrificio apreciable), y el de lealtad. En la interpretación del contrato, la buena fe tiene importancia como obligación de lealtad, de donde la buena fe tiene importancia como obligación de lealtad, de donde la buena fe impone: a) No suscitar una falsa confianza; b) No especular con esa falsa confianza, y además, c) No desconocer la confianza razonable generada en la contraparte”110.

En sentido próximo, el profesor Ricardo Lorenzetti igualmente resalta en este mismo plano, al amparo de la buena fe, que a través de ella “...se busca preservar: la lealtad de las partes obrando como personas honestas; la conformidad con el standard ético en la contratación; [y] la protección de la confianza legítima creada en la otra”111.

Y el profesor Jorge Cubides Camacho, en otro estudio de su autoría, concluye su análisis alrededor del “Deber de realizar la expectativa concreta”, que “...la buena fe le impone, pues, a cada una de las partes el deber de acomodarse a sus propias actuaciones anteriores cuando ellas han creado un determinado ambiente en la ejecución del contrato, han llevado a la otra parte a actuar razonablemente en función o como consecuencia de aquellas actuaciones, y permiten realizar las expectativas concretas que originaron el convenio. En este mismo sentido, esas actuaciones anteriores constituyen el criterio para interpretar y fijar el alcance de las prestaciones que aún faltan por cumplir dentro del contrato, porque han creado o suscitado un entendimiento que se tornó vinculante, lo cual, desde luego, implica una variación respecto de la inicialmente acordado o previsto”112.

En la hora de ahora, en síntesis, no es pues de recibo que la confianza legítima y racional inculcada en el otro a través de diversos mecanismos y medios, sea soslayada, con el argumento de que hay que estarse irremediablemente a lo consignado por escrito, o que dicha creencia no vincula, o no trasciende, puesto que es posible migrar a otras conductas y actuaciones impunemente sin que medie resultado adverso, o negativo, en el entendido de que, in promtu, puede borrarse esa confianza, esa creencia y que, en tal virtud, el pasado no pesa, o encadena, a sabiendas de que la realidad no siempre es esa, como quiera que, por regla, a menudo el “pasado no perdona”, como suele expresarse, menos en materia contractual, en el que no puede legítimamente invocarse con éxito el derecho al olvido —o a olvidar—.

De ahí el protagónico papel que el iudex tiene de recordarlo, de recrearlo, de no olvidarlo, o de permitir que se quede enterrado en el ayer, perdido en la vorágine del tiempo, en la que se han extraviado y mancillado innúmeros derechos, expectativas legítimas y racionales de otros, una masa anónima que hoy no se puede invisibilizar a novo, confirmándose que mediante la tarea interpretativa del contrato podrán tutelarse y, por ende ser objeto de protección, dando pábulo a través de la interpretación final del acuerdo negocial.

Por eso legislaciones tan modernas como la argentina de 2014: Código Civil y Comercial, en su artículo 1067, entre otros señalan: “Protección de la confianza. La interpretación debe proteger la confianza y la lealtad que las partes se deben recíprocamente, siendo inadmisible la contradicción con una conducta jurídicamente relevante, previa y propia del mismo sujeto”.

9.4. LA BUENA FE Y SU INCIDENCIA EN LA INTERPRETACIÓN DE LOS CONTRATOS. LA BUENA FE INTERPRETATIVA.

Finalmente en lo que concierne con la incidencia de la buena fe en la órbita de la interpretación del contrato, y sin perjuicio de las anotaciones realizadas en torno al tema hermenéutico en el numeral que antecede, hay que expresar que, aún sin estar mencionada expresamente esta exigencia en alguna de las disposiciones que integran el haz de preceptos que conforman el Título XIII del libro cuarto del Código Civil, o de las normas que conforman el Código de Comercio, ella hace plena presencia desde el primero hasta el último de ellos, por la potísima razón de que hoy no es posible llevar a cabo cualquier actividad interpretativa en sede negocial sin tenerlo en cuenta, pero no en forma nominal, o virtual, sino real y permanente, con miras a garantizar que la interpretación, en lo suyo, se sintonice con la axiología jurídica, en especial con los postulados y valores de la Constitución política, que no es una especie de reino aparte y que por ello el Derecho privado, ni ningún otro, inexorablemente deben inaplicar, como se ha ya esbozado.

Así las cosas, con rotundez, imo pectore, hay que aseverar que en Colombia la buena fe, en el campo negocial (buena fe objetivada), por ser esencialmente poliédrica, cumple varias y trascendentes funciones, una de ellas en la esfera hermenéutica, al lado de otras que pueden llegar a enlazarse, v.gr: como límite al ejercicio subjetivo de los derechos, como basamento de la integración del contrato y de la gestación de deberes especiales de conducta (de fidelidad, de información, de coherencia, de claridad, de custodia, de seguridad, de evitar el daño y, en su defecto, de mitigarlo, etc.), según se acotó anteriormente.

Con todo, en la dimensión interpretativa, se itera, tiene asignado un rol estelar, más del que de ordinario algunos suelen atribuirle en la praxis, motivo por el cual a ella habrá de acudirse en el plano hermenéutico, con el propósito de “...determinar”, “...consultando en cada ocasión concreta los intereses de ambas partes..., lo que es oportuno, equitativo y justo”, según lo ha revelado con acierto la Corte Suprema de Justicia en providencia en la que expresamente se ocupó de la interpretación del “negocio jurídico” (Sentencia del 19 de junio de 1935)113.

Confirma el anterior aserto Don Luis Díez-Picazo, quien luego de examinar con fruición las diversas facetas de la buena fe, así como diversos aspectos de la misma, concluye alrededor de su importancia esquemáticamente lo siguiente: “Los contratos han de ser interpretados presuponiendo una lealtad y una corrección en su misma elaboración, es decir, entendiendo que las partes al redactarlos quisieron expresarse según el modo normal propio de gentes honestas, y no buscando circunloquios, confusiones deliberadas u oscuridades. 2. La buena fe, además de un punto de partida, ha de ser un punto de llegada. El contrato debe ser interpretado de manera que el sentido que se le atribuya, sea el más conforme a un desenvolvimiento leal de las relaciones contractuales, y para llegar a las consecuencias contractuales exigidas conforme a las normas éticas. 3. La buena fe impone también la aplicación de las ideas de confianza y autorresponsabilidad en la interpretación. Si una de las partes con su expresión o su declaración, suscitó en la otra una confianza en el sentido objetivamente atribuible a dicha declaración, esta parte no puede impugnar este sentido, y pretender que el contrato tiene otro diverso. Las declaraciones de voluntad deben interpretarse en el sentido más conforme con la confianza que hayan podido suscitar de acuerdo con la buena fe”114.

8.2. LA POSICIÓN DE LAS PARTES.

Desentrañar el sentido de la llamada cláusula de Derechos Económicos por Precios Altos constituye en verdad la columna toral de la controversia sometida a arbitraje. Así las cosas, mientras que la convocante sostiene en su demanda, sus alegatos y en toda su actuación procesal que la interpretación que se traduce como intención común de las partes para los fines del artículo 1618 de Código Civil, corresponde al “tratamiento individual y separado de “cada Área de Explotación” que es el texto que se lee en la cláusula 16.2115, la convocada planteó como primera excepción a esta pretensión una tesis opuesta como configurativa de la misma intención común. La convocante sustenta su posición interpretativa en seis criterios que a su juicio deben orientar al juzgador para desentrañar la verdadera fuente hermenéutica de cara al contrato sometido a su escrutinio, algunos con sentido imperativo y otros a modo subsidiario o auxiliar, como sigue: i) El uso reiterativo de la expresión “cada Área de Explotación” en los diferentes modelos precontractuales y en el iter mismo del contrato, pues dicha expresión se consignó literalmente tanto en el proyecto preparado por los expertos, como en los Acuerdos 10 y 20 del 2004116 y por último en el Contrato de Exploración y Explotación Chaza117; ii) El comportamiento de la convocada que además de haber dispuesto el contenido normativo de los documentos que luego se tradujeron en el Contrato de Exploración y Explotación Chaza, nunca objetó el alcance de la expresión y solo lo hizo cuando fue necesario liquidar el monto de los derechos a que se refiere la cláusula 16.2; iii) La modificación por parte de la convocada de la expresión “cada Área de Explotación” por “el Área Contratada”, incorporada esta última en un nuevo contrato suscrito entre las mismas partes en el año 2011118, lo cual lleva a la aplicación de interpretación sistemática por conducta de las partes en otros contratos en temas similares a la que alude como canon hermenéutico el artículo 1622 del Código Civil colombiano, y en virtud de la cual solo puede deducirse, según la convocante, que la intención originaria fue tan clara que por ello precisamente, la convocada impuso su modificación en la literalidad del posterior negocio jurídico celebrado entre las partes; iv) Al resultar la convocante deudora y destinataria de un contrato predispuesto por la convocada, cualquier duda interpretativa ha de resolverse en favor de ella, todo en concordancia con lo dispuesto por el artículo 1624 del Código Civil; y) El comportamiento continuo y sostenido de la convocante, refractario a la posición interpretativa de la convocada, revelado en la correspondencia entre las partes iniciada con la comunicación del 29 de marzo de 2011119, dirigida por la convocante a la convocada; vi) La preservación de la confianza legítima que generó en la convocante toda la conducta de la convocada en la fase anterior a la suscripción del Contrato de Exploración y Explotación Chaza, y con ocasión de la cual se motivó a los inversionistas, especialmente extranjeros, para vincularse al desarrollo de proyectos de hidrocarburos en Colombia, cuando dicha industria para la época previa a la celebración del contrato se encontraba afectada por una evidente depresión, habida cuenta de la particular situación de orden público y político en el país. Todos estos argumentos fueron debidamente sustentados en normatividad, doctrina y jurisprudencia, afecta a ellos.

Por su parte la convocada plantea como antes se advirtió una posición interpretativa totalmente opuesta al considerar que en la expresión “cada Área de Explotación”, la palabra “cada”, bajo su apreciación “cumplió en la redacción de la disposición contractual que se estudia, la función de reagrupar el conjunto de las Áreas de Explotación, para sumar así la acumulación de la producción de cada una de ellas, haciéndola producir efectos respecto de la totalidad del crudo extraído en la ejecución contractual, para la activación de la cláusula de precios altos, como fue, es y seguirá siendo la voluntad de la ANH, administradora por Ley, del recurso de propiedad de LA NACIÓN, como lo son los hidrocarburos. Es decir, la redacción de la cláusula 16.2, no solamente acumula producción, sino también acumuló áreas, esa es la intención de que habla el artículo 1618 del Código Civil”120 (Negrilla fuera de texto).

Advierte el Tribunal en este aspecto, que la posición de la convocada no está orientada a la intención común que sostiene la convocante, sino a la voluntad que se dice individual de la ANH, es decir, de la convocada, como fuente hermenéutica para efectos de desentrañar el verdadero sentido de la cláusula.

En adición la convocada afirma como sustento de su posición; 1) La intención de la ANH convocada, en el sentido antes transcrito; ii) La claridad literal y lógica de la cláusula 16.2, reveladora de la intención interpretativa de la misma convocada; iii) La expresión “todos los hidrocarburos” a que hace referencia el texto del contrato de Exploración y Explotación en la cláusula 2.1121, junto con la referida a que toda la actividad de exploración y explotación regulada por el contrato, se desarrollaría a costo y riesgo exclusivo de la convocante, a que alude la cláusula 2.2122 del mismo contrato, resultan indicativas del alcance omnicomprensivo de la expresión “cada”, incorporada en la cláusula 16.2 del Contrato de Exploración y Explotación Chaza; iv) La expresión “cada Área de Explotación” en su acepción individualista, solo tiene alcances para determinar en el contrato la duración de las áreas de explotación, es decir la vigencia y la terminación del mismo123; V) La modificación incluida en el contrato PUT 2011, en la cláusula 4.2. permite arribar “(...) a la misma conclusión expresada cuando se analizó el criterio de interpretación contenido en el inciso primero del artículo 1622 del Código Civil, y no es otra que la razón por la cual las partes usaron el adjetivo cada tuvo como finalidad no sólo reconocer que dentro del desarrollo del contrato pueden coexistir un conjunto de áreas de explotación sino también que, estas se deben considerar individualmente únicamente para los eventos relacionados con la duración de las áreas de explotación y/o producción , así como su extensión y su correspondiente terminación”24 (Subrayado fuera del texto); vi) La liquidación de la canasta de precios para efectos de determinar el derecho económico de precios altos a que alude la cláusula 16.2 no se verifica rigurosamente de manera individual por cada área de explotación sino que podría determinarse por un precio de referencia común en punto de entrega125. Finalmente, todos estos argumentos fueron también debidamente sustentados en la normatividad, doctrina y jurisprudencia, proclive a ellos.

9. LA INTERPRETACIÓN DEL CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS CHAZA YEN ESPECIAL DE LAS CLÁUSULAS 16.2 Y 16.3.

En desarrollo de lo expuesto en capítulo anterior (lineamientos de carácter general), necesario como se mencionó en su oportunidad, dada la tipología y el alcance de la controversia sometida a consideración del Tribunal, este acometerá su labor hermenéutica con arreglo a la aplicación del método subjetivo de interpretación del contrato (8.5), o como sistema, por antonomasia, encaminado a recrear lo que fue la común intención de las partes al celebrar el contrato en cita (8.6.)126, entre otras cosas por establecerlo así las disposiciones legales colombianas (artículo 1618, C.C. y concordantes) y la jurisprudencia nacional, al igual que por corroborarlo la doctrina especializada y por estar a tono, además, con lo señalado por el derecho comparado, en general, todo sin perjuicio del empleo corroborante de principios y reglas de índole objetiva, según las circunstancias (método objetivo, 8.5).

La común intención será buscada primeramente a partir de los elementos emanados del texto contractual (elementos textuales), sin que allí se agote la tarea hermenéutica, como quiera que el Tribunal también habrá de acudir a elementos extratextuales y comportamentales, y dentro de ellos, particularmente, a examinar la conducta de las partes (`comportamiento integral”), tanto en la fase previa al contrato, como en la concomitante con su celebración y en la posterior al mismo, bajo la convicción de que estas últimas podrán contribuir eficientemente a afianzar su criterio para desentrañar la citada común intención.

Igualmente, en lo aplicable, tendrá en cuenta la buena fe como principio rector hermenéutico, al mismo tiempo que la ponderación de los deberes especiales de conducta emergentes de la misma (8.9), y también la confianza legítima y racional suscitada (8.9) entre las partes contratantes, así como el criterio de la razonabilidad interpretativa (interpretación razonable, 8.8).

Para acometer la tarea que en concreto le ha sido encomendada al Tribunal han de traerse al caso sub judice las normativas, criterios y principios que encausan la labor interpretativa del juez, y para ello inicia por circunscribir el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza en los de modalidad estatal a los cuales se aplican los principios del derecho privado, por disposición expresa del artículo 13127 de la Ley 80 de 1993, complementado por lo dispuesto en el artículo 76128 del mismo Estatuto, que en manera alguna excluye el mandato del primero, en cuanto para la tarea hermenéutica han de aplicarse los criterios incorporados en el derecho privado de Colombia, específicamente en los Códigos Civil y de Comercio, como ya se esbozó.

9.1. EL CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y DE EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS CHAZA Y SU FUERZA OBLIGATORIA.

Ha de poner de presente el Tribunal en primer término, y por corresponder ello a la tarea que imperiosamente le resulta necesario adoptar al juzgador ante cualquier problemática contractual, que sobre los aspectos atinentes a la existencia, validez y eficacia del contrato, aparece ausente toda divergencia entre las partes, de suerte que el reconocimiento del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza en el ámbito jurídico resulta incuestionable y por ende su carácter vinculante pleno respecto de las partes que en él intervinieron.

Empero, se revela claramente por las posiciones que delimitan la confrontación entre las mismas partes, su divergencia frente al alcance de la interpretación de los términos del Contrato que enmarcan el denominado en el mismo, “Derechos Económicos por Precios Altos”.

En razón de lo anterior, como se anticipó, resultan aplicables a la solución de la presente causa las reglas de interpretación consagradas en los artículos 1618 a 1624 del Código Civil y sus concordantes del Código de Comercio, en lo aplicable, incluido el artículo 823129 de este último ordenamiento, alusivo a la llamada `interpretación gramatical o filológica”, en un todo de conformidad con lo expresado en las consideraciones inmersas en el numeral 1.8 (Lineamientos de carácter general).

En efecto, para el Tribunal aparece como imperioso, en lo suyo, referirse entonces a los métodos de interpretación reseñados en precedencia, sin que por ello excluya, indefectiblemente, la posibilidad de que algunas reglas de uno y otro, según el caso, puedan servirle de apoyo, aun cuando no de manera concurrente y simultánea, sino secuencial —gradual y condicionada—, dándole cabida derechamente al llamado método subjetivo, por entender que es el que, en línea de principio, como se señaló a espacio, prima en el Derecho colombiano, de tal suerte que la búsqueda de la común intención de las partes, en consonancia con lo reglado por el artículo 1618 del Código Civil, será, ab initio, la que debe guiar la tarea hermenéutica de este Panel arbitral, en primer término, sin perjuicio, se reitera, de una que otra referencia al método objetivo, mejor a sus reglas, podrá igualmente hacerse, en lo pertinente, por vía de ejemplo a la llamada regla contra stipulatorem, con apego a la tesis de la subsidiariedad, según bien lo expresó la convocada en su alegato de conclusión130.

No huelga mencionar, por su significado, que la labor interpretativa ha de diferenciarse de la calificadora e integradora, stricto sensu, puesto que mientras la primera busca desentrañar el verdadero sentido de la disposición negocial, la segunda pretende confirmar la arquitectura o esquema contractual utilizado por los disponentes para determinar sus consecuencias y la última pretende incorporar al negocio jurídico, para enriquecerlo, no solo las disposiciones legales naturales al mismo, sino los principios generales del derecho, y demás usos y costumbres, entre otros insumos más.

9.2. LA CLÁUSULA 16.2 Y 16.3, OBJETO DE INTERPRETACIÓN.

Para efectos de mejor ilustración el Tribunal transcribe de nuevo la cláusula 16.2, en sus apartes pertinentes, junto con la cláusula 16.3:

“16.2. Derecho por Precios Altos: 

Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas lntermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento. 

Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula: 

(...)”131 (destacado por el Tribunal)

“16.3. Pruebas de Producción: Los Hidrocarburos líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción realizadas por EL CONTRATISTA también causarán los derechos de que tratan los numerales anteriores, siempre y cuando se cumplan las condiciones del numeral 16.2”32. 

Anota simplemente el Tribunal frente a esta visión genuina de la cláusula, que la expresión “cada Área de Explotación” aparece replicada, de manera tal que su vocación funcional no puede resultar soslayada, o simplemente ignorada en sus efectos auténticos, y menos aislada o neutralizada, pues es un elemento cardinal empleado recurrentemente para derivar de él relevantes consecuencias en el plano hermenéutico, como lo hará expresamente, con apego a diversas pautas y herramientas encaminadas a elucidar su alcance y significado, se itera, crucial en el sub lite. De ahí que su rol será decisivo, pues permitirá, en asocio de otras más, ayudar en el ejercicio de revelación de la voluntad común a que la ya se aludiera, una y otra vez (común intención), según el caso.

9.3. EL SINTAGMA “CADA” Y SU ANÁLISIS ETIMOLÓGICO Y SEMÁNTICO.

La expresión “cada Área de Explotación” requiere entonces su análisis hermenéutico que permita desentrañar el verdadero sentido que cumple en función de lo que las partes dispusieron en el contrato traído a este arbitraje. Desde una perspectiva gramatical, sin por ello desvirtuar la importancia de otros elementos textuales y extratextuales, como se anotó, de manera evidente la expresión “cada” cumple en esta cláusula y en las demás estipulaciones en la que aparece consignada, la función de sintagma133, es decir, una palabra que se articula en torno a un núcleo y que puede ejercer alguna función sintáctica134, cual es la de calificar el adjetivo “Área de Explotación”, de suerte que adopta la modalidad de adjetival, en cuanto indica “que el sustantivo al que modifica denota un conjunto cuyos miembros se consideran individualmente y entran en una relación distributiva con algún otro elemento”135.

En el mismo sentido, el Diccionario de Construcción y Régimen de la Lengua Castellana136 define la expresión “cada” de la siguiente manera:

“CADA. Adj. Invariable 1 a) Se antepone a un nombre en singular tomado colectivamente, para referir a todos los individuos separadamente y de por sí lo que se dice del conjunto (...) b) Cada uno: Todos según individualmente y de por sí les toca (...)” 

De la anterior óptica idiomática, la expresión “cada Área de Explotación” refleja entonces y de manera irrefutable, una unidad, individualmente considerada, en función de otras del mismo conjunto, dentro de un contexto, cual es para el asunto objeto de análisis la llamada “Área Contratada”137, o en vocablos del mismo contrato, una porción del Área Contratada, corresponde a la definición del Área de Explotación, vocablo que, por su parte, confirma análoga idea de pluralidad, en la inteligencia de que al aludir a una “porción”, correlativamente admite la presencia de otra u otras más.

De otro lado, y desde el punto de vista estrictamente etimológico138 resulta confirmada la apreciación anterior, en cuanto el vocablo139 “cada” proviene de la raíz griega katá, origen de la voz latina cata140, que le confiere a la expresión en mención, en el idioma castellano, el valor de adjetivo distributivo individualizante dentro una misma clase.

Por lo antes expuesto, resulta conclusivo afirmar el carácter individual, particular, propio del término “cada”, relativo en este caso a “Área de Explotación”, de manera tal que un área de explotación aparece claramente diferenciada de otra, precisamente por la vocación individual, propia y particular de dicha área, en función del contexto dentro del cual existen indudablemente varias de la misma clase (función conjuntiva), contexto que para este caso, se itera, no es otro que la llamada “Área Contratada”.

9.4. LA CLARIDAD LITERAL DE LA EXPRESIÓN “CADA” EN LA CLÁUSULA 16.2.

Para el Tribunal emerge del anterior análisis idiomático la inexistencia de ambigüedad alguna en torno al alcance de la expresión “cada Área de Explotación”, en razón de la claridad del vocablo “cada” y la inequívoca función distributiva e individualizadora que le atribuye al Área de Explotación dentro del contexto del contrato de marras, de suerte que en este caso considera que el apoyo gramatical y filológico, al que le reconoce valía, en general, como se expresó antes (8.1), no choca con otros elementos y reglas interpretativas a emplear en el presente asunto. Por el contrario, informan y ayudar a descifrar lo querido por los contratantes, máxime cuando es conocida su condición de profesionales, confirmatoria de que en principio sabían lo que convenían, y lo que significaba en su contrato el término “cada”, entre otros más del mismo o similar significado.

Reafirma entonces la anterior conclusión del Tribunal la aplicación de la regla comercial consagrada en el artículo 823141 del consabido estatuto, ya bosquejada, según la cual los términos usuales en los contratos mercantiles se entenderán en el sentido común que tengan en el idioma castellano.

Como consecuencia de lo anterior, el sentido literal de la expresión en mención deviene evidente, hasta el punto de que, simplistamente, prima facie, no requeriría interpretación alguna y conduciría a la correlativa evocación del socorrido —y distorsionado— brocardo “In claris non fit Interpretatio” ya analizado en el capítulo 8.2 anterior.

Sin embargo, como ya se expresó en su oportunidad, tal brocardo envuelve una petición de principio, de suerte que para poder establecer si un texto es claro, es porque previamente se interpretó —o se acudió a la interpretación—, en cuyo caso el acto hermenéutico resulta en aplicable y predicable de todas las hipótesis hermenéuticas, haya o no duda, ambigüedades, poca claridad, o aún diafanidad. De ahí que el Tribunal no reducirá privativamente su análisis a dicha lectura, por meridiana que sea, sino que acometerá, además, la tarea de someter la susodicha conclusión derivada del alcance de la expresión “cada Área de Explotación” al tamiz de otros principios y reglas hermenéuticas prohijadas por los ordenamientos de derecho privado colombiano, sin por ello restarle valor a esta aproximación gramatical, o filológica, pues lo tiene, conocedor el Tribunal de que en esta causa tuvo una injerencia singular, como lo ha confirmado con base en otras pesquisas y auscultaciones del material que obra en el plenario.

Lo anterior, claro está, sin perjuicio de considerar que la literalidad del contrato (elemento textual), sin exagerarla o hacer culto de ella, se traduce en el punto inicial de partida de lo presuntamente buscado y querido por las partes, del tal modo que en estas condiciones podría estimarse que, en principio, la intención común y, de contera real de los contratantes fue la de atribuir a la expresión “cada” el alcance y función señalada, con mayor razón si esta lectura no choca con la regla de la intencionalidad, esencia del artículo 1618 del Código Civil, como ya se anotó (8.1), la que proscribe una visión tozudamente literal, al margen de otras consideraciones y elementos, no siempre o indefectiblemente coincidentes, aun cuando en este caso sí, se anticipa.

Soporta esta visión del Tribunal lo afirmado por varios de los testigos que comparecieron al proceso, no propiamente filólogos, quienes reafirmaron que el alcance de la expresión “cada Área de Explotación” está referido a su carácter individual, particular y propio, en manera alguna cumulativo para los efectos de la liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos a que se refiere la cláusula 16.2.

Para el efecto, declararon así los siguientes testigos:

El señor Tomás de la Calle en su declaración rendida el día 2 de diciembre de 2014, manifestó:

“(…).

DR. GAMBOA: En ese orden de ideas cuál era el entendimiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2004 cuando usted participaba y hacía esas presentaciones respecto de los 5 millones de barriles, y la sumatoria, se entendía o existía discrepancia alguna? 

SR. DE LA CALLE: No, para nada, nosotros salíamos a anunciar eso, qué nos pasa, si este señor descubre aquí a mí me interesa como país que por fin lo traje, que por fin vino a Cartagena, que por fin vino a Bogotá, que siga invirtiendo en exploración, pero él invierte en exploración si este vuelve a tener… económicos atractivos, pero si le sumo a este lo que llevaba a este le daño los económicos y el no sigue explorando eventualmente, precisamente lo que anunciábamos es: toda la resolución la vamos a hacer a nivel de campo para que usted se anime a descubrir más campos, ya la regalía la tenemos a nivel de campo, los precios altos lo tenemos a nivel de campo, entonces venga y explore y descubra más barriles si quiere.

Nosotros lo que queríamos era promover la exploración y que la gente viniera, y que los económicos lucieran buenos, y eso fue el éxito que tuvimos, tenemos 256 contratos firmados y en ese momento se contaban con los dedos de la mano, la sola ANH, por qué, porque la gente ve esto, hace los económicos en su casa o en su oficina y ven que son muy atractivos pero no sumándole lo otro.

DR. GAMBOA: Usted dice: no sumándole lo otro, significa que el entendimiento desde el director hacia abajo era no sumar la producción en la etapa de evaluación a otras áreas de exploración.

SR. DE LA CALLE: Sí, ese era entendimiento de todos, de los cuatro abogados que nos asesoraron, de Ecopetrol que nos ayudó y de todo el mundo era: vamos a hacer esto atractivo y las contabilidades son aparte. 

(…).

DR. PARRA: Ya para el 2010, que es la pregunta que está haciendo el doctor, supongo que es un conocimiento distinto. 

SR. DE LA CALLE: Lo que voy a decir lo voy a decir cuando estaba en la Agencia y después respondo la pregunta muy rápido. 

Nosotros en la Agencia dimos la vuelta al mundo con este gráfico, con este gráfico se dibuja aquí prospectividad del país y en este se dibuja el porcentaje del govemment take, si el govemment take es del 100% uno no quiere ir a ese país porque si descubre todo lo coge el Estado, y en esto uno puede hacer 4 cuadrantes, esto es lo que le explicábamos al mundo, que es este cuadrante aquí, el 1, un gobierno que se coge casi toda la renta petrolera en cuyo terreno en cuyas áreas sedimentarias hay muy poca prospectividad, aquí estaba Colombia, aquí estábamos nosotros, esta área en cambio es muy buena porque hay mucha actividad petrolera en el país y el govemment take es bajito, qué dijimos como política petrolera, bajémonos para acá, esto era el 85%, bajémonos al 50%, esto es lo que hace el gobierno, y qué hace la industria, si a uno le funciona empieza a venir la industria al país entonces se va pasando para este bloque, esto era lo que le decíamos al mundo. 

Pero esta gráfica no a todo el mundo se lo decíamos porque era peligrosa, y es: cuando todo el mundo esté aquí atrapado vamos a empezar a aumentar la renta otra vez, cuando todo el mundo quiere venir a mi país es porque está atractivo entonces uno vuelve a recuperar la renta perdida, puede que no vuelva a llegar al 85 pero la vuelvo a recuperar, y el contrato ha tenido eso, no sé cómo se hace esto, pero en el contrato de que estamos hablando ustedes tienen la fórmula aquí, en esta fórmula hay un 30% que es lo que la ANH captaba, qué empezó a hacer la ANH, modifiquemos ese 30 y subámoslo, entonces en los contratos nuevos, aquí traje la versión del 2014, ese 30 ya no es 30 sino que es 30 o 35 o 40, por qué, porque estamos haciendo esto, captemos un poquito más de la renta y este contrato del 2014, espero no enredarlos con esto voy a ir muy despacio. 

El contrato solo del 2014 dice: ahora sí voy a sumar, este es el bloque que estábamos viendo con un área aquí y otra aquí, ahora sí voy a sumar este con este para llegar a los 5 millones, pero sólo lo dice en la versión de 2014, en la versión original era claro que no y no era una equivocación ni una interpretación mala, es que ya estamos más cotizados entonces como estamos cotizados podemos captar más renta, porque mucha gente quiere venir y hacen fila para venir entonces deme más renta a mí, pero al principio era claro que esto era una cosa y esto era otra cosa, hoy en día. Pero este contrato sí decía cada cosa es aparte. (…)”142. 

La doctora Marlene Beatriz Durán Camacho en declaración de fecha 21 de noviembre de 2014:

“(…)

DR. GAMBOA: Acaba de referirse a la producción acumulada del área de explotación y se refirió a que era de cada área, podría ampliar ese concepto de cada área de explotación y al tenor de la cláusula que se sugirió por parte de ustedes? 

SRA. DURÁN: Lo que estaba cuando se estaba preparando esta cláusula y como estábamos buscando también hacer la comparación de los beneficios, pues comparación de lo positivo y lo negativo que venía del sistema anterior, donde definitivamente la entidad estatal quiere para sí una retribución, una compensación, a falta de una mejor expresión, aquí por eso se usó participación en las utilidades, se quiso que fuera sobre cada área de explotación y que se dividiera el régimen contractual y el régimen económico de las diferentes áreas que hay dentro de una misma área contratada, me expliqué o no? 

(...)143 (Negrilla fuera texto).

Al respecto, el testigo Julián Antonio García declaró:

“(…).

DR. JARAMILLO: Para mayor ilustración del Tribunal podría por favor invitarlo a que nos diseñe o por favor nos puede graficar de una manera más esquemática lo tocante con los 5 millones de barriles y cómo se interrelacionan esos 5 millones precisamente con estas indicaciones que pudiéramos de alguna manera combinar ambos criterios? 

SR. GARCÍA: Bueno, correcto, entonces aquí está el tiempo que es este mismo tiempo y aquí está la producción acumulada, no la diaria, la que hay que conocer diaria es para las regalías, las de los alcaldes..., para este vale es la producción acumulada, entonces mientras usted estuviera por debajo de 5 esto no existía, estos son los precios del petróleo internacional, entonces aquí estábamos en el año 2014 y aquí estamos en el año 2015. 

Supongamos que usted logró los 5 millones de barriles en enero del año 2015, quiere decir que, si aquí está enero del año 2015 hasta diciembre del año 2014 puede pagar lo que quiera, usted no le tiene que dar nada a la Agencia, porque usted no ha llegado a los 5 millones de barriles, una vez llegue a los 5 millones de barriles en esa explotación enero de 2015 se va usted a esta gráfica. 

DR. JARAMILLO: Sí, pero espere un momentico, lo debe hacer con los precios base y el precio West Texas Intermediate para poderlo establecer...? 

SR. GARCÍA: Sí, sí, sí, claro, entonces usted qué es lo que hace, supongamos que está en febrero del 2015, o sea dijimos que en el 2014 usted no ha llegado a los 5 millones de barriles, está produciendo pero va en 4 millones, 3 millones no ha llegado a los 5, entonces como no ha llegado... 

DR. PARRA: Y el beneficio, ese beneficio es individual?  

DR. JARAMILLO: No lo comparte efectivamente... 

SR. GARCÍA: No, no, no, mientras esté en menos de 5 millones de barriles usted a la Agencia no se aparece a dar plata, sólo los cánones superficiales, la otra cosa pero usted a la Agencia no se aparece a dar nada de plata mientras está en memos de 5 millones, allá no se tiene que aparecer, apenas llegue a 5 millones se aparece a la Agencia y dice, aquí vengo a pagar o a que por favor, si ustedes ven las cartas en enviadas, a que por favor pase a recoger su parte. Entonces estamos en febrero, en febrero supongamos que el precio fue 35, entonces usted se va a la fórmula y le da... supongamos que le da el 7% por poner algún número, entonces llegó febrero, el precio fue 35, usted aplica la fórmula, supongamos que le da el 7% entonces usted le dice a la Agencia, por favor el 7% pase a recogerlo, además del 8% de las regalías recoja el 7 o quiere que se lo venda y le doy la plata.

Pero eso ocurre en febrero del año 2015, en el año 2014 no porque no ha llegado a los 5 millones, mientras no llegue a los 5 no hay conversación con la Agencia con referencia a precios altos, apenas llegue a los 5 hay conversación para ver cómo le paga o si los recoge, etc. 

DR. PARRA: Pero para WTI tiene que estar por encima del precio base que ha fijado la Agencia? 

SR. GARCÍA: Correcto, si llega por ejemplo el mes de junio del año 2015, usted ya está a acá, pues ya pasó los 5 millones, ya va en 6 millones por decir algo, ya está acá pero ese mes estuvo por debajo de 30, entonces ese mes no tiene que darle nada a la Agencia, ese mes, se hace por mes, entonces en el mes de junio el precio bajó por debajo de 30, aunque usted ya tiene los 5 millones pero no tiene que darle nada porque el precio estuvo bajito, entonces por eso no tiene que darle nada pero en julio volvió y subió entonces ahí se le aparece otra vez a la Agencia a darle, y aplica la fórmula, a darle lo que le dé en la fórmula. 

DR. GAMBOA: Ha hablado de producción acumulada y también ha hablado de que cada área de explotación tenía su vida independiente, cuando se refiere aquí a producción acumulada a qué hace referencia, a área contratada, a área de evaluación o área de explotación?  

SR. GARCÍA: Área de explotación.

DR. GAMBOA: Significa entonces lo que usted nos está... 

SR. GARCÍA: Y cada área de explotación debe llevar sus cuentas, está llevando sus cuentas de barriles, sus cuentas de fechas, acuérdense que cada área tiene una diferente, el uno vence en el año 2030, el otro en el 2033 por allá en el ejemplo que hicimos, cada área de explotación se vuelve una unidad contractual diferente a la otra y cada uno lleva sus cuentas de barriles, de fechas, de compromisos de entregar información, etc.  

DR. GAMBOA: Significa eso que puede existir precios altos para un área de evaluación dentro de esa área contratada y otra área de evaluación que no tenga precios altos porque no ha llegado a la producción acumulada? 

SR. GARCÍA: Sí, un campo puede estar ya en 5 y otro en 3 y el uno sí paga y el otro no en una misma área contratada”144(Negrilla fuera de texto).

Inclusive el doctor Zamora, a la sazón Director General de la ANH, afirmó:

“(…).

DR. GAMBOA: Usted que nos ha explicado toda su trayectoria, a partir de qué momento puede hacerse la liquidación de ese aporte, que usted dijo que era sencilla, tiene de un lado un factor que se llama valor de los hidrocarburos en el punto de entrega y el otro la fórmula de producción que usted ha explicado, lo puede hacer antes del programa de explotación si no tiene la canasta de crudos?

SR. ZAMORA: Si se recauda en especie sí, pero si se recauda en dinero no, ahora, para responderle la pregunta más exactamente, para que se pueda hacer una liquidación y cobro se tienen que cumplir todas las condiciones del contrato, que es que el área esté en explotación, que el precio sea superior al precio de referencia y que se haya superado el umbral bajo el cual no se cobra, si se cumplen las condiciones sí, si no se cumplen no, después de la comercialidad, cuando esté en explotación el área. 

DR. GAMBOA: O sea en evaluación. 

SR. ZAMORA: Ese tema sí me acuerdo muy bien porque lo discutimos bastante, ya en el proceso de aplicación del contrato, no sé sí me voy a adelantar pero una vez se cumplan las condiciones se liquidad y se cobra y en el caso de lo producido durante el período de evaluación se cobra retroactivamente, por lo menos en mi época fue lo que se decidió. 

DR. GAMBOA: En efecto lo producido en esa área de explotación durante el período previo, que fue la evaluación, todas esas pruebas se suman una vez entre en período de explotación se suma lo que esa área produjo y se liquida retroactivamente con esa producción? 

SR. ZAMORA: Ese fue el mecanismo que adoptamos en nuestra época. 

DR. GAMBOA: Es así? 

SR. ZAMORA: Así lo adoptamos, así consideramos que se debía hacer. 

DR. GAMBOA: Porcada área de explotación?

SR. ZAMORA: Sí, por cada área, si porque mientras una está en producción y la otra está en evaluación pues no está en explotación, se le puede cobrar. 

DR. GAMBOA: Recuerda usted si en el año 2010, 2011, esa minuta fue cambiada? 

SR. ZAMORA: Sí, esa minuta fue cambiada en el año 2010, me acuerdo perfectamente. 

DR. GAMBOA: Recuerda usted qué cambio se le introdujo a esta sección? 

SR. ZAMORA: Sí recuerdo que se definió para el cobro de precios altos que se iban a cobrar sobre la totalidad del área contratada. 

DR. GAMBOA: Se introdujo el texto área contratada tan solo hasta el 2010. 

SR. ZAMORA: En el 2010 se introdujo área contratada. 

DR. GAMBOA: Y mientras tanto antes se hablaba de cada áreas de explotación. 

SR. ZAMORA: Sí, pero en la práctica se liquida igual, cada área de explotación tiene que pagar. (...)”145 (Negrilla fuera de texto).

De manera conclusiva, se pone de presente entonces que la afirmación de la convocada reconviniente consagrada en su alegato de conclusión y según la cual “(...) la palabra “cada” cumplió en la redacción de la disposición contractual que se estudia, la función de reagrupar el conjunto de las Áreas de Explotación, para sumar así la acumulación de la producción de cada una de ellas, haciéndola producir efectos respecto de la totalidad del crudo extraído en la ejecución contractual, para la activación de la cláusula de precios altos, como fue, es y seguirá siendo la voluntad de la ANH, administradora por Ley, del recurso de propiedad de LA NACIÓN, como lo son los hidrocarburos. Es decir, la redacción de la cláusula 16.2, no solamente acumula producción, sino también acumuló áreas, esa es la intención de que habla el artículo 1618 del Código Civil”146, no se acompasa, de una parte, con el sentido gramatical, etimológico, sintáctico, filológico y literal de la expresión “cada Área de Explotación” consagrada en la cláusula 16.2 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza y, de la otra, con las diversas declaraciones anteriormente colacionadas, encaminadas, varias de ellas, a esclarecer lo que tal expresión —y noción— significó en la relación contractual.

Por lo tanto, no se puede entender que la intención que debe tenerse en cuenta como canon hermenéutico corresponde a la voluntad de una sola de las partes, por importante que haya sido, como lo es la que se le atribuye a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, lectura que en el campo preceptivo no está en estricta consonancia con el principio central de la interpretación, cual es la intención común (art. 1618), conjunta o convergente de las partes, y no la propia de cada una de ellas, “pues no se interpreta la intención individual sino la intención común de las partes”147, como a espacio se expresó igualmente en precedencia (8.6).

En adición a lo anterior, hay que tener en cuenta que la labor hermenéutica, en lo esencial, está referida al momento de la celebración del contrato, asignándole a este ejercicio un rol preponderantemente reconstructivo, pues es la voluntad de las partes la que a la sazón le dio origen y fundamento (autonomía privada), también como se mencionó.

9.5. LA REITERADA CONSAGRACIÓN DE LA EXPRESIÓN “CADA ÁREA DE EXPLOTACIÓN” EN DIFERENTES APARTES DEL CONTRATO, COMO INDICATIVA DE LA REAL INTENCIÓN DE LAS PARTES. 

La expresión “cada Área de Explotación” dentro de la sistemática a la cual se refiere el artículo 1622148 del Código Civil colombiano (8.4), impone analizar el contexto contractual del cual se predica, de manera que ello conduce a una revisión de los diferentes pasajes del contrato en los cuales se consagra la expresión “cada Área de Explotación” para verificar precisamente si el carácter individual, particular y único de ella sufre alguna alteración, o por el contrario permanece vigente, de suyo con más fuerza, dada la reiteración a lo largo del entramado contractual, confirmándose de esta manera que, del contexto, se corrobora o confirma la real intención de las partes. La primera referencia la consagra el contrato para definir Área de Explotación, como sigue

“1.6. Área de Explotación: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato. El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan” (Resaltado por el Tribunal). 

Con relación a este aparte el alcance individual y singular de cada Campo Comercial, identificado con “Cada Área de Explotación”, como lo afirmó el perito Rincón Alfonso, es paladino, pues en manera alguna se le atribuye carácter cumulativo para ningún efecto.

“4.3. Período de Explotación: El Periodo de Explotación se predica separadamente respecto de cada Área de Explotación y, por lo tanto, todas las menciones a la duración, extensión o terminación del Periodo de Explotación se refieren a cada Área de Explotación en particular” (Resaltado por el Tribunal). 

No puede ser más indicativa esta cláusula en cuanto al carácter individual, propio y particular de cada Área de Explotación, sin vocación cumulativa alguna respecto de sus efectos.

“4.3.3. Terminación voluntaria del Periodo de Explotación: En cualquier momento durante el Periodo de Explotación EL CONTRATISTA podrá dar por terminado este contrato con respecto a cualquier Área de Explotación, para lo cual informará por escrito a la ANH con una anticipación no inferior a tres (3) Meses, sin perjuicio del cumplimiento de las demás obligaciones”. (Resaltado por el Tribunal). 

Aparece reafirmada en esta cláusula el carácter individual, único y propio de la expresión del Área de Explotación.

“4.3.4. Efectos de la terminación del Período de Explotación: Cuando por cualquier causa terminen los derechos y obligaciones operativas respecto de algún Área de Explotación, EL CONTRATISTA dejará en buen estado, los pozos que en tal época sean productivos y las construcciones y otras propiedades inmuebles, todo lo cual pasará gratuitamente a la ANH con las servidumbres y bienes adquiridos para beneficio de la explotación hasta el Punto de Entrega, aunque tales bienes se encuentren fuera del Área de Explotación. Respecto de los bienes muebles destinados exclusivamente al servicio de esa Área de Explotación, si la terminación tiene lugar antes de cumplirse los primeros dieciocho (18) Años del Período de Explotación, EL CONTRATISTA tendrá la obligación de ofrecérselos en venta por su valor en libros a la ANH. Si en el término de tres (3) Meses, contados a partir de la fecha del ofrecimiento, la ANH no hubiere respondido afirmativamente, EL CONTRATISTA podrá disponer de ellos libremente. Si la terminación tiene lugar transcurridos los primeros dieciocho (18) Años del Período de Explotación, tales bienes pasarán gratuitamente a la ANH. La ANH establecerá de los pozos que se encuentren en producción en tal época cuáles deberán ser abandonados y aquellos que continuarán en producción. Cualquier desacuerdo respecto de la naturaleza y la destinación de los bienes será sometido al procedimiento señalado en la Cláusula 27. Así mismo, EL CONTRATISTA queda obligado a ceder a la ANH o a quien ella indique la Licencia Ambiental y los recursos económicos necesarios para atender las obligaciones de Abandono. La aplicación de esta cláusula no implicará una sustitución patronal entre EL CONTRATISTA y la ANH” (Resaltado por el Tribunal).

Nuevamente emerge en esta cláusula con toda claridad ese carácter individual del Área de Explotación sin carácter cumulativo alguno.

“9.3. Área de Explotación: El Área de Explotación estará delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita. 

Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral” (Resaltado por el Tribunal). 

Aparece de nuevo en esta cláusula la función individualizadora que cumple el Área de Explotación.

“9.4. Ampliación del Área de Explotación: En el transcurso del Período de Explotación de un Área de Explotación, si EL CONTRATISTA determina que un Campo Comercial se extiende más allá del Área de Explotación, pero dentro del Área Contratada vigente, podrá solicitar a la ANH la ampliación de tal Área de Explotación, acompañando su solicitud con los soportes correspondientes. Cumplido lo anterior a satisfacción de la ANH, ésta ampliará el Área de Explotación, quedando entendido que si tal ampliación se superpone a otra Área de Explotación, la duración del Periodo de Explotación que se aplicará para el Área de Explotación englobada será la del Área de Explotación respecto de la cual se declaró primeramente la comercialidad.

Parágrafo: Cuando el Área de Explotación solicitada por EL CONTRATISTA, de acuerdo con el numeral 9.4, se extienda por fuera del Área Contratada, la ANH ampliará el Área Contratada dándole a la ampliación solicitada el tratamiento contractual de Área de Evaluación, a menos que respecto del área solicitada se presente alguna de las siguientes situaciones: a) Que existan derechos otorgados a otra persona para la ejecución de actividades iguales o similares a las del objeto del presente contrato. b) Que esté en proceso de negociación o de concurso para el otorgamiento de derechos por parte de la ANH; c) Que existan restricciones ordenadas por autoridad competente que impidan adelantar las actividades objeto del contrato”. 

El carácter singular de la llamada Área de Explotación se refleja de nuevo esta disposición contractual

“CLÁUSULA 16-DERECHOS ECONÓMICOS CONTRACTUALES DE LA ANH

16.1.2. Áreas de Evaluación y de Explotación: EL CONTRATISTA reconocerá y pagará a la ANH un derecho, cuyo monto económico, nominado en dólares de los Estados Unidos de América, será el que resulte de multiplicar la producción de hidrocarburos que corresponden a EL CONTRATISTA según la Cláusula 14 por diez centavos de dólar de los Estados Unidos de América (USD $ 0.10) por cada barril de Hidrocarburos Líquidos. Este monto se incrementará anualmente según el I(n-2) definido en la cláusula 16.2 a partir del primero de enero del año 2006. Para gas natural este monto será de un centavo de dólar de los Estados Unidos de América (USD $ 0.01) por cada mil pies cúbicos (1.000 PC). Este pago se hará por semestre calendario vencido, dentro del primer mes del semestre siguiente” (Resaltado por el Tribunal).

“16.2. Derecho por Precios Altos:

Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.

Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.

El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula: (...)” (Resaltado por el Tribunal). 

Como aspecto por resaltar en esta cláusula ha de mencionarse que no es la primera aparición de la expresión cada Área del Explotación dentro del contexto del contrato (lectura contextual), pues aparece consignada en disposiciones precedentes y lo seguirá haciendo con el mismo carácter singular en las subsiguientes, con todo lo que de ello fluye en el plano hermenéutico.

“27.2.5. Exclusión: De conformidad con lo estipulado en la Cláusula 4 de este contrato (numeral 4.3.2 parágrafo), la falta de acuerdo entre las Partes para la extensión del Período de Explotación de cada Área de Explotación no dará lugar a desacuerdo y no se sujetará a los procedimientos establecidos en esta cláusula (...)”(Resaltado por el Tribunal). 

Obsérvese que esta cláusula relacionada con la solución de controversias reitera de nuevo el carácter singular a la expresión “cada Área de Explotación”, refrendando la misma función individualizadora que ha cumplido en las estipulaciones precedentes.

“30.3. En Áreas de Explotación: El Plan de Explotación de cada Área de Explotación incluirá el programa de Abandono correspondiente. Así mismo, en las actualizaciones al Plan de Explotación de que trata el numeral 9.4, EL CONTRATISTA hará los ajustes necesarios al programa de Abandono” (Resaltado por el Tribunal). 

Nuevamente en esta disposición, se consagra el sentido individual de “cada Área de Explotación” sin hacer mención a condición cumulativa alguna con las demás para ningún efecto.

Apreciado todo lo anterior, en asocio de otros elementos y herramientas adicionales, como se anticipó y examinó, el Tribunal deduce que la expresión “cada Área de Explotación” no fue utilizada en un sola cláusula del contrato de manera aislada, o insular, en sí misma desconectada del texto negocial en su conjunto, sino que su consagración fue reiterada de modo coherente en varias estipulaciones, con la misma función individualizadora y sin referencia cumulativa alguna no consagrada ni siquiera en la cláusula 16.2, objeto central de la controversia.

Interpretadas entonces sistemática y armónicamente las cláusulas del contrato, por cuanto su examen debe ser articulado y vertebrado, respecto de la expresión ”cada Área de Explotación”, el Tribunal no puede concluir con sujeción el canon del artículo 1622 del Código Civil nada distinto de lo consignado en el párrafo precedente, corroborándose entonces, por otra vía complementaria, el alcance atribuido a la voluntad común de las partes, pues se reitera que lo determinante en esta materia es la intención que se tuvo al momento de contratar, la cual se constituyó en el percutor de la relación contractual, sin perjuicio que la misma puede igualmente ser evidenciada a través de la conducta observada por ellas a lo largo de las diversas fases contractuales, como se apreciará seguidamente.

9.6. LA INTENCIÓN DE LAS PARTES EMANADA DE SU COMPORTAMIENTO DE LA FASE NEGOCIAL PREVIA AL CONTRATO, COMO REVELADORA DE LA VERDADERA INTENCIÓN DE LAS PARTES.

Canon fundamental, amén que con especial prestigio en sede hermenéutica para desentrañar la verdadera intención de las partes en el contrato, igualmente como se ha manifestado con algún detalle (8.7), es aquel destinado a conocer el contexto y el entorno histórico dentro del cual se formó el mismo, habiendo de resultar importante el conocimiento de lo deseado por las partes, el ambiente económico (nacional e internacional) preponderante en la época y las conductas particulares que dentro de ese ambiente asumieron los contratantes antes de perfeccionar el acuerdo negocial, sin dejar de reconocer que, a su turno, los hechos posteriores a la celebración del mismo, también suelen tener una definida vocación llamada a confirmar la común intención en referencia.

En el asunto sub examine, resultó acreditado que a partir del año 2001 una de las políticas de Estado adoptadas para entonces fue la de atraer la inversión extranjera en el área petrolera, habida cuenta del deterioro de este campo en el contexto de la economía nacional, agravado por la difícil crisis de orden público que entonces vivía la Nación. Así pues, la flexibilización de las reglas de inversión extranjera y de la política de regalías constituía un imperativo, no solo si el país quería retomar su condición en materia de autosuficiencia petrolera, sino también la de recuperar para los ingresos nacionales el producto de las exportaciones en materia de hidrocarburos.

Para el efecto, resultaba necesario entonces promover la inversión en el mencionado sector, atraer inversionistas y estimularlos con un nuevo modelo de contratación adoptado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, entidad oficial que a partir del año 2004 asumió la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación, de acuerdo con lo dispuesto en el Decretó de su creación.

En desarrollo de la nueva política petrolera, la precitada Agencia promovió la estructuración de un nuevo régimen de estrategias para la contratación petrolera bajo la denominación de concesión, al estilo de la moderna en el ámbito internacional, con especial estímulo para la exploración y explotación de pozos denominados “pequeños”, que al parecer son comunes en la geografía colombiana.

Dentro de tales estrategias y según una de las funciones asignadas en el Decreto de creación, numeral 5.3, “Diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento y administrar los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación”, fue eje cardinal, la elaboración por parte de un grupo de expertos convocados por la ANH de un modelo de contrato estándar, que se aplicaría a todos los convenios que en adelante celebrara esa agencia con los inversionistas, el cual recogería la experiencia del sector público y privado para que vertidos sus aportes legales, comerciales y técnicos se alcanzara un modelo de contrato que satisficiera, de una parte, el interés público directo de incrementar la exploración y explotación petrolera en el país, y de la otra, incentivar la participación de las compañías grandes y pequeñas en ese momento coyuntural de la industria petrolera nacional con márgenes de utilidad atractivos, sin que con ello se sacrificaran los intereses patrimoniales del Estado.

Dentro de este contexto se concibió, además, un mecanismo que aumentaría la participación de ingresos para el Estado cuando, de una parte, se alcanzara un volumen determinado de producción de crudo y, además, la cotización del petróleo en el mercado sobrepasara un precio básico previamente convenido (WTI), valga decir, se buscó que en momentos de “bonanza” la Nación también participara de los buenos precios y que tales circunstancias no sólo beneficiaran al contratista.

Para el mes de abril de 2004 el grupo multidisciplinario de expertos mencionado antes, concluyó este trabajo en particular con la elaboración y presentación al Consejo Directivo de la ANH del modelo de contrato denominado “CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS”, por el cual la ANH le otorga a los contratistas el derecho a explorar el área contratada, y a explotar los hidrocarburos de propiedad del Estado que se descubran dentro de la misma; dicha propuesta fue sometida a estudio y aprobación del Consejo Directivo de la ANH, por ser ello de su competencia , organismo que, luego de su revisión, mediante el Acuerdo 10 de 31 de mayo de 2004 aprobó “como nuevo modelo de contrato de exploración y explotación de hidrocarburos, la Minuta 01 2004(...)” que le fuera presentada por los expertos con comunicación de 23 de abril de 2004.

El texto del nuevo modelo de contrato de exploración y explotación de hidrocarburos incluye, entre otros, una cláusula que se denominó “DERECHO POR PRECIOS ALTOS”, que está contenida en el numeral 16.2, que ha sido transcrita en varios apartes en este Laudo, la cual contiene un mecanismo de mayor participación estatal para cuando, cumplidas las condiciones allí estipuladas, el precio del petróleo superara el precio base.

Posteriormente, el 16 de junio de 2004, el Consejo Directivo de la ANH expidió el Acuerdo 20, por el cual se hicieron algunas precisiones al Modelo de contrato adoptado mediante el Acuerdo 10, entre ellas a la cláusula 16.2, en particular, en el tema del gas natural, pero dejó incólume lo demás.

Sobre la base de este nuevo modelo de contrato se suscribió el contrato origen de la litis el día 27 de junio de 2005.

La interpretación y alcance de la cláusula 16.2 dentro del desarrollo del referido Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, se reitera, constituye el principal motivo de controversia entre las partes que debe ser resuelto en este Laudo.

Para este menester, el Tribunal de Arbitramento considera necesario y pertinente hacer referencia a las declaraciones de varios testigos que suministraron información relevante sobre los antecedentes de la concepción del nuevo Modelo de Contrato de Exploración y Explotación del año 2004; sobre la suscripción del contrato entre las partes en el año 2005 y de su entendimiento; sobre la posibilidad que dentro de un Área Contratada subsistan o no varios Áreas de Explotación; si los campos Costayaco y Moquetá pueden considerarse o no, como una misma área de explotación, asuntos que en últimos constituyen la litis a resolver.

Para el propósito anterior, resultan relevantes los testimonios de los señores José Armando Zamora, Julián García, Marlene Beatriz Durán y Tomás de la Calle, en los siguientes apartes:

El Tribunal considera de gran ilustración el testimonio del doctor José Armando Zamora Reyes149:, quien fuera el primer Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos desde su creación en el año 2003 hasta el año 2011; este profesional tiene estudios a nivel de doctorado en política de economía energética, especialmente política petrolera, y actualmente, según declaró, es “académico y consultor independiente tanto a través de la Universidad de Dundee en Escocia con la cual estoy vinculado hace más de 15 años, en el Centro de Estudios de Política Petrolera y Minera y de la Energía, del cual fui subdirector por espacio de 5 años, desde el año 97 hasta el año 2002, estoy radicado allá porque tengo actividades académicas y de investigación y consultoría, además de hacer consultoría y asesoría independiente, actualmente estoy concentrado en hacer investigación sobre política petrolera de América Latina, también trabajo como asesor externo del Banco Mundial, del Fondo Monetario Internacional, de la Corporación Financiera Internacional”:

Actualmente estoy trabajando en proyectos de reforma energética o restructuración institucional y legal en México, Honduras y Uruguay, pero también estoy trabajando en asesoramiento a empresas nacionales del estado, en particular con Pemex. Puntualmente bien sea a través de la Universidad de Dundee o del Banco Mundial o la Corporación Financiera Internacional hago asesoría en diferentes países en todo el mundo, en África, en Asia, recientemente tuve una vinculación con Mongolia, tengo un campo de acción bastante abierto internacional. 

En el interrogatorio a este testigo por parte del apoderado de la ANH, inicialmente se le pidió informar sobre el proceso de “creación de la minuta del contrato... de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en relación con el texto, quiénes participaron, cuál fue su participación en esa elaboración de ese contrato?”, a lo cual respondió:

“SR. ZAMORA: El proceso comenzó desde la creación misma de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2003 cuando estando yo residente en Oxford se me pidió que considerara ser el primer director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos que estaba recién creada en razón a que yo había participado en los estudio previos a la creación de la Agencia cuando en el año 1999 y 2000 el gobierno decidió flexibilizar el régimen de regalías, entonces yo participé en el grupo que hizo los estudios económicos, las simulaciones económicas del impacto de la reforma en regalías a competitividad del país en materia de atracción de inversión y se recomendó no solamente una reforma institucional sino también se recomendó un cambio en el esquema contractual que el país utilizaba en su momento, que era el contrato de asociación administrado por Ecopetrol. 

La primera tarea que propuse al Consejo Directivo una vez nombrado director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos fue la de comenzar a estudiar el modelo contractual que el país iba a adoptar, yo comencé mis trabajos en septiembre/03 en calidad de consultor por parte de Ecopetrol, era contratado por Ecopetrol pero era consultor del Ministerio de Minas y Energía, en esa época recordará el doctor Chalela, se comenzó a convocar a la industria y a los expertos para empezar a hacer propuestas y recibir retroalimentación de la industrial. 

(…).

Ahí comenzó el proceso de consultas, como les decía entre el mes de septiembre hasta diciembre trabajé como consultor, en diciembre 9 ya me posesioné como director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, como resultado de esas primeras consultas se decidió que en primera instancia se iba a trabajar el contrato de concesión y dejar de lado el de producción compartida, por varias razones, incluyendo el hecho de que el potencial geológico inmediato del país, o sea, donde se conocía que había presencia de hidrocarburos era en las áreas obviamente más conocidas, llamamos áreas maduras, alrededor de las zonas productoras, donde el potencial sin embargo era de campos pequeños, en ese caso el contrato de concesión tiene muchas ventajas porque es fácil de administrar y porque se adapta más a las condiciones de una Agencia Administradora nueva que no tiene los procedimientos establecidos para administrar los contratos, tiene que desarrollarlos y que se pretendía atraer empresas junior, empresas pequeñas, inclusive empresas nuevas para que hicieran ese esfuerzo de exploración en zonas maduras, eso no excluía que se exploraren otras partes. 

También porque se decidió en un procedimiento más o menos excepcional, después les explico por qué si es del caso, abrir una ventana en la cual no se iban a hacer subastas, o licitaciones, o lo que se llama rondas sino que se iba a permitir un proceso de negociación directa que la ley lo permite y se utiliza en algunos países, especialmente los que no tienen gran potencial de hidrocarburos, dadas las condiciones del país tanto de orden económico como político como geológico, se llegó a que se iba a explorar y a profundizar en el contrato de tipo de concesión moderna, ese contrato tiene una estructura base de un período de exploración, un período de explotación y unos términos económicos, no voy a entrar en detalles todavía, me ciño a la pregunta que fue sobre cuál fue el proceso y a comienzos del año 2004, ya cuando la Agencia formalmente comenzó a operar se quiso convocar a un grupo de abogados expertos de la industria, entre los cuales estaba el doctor Chalela, quien contribuyó de manera importante en ese proceso y con otros cuatro expertos, para que nos dieran sus opiniones, para que nos apoyaran en la estructuración del contrato, para que nos dieran la perspectiva de la práctica de la industria en Colombia, de lo que iba a ser un esquema nuevo. 

Ese proceso nos tomó unos 4 meses o 5 hasta que se adoptó el primer modelo de contrato como ordenaba la ley, ese proceso fue un proceso donde nos aseguramos que iba a haber comunicación permanente con la industria, iba a haber presentaciones, iba a haber audiencias, se recibían comentarios por escrito y además teníamos este comité, además de que el consejo directivo estaba siendo informado permanentemente, el consejo se reunía al menos una vez al mes por mandato legal y entonces era una interacción con varias partes,

(...)”. 

Sobre la conformación de un equipo multidisciplinario de primer nivel para la elaboración del nuevo modelo de contrato exploración y explotación se le preguntó “cuál fue el aporte, en qué consistió el aporte de esos expertos”, a lo que respondió:

“SR. ZAMORA: Recuerdo que como íbamos a introducir un nuevo esquema contractual que no se usaba en el país y en buena medida inspirado en esquemas que se utilizan en otros países lo primero era que teníamos que aseguramos que encajaban dentro del ordenamiento jurídico colombiano, para eso necesitábamos el punto de vista de abogados con experiencia en este sector, que conocieran la historia, la jurisprudencia, la aplicación y no íbamos a cometer un error. 

En segundo lugar como se trataba de un contrato en el cual la contraparte es fundamental porque se trata de incentivarlos para que inviertan en el país y desarrollen las operaciones, obviamente necesitábamos tener como una representación de esa contra parte que nos transmitiera qué era aceptable, qué no y hasta qué nivel, hasta qué punto. 

Queríamos tener esas dos, entre otras cosas, además de las ventajas obvias de tener el acompañamiento de personas que por su trayectoria y su prestancia tenía un aporte valiosísimo, se trataba de un esfuerzo nacional no de una parte privada sino era en realidad una prioridad nacional lograr un buen resultado, no podíamos equivocamos y no podíamos actuar aisladamente ni la realidad nacional, ni la realidad jurídica, ni lo que las empresas piensan, pero siendo conscientes de que son personas que trabajan con la industria no podían estar sujetas a restricciones de confidencialidad ni que después no iban a poner trabajar con la industria sino era como un esquema informal, no había contrato de por medio hasta donde recuerdo, (...)”. 

Y más adelante se le preguntó sobre la forma en que en el interior de la ANH se tomaron esas decisiones, “específicamente se sirva indicar qué participación tuvo el doctor Julián García, directivo de las Agencia, funcionario de la Agencia en la construcción de este contrato así como la interacción de ese funcionario con el consejo directivo y por supuesto la participación suya como director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos?”

“SR. ZAMORA: Por las funciones de su cargo el doctor Julián García, que en la época de construcción del contrato era subdirector técnico, tenía como responsabilidad encargarse de los asuntos de diseño del contrato, la norma la cito de memoria pero tenía responsabilidad de diseño, negociación, supervisión y administración del contrato y por tanto él coordinó el grupo y las tareas que se encargaron de esa tarea, la parte del día a día, la parte operativa, la ejecución de las decisiones que tomaba el consejo y las instrucciones que le daba el director las cumplía el doctor Julián García porque corresponde a sus funciones. 

La ANH para la época solamente tenía una planta de 4 funcionarios aprobada, que fue la que determinó el Decreto 1760 de junio/03 que la creó, éramos 4 personas que teníamos la responsabilidad por todo, director general, subdirector técnico, subdirector administrativo y jefe de oficina asesora jurídica que también jugó un papel muy importante porque la oficina asesora jurídica, lo digo para complementar la pregunta, la doctora Claudia Stella Ramos venía del Ministerio, persona de confianza del Ministro, persona de amplia experiencia, una larga carrera en el Ministerio, se encargaba de los aspectos relativos a la oficina asesora jurídica, más específicamente lo que es la coordinación de los contratos de la Agencia, además de ser la secretada del Consejo Directivo, en todo lo que es jurídico esta persona lo coordinaba. 

El doctor Julián García coordinó un grupo de expertos que venía de Ecopetrol, también establecía el Decreto 1760 que de manera temporal Ecopetrol apoyaría a la ANH en el período de transición, entonces se logró un convenio con Ecopetrol mediante el cual un número de personas, no recuerdo el número exacto pero eran bastantes, creo que eran más de 5, de contrataciones, expertos de contratación de Ecopetrol apoyaron a la ANH, ese grupo especialmente en lo relacionado con aspectos técnicos del contrato y con aspectos económicos, los jurídicos como le decía los cubría la doctora Claudia Stella y con la asesoría del grupo externo de asesores, el doctor Julián García coordinaba ese grupo de asesores también, ese fue el papel que él tenía por la naturaleza de sus funciones y por cuanto le correspondió coordinar esa tarea”. 

Posteriormente se le pidió a este testigo informar, en concreto, cómo se fue llegando a la toma de decisiones finales sobre el clausulado del contrato y, en particular, sobre la inclusión de la cláusula 16.2, por lo que se le solicitó describir “en esa construcción de la voluntad pública sus funciones como director, las del consejo y las del doctor García en el proceso ya definitivo de la toma de la decisión, cuál era el rol suya como director, el rol de los otros funcionarios y el rol del consejo directivo?

“SR. ZAMORA: Este fue un proceso de construcción colectiva, claramente, en el cual cada uno de los funcionarios del Estado tenían sus papeles claramente definidos, como expliqué el del doctor Julián García y el de la doctor Claudia Stella Ramos, en la parte de diseño, negociación o implementación de ese proceso de construcción y la doctora Claudia Stella de coordinadora desde el punto de vista jurídico, el papel del director es el de dirigir todas las actividades de la Agencia, supervisarlas, asumir la vocería de la administración ante el consejo directivo, el director es miembro del consejo, tiene voz pero no voto, entonces formalmente es el director el que asume la representación de la administración ante el consejo, por lo cual por lo menos durante el tiempo en que estuve como director siempre revisé todos los documentos y todos los asuntos que se sometieron a consideración del consejo y antes de someterlos yo me aseguraba que estuvieran de acuerdo a las instrucciones que daba el consejo a la administración y yo mismo a los funcionarios, que fuera internamente consistente, que no hubiera contradicciones. 

Mi papel era el de funcionar como interlocutor pero además no sólo interlocutor sino director de todos los procesos de la administración, presentárselos al consejo, que es quien aprobaba, en realidad el consejo por mandato legal es el único que aprueba el modelo contractual, no la minuta sino el modelo, el modelo de minuta pero eso da para que dentro de ese modelo aprobado la minuta tenga sus características propias, siempre y cuando no contravenga, ese fue el papel que jugué, más específicamente en lo que fue la construcción del contrato por mi conocimiento, por mi trayectoria, por el papel que podía jugar en la Agencia dirigí el proceso ya a un nivel de detalle bastante amplio, bastante fino porque esa fue el área de especialización que adquirí desde que hice mis estudios en los años 80, fue especialmente los términos económicos de contratos de recursos naturales, el tema de análisis, de estructuración, de construcción, toda la parte económica de los contratos, esa es mi especialidad, entonces ahí me involucré bastante”.

En este orden de disertación, se le preguntó enseguida al testigo señalar “cómo fue la actuación del consejo directivo en la discusión y elaboración del contrato, es decir, usted recuerda si el consejo participó activamente, simplemente lo revisó o cuál era el rol del consejo en ese momento histórico determinado para este contrato?

“SR. ZAMORA: El consejo participó activamente por cuanto el consejo se interesó en conocer todos los detalles de la estructura del contrato como tema prioritario en esa época, en las funciones del consejo está entre otras, hay varias, someter al gobierno la aprobación al presupuesto y someter la estructura organizacional y otros pero el más crítico en ese momento era este, en el consejo estaba el Ministro de Minas y Energía, en representación del Departamento Nacional de Planeación el jefe de infraestructura, una representante del Ministro de Hacienda y dos representantes del sector privado con mucha experiencia del más alto nivel en el sector, el doctor Alfredo Carvajal quien había sido el presidente de Ecopetrol, el doctor Hernán Martínez que había sido también alto ejecutivo de una empresa multinacional del sector petrolero, entonces era tema de interés para todos y se involucraron, en particular creo que hubo una participación muy activa en todo lo que fue el estudio de los documentos, discusión, elaboración, etc., del Ministerio mismo, el Ministerio de Minas y Energía porque era evidente que tenía la responsabilidad máxima por la política petrolera y por el instrumento que iba a materializar la inversión en el sector, que era una de las principales preocupaciones del gobierno en su momento (se subraya).

Toda la estructuración del contrato contó siempre con la disposición suficiente, amplia, a fondo con el consejo directivo y sus aprobaciones respectivas y siempre nos aseguramos que así fuera, fue fundamental porque sin esa discusión y sin esa aprobación no hubiéramos podido avanzar en la suscripción de los contratos”. 

Preguntado por el Tribunal sobre los efectos que generaría “Si no existiera la cláusula de precios altos?, respondió:

“SR. ZAMORA: Las utilidades serían excesivas para el contratista”. 

Igual se le pidió por el Tribunal explicar con un ejemplo práctico “sobre cómo funciona el mecanismo con un referente de precio alto y precio bajo”

“SR. ZAMORA: Con mucho gusto. Voy a representar gráficamente el ingreso que se obtiene de producir un barril y lo... con esta barra, este es un barril, este es el precio de mercado. 

DR. PARRA: Ese mercado es la referencia a qué? 

SR. ZAMORA: WTI, en su momento se adoptó WTI como referencia porque en su momento era el que correspondía a la mayoría del petróleo que Colombia creo que todavía exportaba, es una referencia sólida, fácil de conseguir, disponible para todo el mundo, no tiene discusión, es una referencia externa, independientemente de cuánto cueste aquí o cuánto negocie usted. 

Vamos a asumir que el precio es mayor al precio cero, al precio base, este es el precio base que en su momento era US$ 30 por barril, recordemos que entonces el precio del mercado estaba por debajo eso no es aplicaba, pero hoy y la cláusula se diseñó para que funcionara cuando el precio estuviera por encima de 30 y si no no, qué pasa, esta parte del precio es el margen de confort o de seguridad que se le da al contratista para que pueda producir sin tener pérdidas, esto se tuvo en cuenta lo que cuesta producir un barril en Colombia, se hizo un estudio sobre costos totales de producción en Colombia, entonces el precio de producción era, además el precio estaba a 24, era inferior a US$ 24, siempre el costo de producción tiene un margen, una distribución amplia, hay barriles por ejemplo los que produce Ecopetrol en el Magdalena Medio pueden costar 2.50, lo que es el costo... la producción, costo marginal, sin embargo, el costo total es el que le incluye a la inversión que se hace en la exploración y la inversión que se hace en desarrollo, inclusive infraestructura, este margen se le da para que recupere todos los costos, es una utilidad razonable, de tal manera que de aquí para arriba todo es utilidad. 

La regla de oro, que no se adoptó aquí, la regla de oro es que esto se divida 50-50... 

DR. PARRA: Pero a ese precio base van cargadas regalías e impuestos. 

SR. ZAMORA: Todo lleva regalías e impuestos, las regalías necesariamente a ahí, los impuestos siempre y cuando haya utilidad... costo total por todo concepto, de aquí para allá obviamente que también va a estar afectado con regalías y con impuestos, de aquí para arriba va a estar afectado por esto porque las regalías llevan relación con el precio, pero digamos que aquí existe un límite, este límite correspondería a lo que la empresa tendría que pagar por regalías e impuestos, pero de todas maneras se decidió que esta parte del puesto, precisamente para darle un buen margen a la empresa se iba a repartir en dos partes, esta parte se iba a repartir en 2, el 30% voy a ponerlo en la parte superior, iba para el Estado, y el 70% de esta porción que es lo que supera el P sub cero, se retenía la empresa. 

En un principio se concibió como una transacción en plata, muy sencillo, el precio es 100 por ejemplo, es un ejemplo pero en su momento pensábamos en 50, el precio es 50, el precio base es 30, la diferencia entre estos dos es 20, usted me paga el 30% de esos 20, es decir, me da US$ 6, es una transacción ejemplar, en el proceso en algún momento el equipo liderado por Julián García dijo: por qué más bien no traducimos esto a barriles, porque el estado necesita barriles, es mejor recaudar en especie, tiene muchas ventajas, el equipo estuvo de acuerdo y el... también, entonces se volvió una fórmula que transforma la relación entre este precio y el precio total en un porcentaje de producción. 

Qué porcentaje del precio total es esto: 6 sobre 50, igual a 3%, tras traducir la producción el contratista nos va a dar el 3% de la producción en boca de pozo, esa es la fórmula que dice que la diferencia entre precios dividido por el precio se multiplica por el porcentaje que creo que aquí lo llamamos S al final, en este momento lo voy a llamar S, es el porcentaje con el que se afecta el exceso sobre el precio base es igual a un porcentaje en la producción que el contratista le entrega a la ANH. 

En realidad no es muy complicado de aplicar, es bastante claro, es sencillo, el P es Una referencia el P sub cero estaba por el contrato, es una forma de... fácil”. 

Más adelante el apoderado de la ANH en su interrogatorio pidió a este testigo precisar si “las personas que se acercaron, las empresas que se acercaron a contratar con el Estado, (...), manifestaron alguna preocupación frente a este tema, frente a esta fórmula frente a este concepto de los precios altos”

“SR. ZAMORA: Sí, yo recuerdo, estamos haciendo memoria de más de 10 años, que la industria siempre estuvo dispuesta a pagar algo adicional a la regalía y a los impuestos que fuera razonable, la industria está acostumbrada a eso y esperaba eso, este mecanismo por su sencillez y por los niveles en los que se adoptó siempre fue bien recibida, lo recuerdo anecdóticamente una sola conversación con un empresario canadiense, no les puedo decir el nombre pero era muy agresivo, muy confrontacional, uno de a los que ahora les fue muy bien y ahora es millonario, en esa época decía: es que usted está soñando que los precios van a subir por encima de 30 pero si va a poner algo que sea razonable, que sea justo, que no vaya a tener más allá de lo que es la distribución que traíamos con Ecopetrol que era 70-30 y las cifras que se empezaron a barajar, digamos donde hubo mayor discusión era, vamos a repartir 50-50, o 40-60, o 70-30, y ahí sí tuvo que haber modelos, simulaciones, opiniones de todo el mundo y un poco en ese momento el criterio que adoptamos el consejo y la administración era: en caso de duda vamos por el lado de ser más atractivos que menos atractivos. 

El nivel de precio era como la barrera psicológica que entonces se consideraba que si subía iba a haber una bonanza y el porcentaje fue el resultado de muchas discusión interna y externa, pero como aceptación sí es un mecanismo claramente aceptable y fue aceptable, no recuerdo a alguien que haya dicho: no, eso no lo pagamos ni locos, aquí la industria no viene el sistema... respondiendo negativamente a su pregunta que era positiva, si me explico bien, no recuerdo que alguien hubiera dicho que es un mecanismo que no están dispuestos a pagar”. 

Se le pidió además al testigo explicar, respecto de la cláusula 16.2, ya incluida en el contrato C haza, si “esas cláusulas todas son iguales, ésta como está aquí en este contrato se parece o no a otras que usted haya visto en otros contratos en Colombia o en el exterior, y si no es así qué características tiene esta cláusula en relación con este contrato y con este negocio propio del bloque Chaza”.

“SR. ZAMORA: Esta cláusula como está escrita fue diseñada por el equipo, por nosotros, para el contrato de Colombia, lo que se hizo fue materializar un concepto, más o menos sigue los lineamientos que se ven ahí, la redacción es propia nuestra, tiene varias características como por ejemplo esa fórmula que traduce los precios altos en una participación de la producción, esta última forma que escribí P menos P sub cero sobre P por el porcentaje, por el 30% que está aquí, eso es nuestro, es transformar lo que se preveía como un pago en producción, creo que lo que se usa internacionalmente es el pago directamente en plata, un giro, hay todas las posibilidades a nivel internacional, el hecho de que se haya decidido que se va a aplicar así me ha llevado a mí como analista a decir que nuestro contrato es hibrido entre concesión y producción compartida, lo que compartimos es la producción no la plata, eso es propio nuestro. 

También la referencia como referencia internacional sí es muy común, tiene muchas ventajas y tiene dos aspectos o un aspecto que también es muy subgeneris nuestro que es el que se aplica una vez se llegue a 5 millones de barriles de producción, para los primeros 5 millones de barriles de producción no se aplica, para darle un margen al contratista a que recupere sus costos más rápidamente, eso es también muy propio de aquí y la razón es la siguiente, nosotros íbamos en una primera instancia a buscar campos pequeños, campos marginales, campos que habían sido descubiertos y no desarrollados, entonces no se quería recargar demasiado la tributación de esos campos pequeños, se quería dar una ventaja, una gabela, por eso se dio ese margen, ya el campo pequeño de entrada pagaría algo de regalías. 5% o menos, e impuestos si tenían utilidades (se subraya).

Pero el país dependía en una primera etapa de reactivación de los campos pequeños que la industria y Ecopetrol había ignorado, no había querido aprovechar, en nuestra etapa anterior de la administración del recurso, que era la etapa que administró Ecopetrol, era bien conocido que Ecopetrol se asociaba con empresas grandes, empresas multinacionales, en busca de grandes yacimientos, y en no pocos casos tuvo descubrimientos que no les interesó ni a su socio ni a Ecopetrol porque querían ir por los gigantes, no estaba dentro de su radar desarrollar, para eso se necesitaba un modelo nuevo que le abriera los espacios a las empresas pequeñas, en la industria se llaman las junior, pero para llegar a eso había que dar unas condiciones muy atractivas para los campos pequeños. 

La cláusula en principio es internacional pero la redacción de la cláusula, la aplicación y las características específicas son muy nuestras”: 

Preguntado sobre “la razón de ser de los 5 millones de barriles, eso se lo pregunto en relación con los campos que usted ha hablado pequeños o grandes, cómo funciona esa relación”, respondió:

“SR. ZAMORA: Para hacer el contraste, en un gran yacimiento, uno de mil millones de barriles prácticamente esta cláusula es irrelevante porque no va a cambiar la decisión de inversión, pero en un área que tenga uno o varios descubrimientos pequeños si no se le da ese margen a lo mejor las economías no dan, entonces se quiso dejar limpio esa producción acumulada para que el que lo descubriera tuviera más posibilidades de tomar la decisión de desarrollarlo, por qué 5 millones?, ahí sí no existe una memoria escrita y hubo muchas discusiones de todo tipo, muchas simulaciones, muchos modelos, muchas hojas de cálculo, ese nivel pareció razonable sobre la base de criterios como por ejemplo cuál es la distribución estadística típica de yacimientos en Colombia, paso al tablero. 

(…). 

Este era el yacimiento mínimo, la siguiente categoría era desde mil entonces uno dice: el que descubra el yacimiento marginal, uno o varios, que no tenga una carga adicional para desarrollarlo, ya hacer memoria de los detalles de la discusión y las simulaciones que se hicieron es muy complicado, también se tuvo en cuenta que en uno de los escenarios, había un escenario base que es el precio actual, un escenario bajo y uno alto, escenarios que se utilizaron eran escenarios de US$ 50 por barril, que fue el que ahora les mencioné, qué pasa si los precios suben a US$ 50, cuánto está sacrificando el Estado, hablábamos que era US$ 6 por barril, multipliquemos esto por 5 millones, que es el umbral, nos da US$ 30 millones, que es algo que el Estado sacrificaría en caso de que... US$ 30 millones es una cifra que correspondería a lo que es el costo promedio de explorar 7 veces para encontrar un yacimiento y gastar unos US$ 4 o 5 millones por yacimiento en la exploración, sería un poco como reconocer ese costo.

Acuérdense que las estadísticas también se tuvieron en cuenta, la estadística de éxito exploratorio era 1 de 7, era del 15%, es decir, de cada 7 perforaciones una salía exitosa, para poder encontrar un yacimiento de 1 millón había tenido que perforar en promedio 7 pozos, es el promedio general del mundo, es el promedio histórico del país, es la cifra que se usa, 15% de éxito exploratorio, (...). 

Hay empresas como, si no estoy mal Gran Tierra, puedo estar equivocado pero Pacific y otras tienen un éxito exploratorio del 80%, de cada 10 que perforan 8 son productores, todas esas estadísticas se tuvieron en cuenta, los costos típicos para decir: si le dejamos al inversionista 5 millones de barriles de margen va a poder tener un buen respiro recuperando sus inversiones y hacer más atractiva la propuesta y la expectativa de negocio, esas son las razones por las cuales se llegó a 5” (se subraya).

Luego se le pidió al testigo explicar, respecto del denominado bloque Chaza sobre “cómo operó dentro de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la época en que usted la dirigió, ese proceso de toma de decisión para que un inversionista, en este caso un inversionista extranjero, se sitiera atraído para firmar un contrato en esta área específica”, a lo que respondió:

“SR. ZAMORA: Este contrato es de 2005, bien temprano, para poder atraer inversionistas lo que el Estado ofrecía era una información geológica de diferentes cuencas y toda la que estaba en su banco de información petrolera a disposición de los inversionistas, y en esta época era el inversionista el que tenía la iniciativa y hubo afortunadamente mucha gente que con base en su conocimiento, experiencia que habían tenido exfuncionarios de empresas que habían explorado allá, exfuncionarios de Ecopetrol supongo, (...).

Nuestra contribución era darle la información geológica que teníamos a disposición en el banco de información petrolera que heredó la ANH y crear unas condiciones contractuales que fueran atractivas para la mayoría de los prospectos que el país podía ofrecer, también había un... que utilizamos mucho en su época y que fue interesante, era uno que comparaba lo que se llama prospectividad, atractivo del país, tiene el nombre técnico de prospectividad, que es un índice que genera una empresa, teníamos un índice de una empresa internacional que se llamaba IHS en donde combina la trayectoria de posibilidad de éxito tamaño de descubrimiento y creo que la gradúa de cero a 10, y este gráfico en la L vertical era el de la participación del Estado en las utilidades, cuánto se queda el Estado de las utilidades, se llama el state take en inglés, y el máximo posible es 100. 

Digamos que hicimos un gráfico de todas las que había en el mundo y había más o menos esa distribución, a mayor prospectividad mayor participación estatal, digamos Venezuela o México, o Noruega iban a estar por acá porque tenían una alta prospectividad, o sea una alta probabilidad de tener grandes yacimientos y una participación estatal muy alta, que superaba el 80% en muchos casos, había una banda que era la que me indicaba en dónde se debe estar para estar en línea con el mercado, ni demasiado atractivo ni demasiado poco atractivo, si estaba aquí estaba cometiendo un error porque la prospectividad es muy alta y estaba cobrando muy poco, tampoco se trataba.

Si estaba por acá estaba cometiendo otro tipo de error y es que el atractivo era bajo y estaba cobrando mucho, ahí era donde estaba Colombia, antes de esto, entonces nosotros todos estos ejercicios los hicimos y los mostramos al público para decir: nosotros estamos bajando de acá a acá y aquí los pusimos al 50% con base en estos modelos que hicimos, con la aspiración de mejorar la prospectividad a futuro y después volver a ajustar esto, fue lo que se hizo gradualmente, esa era la estrategia del momento”. 

El apoderado de la entidad convocada pidió al testigo explicar sobre “cómo opera la cláusula de precios, la producción acumulada de los 5 millones y los momentos en que se va ejecutando el contrato teniendo en cuenta que hay momentos de exploración, momentos de explotación, comercialidad, diferentes yacimientos, diferentes campos, diferentes facilidades”:

“SR. ZAMORA: El contrato en su concepción simple y básica tiene un período para que se haga exploración y un período para que se haga producción, el período de exploración es de 6 años, el período de producción es de 24, pero precisamente por las circunstancias y esto es un afinamiento del contrato, por las circunstancias del país y el objetivo que se tenía se quiso acelerara los desarrollos de los descubrimientos, y darles a cada uno dinámica propia, si había un descubrimiento se quiso obligar al contratista a que presentara un plan de evaluación y un plan de desarrollo y lo empezara a producir lo más rápido posible, independientemente de que hubiera exploración en otras partes, a eso hubo que darle una estructura que se materializó en las definiciones o en las cláusulas correspondientes que decían: si usted tiene un descubrimiento esa área del descubrimiento va a quedar matriculada como un área en evaluación, a no ser que usted renuncie a ella y por un período de tiempo establecido se va a matricular como área en evaluación y por un período de tiempo, después de terminado el período de evaluación o lo abandona o se matricula como área en explotación”: 

Y en contexto con lo antes dicho, se le pidió aclarar si “en esa explicación que usted hace de las diferentes áreas y el momento histórico de cada área de toda la porción del territorio dependiendo lo que usted ha explicado de acuerdo con lo que se estableció en el contrato, esos 5 millones de barriles de producción acumulada se cuentan para cada área o se acumulan?, respondió:

“SR. ZAMORA: Es la producción acumulada. 

DR. MEDELLÍN: Y en esa gráfica cómo funciona... 

SR. ZAMORA: Aquí se acumula siempre y cuando esté en producción está pagando pero digamos ésta que está en evaluación digamos que está produciendo, en este caso recuerdo haberlo discutido, si está en evaluación y produce está sujeto también a que se contabilice para esos efectos, siempre y cuando en algún momento se declare comercial, tiene que estar en producción porque si no está en producción no pacía derechos económicos, pero en el momento en que se declare comercial esa producción contribuye al mecanismo de precios altos, esta producción es parte de la producción acumulada, pero claramente son áreas diferentes, ésta está en producción, esta está en evaluación, esta está en producción”. 

Interrogado posteriormente este testigo, en la misma audiencia, por el apoderado de la parte convocante, hizo en principio una descripción sobre el mercado del petróleo en el país en el año 2004, y señaló que:

“SR. ZAMORA: (...) la situación era muy pobre, el país en general y esta industria en particular estaba sufriendo una desinversión, el país no era atractivo para efectos de invertir en exploración y producción entonces efectivamente sí nos encontramos ante unas circunstancias bastante difíciles, los precios estaban no tan bajos pero relativamente bajos, no se veía que hubiera posibilidades de subir. 

Confirmó, además, que su intención desde su llegada a la ANH fue revertir esa situación y atraer empresas extranjeras para que invirtieran en el país.

También hizo referencia a la situación de la industria para el año 2010, de la que afirmó:

“SR. ZAMORA: En el año 2010 las circunstancias cambiaron completamente, en el año 2010 los precios de petróleo ya estaban sobre los US$ 100, teníamos unas inversiones en el año 2010 en el sector del orden de US$ 5 mil millones o más, 6 mil, inversión neta porque la bruta era del orden de US$ 10 mil millones, había una actividad exploratoria intensa, las circunstancias del país también mejoraron en términos de percepciones de seguridad, en términos de confianza”. 

En cuanto a que si la cláusula de precios altos se aplica por toda el área contratada o por cada área de explotación, explicó el testigo inicialmente que el entendimiento inicial era por toda el área contratada; sin embargo, ante la pregunta del apoderado convocante, “quisiera que revisara la última frase de esa cláusula, dice: “El valor a pagar por este derecho por cada área de explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula”, por qué se habla de cada área de explotación?, explico:

“SR. ZAMORA: Porque todas las áreas tiene que pagar, o sea, cada área de acuerdo a su producción paga el derecho. 

DR. GAMBOA: Cada área de explotación paga su derecho? 

SR. ZAMORA: El área sí, paga su derecho. 

(…). 

DR. GAMBOA: Recuerda usted qué se decía respecto de la cláusula de precios altos, se hablaba de cada área o de toda el área?

SR. ZAMORA: Si me permite creo que se hablaba de toda el área.

DR. GAMBOA: Por qué de cada área?

SR. ZAMORA: Porque como le explicaba anteriormente, las áreas que entraban en explotación podrían ser diferentes en el tiempo durante el período de explotación de otras áreas que pudieran estar produciendo pero no estaban en explotación, básicamente se reconoce que puede haber áreas, un área de un mismo contrato en diferente estado en el tiempo. 

DR. GAMBOA: Y se reconoce con eso que en un área contratada pueden existir varias áreas de explotación? 

SR. ZAMORA: Sí, porque así como lo dice el contrato hay una secuencia desde el descubrimiento, temporalmente esa área específica se denomina así en el contrato de explotación”. 

Luego se le preguntó si “Cuando se llega a la evaluación y hay la declaratoria de comercialidad hay necesidad de determinar un área de explotación para ese descubrimiento?, y respondió:

”SR. ZAMORA: Así está previsto en el contrato, para efectos de control del tiempo de producción, para efectos de tiempo esta área se denomina área de explotación. 

DR. GAMBOA: Que es distinta de la otra área de explotación. 

SR. ZAMORA: Sí, es distinta. 

DR. GAMBOA: Por consiguiente en una misma área contratada pueden existir varias áreas de explotación según los descubrimientos que se hubieren hecho que hubieren sido declarados comerciales. 

SR. ZAMORA: En el período de exploración, y a lo largo del período de explotación todas esas áreas corresponden al área en explotación hasta que individualmente se vayan terminando. 

DR. GAMBOA: Usted nos ha explicado entonces que como el procedimiento por cada procedimiento en el área contratada pueden existir distintas áreas de explotación.

SR. ZAMORA: Sí”. 

Posteriormente se le preguntó a este testigo sobre la fórmula de liquidación “a partir de qué momento puede hacerse la liquidación de ese aporte, que usted dijo que era sencilla, tiene de un lado un factor que se llama valor de los hidrocarburos en el punto de entrega y el otro la fórmula de producción que usted ha explicado, lo puede hacer antes del programa de explotación si no tiene la canasta de crudos?

“SR. ZAMORA: Si se recauda en especie sí, pero si se recauda en dinero no, ahora, para responderle la pregunta más exactamente, para que se pueda hacer una liquidación y cobro se tienen que cumplir todas las condiciones del contrato, que es que el área esté en explotación, que el precio sea superior al precio de referencia y que se haya superado el umbral bajo el cual no se cobra, si se cumplen las condiciones sí, si no se cumplen no, después de la comercialidad, cuando esté en explotación el área. (Se subraya).

DR. GAMBOA: O sea en evaluación.

SR. ZAMORA: Ese tema sí me acuerdo muy bien porque lo discutimos bastante, ya en el proceso de aplicación del contrato, no sé si me voy a adelantar pero una vez se cumplan las condiciones se liquida y se cobra y en el caso de lo producido durante el período de evaluación se cobra retroactivamente, por lo menos en mi época fue lo que se decidió. 

DR. GAMBOA: En efecto lo producido en esa área de explotación durante el período previo, que fue la evaluación, todas esas pruebas se suman una vez entre en período de explotación se suma lo que esa área produjo y se liquida retroactivamente con esa producción? 

SR. ZAMORA: Ese fue el mecanismo que adoptamos en nuestra época. 

DR. GAMBOA: Es así? 

SR. ZAMORA: Así lo adoptamos, así consideramos que se debía hacer. 

DR. GAMBOA: Por cada área de explotación? 

SR. ZAMORA: Sí, por cada área, si porque mientras una está en producción y la otra está en evaluación pues no está en explotación, se le puede cobrar. 

DR. GAMBOA: Recuerda usted si en el año 2010, 2011, esa minuta fue cambiada? 

SR. ZAMORA: Sí, esa minuta fue cambiada en el año 2010, me acuerdo perfectamente. 

DR. GAMBOA: Recuerda usted qué cambio se le introdujo a esta sección? 

SR. ZAMORA: Sí recuerdo que se definió para el cobro de precios altos que se iban a cobrar sobre la totalidad del área contratada. (Se subraya).

DR. GAMBOA: Se introdujo el texto área contratada tan solo hasta el 2010. 

SR. ZAMORA: En el 2010 se introdujo área contratada. 

DR. GAMBOA: Y mientras tanto antes se hablaba de cada áreas de explotación. 

SR. ZAMORA: Sí, pero en la práctica se liquida igual, cada área de explotación tiene que pagar. 

Nuevamente interrogado por el apoderado de la Agencia demandada, se le pidió al testigo precisar, “si respecto del volumen de crudo extraído en pruebas de evaluación se generan derechos económicos por precios altos, de ser positiva su respuesta explique si es tan amable cómo se genera y se liquida esa evaluación?

“SR. ZAMORA: Sí, una vez la producción en pruebas de evaluación cuentan o se computan, se tienen en cuenta para el cálculo del nivel mínimo en el que empiezan a aplicar los derechos económicos y se cobra en la medida en que se cumplan las condiciones que están en el contrato, es decir, que se haya acumulado una producción superior a 5 millones de barriles, que haya un precio por encima del mínimo y que el área se encuentre en explotación, la solución que nosotros adoptamos como la aplicación de la fórmula que a nuestro modo de ver cumplía con todas las características era que en período de producción mientras no se declaraba la explotación se llevaba a registro a la producción pero no se cobraban los derechos económicos hasta que entrara a ser comercial, y se cobra con retroactividad, eso fue un poco lo que concluimos de nuestro análisis de cómo se aplica es obligación, o sea, sin tener duda que todo lo producido en el área contratada contribuye a la contabilización de la producción”. 

Para el Tribunal la extensa cita que se ha hecho del testimonio del doctor Armando Zamora, está plenamente justificada, en la medida que como primer Director que lo fue de la ANH tuvo el conocimiento inmediato sobre la concepción, discusión y elaboración del Nuevo modelo de Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos que se adoptaría en Colombia a partir del año 2004 y la inclusión en él de la cláusula 16.2 denominada como Derechos por Precios Altos, sobre sus modificaciones, alcance, liquidación y la aplicación práctica que se dio en el interior de la Agencia. No obstante, el Tribunal pone de presente con crítica de este testimonio la inconsistencia en alguno de los apartes en especial, sobre el alcance de lo que era realmente cada Área de Explotación para efecto de la liquidación del Derecho Económico por Precios Altos, pues su insistente referencia siempre al Área Contratada, parece más una posición personal que producto del contexto y contenido contractual.

Por su parte el testimonio del doctor Julián Antonio García Salcedo150, se considera relevante.

Se advierte en primer lugar que este testimonio, al momento de su recepción, fue tachado por la parte convocada; sin embargo, considera el Tribunal que del análisis de la declaración rendida no se observa sesgo alguno que opaque la imparcialidad del testigo, que impida por ello tener en cuenta sus manifestaciones. Se advierte que la vinculación que tuvo este testigo inicialmente con la ANH y posteriormente con la parte convocante, no comprometen necesariamente su probidad para fungir como testigo, pues, por el contrario, precisamente esas estrechas relaciones que sostuvo con cada una de las partes en momentos determinados es lo que lo convierte en testigo excepcional de los hechos que le interesan resolver al Tribunal. Por lo expuesto se declarará infundada la tacha propuesta y se tendrá en cuenta este testimonio.

El doctor Julián Antonio García Salcedo es Ingeniero Civil de la Universidad de Los Andes, con amplia experiencia en la industria petrolera, donde según manifestó en su declaración su trabajo ha pasado “por todas las disciplinas, he trabajado con el Estado, fui el jefe de petróleo y minería en el Departamento Nacional de Planeación cuando el Departamento Nacional de Planeación era el superministerio, entonces he trabajado en el Gobierno central, fui el experto de hidrocarburos en la Comisión Nacional de Energía que era la autoridad reguladora de los hidrocarburos en el año 91-92 previo a que se creara la CREG ya se estaba planeando hacer una Agencia de hidrocarburos y yo era el experto de hidrocarburos de esa comisión. // Precisamente ahora vamos a hablar del tema de la Agencia de Hidrocarburos, trabajé en Ecopetrol 4 años, trabajé como jefe de planeación estratégica corporativa, o sea el encargado de hacer la planeación integral de Ecopetrol, también trabajé como gerente de Project Financial que es financiación de los proyectos principales de Ecopetrol, 4 años en Ecopetrol. // Trabajé también en BP, trabajé 10 en BP en petróleo todo el tiempo, tuve 9 cargos durante los 10 años, fui superintendente de operaciones en campo Cusiana, viví un año en un campo petrolero, sé qué es una operación petrolera en el mundo real, fui gerente financiero, fui gerente de lo que se llama... en las petroleras que es el encargado de manejar la relación y la parte comercial tanto con socios como con el Estado, entonces yo era el responsable de administrar los contratos petroleros de la asociación de BP con Ecopetrol en su momento”.

Preguntado por el Tribunal sobre su participación en el diseño del nuevo contrato de exploración y explotación de hidrocarburos, concebido en el año 2004, y de su ejecución práctica manifestó:

“SR. GARCÍA: Pues conozco bastante porque yo fui quien lideré el diseño del contrato petrolero entonces conozco bastante eso, pues cuando se creó la Agencia en el año 93 yo iba para Ecopetrol, digámoslo así, a través de un proceso de casa cabezas yo iba a ser DO o el director de operaciones de Ecopetrol y hubo un cambio y entonces el Ministro Mejía me llamó y me dijo que si quería más bien ayudarles en sacar adelante el nuevo esquema petrolero y entonces me fui a ser el primer director técnico de la Agencia y mi función era, exactamente esa. 

Diseñar, promover, negociar los contratos petroleros y como tal fui el responsable de diseñar el contrato petrolero, negociarlo, los primeros 60 contratos petroleros de la Agencia todos los negocié yo, en todas las negociaciones estuve yo, yo fui el que presenté todo el modelo al consejo directivo de la Agencia en su totalidad y yo fui el que negocié los primeros 60 contratos y todos los 60 contratos fui el que los presenté uno por uno al consejo para su aprobación. 

(...).

DR. PARRA: Y específicamente sobre la controversia que está sometida a conocimiento del Tribunal tiene usted un conocimiento particular de ella? 

SR. GARCÍA: Pues tengo conocimiento, digámoslo así, de las 2 partes, uno porque el concepto de la cláusula de precios altos y en general el modelo de por qué se hizo los precios altos, la racionalidad de política estatal que hay de eso, yo fui el que la concebí, yo fui el que la presenté al consejo y como la presenté me la aprobó el consejo en su totalidad, el consejo de la Agencia entonces yo fui el gestor de la política estatal y esa política estatal en particular con referencia a los precios altos como la manera de retribución para el Estado, adicional a las otras retribuciones que hay, que impuesto de renta, que regalías, etc., lo que queríamos como Estado era tener una retribución adicional y entonces ese sistema de retribución adicional yo fui el gestor de que debería ser un esquema de precios altos para cuando hubiera ganancias extraordinarias o windfall profit. 

(...) yo fui el que convoqué el equipo de abogados que nos ayudó, fui el que tenía a mi cargo 18 funcionarios de Ecopetrol, técnicos, geólogos, ingenieros, comerciales que me acompañaban, yo era el que interactuaba con el Ministerio de Minas, con la Dirección de Hidrocarburos como autoridad puntual técnica, digámoslo así.

Entonces bajo mi responsabilidad estaba asegurar la integralidad de todo el contrato y en particular en los precios altos fue mi idea hacer un esquema de precios altos, o sea el gestor de la idea de tener una cláusula de precios altos fui yo y el gestor de la fórmula de los precios altos fui yo, entonces pues creo que lo que opine creo que tiene alguna validez en cualquier foro para cualquier disputa pues no solamente del contrato sino de este tema en particular. 

Y además de eso luego ejercí la cláusula pues ya estando del otro lado de la mesa, fui ejecutor, digámoslo así, de la cláusula en Gran Tierra por ejemplo pues pagábamos por precios altos de descubrimiento, etc., entonces lo viví en la gestión, en el diseño, en la negociación y luego lo he vivido ya en la ejecución y del otro lado, he sido presidente de 3 petroleras, una de ellas Gran Tierra, entonces tengo amplia experiencia en ejecución de contratos, (…)”. 

Explicó el testigo que fue “el primer director técnico fundador en la Agencia, en la Agencia entré en noviembre del año 2003, se acababa de emitir el Decreto 1760 entonces yo fui su primer director técnico y me retiré en enero del 2005, en esos año y dos meses fue cuando hicimos todo esto que les cuento”:

Igual hizo referencia a las vicisitudes por las que atravesaba el país en materia de petróleo para el año 2003, “ustedes saben que el país estaba ante la inminencia de importar petróleo entonces se quería a alguien que tenía que cambiar totalmente el esquema de la industria para atraer la inversión y se necesitaba a alguien que tuviera además del conocimiento pues que tuviera credibilidad, (...)”

En cuanto a sus funciones en la ANH indicó que le correspondía “diseñar, promover, negociar y administrar los contratos, o sea todo la cadena de los nuevos contratos petroleros”, y sobre el nuevo contrato dijo:

“Lo diseñé, lo promoví, yo era el que me sentaba con los presidentes de las petroleras, nos reuníamos en la ACP, yo era directamente el que me reunía con todos los presidentes de las petroleras, yo fui el que fui a hacerles presentación al colegio de abogados, yo fui el que le fui a hacerles la presentación y a decirles, mire, esto es lo que estamos haciendo, qué opinan, qué ajustan, qué no sé qué, yo era el encargado de recibir los comentarios de la industria, yo era el encargado de presentarlo en el gobierno central y como tal yo era el encargado de presentarlo directamente todas las presentaciones en el consejo directivo, yo fui directamente el que las hice, no las hizo absolutamente nada más de la Agencia”. 

Sobre sus estrategias sugeridas a la ANH para hacer frente a la crisis petrolera nacional expuso:

“(...) cuando uno hace un contrato petrolero uno está haciendo la política petrolera (...) hay detrás un diseño de una política petrolera, yo entré a hacer recomendaciones y a hacer cambios de la política petrolera, parte de mi experiencia internacional es que en el mundo hay campos gigantes y muchísimos campos pequeños, la geología funciona así, puedo decir que yo también soy experto en ciencias de la tierra, (...). 

Colombia tenía un error fundamental de política petrolera, la política petrolera estaba diseñada para las grandes compañías, o sea cuando hablaba, y todavía queda algo de eso, cuando uno hablaba es, dónde están Shell, dónde están BP, dónde están Exxon, eso es lo que le preocupa a los ministros, y al público, y a los académicos, era la política diseñada sólo para las grandes petroleras y sólo para los yacimientos gigantes, solamente le interesaba eso. 

Entonces la preocupación es, apareció Caño Limón, se está achicando, ahora apareció Cusiana, dónde está el otro gigante, todo el mundo era pensando en eso la política estaba diseñada para los campos gigantes y para las empresas gigantes, yo aprendí en mi experiencia internacional que la mayoría de la producción de petróleo de mundo no viene de campos gigantes, en Estados Unidos hay 10 mil empresas pequeñas, el 70% u 80% de la producción la hacen empresas pequeñas, en campos pequeños, así funciona Canadá, así funciona en Inglaterra, etc. y Colombia estaba pensando solamente en los Cusianas y en los Caño Limones. 

Entonces yo fui el que le dije al Consejo, hay que cambiar la política, tenemos que tener una política que atraiga a los grandes porque de golpe hay campos grandes pero también tenemos que tener una cosa que sirva para los pequeños, porque los pequeños entre otras son, como funciona la industria los pequeños son los que mueven más la industria, o sea detrás de un descubrimiento grande usualmente es un pequeño el que lo ha trabajado, los pequeños son mucho más emprendedores y los van moviendo. 

(…). 

Entonces yo concebí ese cambio de política para que sirviera a las empresas pequeñas y como tal el contrato teníamos que diseñarlo para incentivar que se descubrieran campos pequeños, que vinieran empresas pequeñas extranjeras, lo que se llaman junior y además de eso se tenía un objetivo también que yo le puse y era que se crearan empresas petroleras colombianas que arrancaran pequeñas que aquí en Colombia no existía sino Ecopetrol pero la idea es que también hiciéramos un incentivo a la industria colombiana para que se crearan empresas petroleras pequeñas”. 

Preguntado sobre “en qué consistía ese incentivo para las empresas pequeñas?, expuso:

“SR. GARCÍA: Pues en incentivo para las empresas pequeñas y los campos pequeños era que ese pago adicional que tenían que pagar no lo pagaran los campos pequeños o si un campo es gigante, pues un campo de mil millones los primeros 5 millones pues eso es muy poquitico del total, entonces a un proyecto grande pues esos primeros 5 millones no le hace muchas cosquillas, digámoslo así, pero a los proyectos pequeños y las empresas pequeñas queríamos, como Estado, que se fortalecieran los proyectos, las 2 cosas, los campos y las empresas pequeñas extranjeras y colombianas”. 

Respecto de “quién impartía las directrices económicas, comerciales, políticas para la estructuración de ese nuevo contrato?, expuso:

“SR. GARCÍA: Yo diría que el consejo directivo es el que tenía que dar las directrices y aprobarlas, (...) 

Sobre la forma cómo se estructuró el contrato desde el punto de vista técnico, comercial y jurídico expuso que contó con la colaboración de un grupo de expertos técnicos del más alto nivel, trabajadores de Ecopetrol, así como de expertos comerciales y abogados llamados directamente por él, entre ellos “el doctor Meneses que había sido el director jurídico de Ecopetrol 20 años”, así como expertos de la industria privada para lo cual llamó “al doctor Chalela y al doctor Suárez como exgerentes legales de Occidental y BP las mayores compañías que habían invertido de experiencia con experiencia y todo el entrenamiento de ser directores jurídicos de las petroleras más poderosas que había en el país y luego con la doctora Clara Stella Ramos que era la directora jurídica o la asesora jurídica de la Agencia con ella dijimos, no, y traigámonos otra persona que es más por el lado de la consultoría, etc., entonces nos llevamos a Marlén Durán”.

Coincidió también este testigo en afirmar que el nuevo modelo de contrato debía ser aprobado por el “Consejo Directivo y yo era el que se lo presentaba en su integridad, el único que se lo presentó fui yo”.

Posteriormente se le puso de presente el denominado “contrato de exploración y explotación de hidrocarburos Chaza” y afirmó que coincidía con el modelo que él diseñó.

“SR. GARCÍA: Claro, pues en su totalidad, ese contrato entre otras se hizo mientras yo estuve en la Agencia. 

Preguntado por el Tribunal si en una misma Área Contratada puede haber varios campos, explicó:

“SR. GARCÍA: En el área contratada pueden existir varias áreas de explotación. 

DR. GAMBOA: Distintas, totalmente distintas? 

SR. GARCÍA: Distintas, sí, pero le voy a hacer de golpe una aclaración para eso, (...) 

Por ejemplo hay una cosa que se llama pruebas de conectividad, o sea usted comienza a producir en este pozo y mira cómo es la presión en este y ahí usted ve si está, por vasos comunicantes usted le hace algo a este pozo, le hace ruido, lo empuja, pues términos abogadísticos, le hace algo, una estimulación, pero sí me entiende, le hace algo, lo golpea, lo bombea, le grita, le habla, le hace algo y si usted le hace algo y lo siente a acá es que esos están conectados”. 

En cuanto a la independencia y no conectividad entre los yacimientos de Costayaco y Moquetá, que impone que se trata de campos distintos, explicó este testigo:

“SR. GARCÍA: (...), cuando yo entré a Gran Tierra, Gran Tierra solamente tenía esta área de explotación, Costayaco, solamente se había descubierto y ya estaba en producción Costayaco, no se había descubierto Moquetá, cuando yo entré a Gran Tierra dije, oiga, y por qué no hemos explorado a allá en la otra esquina, (...). 

Entonces montamos la operación, yo fui el líder de eso, montamos la operación para irnos a la montaña, toda la operación de Moquetá se hizo heliportada, hasta el petróleo de prueba lo sacamos por helicóptero porque eso era selva y no tenía licencia ambiental para producir, etc., hasta el petróleo lo sacábamos por helicóptero, mientras yo estuve en Gran Tierra hicimos el primer pozo y los siguiente 5. 

Entonces lo que hicimos a allá fue meternos al piedemonte que es un concepto geológico diferente, es diferente la parte planta que la parte de la montaña, pues así mismo pasa debajo de la tierra, entonces es geológicamente diferente, eso es lo que usted ve en superficie, ustedes ven a allá y ven dónde está Costayaco, Costayaco está en valle, como en los llanos, como en la sabana de Bogotá, usted ve como si fuera ese edificio Costayaco está en lo plano, Moquetá está en la montaña, allá en la mitad de la manigua en la montaña.  

Entonces lo que usted ve desde la superficie pero en la tierra es lo mismo, son 2 sistemas geológico separados, Costayaco es un campo que tiene presiones medias a altas, presiones es lo que empuja el petróleo, es un buje de agua, o sea el agua es lo que empuja el petróleo y Moquetá es un sistema de bajísimas presiones, precisamente el problema que teníamos en Moquetá es que ahí el petróleo no fluye casi, tiene muy baja presión. 

En Costayaco el petróleo sale solito, no hay que empujarlo, tiene tanto empuje de agua, el agua es la que empuja el petróleo, o sea da mucha presión que sale solito, no hay que empujarlo casi, mientras que en Moquetá e/ petróleo no sale hay que empujarlo, entonces como etapa de evaluación construimos un cruce subfluvial, o sea nos metimos por debajo del río con un tubo y llevamos gas a Moquetá para inyectarle gas para darle energía, o sea para empujar el petróleo le mete usted gas.

Entonces son 2 sistemas totalmente diferentes, geológicamente totalmentediferentes, o sea esta caso que decaímos a acá que de golpe se vuelve, este no es el caso, usted lo ve, obviamente desde las fotos áreas sin saber de geología usted dice, no tiene que ver nada el uno con el otro, pero obviamente debajo de la tierra es lo mismo, son 2 sistemas hidráulicos totalmente diferentes, la presión es totalmente diferentes, la calidades de crudo son totalmente diferentes, o sea es otro sistema geológico, (...)” 

En resumen el testigo señaló que entre los campos Moquetá y Costayaco no había conectividad y que son técnicamente independientes.

En lo que tiene que ver con el alcance de la cláusula 16.2 del Contrato, se le pidió al testigo explicar “cómo la estructuraron y qué sentido tiene?”

“SR. GARCÍA: (...) entonces usted tiene un área y usted tiene su gráfica en el tiempo, usted pudo saber, cuando perforó el pozo inicialmente, cuando está el taladro, usted acuérdese que prueba unas horas a ver si le sale petróleo, entonces ahí pudo tener unos barrilitos. 

Luego usted durante la evaluación, pues usted qué hace, va a hacer lo que se llama las pruebas extensas, son pruebas de 1 año, 2 años, de varios meses y hasta unos años y entonces usted produce otros barrilitos, cuando entra en la etapa de explotación pues es porque usted ya va a empezar con eso a producir comercialmente y va a hacer lo que llama ya pozos de desarrollo y da facilidades definitivas, etc., pues usted comienza a producir y así eleva su producción pues hasta que el campo va cubriendo. 

Esta es la producción acumulada, aquí durante las pruebas extensas uno produce muy poquitico,... mil barriles, durante la prueba del taladro produce muy poquitico, en las pruebas extensas usted normalmente depende de los pozos, (...)”. 

Cuando ya entra en la etapa de explotación pues ya comienza producir 1 millón, 2 millones, etc., entonces cómo se diseñó la formula, se diseñó para que cuando usted llegue, mientras está en eso, aquí el dólar no está todavía en etapa de exploración pero todo va sumando, mientras está en esto no le va pagando nada más a la Agencia, va paga sus regalías y su impuesto de renta, etc., cuando llega a 5 entonces usted le empieza a pagar a la Agencia su derecho por precios altos y eso consiste en que usted llegó a 5 entonces cualquier barril que produzca por encima de 5 millones en esa área de explotación tiene que pagar según una fórmula. 

“(...).

Entonces por eso la fórmula está diseñada en el precio del petróleo, entre más sea el precio más porcentaje le toca a Estado, (...). 

Pero este concepto de precios altos en realidad es otra regalía solamente que no está en función de los barriles sino en función de precio, pero por qué tratamos de que no pareciera tanto regalía, (...). 

(…). 

(...) entonces cómo funciona, pues el precio que ustedes ven en el periódico, sube, baja, coge para arriba, coge para abajo, todas esas cosas, mientras no llegara a los 5 millones de barriles puede subir a mil, a 80, a 20, a 10 y no pasaba nada porque se activaba era cuando se llegaba a 5 millones de barriles acumulados”. 

En todo caso, explicó el testigo, el petróleo que se extraía en cada Área de Explotación, durante las pruebas iniciales en la etapa de evaluación, se iba acumulando para cuando ese pozo específico alcanzara los 5 millones de barriles,

“SR. GARCÍA: (...) entonces lo que hicimos fue por allá meter una cláusula que no sé cuál es donde dijimos, cuando esté llegando a los 5 millones por favor tenga en cuenta que eso que produjo allá en el área de evaluación mientras estaba en pruebas, etc., mientras no estaba en etapa de explotación, esos barriles cuentan para los 5 millones, para que no se haga el loco de que cuentas es desde que empezó el área de explotación. 

Acuérdense que cada área de explotación lleva su vida contractual pero sí lo dejábamos y no lo hacíamos explícito de que los barriles era la excepción, de que esos sí contaban para la vida contractual de esa área de explotación no se nos hicieran los locos de la Agencia lo cual si produjeron 200 mil en el área de evaluación pues si uno no hubiera puesto esa cláusula se entendería que ese empieza a pagar es hasta los 5.200.000 si usted produjo 200 mil. 

Entonces lo que dijimos es, para eso sí vamos a hacer una excepción, o sea para eso sí vamos a traer la historia, esos barrilitos que usted produjo mientras evaluaba qué tan grande es esto, o qué era esto o si era comercial, esos barrilitos por favor sí me los cuenta dentro de los 5 millones, entonces le hicimos como esa aclaración, como cada área de explotación lleva su vida contractual independiente teníamos que traer esos barriles del pasado pues porque era sacrificar ingresos para el Estado para que, como les digo, no empezaran a contar desde 5.200.000 sino desde 5 millones de barriles salidos de la tierra en cualquiera de las fases”. 

En cuanto a las modificaciones en el esquema contractual adoptadas después de la suscripción del Contrato Chaza, este testigo fue conteste con la declaración del testigo Armando Zamora al justificar tales cambios por la nueva dinámica presentada en el sector de hidrocarburos después del año 2010, con mayor interés e inversión extranjera, con mejor panorama en las condiciones de orden público, con mayor cantidad de competidores en la industria y, sobre todo, por precios del crudo sumamente superiores a los que se consideraron en los escenarios contemplados al estructurar el modelo de contrato del año 2004.

En el interrogatorio formulado por el apoderado de la entidad convocada, se le pidió “si existían cláusulas de precios altos en este tipo de contratos o en otros contratos de explotación de petróleos antes de la construcción de la cláusula que es objeto de análisis por parte de este Tribunal?

“SR. GARCÍA: En Colombia no, internacionalmente cosas parecidas pero en Colombia no había cláusula de precios altos, pues ni parecida, digámoslo así, (...)”. 

Se le puso de presente al testigo el contrato Chaza suscrito el 27 de junio de 2005 y se le pidió establecer las diferencias, si las había, con respecto a la minuta aprobada por el Consejo Directivo de la ANH en 2004

“SR. GARCÍA: En el concepto de área? 

DR. MEDELLÍN: Sí. 

SR. GARCÍA: Aquí dice, “derecho a precio, a partir de cuándo la producción acumulada del área de explotación” 

DR. MEDELLÍN: Y el otro? 

SR. GARCÍA: Y el otro dice, “a partir de cuándo la producción acumulada de cada área de explotación”. 

DR. MEDELLÍN: Okey, muy bien. 

SR. GARCÍA: Este no habla de cada área sino del área de explotación y este dice de cada área de explotación, o sea el de 2005, digámoslo así, dice, de cada área de explotación. 

DR. MEDELLÍN: Le pregunto al testigo, usted en respuesta anterior dijo que había negociado este contrato, que había participado en la negociación, que lo había elaborado, que lo había escrito, lo había enviado al consejo, pero lo que usted está viendo es que el contrato que se firmó es distinto al insumo que se había presentado en cuanto al concepto de área, cierto, es diferente? 

SR. GARCÍA: O sea hay una diferente redacción, sí aquí habla de cada área de explotación”. 

Como se advirtió anteriormente, dentro del grupo interdisciplinario de expertos en materia petrolera que asesoró a la ANH para la elaboración del nuevo modelo de contrato de exploración y explotación de hidrocarburos adoptado en 2004, también participó la Abogada Marlene Beatriz Duran Camacho151, dedicada al sector de los hidrocarburos, desde hace 30 años, según su declaración, fue empleada de la empresa Occidental de Colombia, donde trabajó por 3 años largos casi 4 años, se retiró en noviembre de 1987, luego se dedicó en forma independiente principalmente al sector de los hidrocarburos y agregó:

“(...) por mi experiencia como abogada mi cargo era asesora legal y de contratos en Occidental entre los años 84 y 87 cuando Colombia volvió a ser exportadora de crudo después de haber sido importadora neta durante 14 años, participé en el proyecto de construcción del Oleoducto Caños Limón Coveñas con todo lo que eso implicó, por lo menos no solamente fue el oleoducto más largo que se ha construido en el país, aun hoy 796.4 kilómetros de oleoducto y una terminal marítima costa fuera de 10 millas náuticas con 2 unidades una de almacenamiento flotante y otra de cargue. // También tuve la fortuna de participar en el proyecto de Cusiana y Copiagua fui asesora de la empresa Triton (...) quien descubrió los campos de Cusiana y Copiagua en el piedemonte llanero”. 

Se le preguntó inicialmente por el Tribunal a la testigo, cómo se dio su participación en la redacción del contrato de 2004, a lo cual respondió:

“SRA. DURÁN: Porque hice parte de una comisión de 4 expertos que fuimos invitados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2004 para redactar el primero modelo de contrato a raíz de la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. 

DR. PARRA: Quiénes fueron esos 4 expertos? 

SRA. DURÁN: El doctor José Francisco Chalela aquí presente, el doctor Álvaro Meneses Mena quien venía de ser el director legal o vicepresidente legal, el nombre del cargo no lo recuerdo, pero él estuvo vinculado durante muchísimos años a la Empresa Colombiana de Petróleos y el doctor Gustavo Suárez Camacho, fuimos los 4”. 

Señaló que “recién creada la Agencia Nacional de Hidrocarburos pues debía necesariamente darse a la tarea de preparar ese modelo de contrato conforme a las nuevas políticas del Estado y la nueva estructura administrativa en ese momento, entonces esa era la razón por la cual la Agencia consideró necesario contratar unos expertos para que preparáramos ese modelo de contrato dentro de las políticas obviamente que dirigiera o que dictara la Agencia Nacional de Hidrocarburos”.

En cuanto a “cuáles eran esas políticas de la Agencia Nacional de Hidrocarburos? precisó:

“SRA. DURÁN: Pues en primer lugar hacer más atractiva la inversión para las empresa, por hacer atractiva la inversión quiero decir varias cosas, en primer lugar que Colombia no se convirtiera en una excepción, en una cosa rara porque lo normal para la industria petrolera es que su territorio, su campo de acción pues es el mundo y lo que buscan es condiciones donde sus inversiones puedan ser relativamente o interesantes desde el punto de vista de su rentabilidad, desde el punto de vista de la seguridad de sus operaciones e infinidad de factores más empresariales que jurídicos. 

(…). 

DR. GAMBOA: Nos menciona que existía un modelo anterior, y dentro de ese cambio nos habla de una concesión moderna, cómo se materializó o cómo se pretendió materializar ese término concesión moderna, bajo qué estructura se materializaba lo que se llama la concesión moderna a diferencia de lo que existía antes?

SRA. DURÁN: Bueno, la diferencia fundamental radica precisamente en la diferencia de asociación con la concesión, en la asociación que era la estructura anterior Ecopetrol entraba a participar como socio del particular, fuese nacional o extranjero, en este caso, a diferencia de eso, la Agencia no entra a participar en las decisiones técnicas, las propuestas técnicas tienen, la iniciativa de ellas y la carga de inversión, las tiene en su totalidad el inversionista privado”. 

También dio explicaciones la testigo sobre su entendimiento sobre los conceptos de área contratada, área de evaluación y área de explotación, luego de lo cual se le pidió explicar la aplicación de la cláusula 16.2, y si ella correspondía a los mencionados incentivos comerciales y “a qué se refieren, cómo operaban?”

“SRA. DURÁN: Bueno lo que pasa es que Colombia cambió el sistema de asociación con un sistema de concesión, (...) lo que la ANH quería participar en esos ingresos o en esa renta, (...), pero eso fue lo que originó esta cláusula de participación por precios altos. 

(...).

DR. GAMBOA: (...), nos ha dicho que existe un área contratada y que posteriormente si existe un descubrimiento se delimita un área de evaluación, el contratista hace sus pruebas y finalmente resuelve que debe... 

SRA. DURÁN: Que puede, que le interesa, que vale la pena y esa área puede no coincidir, a raíz de los trabajos de evaluación que está haciendo, le informa a la Agencia, le dice mire, como resultado de los trabajos de evaluación que he hecho sobre este descubrimiento creo, están en la posibilidad de manejar un área de explotación, defíname esta área de explotación, puede coincidir o no con el área de evaluación pero esto sí me interesa desarrollarlo y empieza el contratista a producir. 

Qué quiere decir, que empieza a extraer los hidrocarburos con todas las consecuencias, (...) pero comienza a producir y entonces empieza a calcularse o a sumarse la producción de esa área y lo dice claramente, cuando la producción acumulada del área de explotación, aquí lo decimos en singular, el valor a pagar por el derecho del área, aquí se suma cuando se llega a los 5 millones de barriles se aplica la fórmula, eso... 

Interrogada por el señor apoderado de la entidad convocada, sobre si “desde el punto de vista de las cargas financieras, desde el punto de vista de la economía del contrato en qué consistía esa consecuencia para el contratista?, sostuvo:

“SRA. DURÁN: Pues una consecuencia de tipo económica porque el particular entra a participar del ingreso y hablo énfasis en el ingreso que no en la utilidad del contratista porque la utilidad tiene un concepto, una connotación diferente pero sí entra a participar de lo recibido por el contratista en la negociación de su producto. 

Luego se le interrogó sobre si tenía “alguna diferencia, desde el punto de vista técnico, el petróleo que se extrae en alguno de los momentos si es exploración si es explotación o es lo mismo?

“SRA. DURÁN: Pues desde el punto de vista de en qué momento contractual se extrae el producto no hay ninguna diferencia pero sí hay unas aplicaciones importantes y hay unas diferencias dependiendo de la calidad del producto, (...). 

(...).

(...), puede darse el caso de que usted tenga un área de explotación, un área de evaluación donde está extrayendo un crudo liviano, en crudo de 24, si está de buenas es un buen crudo y buscando en su descubrimiento dentro de la misma área contratada tiene un área de evaluación pero su descubrimiento fue de un crudo de 13 grados API, crudo Castilla, crudo Pacific, 13 grados API, 13.8 grados API. 

Entonces tiene el mismo contrato pero esta área de evaluación y seguramente esa área de explotación para ese crudo pesado va a tener un régimen contractual distinto del régimen contractual que está previsto para el área de explotación de su crudo liviano, en punto concreto a los plazos de sus actividades de evaluación y al plazo de su periodo de explotación si no me falla la memoria, porque es muy costoso y muy difícil”. 

Igualmente el Tribunal considera pertinente hacer referencia a la declaración del doctor Tomás Augusto De La Calle Botero152, Ingeniero civil vinculado en marzo de 2003 a la ANH, quien se desempeñó como Jefe de la Oficina de Planeación. Según manifestó en su declaración:

“era un asesor directo del director y había dos subgerencias, la subgerencia administrativa y financiera y la subdirección técnica, cuando entré aquí estaba Julián García, Julián se fue como a los 10 meses o algo así y yo lo reemplacé entonces ocupé el cargo de subdirector técnico y hacía muchas funciones, pero las que importan más aquí, mejor dicho todo lo que ahora se dividió en cinco presidencias lo hacía el subdirector técnico en cuatro, que era manejar la información petrolera, manejar todo, especialmente la contratación, entonces yo hacía la promoción y hacía la contratación, que en ese momento que me tocó a mí todavía no había rondas porque aquí nadie quería venir a Colombia entonces ronda para qué, sino que era contratación directa, primero en el tiempo primero en el derecho. // Eso era lo que yo hacía, negociaciones directas con los poquitos interesados que había en ese momento que después fueron siendo más, manejaba el seguimiento a la exploración, seguimiento a la producción, banco de información petrolera, medio ambiente y promoción, eso era más o menos lo que hacía yo en ese momento”:

Sobre la situación del sector de hidrocarburos en el año 2004, expuso:

“SR. DE LA CALLE: Hay que acordarse de varias cosas, uno el 2001 eran los años más peligros después del intento fallido de la paz con Andrés Pastrana, el Caguán estaba tomado por paras y por guerrilleros y aquí en el año 2000 se hizo un pozo exploratorio, el año pasado se hicieron 135, en el año 2000 se hizo un pozo exploratorio, me voy un poco más atrás muy rápido y me perdonan si me extiendo, en el 83 descubrimos a Caño Limón, con unos términos que llamaban los términos viejos, que era con Ecopetrol 50-50, el asociado 50 y Ecopetrol el 50, en el 89 se descubrió el complejo Cusiana y Cupiagua, llega la doctora Margarita Mena y dice esto es Colombia Saudita aquí todo lo que encuentran es de mil millones de barriles, cambiemos los términos comerciales. 

Qué es cambiar los términos comerciales, aumentar el govemment take, aumentamos el govemment take a más o menos un 85% que es 85% de la renta petrolera le queda al Estado y el 15% le queda al asociado, eso está más o menos bien si uno fuera un país seguro, pero los petroleros balancean riesgos con prospectividad entonces dicen: yo dónde estoy explorando y cuánto me está quedando de la renta, y todos los países jugamos a ese balance, por ejemplo Cuba tiene cierta prospectividad porque está en el Golfo de México pero los petroleros no quieren ir allá por no estar con don Fidel, o Suiza es muy bueno pero no tiene petróleo entonces tampoco sirve, esos son los dos extremos, entonces uno juega con eso”. 

Yen lo que se refiere a los cambios que debían implementarse en la industria de hidrocarburos, en su criterio, para hacer frente al anterior panorama, expuso:

“SR. DE LA CALLE: Nosotros en la ANH empezamos con el equipito que había al principio a pensar qué hacemos, Ecopetrol nos ayudó con el diseño del contrato más cuatro abogados muy importantes que se reunieron a hacer el nuevo diseño del contrato y básicamente la opción era muy sencilla y es: nos tenemos que bajar de la renta petrolera, el 85% no es aceptable, nos tenemos que bajar y a cuánto, volvimos a una fórmula que ha sido mágica en el mundo petrolero que se lo inventó Arabia que es 50-50, 50 para el Estado y 50 para el petrolero, entonces volvimos a ese 50-50 que fue lo que diseñó el contrato, uno se ayuda de las regalías pero ustedes saben que las regalías son superiores al contrato porque las regalías son de ley, y el contrato tiene otras cosas para acopiar parte de la renta petrolera, lo que dijimos es: tenemos que bajar la renta del 85 al 50 porque aquí nadie está viniendo, (...)”. 

En lo que tiene que ver con la idea inicial que se promocionó a nivel internacional en las llamadas rondas de negocios y con la forma como debían liquidarse las regalías y los derechos por precios altos, explicó este testigo:

“SR. DE LA CALLE: Yo voy a un país y lo primero que pregunto si soy petrolero es cómo es el ringfencing, como en clave, dicen: aquí el ringfencing es a nivel de bloque, qué me están respondiendo, que si yo en este bloque encuentro dos campos cuando quiero pagar las regalías, supongamos que las regalías como aquí en Colombia que son así, hoy con la sumatoria de estas dos producciones que son en barriles por día, aquí las unidades son barriles por día, y busco qué tasa debo pagar de regalías, ese ring fence fue por bloque pero ese ring fance hubiera podido ser a nivel de campo, si es a nivel de campo qué quiere decir, que no puedo ir con la sumatoria de los dos a hacer esta rayita sino que voy con el campo 1 y descubro en el campo I cuál es la producción y me da por aquí, y en el campo II que supongamos que tiente otra me da por acá.

Eso es una ventaja muy grande en Economía, supongamos sólo por gracia de discusión que son 100 mil, esta sería la rayita con 100 mil pero supongamos que el 100 mil surge de 50 mil más 50 mil o sea que sería esto dos veces, que es mucho más bajito que esto, las regalías, la Ley 756 dijo el ring fance va a ser a nivel de campo, para las regalías. 

Entonces nosotros en el contrato dijimos lo mismo, y es vamos a hacer el ring fance de los precios altos a nivel de descubrimiento o de campo, ese va a ser nuestra resolución para entender los 5 millones de barriles que eran en disparador, eso siempre estuvo clarísimo, por eso traigo la presentación porque eso era explicando el ring fance del campo, entonces cuando vaya a buscar los 5 millones de barriles ubíquese aquí que es su área de producción o de explotación como es llamaba en este contrato y cuente 5 millones ahí, eso era clarísimo para el mundo entero, (...). 

Esto siempre fue así y la lógica era: como usted hizo este pozo aquí con la sísmica usted cree que tiene este huevo entonces bloquea toda esta área y hace otros estudios para ver si el huevo sí era como usted pensaba o no era como usted pensaba, eso era la filosofía del tiempo que se daba para la evaluación, (...) pero mientras más largos sean los períodos también más vale porque si a mí me dejan el período de exploración de seis años es mucho mejor a que me lo dejen de tres porque el 3 comparado con el 6 quiere decir que yo tengo una opción de 3 años y esa opción vale mucha plata porque en esos 3 años se puede disparar el precio del petróleo y yo tengo la opción. 

Todas estas áreas se conceden en el contrato y cuando usted tiene un descubrimiento usted bloquea esta área y la saca de la contabilidad el área original y la pone en otro congelador y en otros tiempos y en otras cosas, por qué, porque usted ya hizo actividad riesgo y eso le da un derecho de permanecer en esa área exclusiva por más tiempo, si usted promete más cosas sigue ganando tiempo y espacio, más cosas me refiero más inversiones en exploración, ese era el criterio de esta presentación, aquí me demoré dos o tres minutos explicándolo pero si estoy en Londres y digo simplemente esta frase: en Colombia el ring fance para los precios altos es a nivel de campo todo el mundo entendió que no era el bloque sino que era campo” (Se subraya).

Enseguida el testigo dio algunas explicaciones sobre el proceso de exploración petrolífera, en general, y los procesos a seguir en caso de tener éxito en dicha actividad respecto de un campo específico ubicado dentro de un área contratada. Luego de lo cual se le preguntó: “Usted se ha referido en su declaración, ha usado el ring fance, usted habla que el ring fance era por cada área de explotación”.

“SR. DE LA CALLE: Exacto. 

DR. GAMBOA: Qué significaba entonces respecto de la cláusula de precios altos? 

SR. DE LA CALLE: Voy a decir las dos, significaba que si yo descubría petróleo aquí para las regalías me iba con la producción de acá, y para las regalías me iba con la producción de acá, no me iba con la suma de las dos, y para precios altos me iba con el acumulado de acá por una contabilidad y en otra contabilidad me iba con el acumulado, si esta llegó a 5 millones y esta va en mil pues esta no paga precios altos y esta sí”. 

Luego se le preguntó si “respecto de esa producción previa, se suma con lo que se empieza a producir a partir de la comercialidad y forma parte de los 5 millones o cómo funciona?

“SR. DE LA CALLE: Es muy fácil, usted tiene un pozo, desde que sale un barril por ahí pasan dos cosas, siempre paga regalías y siempre suma para los precios altos. 

DR. GAMBOA: Siempre suma para los precios altos. 

SR. DE LA CALLE: Si está en pruebas llámelo como lo llame empieza a sumar. 

DR. GAMBOA: Y suma para los precios altos respecto de cada área de explotación? 

SR. DE LA CALLE: Sí, de las rojas. 

DR. GAMBOA: O sea, la producción de este campo que está a mano izquierda, para ilustración del tribunal, las pruebas de producción se suman para los 5 millones de este y las pruebas de producción se suman para los 5 millones de esta área de explotación?

SR. DE LA CALLE: Exacto. 

DR. GAMBOA: En forma independiente. 

SR. DE LA CALLE: Totalmente, tiempo, espacio y barriles son aparte, por eso el ring fance es de campo”. 

Se le indagó al testigo, además, sobre “cuál era el entendimiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2004 cuando usted participaba y hacía esas presentaciones respecto de los 5 millones de barriles, y la sumatoria, se entendía o existía discrepancia alguna?

“SR. DE LA CALLE: No, para nada, nosotros salíamos a anunciar eso, qué nos pasa, si este señor descubre aquí a mí me interesa como país que por fin lo traje, que por fin vino a Cartagena, que por fin vino a Bogotá, que siga invirtiendo en exploración, pero él invierte en exploración si este vuelve a tener... económicos atractivos, pero si le sumo a este lo que llevaba a este le daño los económicos y el no sigue explorando eventualmente, precisamente lo que anunciábamos es: toda la resolución la vamos a hacer a nivel de campo para que usted se anime a descubrir más campos, ya la regalía la tenemos a nivel de campo, los precios altos lo tenemos a nivel de campo, entonces venga y explore y descubra más barriles si quiere. 

Nosotros lo que queríamos era promover la exploración y que la gente viniera, y que los económicos lucieran buenos, y eso fue el éxito que tuvimos, tenemos 256 contratos firmados y en ese momento se contaban con los dedos de la mano, la sola ANH, por qué, porque la gente ve esto, hace los económicos en su casa o en su oficina y ven que son muy atractivos pero no sumándole lo otro. 

DR. GAMBOA: Usted dice: no sumándole lo otro, significa que el entendimiento desde el director hacia abajo era no sumar la producción en la etapa de evaluación a otras áreas de exploración. 

SR. DE LA CALLE: Sí, ese era entendimiento de todos, de los cuatro abogados que nos asesoraron, de Ecopetrol que nos ayudó y de todo el mundo era: vamos a hacer esto atractivo y las contabilidades son aparte”. 

En lo que tiene que ver con la aplicación de los precios altos durante la participación de este testigo en la ANH, y el entendimiento de esta Agencia respecto de los campos Costayaco y Moquetá, afirmó:

“SR. DE LA CALLE: Total alineado, eso fue afinado en el 2005, acababa de llegar yo de Londres de decir que eso era así, en ese caso en particular, ese sí me tocó a mí, ese lo firmé yo, ese estaba clarísimo que era por área de explotación. 

DR. GAMBOA: Usted mencionó al comenzar su declaración que se negociaba, qué era lo que se negociaba en esas cláusulas, se negocia lo sustancial o se negociaba simplemente... 

SR. DE LA CALLE: El contrato como nosotros decíamos era de adhesión, como la tarjeta de crédito, lo único que se negociaba era el plan exploratorio, a mí el petrolero me decía: voy a hacer tres líneas sísmicas y yo no: esa área por tres líneas sísmicas no, haga tres líneas y un pozo, esa era toda la negociación, el resto es: si usted ya leyó el contrato, la minuta está en la Web, esa es la minuta, no se cambia nada de ahí. 

DR. GAMBOA: Y esa minuta la dictaba la Agencia Nacional de Hidrocarburos. 

SR. DE LA CALLE: El consejo directivo, sí. 

DR. GAMBOA: El consejo dictaba las cláusulas. 

SR. DE LA CALLE: Sí, eso no lo negociaba ni el director, el director no podía tocar nada ahí”. 

Interrogado este testigo por el señor apoderado de la entidad convocada, sobre si en la presentación de negocios que hizo en marzo de 2005 “los inversionistas y las personas que asistían a ese tipo de presentaciones, hacían preguntas, había inquietudes, cómo era esa dinámica ahí?, se lo pregunto para determinar si el gobierno en Colombia era suficientemente concreto y explícito en cuanto a las condiciones, cómo se desarrollaban esas reuniones?, respondió:

“SR. DE LA CALLE: Hay de todo, esta que yo traje en particular la hice en Londres y en Londres los ingleses no preguntan, en general los petroleros no preguntan por una razón y es porque los petroleros son jugadores de póker entonces no muestran la gana, todo el mundo se queda callado aunque tengan dudas después le preguntan a uno solo, pero nadie alza la mano para hacer una discusión, depende donde se hiciera, si la presentación era en Cartagena con inversionistas de afuera eventualmente habría más preguntas, pero hay de todo, ésta en particular que traje hoy la gente estuvo muy callada, dijeron: bueno, esa es la nueva política en Colombia, interesante”. 

Las anteriores declaraciones coinciden en el recuento de los antecedentes fácticos sobre la forma como se concibió el modelo de exploración y explotación de hidrocarburos adoptado en el país en el año 2004, sobre la necesidad de un cambio en la política petrolera nacional, atraer mayor inversión extranjera, incrementar la exploración, darle mayor importancia a las exploraciones pequeñas, todo lo cual quedó reflejado en la minuta sometida por los expertos a consideración del Consejo Directivo de la ANH y aprobada por Acuerdo 10 de 31 de mayo de 2004. También fueron claras, contundentes y suficientes las explicaciones de orden comercial, legal y técnico que dieron los declarantes sobre la inclusión en la cláusula 16.2 del acuerdo sobre Derechos por Precios Altos, las razones por las que se ideó así y la forma en que debía aplicarse, por cada área de explotación incluida en el área contratada; también fueron contestes en cuanto a que los Campos Costayaco y Moquetá, deben considerarse como áreas de explotación distintas.

Respecto de este último aspecto, que tiene relación directa con la primera pretensión de la demanda, esto es, sobre la independencia de los Campos Costayaco y Moquetá, el Tribunal considera pertinente y necesario hacer relación a las experticias de parte aportadas por Gran Tierra, las cuales no fueron objetadas y sus conclusiones técnico científicas ofrecen certeza al Tribunal, considerada la idoneidad de los expertos que participaron en la elaboración de los respectivos informes.

Todo lo anterior permite al Tribunal concluir claramente que la verdadera intención del Estado colombiano fue la de atraer inversión en materia petrolera bajo un régimen de mayor favorabilidad para los contratistas, con evidente estímulo a la exploración y explotación de pozos de condiciones como las que reflejan los denominados Costayaco y Moquetá parte del Bloque Chaza, objeto del contrato materia de arbitraje. Por su parte, para los contratistas en materia petrolera una política flexible y un régimen contractual más benigno en esta materia se traducía en certero estímulo para vincularse a la actividad dentro de la geografía nacional. Esta convergencia de voluntades y anhelos permite pues deducir claramente la intención de las partes orientada ciertamente a la construcción de un régimen contractual menos gravoso para el contratista en materia de pago de regalías y derechos adicionales, bajo la regla de a mayor producción mayor retribución a la Nación, a menor producción menor retribución a la misma, todo lo cual fomentaba en rigor una política de mayor equidad en la relación contractual.

No ha de olvidarse además que la actuación anterior promovió un entorno de confianza para los inversionistas y eventuales contratistas, de suerte que con sustento en los actos y manifestaciones estatales desplegaron su actividad convirtiéndose en legítima la aspiración a una regulación contractual estable y a un retorno a su inversión dentro de unos presupuestos de estabilidad y seguridad jurídica. Sin duda alguna, es este el instituto de la “confianza legítima”, que no puede ser soslayado de un análisis como el que ahora acomete el Tribunal por cuanto dicho instituto ha sido entronizado como principio tutelar por excelencia de toda actuación negocial sin marginar el tradicional de la “buena fe”.

Este principio entendido como aquel según el cual “(...) el ciudadano debe poder evolucionar en un medio jurídico estable y previsible, en cual pueda confiar. Para Müller, este vocablo significa, en términos muy generales, que ciertas expectativas, que son suscitadas por un sujeto de derecho en razón de un determinado comportamiento en relación con otro, o ante la comunidad jurídica en su conjunto, y que producen determinados efectos jurídicos (...)”153, impone entonces la actuación del juzgador con miras a proteger aquello que las partes esperan fundadamente, una de la otra, aspecto que en este caso ha quedado claramente acreditado, según lo consignado anteriormente, y por tanto, resulta así orientador de la verdadera intención de las partes, y no de la de una sola de ellas, porque ni siquiera el Estado puede subordinar a su contraparte en materia de contratación, salvo por las expresas y limitadas cláusulas de régimen extraordinario, no aplicables a la relación contractual que se analiza en la presente litis.

Por lo expuesto, para el Tribunal resulta coherente afirmar que un régimen limitado a cada campo de explotación no resulta extraño a la intención de las partes ni al contexto dentro del cual el contrato se formó pues, se itera, fue política de estado fomentar un régimen atractivo para vincular a inversionistas y contratistas a la exploración y explotación de los llamados pozos pequeños, tratados entonces de manera individual y separada por la condición propia de cada uno de ellos.

9.7. LA REITERADA Y SISTEMÁTICA CONSAGRACIÓN DE LA EXPRESIÓN “CADA ÁREA DE EXPLOTACIÓN” EN LA MINUTA APROBADA POR EL CONSEJO DIRECTIVO DE LA ANH, EN EL CONTRATO CHAZA, Y LAS DIFERENTES VERSIONES CONTRACTUALES UTILIZADAS EN EL TIEMPO HASTA 2009.

Destaca el Tribunal para refirmar su apreciación sobre el sentido individual, separado y autónomo que denota la expresión “cada Área de Explotación”, que la misma, en forma sostenida, fue utilizada con esa vocación desde la minuta recomendada por los expertos a la convocada, luego adoptada con precisión inequívoca en las minutas aprobadas por el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, incluida en la versión del Contrato Chaza, y reiterada nuevamente, sin modificación alguna, en las minutas que se divulgaron con ocasión de las llamadas rondas durante los años 2007154 y 2008155, aspecto que no puede dejar de resaltarse, muy especialmente en punto a la consolidación de la común intención de las partes, como se ha expresado, entre otras razones por cuanto los hechos que se describirán en el presente numeral, per se, revisten capital significado para los fines descritos, justamente por ser indicativos de lo que las partes en su oportunidad entendieron, entendimiento que en el plano volitivo se torna basilar. Al fin y al cabo, confirman la génesis negocial, en sentido lato.

En efecto, en la Minuta recomendada por los expertos, específicamente en el aparte relativo a la cláusula de Derechos Económicos por Precios Altos, pivote de la controversia, aparece la expresión, con el siguiente tenor literal:

Derecho por Precios Altos: A partir de cuando la producción acumulada del Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas lntermediate” (WTI) supere el Precio Base del Crudo Marcador Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, el valor que resulte de la siguiente fórmula: Este valor será nominado en dólares de los Estados Unidos y el pago se hará por mes vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula:

Ahora bien, la Minuta adoptada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos mediante Acuerdo 10 de fecha 31 de mayo de 2004,156 que sería el sustento del Contrato Chaza, recogió la expresión “cada” en varios apartes de la misma, pero específicamente en la cláusula 16.2, con el siguiente alcance literal:

16.2 Derecho por precios altos para hidrocarburos líquidos: A partir de cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de hidrocarburos líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, el Contratista pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula: 

(…)”. 

Con relación a la historia de esa minuta, a su aprobación por el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y al antecedente inmediato referido a la sugerencia del Comité de Expertos, se pronunció la testigo Marlene Durán de la siguiente manera:

“(…).

“DR. GAMBOA: Y ustedes una vez sometido el contrato eso qué curso seguía, lo aprobaban quién o quién lo debía autorizar? 

SRA. DURÁN: Nosotros recibíamos esos borradores, como les decía, y nosotros los poníamos en una forma legal, ordenada, hacíamos los comentarios y se los entregábamos a la Agencia Nacional de Hidrocarburos pero quien tenía la competencia conforme al decreto que creó la ANH era el consejo directivo de la Agencia de aprobar o no esas recomendaciones.

(...) lo que sí puedo decirle es que una vez entregados los modelos nuestros yo en lo personal le hacía seguimiento a esos modelos porque, precisamente como les estaba explicando anteriormente, esos modelos son tan importantes y debían ser acogidos o aprobados o modificados por el consejo directivo de la ANH, iba la Agencia expidiendo unos acuerdos, esos acuerdos que yo tengo memoria, hubo por lo menos acuerdo del consejo directivo del año en los que se publicaban las cláusulas.

Esas cláusulas, cuando yo que había participado en la comisión y veía lo que estaba publicado en el Diario Oficial las comparaba para ver si sí coincidían o no porque pues la comisión llegaba hasta el punto de recomendar y naturalmente la facultad legal la tenía el consejo directivo... 

DR. GAMBOA: Lo que nos está diciendo es que el modelo que presentó este grupo de abogados fue sujeto de modificaciones por el mismo consejo directivo de la ANH? 

SRA. DURÁN: Así es, sí señor”157 (Negrilla fuera de texto).

Con sustento en la minuta aprobada por Consejo Directivo a que se hizo alusión con anterioridad, se suscribió entre las partes el Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, el cual incorporó la expresión “cada Área de Explotación” en varias de sus estipulaciones como quedó visto, especialmente en la 16.2 destinada a regular los Derechos Económicos por Precios Altos, que para efectos de este análisis se transcribe a continuación:

“16.2. Derecho por Precios Altos:

Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas lntermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento.

Para Gas Natural: cinco (5) años después del inicio de explotación del campo, que consta en la resolución de aprobación expedida por la autoridad competente, y en el evento de que el precio del Gas Natural marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento. 

El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula: 

[Aquí sigue la fórmula] 

(...)”158 (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal).

Ahora bien, surge de la declaración del testigo José Armando Zamora, a la sazón Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la evidencia según la cual la minuta adoptada pretendió alcanzar claridad en sus términos, y de allí que cuando dicha minuta fue sometida a consideración de la convocante no fuera de esperar reparos a su sintaxis o redacción, precisamente por cuanto fue la explicitud el objetivo mismo trazado por quien aprobó su difusión. En efecto, el citado testigo manifestó en punto a lo aquí expuesto lo siguiente:

DR. MEDELLÍN: Ya que usted tiene el documento a la vista, si lo recuerda y si no para que lo mire, este aporte que recibió el Estado por parte de los expertos es exactamente el contrato que se firmó o hubo variaciones, si lo recuerda, específicamente en lo que tiene que ver con el objeto de este proceso. 

SR. ZAMORA: No, el contrato sufrió variaciones, hasta el último minuto de la firma del contrato sufrió variaciones porque era un proceso continuo y el primer contrato involucró a la contraparte que también tenía sus observaciones, siendo conscientes de que iban a crear un precedente para el resto de los contratos que se firmaran, así que este contrato siempre ha tenido evoluciones, variaciones, ajustes, modificaciones, inclusive, no recuerdo la fecha exacta, pero el consejo directivo aprobó que la redacción se ajustara siempre y cuando fuera para dar más claridad, más precisión y no se apartara del modelo aprobado por el consejo porque en tal caso tendría que volver a ser aprobado por el consejo, pero sí sufrió cambios, claro que la estructura en general es la que se adoptó entonces. Esto ayuda a la memoria, era como el primer borrador, inclusive hay unas áreas resaltadas que llaman la atención, que habría que revisar con más detalle. 

(…)”159. 

Posteriormente se le exhibió al testigo el Acuerdo 10 del año 2004, por el cual se aprobó la minuta del Nuevo modelo de Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, y se le pidió informar si su contenido, en particular de la cláusula 16.2, había sufrido modificaciones después de su presentación al Consejo Directivo de la ANH y si era así expusiera cuáles eran esas diferencias y a quién podían ser atribuibles.

“SR. ZAMORA: Pero entiendo por ejemplo que dice: “A partir de cuando la producción acumulable de la explotación incluyendo el volumen de regalías supere los 5 millones de barriles de hidrocarburos líquidos, aquí dice, a partir de cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de explotación, es el primer cambio, incluyendo el volumen de regalías supere los 5 millones de barriles de hidrocarburos líquidos y lo demás creo que está igual, hasta ahí, hasta la fórmula, el valor a pagar está... por cada área de explotación, está igual”, ahí está ese cambio, está la palabra cada estuvo introducida (se subraya).

DR. GAMBOA: Se introdujo por parte de quién esa palabra, en el consejo se aprobó eso? 

SR. ZAMORA: Eso sí es difícil para mí decir quién introdujo porque la versión final fue el resultado de muchas interacciones, quién lo introdujo yo no podría decirle. 

DR. GAMBOA: Pero el Consejo lo aprobó? 

SR. ZAMORA: Lo que sí le puedo decir es que yo no la introduje. 

DR. GAMBOA: Pero la aprobó el Consejo. 

SR. ZAMORA: El Consejo aprobó el modelo sí, eso debe estar documentado. 

DR. GAMBOA: Esa fórmula, la fórmula que aparece ahí es igual a la fórmula que se le propuso por el comité asesor? 

SR. ZAMORA: Supongo que sí, me parece que sí, volumen de hidrocarburo del contratista, las veo iguales. 

DR. GAMBOA: Y es igual a la que usted planteó aquí en una gráfica? 

SR. ZAMORA: Como fórmula sí”160.

Igualmente, se le pidió comparar el contenido de la minuta aprobada mediante el Acuerdo 20 de 2004 respecto de la adoptada mediante el Acuerdo 10 del mismo año, específicamente en lo que tiene que ver con la redacción de la cláusula 16.2, a lo que respondió:

“SR. ZAMORA: Por lo que puedo ver de una primera lectura, habría que hacer el análisis en detalle pero si usted me ayuda a ver dónde están las diferencias. 

DR. GAMBOA: Dice la cláusula 16.2: “A partir de cuando la producción acumulada de cada área de explotación incluyendo el volumen de regalías supere los 5 millones de barriles de hidrocarburos y en el evento en que el precio del crudo WTI supere el precio base el contratista pagará a la Agencia Nacional de Hidrocarburos un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por mes calendario vencido dentro de los 30 días calendario”. Se conservó la denominación de cada área de explotación. (Se subraya).

SR. ZAMORA: Sí, no hay diferencia”161 (Negrilla fuera de texto).

Reafirma la intervención del Consejo Directivo en la aprobación final de la minuta del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos - E&P que se hizo constar en los Acuerdos 10 y 20162, la declaración del señor Julián García, quien al respecto puntualizó:

“(…).

DR. GAMBOA: Sí, y ese modelo de contrato que usted estaba diseñando y estructurando quién lo aprobaba? 

SR. GARCÍA: Lo aprobaba al consejo directivo y yo era el que se lo presentaba en su integridad, el único que se lo presentó fui yo. 

DR. PARRA: Consejo directivo de? 

SR. GARCÍA: De la Agencia y yo le presentaba, hoy les voy a hablar de los primeros capítulos, tatata, esta es la racionalidad, esta es la política de Estado, esto es lo que estamos haciendo, aprueban, sí, a la siguiente sesión, ahora el capítulo tal, yo fui el que presenté todas las cláusulas, todos los conceptos, el único que lo presenté, yo hice todas las presentaciones y todas mes la aprobaron. 

DR. GAMBOA: A ese consejo directivo asistía el director general de la Agencia? 

SR. GARCÍA: A ese consejo directivo asistía, no siempre, no a todas las sesiones asistió el director general, en algunas él estaba viajando, entonces a veces estaba en China, estaba en otros países, entonces él estaba viajando por razones de trabajo, por ejemplo él quería organizar el congreso mundial de petróleos como parte de la, si ustedes ven la funciones del director general, él era mucho más el que hacía la promoción general y además de eso era una experticia, él trabajó en Proexport. 

Entonces él por ejemplo estaba tratando que nos dieran a Colombia ser el organizador del congreso mundial de petróleo y organizó varios viajes a China, España, etc., buscando otros países que apoyaran que Colombia fuera la sede del congreso mundial de petróleo, entonces por estar por ejemplo en esos viajes, que es una cosa importante para la Agencia en algunas sesiones del consejo no estaba”163.

A su turno, las minutas destinadas a sustentar las diferentes relaciones contractuales que se llegaren formar con ocasión de las llamadas Mini Ronda 2007 y Mini Ronda 2008164, mantuvieron la misma estructura gramatical en cuanto a la expresión “cada Área de Explotación” se refiere y, solo en la minuta que sustentó la Ronda Caribe 2007 se aprecia la omisión de la expresión “cada” y aparición de la palabra “un”165, circunstancia que en manera alguna altera el propósito individual y separado de la expresión original para individualizar “cada Área de Explotación”.

a) MINUTA DE CONTRATO - MINI RONDA 2007166 

“Para Hidrocarburos Líquidos: a partir de cuando la producción acumulada de cada Área de Explotaciónincluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de Hidrocarburos Líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, EL CONTRATISTA pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por Mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) Días calendario siguientes a cada vencimiento 

(...)” (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte de Tribunal). 

b) MINUTA DE CONTRATO - MINI RONDA 2008167 

“A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos Líquidos de cada área de producción, incluyendo el volumen de regalías supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo WTI supere el precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo. (...)” (destacado en color fuera del texto original, para análisis comparativo por parte del Tribunal). 

Resulta especialmente diciente en cuanto a la conservación de la expresión “cada Área de Explotación” en las minutas antes referidas, la manifestación del testigo José Armando Zamora, en el sentido de que en cada ronda se revisaban y se ajustaban los textos del contrato, toda vez que si así era, la conservación o preservación de la expresión “cada Área de Explotación” en las nuevas minutas, denotaba que la claridad y la funcionalidad de la misma no se encontraba en entredicho y, por lo tanto, no resultaba menester la introducción de modificación alguna respecto de ella:

“(…). 

“SR. ZAMORA: Sí, en cada ronda se fueron ajustando los textos del contrato y ese es un proceso permanente de mejora, ajuste y adecuación a las circunstancias y a las experiencias. 

DR. GAMBOA: Y ahí se introdujo, usted nos lo acaba de decir, el término área contratada. 

SR. ZAMORA: Área contratada. 

DR. GAMBOA: En ese caso hubo alguna presión, usted se ha referido a unas sesiones del Congreso de la República, alguna presión de las compañías, del sector político del país para el cambio del contrato? 

SR. ZAMORA: No. 

DR. GAMBOA: Fue una decisión. 

SR. ZAMORA: Fue una decisión colectiva de todos los que tenemos la responsabilidad de mantener el contrato vigente”168. 

Lo expuesto, en aras de la concreción, resulta suficiente para que el Tribunal pueda advertir que la utilización de la expresión “cada Área de Explotación” no fue fortuita ni accidental, sino que su inclusión en la minuta modelo del contrato, en el propio Contrato de Exploración y Explotación Chaza y su posterior reiteración en las diferentes versiones, configuran un elemento absolutamente revelador de la intención de las partes orientada a la separación o individualización de “cada Área de Explotación” para efectos propios de la liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos, es decir al carácter no acumulativo de las diferentes áreas para el mismo propósito.

Todo lo anterior refleja además que dicha intención estuvo presente no solo al momento de promover el contrato y de celebrarlo, sino también que una de la partes, Agencia Nacional de Hidrocarburos, la siguió exteriorizando en los modelos contractuales de las Ronda Caribe 2007, Mini Ronda 2007 y Mi ni Ronda 2008, subsiguientes al Contrato de Exploración y Explotación Chaza, que si bien no vincularon a la convocante, permiten apreciar que la orientación de la convocada en cuanto a la intención que la animó a suscribir el contrato materia de arbitraje se preservó en el tiempo para determinar relaciones negociales posteriores, hecho éste entonces no carente de significado y elocuencia.

Ahora bien, sea esta la oportunidad dentro del análisis que adelanta el Tribunal para destacar el sentido económico y negocial de la separación o individualidad de “cada Área de Explotación”, no acumulativa para efectos de liquidación de Derechos Económicos por Precios Altos, claramente refrendada no solamente por la pericia decretada de oficio y por las experticias aportadas por la convocante, ninguna de ellas desvirtuadas por la convocada, sino también por los pasajes de diferentes testimonios en los cuales se puso de presente la racionalidad de dicha separación o individualización, revelada por la expresión “cada Área de Explotación”, elemento que fungió dentro del esquema de flexibilización de los Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el año 2004, y presupuesto de un mayor atractivo para los inversionistas potencialmente interesados en su vinculación al país para el desarrollo de tales actividades.

En efecto, la testigo Marlene Durán explicó en lenguaje preciso, cómo la liquidación por Precios Altos a que se refiere la cláusula 16.2 del contrato sub examine buscó con la introducción de la expresión “cada Área de Explotación” independizar el régimen contractual y económico de cada una de las Áreas de Explotación que se encontraba dentro del Área Contratada con miras a estructurar un modelo contractual que despertara mayor interés en los potenciales inversionistas. Este es el pasaje de su declaración relacionado con esta temática:

“(…).

DR. GAMBOA: Sí, correcto, sí, ya llegamos a ese y retomamos el tema, o sea pueden existir varias áreas de explotación dentro de una misma área contratada? 

SRA. DURÁN: No solamente pueden sino que seguramente se dan y pueden no solamente varias áreas de explotación sino antes de existir varias áreas de explotación pueden existir simultáneamente áreas de evaluación con áreas de explotación y quedar aun área donde se puedan desarrollar actividades de exploración (se subraya).

DR. GAMBOA: Acaba de referirse a la producción acumulada del área de explotación y se refirió a que era de cada área, podría ampliar ese concepto de cada área de explotación y al tenor de la cláusula que se sugirió por parte de ustedes? 

SRA. DURÁN: Lo que estaba cuando se estaba preparando esta cláusula y como estábamos buscando también hacer la comparación de los beneficios, pues comparación de lo positivo y lo negativo que venía del sistema anterior, donde definitivamente la entidad estatal quiere para sí una retribución, una compensación, (...) se quiso que fuera sobre cada área de explotación y que se dividiera el régimen contractual y el régimen económico de las diferentes áreas que hay dentro de una misma área contratada, (...)” (se subraya).

DR. GAMBOA: Sí, claro, se explica pero profundicemos, se dividieron el régimen jurídico y el régimen económico de cada área de explotación. 

SRA. DURÁN: Correcto. 

DR. GAMBOA: Qué significa dividir el régimen económico de cada área de explotación? 

SRA. DURÁN: Doctor por ejemplo si usted tiene un área de evaluación una de las primeras labores de evaluación, la actividad propia para saber si un pozo le resulta productorio, estoy hablando de pozo, no de campo ni de yacimiento, de un pozo, cada pozo, cada edificio que se construye por debajo hacía el fondo de la tierra porque es una unidad, es un bien inmueble, cada pozo de esos debe ser sometido a pruebas, lo primero que se hace son unas pruebas cortas y después se hacen unas pruebas extensas. 

Bajo el sistema anterior toda la producción sumaba, toda la producción sumaba para los diferentes efectos económicos en el régimen del contrato de asociación, en este contrato se quiso que no sumaran, que tuvieran un régimen separado, que no se le castigara al contratista por adelantar trabajos, es que la evaluación son las pruebas extensas, si a usted no le resultan las pruebas extensas usted no va a entrar en explotación, eso es (se subraya).

Entonces tiene un régimen distinto, cuándo es que la Agencia entra a participar, cuando usted tiene un área de explotación y mide la producción de esa área de explotación, no quiere castigar al que está en evaluación”. 

Agregó además que:

“(...) para nosotros en ese momento el entendido de la comisión como nosotros interpretamos la voluntad de la Agencia, consistía en que la producción se acumulaba en cada área de explotación, para ponerlo en unos términos más sencillos, entendemos que la producción se calcula y se mide dentro de cada área de explotación, nos está diciendo a partir de cuándo la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de explotación. 

La producción acumulada por área de explotación, si el contrato o la ANH hubieran querido que incluyera otras producciones que pueden darse, incluías las de las pruebas extensas no hubiera usado la expresión, área de explotación, hubiera usado otra expresión, no sé, pero nosotros entendimos, cuando recibimos los borradores, me devuelvo, cuando nosotros recibimos los borradores, cuando discutimos los borradores y cuando entregamos el modelo, luego lo veo aquí pues reflejado en una decisión del consejo directivo, pues es un Diario Oficial”:

Y más adelante reiteró:

“SRA. DURÁN: No se acumulan, es que por eso mi énfasis es en el acumulada, acumulada por área, para cada área, no es dentro del área contratada, es dentro del área de explotación, lo dice el contrato, para mi es muy claro que es por área contratada, el contrato no está haciendo referencia a las producciones originadas en varios campos o no hace referencia a las producciones según los yacimientos, hace referencia a las producciones por área de explotación, hubiera podido decir otra cosa pero no lo dijo”169. 

En el mismo sentido declaró también el señor Julián García, quien explicó claramente la razonabilidad de la fórmula que incorpora la cláusula 16.2 en el contrato de marras, todo en función de la independencia de cada campo de explotación, en los siguientes términos:

“(…). 

DR. JARAMILLO: Para mayor ilustración del Tribunal podría por favor invitarlo a que nos diseñe o por favor nos puede graficar de una manera más esquemática lo tocante con los 5 millones de barriles y cómo se interrelacionan esos 5 millones precisamente con estas indicaciones que pudiéramos de alguna manera combinar ambos criterios? 

SR. GARCÍA: Bueno, correcto, entonces aquí está el tiempo que es este mismo tiempo y aquí está la producción acumulada, no la diaria, la que hay que conocer diaria es para las regalías, las de los alcaldes..., para este vale es la producción acumulada, entonces mientras usted estuviera por debajo de 5 esto no existía, estos son los precios del petróleo internacional, entonces aquí estábamos en el año 2014 y aquí estamos en el año 2015. 

Supongamos que usted logró los 5 millones de barriles en enero del año 2015, quiere decir que, si aquí está enero del año 2015 hasta diciembre del año 2014 puede pagar lo que quiera, usted no le tiene que dar nada a la Agencia, porque usted no ha llegado a los 5 millones de barriles, una vez llegue a los 5 millones de barriles en esa explotación enero de 2015 se va usted a esta gráfica. 

DR. JARAMILLO: Sí, pero espere un momentico, lo debe hacer con los precios base y el precio West Texas lntermediate para poderlo establecer...? 

SR. GARCÍA: Sí, sí, sí, claro, entonces usted qué es lo que hace, supongamos que está en febrero del 2015, o sea dijimos que en el 2014 usted no ha llegado a los 5 millones de barriles, está produciendo pero va en 4 millones, 3 millones no ha llegado a los 5, entonces como no ha llegado... 

DR. PARRA: Y el beneficio, ese beneficio es individual? DR. JARAMILLO: No lo comparte efectivamente... 

SR. GARCÍA: No, no, no, mientras esté en menos de 5 millones de barriles usted a la Agencia no se aparece a dar plata, sólo los cánones superficiales, la otra cosa pero usted a la Agencia no se aparece a dar nada de plata mientras está en memos de 5 millones, allá no se tiene que aparecer, apenas llegue a 5 millones se aparece a la Agencia y dice, aquí vengo a pagar o a que por favor, si ustedes ven las cartas en enviadas, a que por favor pase a recoger su parte. Entonces estamos en febrero, en febrero supongamos que el precio fue 35, entonces usted se va a la fórmula y le da... supongamos que le da el 7% por poner algún número, entonces llegó febrero, el precio fue 35, usted aplica la fórmula, supongamos que le da el 7% entonces usted le dice a la Agencia, por favor el 7% pase a recogerlo, además del 8% de las regalías recoja el 7 o quiere que se lo venda y le doy la plata. 

Pero eso ocurre en febrero del año 2015, en el año 2014 no porque no ha llegado a los 5 millones, mientras no llegue a los 5 no hay conversación con la Agencia con referencia a precios altos, apenas llegue a los 5 hay conversación para ver cómo le paga o si los recoge, etc. 

DR. PARRA: Pero para WTI tiene que estar por encima del precio base que ha fijado la Agencia? 

SR. GARCÍA: Correcto, si llega por ejemplo el mes de junio del año 2015, usted ya está a acá, pues ya pasó los 5 millones, ya va en 6 millones por decir algo, ya está acá pero ese mes estuvo por debajo de 30, entonces ese mes no tiene que darle nada a la Agencia, ese mes, se hace por mes, entonces en el mes de junio el precio bajó por debajo de 30, aunque usted ya tiene los 5 millones pero no tiene que darle nada porque el precio estuvo bajito, entonces por eso no tiene que darle nada pero en julio volvió y subió entonces ahí se le aparece otra vez a la Agencia a darle, y aplica la fórmula, a darle lo que le dé en la fórmula. 

DR. GAMBOA: Ha hablado de producción acumulada y también ha hablado de que cada área de explotación tenía su vida independiente, cuando se refiere aquí a producción acumulada a qué hace referencia, a área contratada, a área de evaluación o área de explotación? 

SR. GARCÍA: Área de explotación. 

DR. GAMBOA: Significa entonces lo que usted nos está... SR. GARCÍA: Y cada área de explotación debe llevar sus cuentas, está llevando sus cuentas de barriles, sus cuentas de fechas, acuérdense que cada área tiene una diferente, el uno vence en el año 2030, el otro en el 2033 por allá en el ejemplo que hicimos, cada área de explotación se vuelve una unidad contractual diferente a la otra y cada uno lleva sus cuentas de barriles, de fechas, de compromisos de entregar información, etc.”. 

(…).

“SR. GARCÍA: Y cada área de explotación debe llevar sus cuentas, está llevando sus cuentas de barriles, sus cuentas de fechas, acuérdense que cada área tiene una diferente, el uno vence en el año 2030, el otro en el 2033 por allá en el ejemplo que hicimos, cada área de explotación se vuelve una unidad contractual diferente a la otra y cada uno lleva sus cuentas de barriles, de fechas, de compromisos de entregar información, etc. 

DR. GAMBOA: Significa eso que puede existir precios altos para un área de evaluación dentro de esa área contratada y otra área de evaluación que no tenga precios altos porque no ha llegado a la producción acumulada? 

SR. GARCÍA: Sí, un campo puede estar ya en 5 y otro en 3 y el uno sí paga y el otro no en una misma área contratada. 

DR. GAMBOA: En una misma área contratada? 

SR. GARCÍA: Sí, claro, puede que cada uno lleva su vida, cada área de explotación lleva su vida contractual diferente, no solamente en precios altos, en todo, en los plazos, en las fechas, como una vence diferente la una acaba en el 2030 la otra en el 2033, se comienzan a contar los 22 años desde la declaración de comercialidad, entonces cada una lleva su vida y cada una tiene una obligación de presentar informes anuales independientes para cada una, etc. 

Usted a la Agencia anualmente, si usted tiene 2 áreas de explotación, debe entregarle 2 informes anuales, no uno sino 2, cada uno lleva su vida contractual independiente una vez se entra en explotación”. 

Sobre este mismo aspecto resulta conteste el testimonio del señor Tomás de la Calle, quien también se refiere a la razonabilidad que soportó la independencia de “cada Área de Explotación” como factor constitutivo de estímulo a los inversionistas, eventualmente interesados en vincularse a Colombia para estas actividades, ante la probabilidad de mayor existencia de pozos de producción pequeña o mediana en materia de hidrocarburos:

“SR. DE LA CALLE: Si yo estoy dentro de los tiempos del área grande que es el área de exploración y hago este descubrimiento en el año seis la contabilidad de esto arranca distinta de la de esta y arrancan los 28 años, o sea, este va a durar 28 más 5 y este va a durar 28 si hice este descubrimiento en el año 5, las contabilidades de los tiempos también van separadas.  

(…). 

DR. GAMBOA: Los 24 años se cuentan desde cuándo?

SR. DE LA CALLE: Desde que usted declara la comercialidad, declarar la comercialidad quiere decir: señores Estado colombiano he descubierto un campo que para mí, porque no tiene que ser para la ANH, para mí y para mi casa matriz es comercial y por eso voy a empezar a desarrollarlo y ahí les mando el plan de explotación del campo. 

DR. GAMBOA: Usted ha hablado de la producción, habló de 5 millones por campo, qué significa eso para cada área de explotación?

SR. DE LA CALLE: Una cosa pequeña, nosotros en la ANH hicimos un estudio con unos geólogos, muy rápido les cuento, en Colombia ha habido 5 gigantes, en petróleo un gigante es un campo de más de 500 millones de barriles, si uno promedia esos 5 gigantes con el resto de lo que uno ha descubierto y lo divide por el número de campos en estadística eso se llama la media, que todos la conocemos, la media da que el tamaño de un campo en general es de 20 millones de barriles, pero en estadística hay otra medida más desconocida que se llama la moda, la moda es lo que más se repite, por eso está de moda un vestido porque es el que más se repite, y la moda del tamaño de los campos en Colombia es de 5 millones de barriles, ese fue el primer estudio que nosotros cogimos en la ANH, dijimos: la política petrolera hasta ahora ha estado equivocada porque nosotros queremos que venga BP, queremos que venga Exxon, pero BP con 5 millones de millones de barriles los devuelve al otro día porque con eso no paga los expatriados, ni la seguridad, ni el club, ni todo eso.

Entonces dijimos: cambiemos la liga, esto es un campo de futbol grande, volvámoslo un campo de futbol sala porque Colombia tiene campos pequeños, porque me lo está diciendo la estadística que la moda son campos de 5 millones de barriles, ese 5 es el que usamos para decir: si lo que la gente va a descubrir más frecuentemente son campos de 5 millones dejemos que descubran sus 5 y hagan los económicos con 5 y sólo después de esos 5 el Estado va a entrar a decirle al señor petrolero: qué hubo, le está yendo como muy bien, descubrió un pozo de más de 5 que era la moda, y los precios bien altos, entonces compartamos utilidades, esa es la razón del 5 millones. 

DR. GAMBOA: Esos 5 millones se predicaban de cada área de explotación. 

SR. DE LA CALLE: Exacto, y siempre se aclaraban dos cosas porque el petrolero está buscando cosas para meterse, y una es: las pruebas de explotación funciona?, sí, funciona; y las regalías también me las suma?, sí también, o sea, si la naturaleza ahí tenía 5 millones usted paga precios altos, la suma toda era de lo que vaya produciendo y se pregonaba así de cada área de explotación que es el ring fance”. 

Bajo esta misma directriz analítica, llama la especial atención del Tribunal el testimonio del doctor José Armando Zamora, que en principio aparece como divergente de los anteriores en este punto, pero que en su desarrollo resulta por el contrario confirmando las apreciaciones de los testigos antes citados, al referirse específicamente a que la producción acumulada es de “cada Área de Explotación” y que dicha expresión buscaba, sin duda, hacer más rentable y más atractiva la operación para los inversionistas, en términos de rentabilidad:

“(...).

DR. GAMBOA: Respecto de cada área de explotación usted nos ha explicado aquí que se quería atraer a los inversionistas, quisiera en un dibujo que usted hiciera qué es más estimulante para el inversionista, entiendo que ese fue el propósito que usted persiguió? 

SR. ZAMORA: Sí señor. 

DR. GAMBOA: Qué es más estimulante para el inversionista pequeño y voy a empezar por la primera pregunta Solana era una compañía grande, mediana o pequeña? 

SR. ZAMORA: Pequeña, hasta donde recuerdo. 

DR. GAMBOA: Qué es más estimulante para un inversionista extranjero, que es el propósito que usted quería atraer, que se sume los 5 millones de barriles por cada área de explotación o por el área contratada? 

SR. ZAMORA: La respuesta es obvia. 

DR. GAMBOA: Dígamela por favor. 

SR. ZAMORA: Obvia, más atractivo para el inversionista es que se acumule por el área más pequeña posible, idealmente por descubrimiento individual, pero el objeto de atraer un inversionista no era absoluto, tenía que tener ciertos límites y ciertos parámetros, en principio lo que se pensó era que para darle un estímulo adicional iba a haber un margen inicial de 5 millones de barriles por contrato. 

DR. GAMBOA: Era por contrato? 

SR. ZAMORA: No, le estoy diciendo, el objetivo era que fuera por contrato, pero yendo al detalle era obvio que solamente se podía cobrar en las áreas que estaban en explotación más no las que estaban en evaluación, el objeto de atraer obviamente es más atractivo en una de las modalidades que es hacerlo por cada área individual, pero no se trataba de llegar hasta allá sino de llegar a un buen punto de equilibrio en el cual mientras fuera atractivo para el inversionista fuera justo para la Nación y nosotros creíamos y yo creo que el margen de 5 millones de barriles acumulado por todas las áreas de explotación sigue siendo atractivo para el inversionista aunque lo otro sea más atractivo esto también es atractivo, de hecho en 2010 siguió siendo atractivo aplicándosele a toda el área contratada, claro que las circunstancias eran diferentes. 

DR. GAMBOA: Explíquele al Tribunal, tiene el contrato Chaza abierto? 

SR. ZAMORA: Sí. 

DR. GAMBOA: Qué dice la cláusula 16.2? 

SR. ZAMORA: “A partir de cuando la producción acumulada de cada área de explotación incluyendo el volumen de regalías supere los 5 millones de barriles”. 

DR. GAMBOA: Usted ya volvió a hablar de cada área de explotación. 

SR. ZAMORA: Acumulado. 

DR. GAMBOA: De qué? 

SR. ZAMORA: De cada área de explotación. 

DR. GAMBOA: Por consiguiente esa fórmula era más atractiva para el inversionista que acumulaba por toda el área contratada. 

SR. ZAMORA: Esa fórmula era atractiva como está porque lo firmaron. 

DR. GAMBOA: Pero también lo firmó la Agencia Nacional de Hidrocarburos a pesar de que quería otra cosa. 

SR. ZAMORA: No, las dos partes firmaron lo que está escrito. (...)” (Negrilla fuera de texto).

La anterior manifestación del testigo Zamora es indicativa para el Tribunal de dos esenciales aspectos a saber: i) La producción acumulada se predica de “cada Área de Explotación”; y ii) Aun con la modificación del año 2010, a juicio del testigo, para el inversionista extranjero “siguió siendo atractivo aplicándosele a toda el área contratada”, es decir, se admite en esta respuesta que sí existió una modificación sustancial frente a la situación anterior, que de todas maneras no hizo nugatoria la rentabilidad para el inversionista. Esta modificación solo puede entenderse en el sentido de haber introducido el “Área Contratada” como nuevo elemento, y haber eliminado “cada Área de Explotación” como expresión original.

Por otra parte, no logra desvirtuar la apreciación de Tribunal en cuanto a la independencia de “cada Área de Explotación” se refiere, el decir del testigo Jorge Ramón Carlos Trías Visbal, quien acepta expresamente la independencia e individualidad de “cada Área de Explotación” en sus condiciones geofísicas y económicas para efectos de liquidación de los mencionados derechos, pero que finamente resulta remitiéndose a una “directriz de la alta gerencia, soportada en un concepto” para justificar la posición de sumatoria de todas las Áreas de Explotación, para alcanzar mediante dicha adición el nivel a partir del cual se genera el Derecho Económico por Precios Altos, posición que precisamente corresponde a la sostenida por la convocada. Los pasajes que el Tribunal destaca de esta declaración son los siguientes:

“(…).

DR. DURÁN: Ha manifestado que ese registro se hace por campo. 

SR. TRÍAS: Sí señor. 

DR. DURÁN: El hecho de que ese registro se haga por campo, se le pregunta si llene conocimiento, también por campo es que se hace la liquidación y el pago tanto de regalías como de precios altos? 

SR. TRÍAS: Sí, por lo que explicaba anteriormente, es técnicamente imposible hacerlo de otra forma, cada campo es un mundo aparte, cada campo maneja una calidad de crudo diferente, un nivel de azufre diferente, mal haríamos nosotros cuando vamos a liquidar hacerlo globalmente, podríamos cometer en unos casos una injusticia por cobrar de más o en otros por cobrar de menos y la verdad es que a mi me parece técnicamente normal y racional que se haga de esa forma y lo otro es que estamos hablando de dineros del Estado y pues uno cuando comente ese tipo, digamos en la órbita privada dan lugar a discusión, en la órbita pública dan lugar a una responsabilidad de carácter fiscal.

DR. DURÁN: Insisto para precisar, teniendo en cuenta lo que usted ha informado, se le pregunta, sólo a partir del registro que se obtiene por campo de conformidad con las formas ministeriales es que se producen la liquidación por parte del operador y el pago? 

SR. TRÍAS: Sí. 

DR. GAMBOA: O sea por cada campo debe llegar a cumplir los presupuestos entre ellos si marcó 5 millones de... 

SR. TRÍAS: No señor, no he dicho eso. 

DR. GAMBOA: No? 

SR. TRÍAS: He dicho que la liquidación se practica por cada campo porque cada campo es un universo pero para efectos de la cláusula es por la producción total del área contratada, ahora sí lo digo. 

DR. GAMBOA: De toda la producción del área contratada? 

SR. TRÍAS: Sí señor, eso es lo que yo vengo haciendo y lo vengo haciendo porque hay una directriz de la alta gerencia, soportada en un concepto que dice hágase así 

(...)” (Negrilla fuera de texto). 

Por todo lo expuesto en este aparte, el Tribunal reitera su apreciación en torno al alcance individualizador y no acumulativo de la expresión “cada Área de Explotación” consagrada en la cláusula 16.2 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, en función de la liquidación por los llamados Derechos Económicos por Precios Altos.

9.8. LA INTENCIÓN DE LAS PARTES EMANADA DE SU COMPORTAMIENTO EN LA FASE NEGOCIAL POSTERIOR A LA SUSCRIPCIÓN DEL CONTRATO. LA SUSTITUCIÓN DE LA EXPRESIÓN “CADA ÁREA DE EXPLOTACIÓN” POR “ÁREA CONTRATADA”, EN LA MINUTA DEL CONTRATO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS VERSIÓN 2010.

Habiendo el Tribunal recorrido un camino exhaustivo para deducir bajo diferentes métodos hermenéuticos la intención de las partes en el contrato sub examine, se orienta ahora a analizar la interpretación de su comportamiento en la fase posterior a la suscripción del mismo, ello naturalmente frente al asunto objeto de controversia para lo cual evoca nuevamente el llamado canon sistemático de interpretación consagrado en el artículo 1622 del Código Civil, según el cual los contratos pueden interpretarse también por las cláusulas de otros contratos suscritos entre las mismas partes sobre la misma materia170. Así pues, resulta plenamente demostrativo de la intención que animó a las partes al suscribir el contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza en el año 2004, la confrontación con la nueva minuta de esta modalidad de contrato adoptada en el año 2010, precisamente con ocasión de un nuevo proyecto de Exploración y Explotación de Hidrocarburos entre las mismas partes denominado contrato PUT171 y en el cual la expresión “cada Área de Explotación” resultó sustituida por la de “Área Contratada”, en circunstancias que ponen de presente de manera inequívoca que ante una nueva realidad económica la intención de la convocada fue la de abandonar la anterior estructura negocial en función de “cada Área de Explotación” para ampliarla al ámbito del “Área Contratada”, indudablemente omnicomprensiva de todos las “Áreas de Explotación” ubicadas dentro de ella pero diametralmente opuesta al concepto consagrado en el modelo del contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza en el año 2004.

Se pregunta entonces el Tribunal por la causa de tal modificación; ¿Por qué, si a juicio de la convocada era tan clara la expresión “cada Área de Explotación” resultó necesario sustituir en la minuta aprobada por el Consejo Directivo en el año 2010, tal expresión por la de “Área Contratada” y desechar la primera, cuando ciertamente no se trataba de términos sinónimos?

Esta modificación a la minuta del contrato, evidentemente introducida en un contexto socioeconómico diferente al del año 2004, revela para el Tribunal, sin dubitación alguna, la decisión de la convocada en sentido de reorientar la política de hidrocarburos en materia de la liquidación por Derechos Económicos por Precios Altos, precisamente cuando el mundo en general vivía el auge de un mayor valor de los hidrocarburos. Entonces, no puede ser más reveladora esta circunstancia de la decisión de la Agencia en el sentido de abandonar el esquema individualista de “cada Área de Explotación” para aprovechar, y con toda legitimidad, el nuevo momento comercial distinguido por los inimaginables precios que alcanzaron los hidrocarburos entre los años 2006 y 2013. Empero, a juicio del Tribunal, lo que no resultaba admisible para la convocada frente a su convocante ante esta nueva coyuntura era la de retrotraer la intención evidenciada en la modificación contractual en el 2010, para estatuirla como fuente de interpretación de un contrato celebrado seis (6) años antes, dentro de un contexto socio económico totalmente diferente. Una posición así, no solamente resultaría lesiva de la “buena fe”172 que debe presidir la ejecución de cualquier contrato, sino también vulneradora del principio de confianza legítima, sin dejar ilesos los principios de equidad y corrección negociales.

El nuevo texto del contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la versión 2010 es elocuente, y basta para ello una simple visión comparativa del mismo, respecto del contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza del año 2004, en cuanto a la Cláusula de Precios Altos se refiere:

MINUTA 01-2004
CONSEJO DIRECTIVO ANH
Minuta del contrato 2010
“16.2. Derecho por precios altos para hidrocarburos líquidos: A partir de cuando la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada Área de Explotación incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de Barriles de hidrocarburos líquidos, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, el Contratista pagará a la ANH, un valor nominado en dólares de los Estados Unidos y pagadero por mes calendario vencido, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a cada vencimiento. El valor a pagar por este derecho por cada Área de Explotación será el que resulte de la siguiente fórmula“D.2. DERECHOS ECONÓMICOS POR PRECIOS ALTOS. A partir del momento en que la producción acumulada de hidrocarburos líquidos del Área Contratada, incluyendo el volumen de regalías, supere los cinco (5) millones de barriles, y en el evento de que el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate” (WTI) supere el Precio Base Po, dependiendo de la gravedad API del crudo, según la Tabla A, o cuando la producción de gas alcance los cinco (5) años, y se destine a la exportación, y el precio del marcador “U.S. Gulf Coast Henry Hub” supere el Precio Base Po, según la misma tabla A, EL CONTRATISTA entregará a LA ANH, en el punto de entrega, una participación en la producción neta de regalías como lo establece la siguiente fórmula:

En cuanto al origen mismo de esta modificación en la terminología contractual, el testigo Zamora lo explicó así:

“(…)

DR. GAMBOA: Estábamos hablando que la cláusula, la estaba leyendo el doctor Zamora, dice: producción acumulada por cada área de explotación, estábamos en el recuento de que él ha explicado que pueden existir varias, creo que esa fue la respuesta. 

Usted nos ha dicho que en el 2010 cambiaron las circunstancias frente a la industria petrolera. 

SR. ZAMORA: Sí. 

DR. GAMBOA: En qué consistieron esos cambios de circunstancias de la industria petrolera? 

SR. ZAMORA: En el año 2010 ya habían aumentado los precios del petróleo, fue la primera circunstancia, ya el país para esa época había logrado suscribir un número sustancial de contratos, ya había una actividad exploratoria bastante activa, bastante alta y había más conocimiento, menos incertidumbre de lo que el país estaba ofreciendo. 

DR. GAMBOA: En ese momento recuerda usted si se cambió el texto del contrato de exploración y explotación? 

SR. ZAMORA: Sí, en cada ronda se fueron ajustando los textos del contrato y ese es un proceso permanente de mejora, ajuste y adecuación a las circunstancias y a las experiencias”. 

Con el mismo lineamiento el testigo Tomás de la Calle ratificó las razones de un nuevo contexto económico internacional para justificar la diciente la modificación contractual:

“DR. PARRA: Ya para el 2010, que es la pregunta que está haciendo el doctor, supongo que es un conocimiento distinto. 

SR. DE LA CALLE: Lo que voy a decir lo voy a decir cuando estaba en la Agencia y después respondo la pregunta muy rápido. 

Nosotros en la Agencia dimos la vuelta al mundo con este gráfico, con este gráfico se dibuja aquí prospectividad del país y en este se dibuja el porcentaje del govemment take, si el govemment take es del 100% uno no quiere ir a ese país porque si descubre todo lo coge el Estado, y en esto uno puede hacer 4 cuadrantes, esto es lo que le explicábamos al mundo, que es este cuadrante aquí, el 1, un gobierno que se coge casi toda la renta petrolera en cuyo terreno en cuyas áreas sedimentarias hay muy poca prospectividad, aquí estaba Colombia, aquí estábamos nosotros, esta área en cambio es muy buena porque hay mucha actividad petrolera en el país y el govemment take es bajito, qué dijimos como política petrolera, bajémonos para acá, esto era el 85%, bajémonos al 50%, esto es lo que hace el gobierno, y qué hace la industria, si a uno le funciona empieza a venir la industria al país entonces se va pasando para este bloque, esto era lo que le decíamos al mundo. 

Pero esta gráfica no a todo el mundo se lo decíamos porque era peligrosa, y es: cuando todo el mundo esté aquí atrapado vamos a empezar a aumentar la renta otra vez, cuando todo el mundo quiere venir a mi país es porque está atractivo entonces uno vuelve a recuperar la renta perdida, puede que no vuelva a llegar al 85 pero la vuelvo a recuperar, y el contrato ha tenido eso, no sé cómo se hace esto, pero en el contrato de que estamos hablando ustedes tienen la fórmula aquí, en esta fórmula hay un 30% que es lo que la ANH captaba, qué empezó a hacer la ANH, modifiquemos ese 30 y subámoslo, entonces en los contratos nuevos, aquí traje la versión del 2014, ese 30 ya no es 30 sino que es 30 o 35 o 40, por qué, porque estamos haciendo esto, captemos un poquito más de la renta y este contrato del 2014, espero no enredarlos con esto voy a ir muy despacio.

El contrato solo del 2014 dice: ahora sí voy a sumar, este es el bloque que estábamos viendo con un área aquí y otra aquí, ahora sí voy a sumar este con este para llegar a los 5 millones, pero sólo lo dice en la versión de 2014, en la versión original era claro que no y no era una equivocación ni una interpretación mala, es que ya estamos más cotizados entonces como estamos cotizados podemos captar más renta, porque mucha gente quiere venir y hacen fila para venir entonces deme más renta a mí, pero al principio era claro que esto era una cosa y esto era otra cosa, hoy en día. Pero este contrato sí decía cada cosa es aparte. 

DR. GAMBOA: Yo le estaba preguntando si ese era el entendimiento desde el director para abajo y si hubo en algún momento alguna manifestación que se quisiera hacer retroactivo esta nueva figura. 

SR. DE LA CALLE: No, nunca, pero por una razón más sencilla que todas y es que no hubo un descubrimiento sino tres o cuatro años después de que el contrato se inauguró entonces la conversación no se daba por esas épocas, la conversación se empieza a dar cuando la Agencia dice: tan bueno toda la plata que están haciendo las compañías, interpretemos esto de otra manera porque se están cogiendo mucha renta. 

DR. GAMBOA: Interpretémoslo de otra manera, recuerda usted quién dijo, quién manifestó eso? 

SR. DE LA CALLE: Yo soy amigo de Armando y hablo con él, pero no es que dijera para este contrato sino que en las conversaciones decíamos: Colombia se volvió más atractiva, hay que empezar a hacer esta rayita, esta rayita no le gusta mucho a los petroleros perla, ahora, lo que Colombia siempre ha hecho es que no ha hace estas rayitas de los contratos ya firmados, hace la rayita para la nueva ronda, o sea en la nueva ronda ya sí se suma, pero nunca interpretamos esto con retroactividad, nunca, por eso es incorrecto”. 

Aun cuando lo aseverado resulta de cardinal importancia para efectos de recrear la común intención de las partes, no sobra, abundando en razones que permitan afirmar que el sentido de la expresión “cada Área de Explotación” consignado en la minuta del Contrato de Exploración y Explotación Chaza, tuvo para las partes un carácter individual y separado en función de la liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos, aludir al dicho del testigo anteriormente citado pone de presente que a partir de 2010 la política contractual de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, divulgada en los nuevos modelos del contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, incluye para el mismo propósito el carácter acumulativo o integrador de todas las Áreas de Explotación o de Producción, en un inocultable deseo de modificar lo que en el año 2004 fue la política acumulativa referida exclusivamente a “cada Área de Explotación”, en frases como la siguiente: “[P]roducción acumulada de toda el Área Asignada, proveniente de todos los Pozos y Campos de Yacimientos Convencionales o de Yacimientos No Convencionales, incluidos los volúmenes correspondientes a Regalías, otros Derechos Económicos, y aquellos destinados a pruebas”173, que se incluyó en el modelo de contrato del año 2014.

Nada censurable resulta para el Tribunal la política adoptada por la convocada en los últimos tiempos, coherente con una legítima aspiración a obtener mejores rendimientos económicos para la Nación dentro de los esquemas de exploración y explotación petrolera, pero se itera, lo inconveniente que resulta brindar a la misma un carácter retroactivo, aspirando a una interpretación del todo favorable a la Nación, por los motivos anteriormente expuestos, lo cual no puede ser refrendado por el Tribunal, dado que, bien miradas las cosas, si bien es enteramente comprensible el referido cambio hacia el futuro, también lo es el hecho de querer antes, es decir en el pasado reciente, favorecer la inversión extranjera y nacional, haciendo más atractivo el clima económico y contractual, el que sin duda tuvo que incidir —de una u otra manera— en la voluntad de los inversionistas y contratistas, precisamente porque se quiso tornar más beneficiosa y seductora la nueva política, lo que no puede ser soslayado entonces.

Tanto es así que, todas y cada de unas de tales conductas por parte de la Agencia y por parte de las autoridades competentes y próximas a ella, en lo pertinente, sirvieron al propósito de consolidar y arraigar una confianza legítima en la convocante de que la descrita creencia, fundada en hechos tangibles y relevantes, es decir obrando de buena fe, en su vertiente objetiva, sería una sostenida realidad. De allí que, de no refrendarse la misma ulteriormente por parte del otro contratante, pueda originarse el quebranto de esa confianza, enraizada y, por ende, conectada con la referida buena fe, instituciones que, como se anotó en su oportunidad en este Laudo (9.3), hoy tienen una capital trascendencia, hasta el punto de que la palabra empeñada, la confianza otrora suscitada termina vinculando jurídicamente, tal y como es menester validar en el campo hermenéutico

9.9. LA PREDISPOSICIÓN DEL FORMULARIO NEGOCIAL POR PARTE DE LA ANH Y LA ASUNCIÓN DE LA CARGA DE CLARIDAD. REFERENCIA A LA INTERPRETACIÓN RAZONABLE.

Con relación al canon interpretativo llamado Interpretatio contra stipulatorem o contra proferentem y analizado ampliamente en el capítulo 8.5 anterior, con el debido sustento normativo, doctrinal y jurisprudencial, el Tribunal se remite a lo allí expuesto para verificar el verdadero alcance del artículo 1624 nuestro ordenamiento civil, que incorpora la aplicación del mencionado canon hermenéutico.

Así las cosas, y pese a haberse acreditado en el plenario la suficiencia de otros principios y reglas de carácter hermenéutico de naturaleza subjetiva, preponderantemente, con apego a los cuales pudo válidamente establecer el Tribunal la clara intención de las partes contratantes, tal y como quedó expuesto en los capítulos anteriores, de todas maneras encuentra el Tribunal conveniente acometer el estudio del canon hermenéutico en mención, con miras a arrojar mayor ilustración sobre el tema sometido a su conocimiento, al igual que con carácter confirmatorio de su juicio o entendimiento del problema hermenéutico. Y lo hará luego de haberle pasado revista a otros principios y reglas, se insiste en ello, a fin de aclarar que no acudió a esta pauta (contra proferentem) en forma delantera, o primaria, como en algunas ocasiones se hace de modo no muy técnico, por lo demás.

Con este propósito más de tipo corroborante, en tal virtud, se formularán las siguientes consideraciones, muy ligadas, igualmente, con el deber especial de conducta de claridad emergente de la buena fe, en un todo de conformidad con lo ya expresado en el marco de los lineamientos generales de la interpretación del contrato (números 8.5 y 9.2).

En primer término, huelga mencionar que la naturaleza del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza analizada en capítulos anteriores, lo ubica dentro de los llamados contratos estatales a los cuales se aplican las reglas de interpretación contempladas en los Códigos Civil y de Comercio, por mandato expreso del artículo 13 de la Ley 80 de 1993.

Al tratarse de un contrato desarrollado a partir de un modelo aprobado por el Consejo Directivo de la agencia estatal denominada Agencia Nacional de Hidrocarburos, dimanan de dicha condición dos situaciones que merecen pronunciamiento y que resultan determinantes para resolver el intríngulis de este asunto: i) La primera relacionada con el carácter de adhesión —o adhesivo— que adoptó el contrato en mención, y ii) La indiscutida presencia del deber de claridad exigible en cabeza de quien redactó, estructuró o preparó el modelo contractual (predisposición propia o nuclear). En punto de la primera, el Tribunal recuerda que ciertamente la libertad contractual no aparece subyugada o erradicada por la presencia de un contrato por adhesión, pues simplemente este último corresponde a “una modalidad negocial aceptada por la Ley174”, y también ampliamente por la jurisprudencia.

En cualquier forma, la condición adhesiva del contrato, dado el equilibrio judicial que en materia hermenéutica debe campear como mínima garantía democrática en la que la independencia del juez se erige en uno de sus bastiones, tampoco autoriza la interpretación del mismo inexorablemente en favor del Estado contratante, quien no por esa condición se encuentra liberado de atender todas las cargas negociales propias del desarrollo de la actividad contractual, como igualmente acontece con los particulares, quienes no pueden enarbolar su calidad de tales para infringir el referido deber, que en sí mismo considerado luce general para ambas partes, sin que por ello, en otro ámbito, se desconozca la importancia mayúscula que reviste el Estado.

Así las cosas, es en dicho aspecto en el que aparece la segunda situación que enmarca la figura del contrato adhesivo referido al deber de claridad y correcta expresión de la intención de las partes (transparencia), que debe soportar quien redacta, estructura, define, o impone la minuta preparatoria del mismo, o el formulario alusivo al contrato, so pena de que en caso de duda, ambivalencia, ambigüedad, falta de la debida claridad, o confusión se interprete la cláusula o el pasaje oscuro en favor de quien no intervino en la estructuración del contrato, habiéndose limitado a expresar su voluntad de adherirse a él, pero sin la real posibilidad de negociar, concertar y redactar el contenido nuclear del texto negocial. Al fin y al cabo, en estas hipótesis se expresa que se está ante el quebrantamiento del citado deber de claridad, concretamente del denominado “deber de hablar claro” (clare loqui).

La jurisprudencia colombiana no ha excluido en los contratos celebrados con el Estado la interpretación en contra del mismo cuando se presentan dudas o ambigüedades derivados de la falta de claridad en la disposición de los formularios contractuales, entre ellos, los pliegos licitatorios o los términos de referencia, entre otros; particularmente resulta ilustrativo el siguiente pronunciamiento del Consejo de Estado, que censura la falta de claridad en los pliegos licitatorios de una entidad pública y le asigna a ella las consecuencias adversas de tal situación, en pasaje que se transcribe a continuación:

“Para el ad quem resulta, de todo lo expuesto que la administración no fue clara al elaborar los pliegos, motivo por el cual las cláusulas confusas del mismo deben interpretarse en contra de quien elaboro la minuta del contrato de adhesión. En esta materia la Sala reitera la pauta jurisprudencial que fijó en sentencia de treinta (30) de mayo de mil novecientos noventa y uno (1991), expediente 3577, Actor: Nelson Roa, en la cual y en lo pertinente, se lee: 

“... debe aceptarse que las cláusulas pobres o confusas que en tales piezas contractuales aparezcan, deben interpretarse en contra de la administración, que fue la que en su momento tuvo todo el tiempo Y el equipo de técnicos necesarios para hacer las cosas bien. El contratista, al fin y al cabo, llega a la contratación administrativa dominado por los poderes exorbitantes de la administración y haciéndole la venia a la filosofía que informa los contratos de adhesión. Al valorar la conducta de las partes, en el manejo del contrato, se impone indagar también si dadas las calidades que ellas detentan, habida consideración de su profesión u oficio, el error o desfase resulta excusable, pues a la negligencia per se no se le puede hacer producir dividendos de ninguna naturaleza”175.

Con arreglo a las premisas y consideraciones antes expuestas, relativas a la aplicación —corroborante o confirmatoria— del artículo 1624 del Código Civil, la expresión “cada Área de Explotación”, ante cualquier duda sobre su alcance, naturaleza, significado y extensión, debe resultar interpretada en sentido particular, individualizante y no acumulativo con otras áreas de la misma naturaleza, todo para efectos de la liquidación de Derechos Económicos por Precios Altos, prevista en la cláusula 16.2.

Quien redacta, estructura, impone o predispone un texto contractual, tiene el deber de expresar con claridad suficiente aquello con lo cual busca la adhesión volitiva de la parte contraria, todo lo cual se entiende refrendado por el principio de la buena fe y, de paso, por un actuar leal, correcto, honorable, coherente, nítido, sin ambages, ni consolidación de expresiones que, a la postre, generen o puedan generar confusión, discusión o vacilación, con más veras cuando quien redacta el texto en cita, es un iniciado en la materia, en concreto un profesional, calidad que no se desdibuja cuando el cocontratante también lo es, pues el deber en cuestión recae sobre aquél y no sobre éste, en rigor.

Es de resaltar entonces que no existe duda alguna en el proceso en torno a que la Agencia Nacional de Hidrocarburos convocada en esta causa fue quien estructuró, con asistencia de una Comisión de Expertos, la minuta de contrato que más tarde sirvió de sustento al Contrato Chaza, y que en el proceso fue acreditado que el único aspecto sujeto a negociación estuvo relacionado a planes exploratorios pero jamás con las cláusulas de Derechos Económicos por Precios Altos. Así lo explicó el testigo José Armando Zamora:

“DR. MEDELLÍN: Sírvase indicar al despacho de acuerdo con lo que le consta y recuerda cómo fue el proceso de creación de la minuta del contrato... de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en relación con el texto, quiénes participaron, cuál fue su participación en esa elaboración de ese contrato?

(...). 

La estructura de un contrato de estos, antes de entrar a los detalles, es un contrato en el cual hay unas obligaciones, unos pagos de ley como son regalías e impuestos y unos pagos de orden contractual que corresponde a las partes acordar, la Agencia estableció una estructura donde había derechos durante el período de exploración, otros durante la etapa de producción y desde muy temprano se introdujo como mecanismo regulador de la participación estatal, o sea, de la distribución de utilidades el mecanismo por precios altos, mecanismo que se utiliza en otros países y que aquí Colombia ya había utilizado contratos de producción de carbón, era un poco un concepto relativamente tímido en los contratos de carbón pero ya existía como principio de compartir precios altos, ese fue un poco el procedimiento hasta que en el primer semestre de 2004 ya el contrato estaba listo y se procedió a preparar la firma con las empresas que ya tenían avanzada la negociación de los planes exploratorios que era lo que se negociaba, lo que se negociaba era el plan exploratorio no los términos económicos. 

(…)”. 

Ratificó la anterior manifestación el testigo Tomás de la Calle, en los siguientes términos:

DR. GAMBOA: Usted mencionó al comenzar su declaración que se negociaba, qué era lo que se negociaba en esas cláusulas, se negocia lo sustancial o se negociaba simplemente...

SR. DE LA CALLE: El contrato como nosotros decíamos era de adhesión, como la tarjeta de crédito, lo único que se negociaba era el plan exploratorio, a mí el petrolero me decía: voy a hacer tres líneas sísmicas y yo no: esa área por tres líneas sísmicas no, haga tres líneas y un pozo, esa era toda la negociación, el resto es: si usted ya leyó el contrato, la minuta está en la Web, esa es la minuta, no se cambia nada de ahí. 

Así pues, aun en el evento hipotético, y sólo hipotético, de no haber podido encontrar la común intención de las partes —que sí ha sido hallada—, y de haber agotado todas las demás vías y pretendido aplicar las reglas restantes de interpretación consignadas en los artículos 1618 a 1623, inclusive, el Tribunal en todo caso hubiera arribado al mismo resultado, o conclusión, como quiera que, por el sendero interpretativo trazado por el artículo 1624, de aplicación residual, y subsidiaria, esto es “No pudiendo aplicarse ninguna de las reglas precedentes”, hubiera interpretado tales cláusulas disfuncionales, ambiguas, o ayunas de claridad en contra de la parte que estructuró el tejido contractual y que, además, no dio ninguna explicación calificada acerca de ellas, debiendo haberlo hecho, en este asunto en contra de la convocada, quien sabiendo que en el terreno precontractual, y en otras fases más, se le había dado un alcance específico a los ofrecimientos e incentivos para atraer nuevos inversionistas e interesados en el negocio petrolero, debió dar una “explicación” acerca de las cláusulas objeto de controversia hermenéutica.

En suma, se reitera, el anunciado resultado sería idéntico, pues ante cualquier duda referida al alcance de la expresión “cada Área de Explotación” la superación de ella estaría determinada por su interpretación en términos favorables a la convocante, habida cuenta de que fue la convocada quien predispuso el formulario negocial y cualquier omisión o imprecisión en el mismo le resultaría predicable, con consecuencias adversas a su propio interés.

Ya para finalizar, otro tanto acontece, también por vía corroborante, si se acudiera al criterio de la razonabilidad, igualmente examinado con antelación (8.6), de gran actualidad e importancia como se anotó, toda vez que si figuradamente fuera menester realizar una interpretación objetiva, es decir por fuera del método subjetivo, en particular sin hacer alusión alguna a principios y reglas subjetivas, en especial al principio rector de la búsqueda de la común intención de las partes (art. 1618, ibídem), o porque tal búsqueda resultó frustránea, no sería difícil aseverar que un hombre razonable, puesto en las mismas condiciones y en una situación semejante a la de las partes, entendería que las pretensiones formuladas deberían abrirse paso, pues se recordará que en tales condiciones el intérprete, en atención a las reglas que rigen este tipo de interpretación, debería considerar las llamadas circunstancias del caso, el fin práctico del contrato, los usos y las prácticas profesionales, etc., y muy especialmente el llamado ambiente o entorno social, en el que la temática .económica (nacional e internacional), y la definición sectorial de políticas públicas, suelen tener cabida.

Y si ello es así, no es inverosímil comprender que hay varias de estas pautas constatadas en el sub lite. Piénsese, por vía de ejemplo, en las consideraciones económicas nacionales e internacionales del petróleo para la época en que se llevaron a cabo las consabidas “rondas” por parte de la convocada y en los móviles que se tuvieron en cuenta para el cambio de la política y de la estrategia comercial por parte de la ANH, o en las especiales “circunstancias del caso”, indicativas de que objetivamente se suscitó una confianza legítima en cabeza de la convocante a partir de una serie de información suministrada y de hechos ya analizados en este Laudo, no desprovistos de incidencia y de valor.

Como corolario de todo lo analizado hasta ahora por el Tribunal, inexorablemente se impone declarar no probadas ninguna de las excepciones propuestas a la demanda por parte de la convocada y por contrapartida declarar prósperas, en lo suyo, las pretensiones de la demanda.

10. LA INDEPENDENCIA DE LAS ÁREAS DE EXPLOTACIÓN COSTAYACO Y MOQUETÁ EN FAVOR DE LA INTERPRETACIÓN RESTRICTIVA DE LA EXPRESIÓN “CADA ÁREA DE EXPLOTACIÓN” - LAS EXPERTICIAS DE PARTE Y EL DICTAMEN DE OFICIO.

Habiendo agotado la tarea hermenéutica del Contrato desde las diferentes perspectivas en que fue abordada, el Tribunal se ocupa ahora de estudiar las pruebas técnicas que fueron decretadas y evacuadas en el proceso, todo lo cual lo conducirá a reafirmar la conclusión a la que arribó en su examen estrictamente jurídico.

En efecto, la parte convocante aportó dos experticias tendientes a demostrar la independencia de los Campos Costayaco y Moquetá para sustentar con ello la independencia de cada uno de ellos, en función de la expresión “cada Área de Explotación” incorporada en el contrato, en especial lo relativo a liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos. Dichos dictámenes fueron entonces apreciados por el Tribunal con el mérito de un apoyo técnico para la comprobación de hechos debatidos dentro del proceso, tanto más cuanto no resultaron desvirtuados en ejercicio de la contradicción a la que fueron sometidos en desarrollo del principio fundamental del debido proceso.

En adición, el dicho de los autores de dichas experticias contribuyó a reafirmar la solidez y pertinencia de todas estas evidencias, que ciertamente fueron conclusivas.

Obra en el expediente176 un experticia elaborado a petición de la parte convocante por el Geólogo Kurt Bayer y el Ingeniero Luis Alberto Moncada, quienes acreditaron su idoneidad y experiencia, denominado “Estudio de Evaluación Técnica Bloque Chaza — Campos Costayaco y Moquetá” de fecha 24 de abril de 2013, que tenía por objeto “(...) establecer, desde el punto de vista geológico y de ingeniería de petróleos, si los yacimientos descubiertos en la estructura denominada Moquetá son parte del Campo Costayaco y por consiguiente formarían parte del Área de Explotación establecida para dicho campo o si por el contrario, dichos yacimientos no constituyen una extensión de Campo Costayaco”177.

Realizados los análisis técnicos y científicos de rigor, que se evidencian en este dictamen, estos expertos presentaron las siguientes

“CONCLUSIONES178 

1. Las evidencias topográficas y geológicas, tanto superficiales como del subsuelo, relacionadas con las estructuras analizadas muestran, sin lugar a dudas, que los campos Costayaco y Moquetá son completamente independientes.

• Las condiciones topográficas, entre el sector de Costayaco y el de Moquetá son muy diferentes. El primero se encuentra ubicado en las llanuras planas al Sur del Río Caquetá y el segundo está situado en el piedemonte de la Cordillera Oriental caracterizado por una abrupta topografía. Esto significa grandes diferencias en el tipo de roca y las estructuras geológicas presentes en cada uno de los sectores asociados con Moquetá y Costayaco. 

• El mapa geológico del área donde se ubican Costayaco y Moquetá, confirman las deducciones extraídas de la topografía. En el sector Sur, donde se ubica en el subsuelo el Campo Costayaco, el mapa geológico no muestra estructuras importantes aparte de algunos lineamientos fotogeológicos, terrazas medias del Cuaternario (Qt2) y rocas sedimentarias del Grupo Orito. El sector Norte por el contrario, donde se ubica el Campo Moquetá en el subsuelo, el mapa muestra una compleja estructura asociada con la falla inversa de Urcusique que hace parte del Sistema de Fallas del Borde Amazónico. Pone en contacto rocas vulcano-sedimentarias de la Formación Saldaña, del Triásico-Jurásico (145 a 250 Ma), con rocas sedimentarias, principalmente conglomerados, algunas areniscas y en menor proporción limonitas, pertenecientes a la Formación Pepino de edad Paleógeno (23 a 65 Ma). 

• El corte geológico elaborado por el Servicio Geológico de Colombia en la plancha 431, en condiciones geológicas similares a los sectores de Moquetá y Costayaco, muestra una zona plegada con fallas inversas para el sector de Moquetá, que contrasta con la sencilla estructuración de la parte plana de Costayaco. 

• La sísmica 3D muestra que el Campo Costayaco es una trampa relativamente simple, constituida por un anticlinal elongado en dirección SW-NE y una falla inversa, con la misma dirección, que lo limita al Oriente; por el contrario, el Campo Moquetá es una trampa compleja constituida por un anticlinal orientado aproximadamente E-W y limitado al Sur por una falla inversa con un salto que coloca a la estructura del Campo Costayaco a un promedio de 3.000 pies más profunda. 

• Los mapas estructurales de los yacimientos que conforman los campos Costayaco y Moquetá muestran que el Campo Costayaco corresponde a una morfología suave sin compartimientos, mientras que la estructura del Campo Moquetá tiene al menos 4 compartimientos separados por fallas inversas. 

2. Las evidencias relacionadas con la ingeniería de petróleos confirman, sin lugar a dudas, que el Campo Moquetá no es una extensión del Campo Costayaco.  

• Los intervalos productores en los campos Costayaco y Moquetá corresponden a la Arena T de la Formación Villeta y las Areniscas de la Formación Caballos, ampliamente distribuidas en la Cuenca del Putumayo. 

• La presión inicial y su comportamiento durante el periodo de producción de las Arena T y Arenas Caballos que forman los campos Costayaco y Moquetá, ha demostrado que como yacimientos son completamente diferentes en los dos campos constituyen, para cada yacimiento, un sistema de una sola presión.  

• El mecanismo de producción de los dos campos es completamente diferente. Por una parte los yacimientos del Campo. Moquetá son yacimientos saturados con capa de gas, mientras que los yacimientos del Campo Costayaco son yacimientos sub-saturados sin capa de gas. 

• El comportamiento de la presión de fondo de los yacimientos en el Campo Costayaco sugiere la presencia de un acuífero regularmente activo que junto con la expansión de los fluidos y de la roca, constituyen la fuente de energía de los yacimientos. Por otra parte en el Campo Moquetá, el comportamiento de la presión de los yacimientos sugiere que su principal fuente de energía es la expansión de los fluidos y de la roca con un acuífero de muy baja energía.

La gravedad API y el contenido de azufre de los crudos producidos en los Campos Costayaco y Moquetá son diferentes. 

• De las propiedades físicas obtenidas de las pruebas PVT, se observa claramente que existe una marcada diferencia en la presión de saturación o de burbujeo y en los valores de la viscosidad del crudo entre las arenas T y Caballos de los Campos Costayaco y Moquetá indicando claramente que cada uno de los yacimientos se comporta como unidades independientes.  

• Las fracciones de los hidrocarburos que constituyen la prueba SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos), muestran claramente que la composición del petróleo en los dos campos y en ambos yacimientos es diferente, especialmente en los compuestos saturados y aromáticos. 

• La comparación del índice de inestabilidad coloidal (IIC), obtenido en la prueba SARA, de los yacimientos T y Caballos de los dos campos, muestran claramente que los crudos producidos en Costayaco se acercan al límite de su inestabilidad coloidal con índices que van de 0,59 a 0,9, mientras en el Campo Moquetá estos índices son inferiores a 0,7 indicando una mayor estabilidad coloidal. 

• Los análisis de cromatografía de gas de alta resolución o “HRGC FINGERPRINTING” correspondientes a los crudos producidos por los yacimientos de la formación Caballos del Pozo Costayaco 2 y del Pozo Moquetá 1 tiene diagramas de estrella diferentes, mostrando claramente que no existe continuidad de los fluidos entre dichos yacimientos.  

• Las instalaciones de producción para los Campos Costayaco y Moquetá son independientes lo mismo que el Punto de Entrega. 

• Los yacimientos que constituyen el Campo Costayaco, Arenas T de la Formación Villeta y las arenas de la Formación Caballos, se caracterizan individualmente por tener un mismo sistema de presión con hidrocarburos movibles y completamente diferentes de las presiones y características de los hidrocarburos descubiertos en los yacimientos de la estructura denominada Moquetá. Técnicamente no es posible extender los límites del Campo Costayaco al Campo Moquetá. 

3. Con las evidencias geológicas y los datos de ingeniería de petróleos se demuestra que el campo Moquetá no es una extensión del Campo Costayaco por lo tanto, el Área de Explotación establecida para el Campo Costayaco debe permanecer inalterable, ya que el área de este campo, no se extiende más allá de sus límites va establecidos” (Subraya el Tribunal).

Como se indicó anteriormente, la parte convocante aportó un estudio que fue elaborado por los expertos Bayer y Moncada, denominado “Evaluación Técnica Bloque Chaza - Campos Costayaco y Moquetá” de fecha 24 de abril de 2013, cuyas conclusiones fueron transcritas atrás y, además, sus autores fueron citados como testigos técnicos por esa misma parte.

Precisa de entrada el Tribunal que las manifestaciones de estos expertos no pueden evaluarse como un testimonio propiamente dicho, por cuanto no fueron sujetos presenciales de los hechos que ahora se debaten, sino que corresponde a una declaración técnica rendida por expertos en un área del saber determinado, en este caso, de la industria petrolera y sus ciencias afines, respecto de asunto específico sometido a su consideración. El objeto de esta declaración, según lo establece el artículo 228 del CGP del proceso es interrogar bajo juramento al perito “acerca de su idoneidad e imparcialidad y sobre el contenido del dictamen”.

Con el objetivo anteriormente señalado, se solicitó por la convocante, y se decretó y practicó por el Tribunal la declaración del Geólogo Kurt Jose Bayer Peraza, a quien se le pidió ratificar las conclusiones de su experticio en el sentido de definir si los campos Costayaco y Moquetá, tenían alguna relación y si la información geológica y geofísica permitía concluir si se trataba de un solo campo o campos diferentes.

Explicó el perito que la evaluación geológica permite desde el punto de vista de esta materia determinar si hay conectividad o no entre dos campos como Costayaco y Moquetá, frente a lo cual se le pidió explicar “cómo fue que llegó a esa conclusión”.

Igualmente la convocante citó como testigo técnico al coautor del Informe denominado “Evaluación Técnica Bloque Chaza - Campos Costayaco y Moquetá” de fecha 24 de abril de 2013, aportado por esta parte, y para el efecto citó al Ingeniero de Petróleos Luis Alberto Moncada Fuentes, quien en su declaración rendida ante el Tribunal, reiteró las conclusiones contenidas en dicho informe y, además, dio amplias explicaciones desde el punto de vista de la Ingeniería de Petróleos sobre el contenido y alcance de su dictamen y explicó científicamente cada una de las conclusiones expuestas.

Las declaraciones rendidas en este proceso por los expertos Bayer y Moncada permitieron al Tribunal conocer y ratificar su experiencia técnica e idoneidad profesional, toda vez que ampliaron, explicaron y precisaron varios conceptos técnicos incluidos en la experticia aportada al expediente, lo cual facilitó la comprensión del Tribunal sobre el alcance y contenido de este dictamen, que por la rigurosidad de los estudios realizados y las conclusiones a que arribaron los expertos, este Tribunal le brinda pleno valor probatorio, como insumo necesario para sustentar la definición de la cuestión que debe resolver en el laudo arbitral.

La convocada dentro del ejercicio de contradicción de la anterior experticia de parte, solicitó la declaración de los Ingenieros Libardo Pérez Aguilar y Javier Geovanni Moros Otero, quienes a juicio del Tribunal no lograron con sus dichos restar mérito probatorio a la experticia de parte antes mencionada, pese a sus respuestas frente al cuestionario que les fue formulado, y más bien, por el contrario, varias de sus respuestas corroboraron las afirmaciones conclusivas de la misma experticia. En este sentido son relevantes los siguientes pasajes de las declaraciones del Ingeniero Pérez179, con experiencia de más de 30 años en la industria del petróleo, quien manifestó al respecto que “empecé a trabajar con la Texas Petroleum Company en el Putumayo, esa fue mi primera experiencia, llegué allí como ingeniero... y también tuve la oportunidad de trabajar en perforación, posteriormente trabajé en el área de producción varios años, hasta llegar a ser jefe del departamento de producción, estuve también en el área de ingeniería, lo que tenía que ver con la parte de yacimientos, allí también fui jefe del departamento de ingeniería, como a los tres años, tres años y medio. // Conocí perfectamente el campo, tuve la oportunidad de estudiarlo profundamente, toda la parte de yacimiento, la parte de las áreas de producción”.

Interrogado por el peticionario de la prueba, este testigo inicialmente hizo una presentación técnica, abundante y pormenorizada sobre la forma en que se desarrolla un proyecto de exploración y explotación petrolera.

Luego de lo anterior, se le pidió al testigo informar, entre otros temas, “si respecto de campos o yacimientos que se encuentren divididos por una falla geológica es factible que compartan facilidades de producción?, a lo que respondió:

“SR. PÉREZ: (...), por lo que le decía tengo separador de pruebas, tengo una batería de tanque entonces simplemente le asignó un tanque y voy recibiendo o inclusive puedo llevar producciones separadas, lo que quiera lo puedo manejar ahí. 

DR. DURÁN: Informe al Tribunal sí el hecho de que la producción de hidrocarburos en un campo tenga un gran contenido de gas, como nos lo ha explicado, y otro campo cercano no tenga esa producción de gas necesariamente implica que deban tener facilidades independientes o pueden compartir facilidades? 

SR. PÉREZ: Volviendo a la explicación que yo hacía cuando preguntaba un anticlinal les mostraba que si hago un pozo en el tope del anticlinal, si registro o abro una zona de gas o estoy próximo a la zona E, a la capa de gas empiezo a producir bastante gas y si estoy abajo produzco agua, debo tener facilidades que me permitan esa dualidad, manejar esa situación y en muchos pozos lo tengo, inclusive estaba comentando que puedo tener pozos que no tienen gas y empiezan a producir gas, lo que nos pasó en el Putumayo, aunque pozos de gas en producción, 100% gas a nosotros no nos permitían producir ese tipo, por ejemplo el caso de Villeta, allá tuvimos pozos que nos daban puro gas, este es gas en solución y es un gas que sirve como energía al yacimiento. 

DR. DURÁN: Infórmele al despacho si en el mismo sentido cuando los campos producen crudos de diferentes propiedades API se exige necesariamente que las facilidades sean individuales o estas facilidades se pueden compartir cuando las diferencias en el API de lo que produce uno u otro campo son distintas? 

SR. PÉREZ: Volviendo nuevamente a lo que les explicaba decía que inclusive en un solo pozo puedo tener 3 yacimientos, decía que Pepino era totalmente de diferente de Villeta, de la producción de fluido en Villeta y de Caballos, entonces en un solo pozo puedo tener esta situación, en Orito si uno va encuentra dos pozos en esa situación, llegando con una sola estación, unas solas facilidades, inclusive en Infantas, en Acacias se maneja, quedaría muy difícil poder para cada yacimiento hacer un tipo de facilidades porque me tocaría inclusive para un solo pozo tener tres facilidades”. 

Igualmente le preguntó el apoderado de la parte convocante a este testigo “si por el hecho de que se encuentren las formaciones en todo el departamento de Putumayo como usted nos lo ha dicho (...) puede aplicarse a que todo el departamento de Putumayo es un solo campo o no?

“SR. PÉREZ: No, cuando hablamos de campos ya estamos hablando de estructuras y de fallas, de trampas. 

(…).

DR. GAMBOA: Vuelvo y le pregunto, el hecho de que en la zona de Putumayo que usted nos ha descrito razonablemente existen las mismas formaciones, Pepinos, Villeta, Caballos, significa que todo el Putumayo es un solo campo y usted nos iba a explicar algo relacionado con la falla, ahí estaba. 

SR. PÉREZ: Primero quiero hacer unas previsiones, soy ingeniero de petróleos no soy geólogo, los geólogos este tema lo manejan muy bien no sé si pudieran aprovechar para que ellos los ilustren, pero lo que espera uno o lo que le decía, si estamos hablando de cuencas sedimentarlas hay unas formaciones que son como objetivos pero sólo cuando se perfora y se encuentra uno puede decir sí, esas formaciones están presentes en cada prospecto, encuentra uno cuando se perfora que muchos sitios, inclusive usted llega y cambia totalmente, lo que usted tenía aquí, aquí no lo encontró, no encuentra usted Pepino, no encuentra Villeta, no encuentra Caballos, porque son formaciones que no se formaron ahí, entonces no los encuentra. 

Lo que espera uno encontrar en el Putumayo, lo que yo conozco lo que trabajé en Orito, todo el campo alto, teníamos eso, en otras partes no sé, en otros no he oído por ejemplo en Moquetá que hablen de Pepino, de pronto no existe o no era productor entonces no lo abrieron. 

En cuanto a su pregunta, inicialmente yo decía que aquí existen trampas, qué es un yacimiento, es una acumulación natural de hidrocarburos móviles y debe haber unas condiciones en roca para que exista un yacimiento, para ser considerado como yacimiento, normalmente impermeabilidad, porosidad y esos tienen unas barreras, no son indefinidos, porque lo que usted me está diciendo nunca se ha hablado de un yacimiento infinito, eso no es cierto, aquí puedo encontrar, puede ser más pequeño, aquí pudo encontrar otro yacimiento más grande, cuando estamos hablando decía que generó, ahí los geólogos saben más, hay una roca que genera el crudo y ella empieza a migrar pero durante su viaje ellos pueden ir perdiendo livianos, se puede ir transformando, uno encuentra que puede haber ahí mismo en esas zonas y lo ve uno en Villeta, puede haber zonas diferentes, yo les mostraba que en el mismo el API puede cambiaren un grado, dos o tres grados API porque eso depende es de temperaturas, de ciertas condiciones naturales porque no más lo vemos en superficies, cuando uno coge el crudo y le libera presión libera ¡Manos y si usted tiene algo con presión, le toma la gravedad API tiene una gravedad API, si libera esto lineal y vuelve y le toma la gravedad API se volvió un poco más pesado, entonces va cambiando. 

Lo que quiero decir es que no hay yacimientos, de lo que conozco, infinito, puede que sea muy grande, puede ser pequeño, existen campos que pueden ser independiente, no están conectados hidráulicamente, aquí lo veía yo, si tengo esta falla, si la falla tiene buen sello esto sería un campo, aquí tendríamos otro campo y tendríamos varios campos que tendrían crudos puede ser diferentes y tiene parámetros petrofísicos o propiedades diferentes”. 

Finalmente, se le pidió informar si sabía “cómo está ubicado el campo Costayaco el campo Moquetá topográficamente”, a lo que respondió:

“SR. PÉREZ: Sí señor. 

DR. GAMBOA: Usted podría decir si están al mismo nivel si hay alguna diferencia significativa? 

SR. PÉREZ: Lo que yo recuerdo de ese entonces... nosotros ahí manejábamos una formación muy amigable, pero se empezó a hablar a de cerca al pie de monte, cerca de la cordillera y demás, y si hablamos de cordilleras ya estamos hablando de una estructura más compleja, cuanta con fallas y encuentra ciertas cosas y entiendo que allá se daba esa situación, Costayaco está en una estructura más baja de lo que es Moquetá, hay una serie de fallas, algo recuerdo de eso. 

DR. GAMBOA: Desde el punto de vista de ingeniero de petróleos, si dos yacimientos encuentran su tope agua aceite, el uno a 7.200 pies de profundidad y el otro a 4.200 pies de profundidad cuál sería su conclusión? 

SR. PÉREZ: En lo que usted me está diciendo yo digo: hay algo raro ahí, debe existir una falla, debe existir algo. 

DR. GAMBOA: Si hay una falla en ese caso que le estoy planteando. 

SR. PÉREZ: Habría que mirar si es una falla que es sellante. 

DR. GAMBOA: Pero independientemente usted podría decir, si es que es una falla sellante, podría decir que se trata de dos campos separados? 

SR. PÉREZ: Vuelvo y le repito, si hay una falla que sea sellante y si entro a hacer un análisis de presión, de fluidos, ojalá pudiera tener (...), de resto le toca a uno irse con la información que hay, si tengo fluidos diferentes, si tengo presiones diferentes, si hay discontinuidad uno dice: posiblemente hay una falla, va y mira con el geólogo, va y mira el fluido, mira las presiones y puede uno llegar inicialmente a una conclusión, son diferentes”. (...)” (Subrayado fuera del texto).

Por su parte el Ingeniero Moros180 en su testimonio técnico tampoco logró desvirtuar el alcance de la experticia de parte a que se ha hecho referencia en líneas anteriores, pues su afirmación sobre la independencia de los campos Costayaco y Moquetá, resultó también evidente.

Según su declaración trabajó durante 23 años en Ecopetrol “en la vicepresidencia de exploración y producción, durante los primeros años hice geología de desarrollo con las compañías asociadas, después hice exploración y prospección de hidrocarburos como tal y al final de mi época trabajé en la zona en el área de nuevos negocios buscando bloques y oportunidades de exploración y producción en Ecopetrol, tanto en la parte nacional como en la parte internacional. //Me jubilé en el 2010 de Ecopetrol, salí a trabajar en Gran Tierra, trabajé un año en Gran Tierra y después creé mi propia compañía y estoy trabajando actualmente como consultor”:

Se le pidió inicialmente a este testigo informar cuál es el proceso de desarrollo de un proyecto de exploración y explotación petrolera, sobre lo que ampliamente explicó:

“SR. MOROS: Desde el punto de vista técnico todo comienza con una idea geológica, con esa idea geológica lo que trata de venderle a uno la compañía es un área prospectiva en determinada zona, para el caso particular de Colombia en esa área prospectiva uno le tiene que hacer una solicitud a la Agencia Nacional de Hidrocarburos directamente o en oferta, para que le adjudiquen esa área prospectiva y en esa área prospectiva tratar de hacer la evaluación que nos permita dirigimos a buscar hidrocarburos. 

Firmo un contrato con la Agencia, ese contrato usualmente es de 30 años y está dividido en dos procesos, dos períodos, un período de exploración, un período de explotación, se llama contrato de exploración y explotación, el período de exploración dura 6 años, entre 6 y 8 años, y el período de explotación dura 24 años, si no se extiende. 

Durante el período de exploración, usualmente ese período de exploración está dividido en dos fases, una fase I que en los últimos contratos ha sido de tres años y la fase II con una duración del resto de los otros tres años, en esas fases lo que hago básicamente es tratar de evaluar el área, necesito tener información, hago adquisición de datos geológicos, estudios ambientales, adquisición de información sísmica y perforación de pozos. 

Después de adquirir la sísmica, las primeras tareas que uno como geólogo hace esa adquirir la sísmica para tratar de encontrar un área prospectiva, en esa área prospectiva hago un mapa y digo: ese prospecto puede tener una limitación de área, en esa área prospectiva vendo la idea a mis jefes, les digo: perforemos un pozo, ese pozo es un pozo exploratorio, ese pozo puede tener petróleo si estamos de buenas, o no, adicionalmente con el estudio que hice en al área adquirí información sísmica en toda el área puede haber un área prospectiva, dos, tres, depende del área. 

La idea en esas áreas prospectivas es ir perforando pozos a ver si encuentro hidrocarburos, cuando encuentro hidrocarburos encuentro un campo, esos hidrocarburos los encuentro en determinadas formaciones geológicas usualmente que se denominan yacimientos, que son capaz rocosas que tienen hidrocarburos, estas capas rocosas tienen una limitación de área esa limitación de área la llevo a superficie en un mapa y empiezo a desarrollar el campo que he encontrado con varios pozos, para saber y conocer la extensión de ese yacimiento, de ese campo, así hago en un campo, en otro campo y en otro campo que haya encontrado, eso durante la etapa de exploración, como les había dicho la etapa de exploración tiene 6 años y se puede extender por dos años en un período de exploración posterior. 

Cuando se me acaba esa etapa de exploración y he encontrado hidrocarburos me quedo con las áreas donde he encontrado hidrocarburos y devuelvo las áreas que ya no me interesan y donde ya no puedo hacer más exploración porque se me acabó el tiempo de exploración, el área con la que me quedo es el área de explotación del contrato, en esa área de exploración empiezo a desarrollar los campos, perforo pozos en los campos, conozco la extensión, busco la comercialidad de los campos, los declaro comerciales y los empiezo a explotar y a sacar petróleo, esa es una duración de 24 años, básicamente eso es”. 

Luego se le pidió informar “cómo y mediante qué factores se puede determinar la extensión de un yacimiento, haciendo precisión (...) en qué momento dicha extensión adquiere mayor grado de certeza?

“SR. MOROS: Básicamente, como les comentaba, lo primero que hace un geólogo es buscar el área prospectiva y dice: puede haber 1, 2 o 3 yacimientos, esos yacimientos los mapea, es como si tuviera un cuaderno mapeo del yacimiento, esa es la extensión del cuaderno, posteriormente empiezo a perforar pozos, pruebo que hay hidrocarburos y medida que voy evolucionando en el tema voy perforando más pozos para saber la extensión del yacimiento, en realidad la extensión sólo la conozco cuando he perforado la suficiente cantidad de pozos que me digan hasta dónde van los hidrocarburos, usualmente los hidrocarburos van combinados entre hidrocarburos gaseosos, hidrocarburos líquidos y agua, el agua usualmente empuja los hidrocarburos hacia la parte de arriba de los yacimientos o de las estructuras que tienen acumulados esos hidrocarburos, entonces el límite de un yacimiento está determinado por ese contacto entre el hidrocarburo líquido y el agua o el hidrocarburo gaseoso y al agua; el hidrocarburo gaseoso, el hidrocarburo líquido y el agua, ese contacto cuando ya encuentro sólo agua de una parte hacia otra parte encuentro sólo agua ese es el límite del yacimiento como tal. 

Adicionalmente hay barreras de permeabilidad o barreras geológicas, esas barreras geológicas se denominan como fracturas o fallas, esas fallas lo que hacen es cortarme el yacimiento, dividir el yacimiento y forman una barrera de permeabilidad, ese es el otro punto donde puedo decir yo que hasta ahí llega el yacimiento, hasta esta barrera. 

DR. DURÁN: Infórmele al Tribunal si tiene conocimiento, de conformidad con la respuesta que acaba de dar, si el hecho de que existan dos campos separados en una falla geológica necesariamente implica que dichos campos no puedan estar integrados en una misma área de explotación? 

SR. MOROS: Como les dije, un campo está compuesto por varios yacimientos, esos yacimientos tienen una extensión de área, cada uno tiene una extensión de área que puede ser diferente, esos campos de petróleo pueden estar compartimentalizados, cuando digo compartametalizados es que pueden estar distribuidos en bloques, puedo llamar el bloque norte, el bloque sur, y esos bloques pueden estar separados internamente por fallas, por barreras de permeabilidad, no sólo fallas sino barreras de permeabilidad, de cambios litológicos, cambios de porosidades en las formaciones, cuando son fallas me separan bloques pero sigo teniendo petróleo aquí, petróleo aquí, en diferentes bloques, pero pueden ser parte del mismo campo, como tal un campo puede tener varios bloques con diferentes yacimientos”. 

Enseguida el testigo se refirió ampliamente al dictamen rendido por los expertos Bayer y Moncada, que se le puso de presente, y examinó las conclusiones contenidas en aquel; en este punto interesan destacarse algunas de sus respuestas, emitidas con respecto a las diversas ilustraciones y gráficos que contiene aquel, así por ejemplo se le pidió informar “ahí se evidencia que el campo Costayaco está separado por una falla geológica del campo Moquetá, de ser positiva la respuesta señalaren el diagrama cuál es esa falla geológica?

“SR. MOROS: El campo Costayaco es este, de aquí a aquí hasta donde se conoce, tengo entendido que ya el contacto agua aceite se dice que viene hasta aquí, aquí no se ha perforado, no sabemos si aquí, el campo Moquetá tiene dos fallas, es en esta zona, y está separado del campo Costayaco por esta falla. 

DR. DURÁN: De esa gráfica, circunscribiéndonos al campo Moquetá solamente, si el campo Moquetá también se encuentran bloques separados por una falla geológica, una o varias, que impidan entre ellas también la comunicación de crudos en los diferentes bloques, soy claro en la pregunta? 

SR. MOROS: Sí, básicamente como les he dicho, el campo Moquetá está constituido de varios bloques separados por fallas, si sigo el reflector negro que es el tope de la formación Caballos veo que ese reflector llega hasta aquí, hasta esa falla y después pasa hasta aquí, ya son separaciones que se marcan claramente, esto es un bloque y esto es otro bloque, o sea que sí hay una separación dentro del mismo campo Moquetá en lo que veo aquí dos bloques. 

DR. DURÁN: Existe entonces en el bloque Moquetá fallas geológicas que impiden dentro del mismo campo Moquetá la comunicación de los diferentes hidrocarburos que se encuentran divididos por esas fallas geológicas? 

SR. MOROS: Sí, lo digo nuevamente, por ejemplo en este, a pesar de que aquí ya se encontró aceite y agua aquí no se ha encontrado todavía agua, hay aceite no más, entonces no se conoce la extensión, y están separados, esto está más abajo, este era el que debía tener más agua, está más abajo, está separado y no hay continuidad entre estos reservorios, como aquí ya hay agua pues aquí debería haber agua pero no, aquí todavía hay petróleo entonces sí hay separación”. 

Más adelante se le preguntó frente al contenido de otra gráfica: “el hidrocarburo, que lo señala usted como esa zona negra, en cada una de esas fallas es absolutamente independiente dentro del mismo campo Moquetá?, a lo que señaló:

“SR. MOROS: Es independiente, no tiene continuidad, tienen barreras”: 

Se le pidió también explicar al testigo si “Desde el punto de vista técnico, geológico y si hay alguna experiencia o algún antecedente conocido, uno podría en un momento determinado afirmar que esos dos campos en la forma como están allí podrían estar integrados en una sola área de explotación?

“SR. MOROS: Sí, el concepto de área de explotación es, primero me refiero al contrato, lo que dije al principio, el área de explotación es lo que queda después de hacer exploración en un contrato, tengo un área grande en un contrato, hago exploración, encuentro el hidrocarburo y lo que queda de esa área, la parte que no tiene hidrocarburo la devuelvo al Estado y lo que queda es el área de explotación, puede haber dos o más campos en un área de explotación, esa por definición sí puede haber, en efecto hay muchos ejemplos en Colombia, el campo la Cira-Infantas que es uno de los campos más grandes de Ecopetrol en el momento, son dos campos y utilizan las mismas facilidades, es la misma área de explotación, está dentro de la misma área de explotación, hay varios ejemplos”: 

Posteriormente el apoderado de la parte convocante le preguntó a este testigo para qué se hace la evaluación de un campo y respondió:

“SR. MOROS: La evaluación se hace para conocer la extensión del yacimiento, para saber cómo lo puedo desarrollar en las mejores condiciones de tiempo y de inversión. 

DR. GAMBOA: Una vez la compañía contratista sabe que puede desarrollarlo en las mejores condiciones de tiempo qué debe hacer, frente a la Agencia? 

SR. MOROS: Decir que hay un campo comercial. 

DR. GAMBOA: Qué es un campo comercial? 

SR. MOROS: El campo comercial dice cuál es la extensión del campo comercial y que quiero sacar ese petróleo. 

DR. GAMBOA: Esa extensión cómo se llama si usted lo sabe, área de qué? 

SR. MOROS: Esa es el área del campo comercial. 

DR. GAMBOA: Qué es entonces un área de explotación en ese momento? 

SR. MOROS: El área de explotación es la extensión del área comercial más un kilómetro”. 

Se le indagó sobre si “puede que exista, usted nos lo dirá, un sector que ya haya sido declarado área de explotación y otro sector que esté en etapa de evaluación”, señaló:

“SR. MOROS: Eso es correcto. 

En relación con la diferencia de la altura sobre el nivel del mar a la que se encuentran los campos Costayaco y Moquetá, se le pidió informar “si el contacto agua aceite, técnicamente, de un campo está a 7.200 pies de profundidad y otro cercano lo tiene a 4.500 pies más o menos, es posible concluir que se trata de dos campos diferentes?

“SR. MOROS: Es posible concluir que se trata de dos campos diferentes. Ahí hago una precisión, el campo Moquetá en los diferentes bloques hay diferentes contactos agua aceite, y es un solo campo con varios y diferentes contactos agua aceite. 

DR. GAMBOA: Pero usted nos dijo que el límite de un yacimiento era por contacto agua aceite, hizo esa aclaración. 

SR. MOROS: Y por unas barreras”. 

Se le preguntó finalmente si pueden existir varias áreas de explotación dentro del área contratada?

“SR. MOROS: Como decía en la parte que me mostró del contrato, decía áreas particulares de explotación. 

DR. GAMBOA: Deme la respuesta. 

DR. PARRA: Cuál es la respuesta. 

SR. MOROS: Pueden existir varias áreas de explotación en particular”: 

La experticia de GLJ Petroleum Consultants Ltd.

Otra experticia aportada al expediente por la convocante, coincide también en la independencia de los campos Costayaco y Moquetá que forman parte del Bloque CHAZA; se trata en efecto del trabajo elaborado por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants Ltd., fechado 3 de marzo de 2013, en cuya preparación participaron Leonard Herchen, Graham Simpson, Renaud Bonneville, Roger Mahoney y Armando Montes, Ingenieros de petróleos, geólogos y geofísicos quienes acreditaron su idoneidad y experiencia181. Este dictamen tenía como objeto, a su vez, “Determinar si los yacimientos descubiertos en los Campos Costayaco y Moquetá son independientes y corresponden a estructuras diferentes conforme a los principios de la ingeniería de yacimientos y la geología estructural y del petróleo, enunciando y explicando cada una de las características y los argumentos que justifiquen la respuesta”182.

Realizados los estudios científicos y técnicos de rigor, ampliamente documentados en este experticio, se presentó el siguiente

“RESUMEN 

(...) 

Opinión 

Nuestra opinión profesional es que los campos Costayaco y Moquetá están formados por trampas independientes y corresponden claramente a estructuras distintas (Subraya el Tribunal).

En la práctica estándar de la industria petrolera el campo Costayaco y el campo Moquetá se encuentran en dos trampas de hidrocarburos diferentes, formadas por dos estructuras geológicas separadas. Como se explica en mayor detalle en este informe, los siguientes factores forman la base de esta conclusión: 

1. Los campos Moquetá y Costayaco se encuentran en diferentes trampas de hidrocarburos, formadas por estructuras separadas. Los datos geofísicos y geológicos muestran que existe una falla significativa con considerable separación y salto vertical entre los campos Costayaco y Moquetá. 

2. Los campos Moquetá y Costayaco son objetivos exploratorios distintos. Sin contar con información adicional, el descubrimiento de un campo no se puede utilizar para predecir con exactitud la ubicación del otro. 

3. Los datos de ingeniería muestran que los campos no se encuentran comunicados en presión y tienen diferentes composiciones de petróleo. Costayaco y Moquetá son trampas de hidrocarburos hidráulicamente separadas”. 

En lo que tiene que ver con Geofísica, y realizadas las explicaciones pertinentes, (folios 93 a 94), se explica en este dictamen que:

“Basándose en el trabajo realizado de integrar la información de los dos campos, la conclusión de GLJ es que los campos Moquetá y Costayaco se encuentran en estructuras separadas, las cuales se pueden distinguir fácilmente en los datos sísmicos. La práctica normal de la industria llegaría a la conclusión de que en base a la evidencia sísmica los dos campos yacen en estructuras separadas” (Subraya el Tribunal).

En lo que se refiere a Geología, una vez dadas las explicaciones de rigor, (folios 95 y 96) a 94), se precisó que:

“Aunque los dos campos se encuentran geográficamente aproximadamente a 2,3 kilómetros de distancia (medidos desde el fondo del pozo C-17 hasta el fondo del pozo M-7), están separados por aproximadamente 4.000 pies de diferencia en elevación debido a fallas significativas. El considerable salto de la falla principal y los datos de ingeniería indican que las dos estructuras son diferentes y se encuentran hidráulicamente aisladas entre sí, formando trampas de hidrocarburos separadas. Si los campos se encontraran dentro de la misma estructura hubiera sido posible utilizar los datos del campo Costayaco para predecir con exactitud donde se debería haber encontrado el campo Moquetá. Por ejemplo, si los campos se encontraran en una gran estructura anticlinal y sólo se hubiera perforado la parte sur (el campo Costayaco), se podrían utilizar los datos de perforación, los datos de registros de pozos y los datos geofísicos para predecir dónde podría continuar la estructura hacia la parte norte y establecer nuevas ubicaciones. Este no es el caso para los campos Costayaco y Moquetá. Si sólo dispusiéramos de datos de registros de pozos y datos geofísicos sobre el campo Costayaco, no se hubiera podido predecir con exactitud la ubicación del campo Moquetá. No se hubiera podido determinar la cantidad, la dirección y el desplazamiento de las fallas. De igual modo si sólo dispusiéramos de datos sobre el campo Moquetá sería imposible predecir con exactitud dónde se encuentra el campo Costayaco. Por lo tanto, como los dos campos son estructuras separadas y trampas separadas, los datos de un campo no sirven para ubicar al otro. A pesar de contar con considerable información sobre el campo Costayaco la única forma de descubrir al más reciente campo Moquetá, fue adquirir nuevos datos geofísicos y perforar nuevos pozos de exploración para localizar el campo. 

Los datos geológicos y geofísicos muestran claramente que estas estructuras son distintas y separadas; y los datos de ingeniería también muestran que los campos no tienen comunicación hidráulica. Por consiguiente, se concluye que el campo Costayaco y el campo Moquetá son dos estructuras geológicas distintas y apartadas que forman dos trampas de hidrocarburos separadas”. (Subraya el Tribunal)

Y, finalmente, en el tema de Ingeniería, presentan los expertos las siguientes conclusiones (folios 97 a 101):

Respecto del criterio de evaluación denominado “Arenas T - Comparaciones de Presión vs. Tiempo”, señala el dictamen que:

“Las presiones de la Arena T en Moquetá y Costayaco en el Gráfico 1 muestran que los dos depósitos no se comunican. 

Las presiones de la Arena T en Costayaco, luego de comenzar la inyección de agua exhiben una tendencia en aumento, en tanto que las presiones de Moquetá durante el mismo período muestran una tendencia a disminuir. No sería razonable intentar explicar este comportamiento imponiendo un lapso de tiempo de varios años a la respuesta de presión, ya que esto requiere muy poca capacidad de flujo. La productividad es alta en ambas áreas, por lo que se infiere buena capacidad de flujo en los depósitos. Esto lo confirman las mediciones de alta permeabilidad de las muestras de núcleos de roca y la alta permeabilidad efectiva al petróleo en las pruebas de buildup. Los perfiles de presión significativamente diferentes en los mismos períodos de tiempo, confirman que los yacimientos están separados y no se comunican.  

(...) Si los yacimientos Caballos de Costayaco y Moquetá estuvieran comunicados en presión, no se observaría tanta diferencia de presión. No es posible que yacimientos con una alta permeabilidad como estos contengan en su interior una diferencia de presión tan grande (en cualquier combinación de gradientes de petróleo o de agua), ya que ambas sirven para incrementar la diferencia en presión a la profundidad de referencia. La diferencia en presión de los dos yacimientos se debe a las diferencias en elevación, como se indica en la discusión geológica” (Subraya el Tribunal).

En el análisis del criterio técnico “Comparaciones de Presión vs. Tiempo - Arenas Caballos”, respecto de los campos Costayaco y Moquetá, se informó:

“Los datos de presión de la formación Caballos de los campos Moquetá y Costayaco se muestran en el Gráfico 2. La proyección de las presiones de la formación Caballos de Moquetá a las profundidades de Costayaco, se muestra en púrpura claro por encima de la tendencia real en púrpura oscuro. En la proyección se usó el gradiente de petróleo del pozo M-4 derivado del análisis de fluidos. La proyección está en el mismo período de tiempo y utiliza la misma profundidad de referencia. Estos datos muestran que las tendencias de presión de Costayaco y Moquetá tienen diferentes trayectorias. Es razonable suponer que si estuvieran en comunicación éstas serían muy similares. Sin embargo, divergen cada vez más con el transcurso del tiempo, incluso con la producción razonablemente estable tanto en Costayaco como en Moquetá durante el mismo período. Lo anterior indica sin lugar a dudas que los depósitos no están comunicados. 

También se puede notar, que las presiones tienen una diferencia superior a 500 psia calculadas usando el gradiente de petróleo. Si usáramos una gradiente de agua obtendríamos una mayor diferencia en presión Al igual que con la formación Arena T, esto sólo es posible para yacimientos que no están comunicados, en cualquier combinación de gradientes de petróleo o de agua. La diferencia en presión de los dos yacimientos se debe a las diferencias en elevación, como se indica en la discusión geológica. 

La divergencia en la tendencia y la magnitud de la diferencia en las presiones, no se observaría si los depósitos de Moquetá y Costayaco estuvieran en comunicación, por consiguiente deben estar separados” (Subraya el Tribunal).

En lo que se refiere al criterio evaluativo “Comparaciones de composiciones del petróleo”, en resumen se indica:

“GLJ puede llegar a algunas conclusiones para la zona Caballos, similares a las del informe de Weatherford para la Arena T. Primero, que la separación general entre las curvas de los diferentes campos apunta al hecho de que los dos campos tienen diferentes composiciones de petróleo para la misma zona. Segundo, que la similitud de los dos petróleos del campo Moquetá demuestran un análisis razonablemente coherente dentro del campo. 

Para complementar, se creó un gráfico similar con datos de fluido para la Arena T. Ver como referencia el Gráfico 4, “Comparación de la composición del petróleo en Moquetá y Costayaco - Arena T”. En este gráfico se puede apreciar la similitud de los dos petróleos del Campo Moquetá y la separación entre las curvas de Costayaco y Moquetá, cuya diferencia no es tan marcada como en el caso de la Formación Caballos, pero es suficientemente evidente para respaldar la conclusión de que el petróleo de Moquetá es diferente al petróleo de Costayaco. 

Para concluir, teniendo como base solamente las composiciones de fluidos, el campo Moquetá es considerado estar separado del campo Costayaco. Acoplando el análisis de fluidos con los datos geofísicos y geológicos que muestran dos estructuras distintas, y teniendo presente los datos de ingeniería que prueban la ausencia de transmisión de presión, GLJ concluye sin duda alguna que los dos campos son independientes y corresponden claramente a estructuras distintas. (Subraya el Tribunal).

Dictamen de Oficio

Al margen de las experticias de parte y de las declaraciones técnicas anteriormente referidas, pero en el mismo sentido de ellas, obra también en el expediente el dictamen pericial decretado de oficio por el Tribunal, al cual la convocada, en su alegato de conclusión, pretendió restar mérito probatorio con sustento en lo indeterminado que resultó la premisa de las preguntas formuladas al perito Rincón Alfonso, cuando quiera que en ellas se incluyó la expresión “parámetros generalmente aceptados por la industria del petróleo”, expresión que, en rigor, a juicio del Tribunal, no le resta valor o fuerza a las respuestas del perito, tanto más cuanto que en el fondo lo que se pretendía con ella era precisamente obtener respuestas fidedignas, a sabiendas que en “la industria del petróleo, como se confirmó a través de numerosos testimonios recepcionados y demás pruebas valoradas, no hay unanimidad, sino por el contrario criterios en ocasiones muy diversos. De ahí la precisión que se hizo. Además, llamativa resulta para el Tribunal tal pretensión de la convocada, cuando ella misma, tanto en las preguntas al dictamen pericial que solicitó como prueba en el escrito de contestación a la demanda —desistido por ella misma posteriormente— como también en algunos de los interrogatorios a los testigos técnicos invocó una expresión similar —o próxima—183.

Por otra parte, el precitado dictamen pericial hace énfasis también en la independencia de los campos Costayaco y Moquetá al responder varias de las preguntas, aspecto de interés para la presente decisión.

Inicialmente se demarcó, a partir de precisas definiciones técnicas, el alcance conceptual de los términos de común referencia en la experticia, como punto de partida necesario para la comprensión de los temas de especialísimo contenido científico que fueron tratados en el informe. Luego de explicada la metodología empleada por el perito, se hizo una descripción de la ubicación, estructura e instalaciones de los campos Costayaco y Moquetá que fueron visitados por el experto, respecto de lo cual se aportó abundante prueba fotográfica.

Enseguida el perito se ocupó de resolver cada uno de los 20 interrogantes planteados por el Tribunal, dentro de los cuales merecen citarse las siguientes respuestas, que tienen que ver con la independencia de los campos de explotación antes referidos.

En la pregunta 2, se le pidió al experto precisar ¿cuál es la importancia que asume el demostrar la continuidad de un yacimiento?, respecto de lo cual informó:

“La importancia radica en determinar el área que junto al espesor son necesarios para calcular los volúmenes de hidrocarburos entrampados y poder determinar y certificar reservas. Para el caso de los Campos Costayaco y Moquetá no hay continuidad del yacimiento entre ellos. La profundidad promedio de los pozos perforados en el Campo Moquetá es en promedio de 3.400 Ft, mientras que en el Campo Costayaco los pozos alcanzan una profundidad promedio de 7.200 Ft, mostrando una diferencia en profundidad de 3.000 Ft a 4.000 Ft entre Campos”184 (Subraya el Tribunal).

En el mismo sentido se le pidió explicar al perito, en la pregunta 3, si ¿dos o más estructuras independientes, que comparten las mismas formaciones geológicas, pueden conformar un mismo yacimiento?, respecto de lo cual indicó:

“No, si nos remitimos a la definición de yacimiento “Es toda roca bajo la superficie en la cual se encuentran acumulados Hidrocarburos en su espacio poral o fracturado, que está en producción o que sea capaz de producir hidrocarburos y que se comporta como una unidad independiente en cuanto a las propiedades petrofísicas y de fluidos, y que posee un sistema común de presión en toda su extensión queda claro que si se comportan como una unidad independiente en cuanto a propiedades petrofísicas, fluidos y presiones, dos estructuras independientes formaran dos yacimientos independientes.

Para el caso de los Campos Costayaco y Moquetá aunque las formaciones geológicas productoras son las mismas, son en realidad dos estructuras independientes separadas por la falla informal de Moquetá que genera yacimientos independientes, cuya evidencia es la información suficiente y amplia geológica y geofísica entre las que se cuentan líneas sísmicas de los programas sísmicos Costayaco 3D 2007, Chaza 2D 2009, Moquetá 2D 2010, Moquetá 3D 2012 y Chaza 3D 2007, al igual que mapas estructurales al tope de la Formación Caballos y la unidad TSand de la Formación Villeta en tiempo y profundidad, la delimitación de los Campos incluye también análisis petrofísicos de los registros eléctricos de hueco abierto, integración de información y análisis de laboratorio de corazones al modelo estático de cada Campo185 (Subraya el Tribunal).

En respuesta a la pregunta 7, en la que se le pidió señalar “De acuerdo con los parámetros generalmente aceptados por la industria del petróleo, sírvase indicar si en un área contratada pueden coexistir una o varias áreas de evaluación, áreas de explotación y/o Campos comerciales”, este perito expuso:

“Si, en un área contratada, entendida como Bloque asignado, puede presentarse diferentes yacimientos no solo verticalmente sino horizontalmente formados por estructuras o estratigrafías diferentes, convirtiéndose así en un sector con un potencial interesante, donde pueden encontrarse diferentes áreas de evaluación, áreas de explotación y Campos comerciales al mismo tiempo. 

En el caso del Bloque CHAZA (área contratada), el descubrimiento Costayaco se informa en Septiembre 7 de 2007. Después de su evaluación y la declaratoria de su comercialidad en Junio 8 de 2009, inicia el periodo de explotación. El descubrimiento de Moquetá se informa en Septiembre 27 de 2010, luego inicia su periodo de evaluación, presentándose el caso de coexistir sobre una misma área contratada, área de evaluación y área de explotación y/o Campo comercial en el mismo periodo de tiempo”186 (Subraya el Tribunal).

Aporta también el dictamen pericial en comento en esta respuesta, al examen que adelanta el Tribunal, la ilustración sobre la diferencia entre Área Contratada y Área de Explotación, que pese a su precisa definición en el contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, la primera como “1.4. Área Contratada: Es la superficie y su proyección en el subsuelo identificada en la Cláusula 3 y alinderada en el Anexo A, en la cual EL CONTRATISTA está autorizado, en virtud de este contrato, para efectuar las Operaciones de Exploración, Evaluación y Explotación de Hidrocarburos que son objeto del mismo”, y la segunda como “1.6. Área de Explotación: Es la porción del Área Contratada en la cual se localiza uno o más Campos Comerciales, como se establece en la Cláusula 9 (numeral 9.3) del presente contrato. El área de cada Campo Comercial comprenderá la envolvente de la proyección vertical en superficie del yacimiento o yacimientos que lo integran, y que defina el Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con el Decreto 3229 de noviembre 11 de 2003, o con las normas que lo modifiquen o sustituyan”, integrada también por la cláusula “9.3. Área de Explotación: El Área de Explotación estará delimitada por un polígono regular, preferiblemente de cuatro lados, que comprenderá el Campo Comercial o la porción de éste dentro del Área Contratada, más un margen alrededor del Campo Comercial no mayor de un (1) kilómetro, siempre que el Área Contratada lo permita. Como quiera que el área del Campo Comercial contenida en el Área de Explotación puede variar, el Área de Explotación permanecerá inalterable, salvo lo señalado en el siguiente numeral”.

Así mismo, en la pregunta 12, relativa a si ¿resulta posible que en un mismo Campo comercial puedan encontrarse diferentes yacimientos productores, con diferentes formaciones y estructuras geológicas independientes?, este perito respondió:

”Si, es posible encontrar diferentes yacimientos con diferentes formaciones va que cada formación se constituye en un yacimiento productor asociado a una estructura, además localmente se pueden presentar estructuras geológicas independientes. En el caso del Campo Costayaco es una estructura limitada por fallas, mientras que en el Campo Moquetá adicionalmente a las fallas que delimitan la estructura, se presentan fallas internas que generan compartimentalización generando barreras internas que reducen la conectividad interna del yacimiento”187 (Subraya el Tribunal).

Se le pidió también a este perito precisar, en la pregunta 14; ¿bajo qué condiciones se puede considerar que un Campo comercial es la continuación de otro Campo comercial?, frente a lo cual expuso:

“Un Campo comercial sería continuación de otro Campo comercial, solo si existe continuidad de los yacimientos o formaciones productoras y pertenecen a la misma estructura que entrampo los hidrocarburos y la conecto hidráulicamente, es decir que no existan barreras que impidan la movilización de los fluidos. 

En el caso de los Campos Costayaco y Moquetá, no se puede considerar que un Campo sea la continuación del otro, debido a que no existe continuidad, ni conectividad de los yacimientos, evidenciado esto en toda la información geológica, geofísica y de pozos adquirida y que se sigue complementando con la información resultante de los pozos que se están perforando en el desarrollo del Campo.

La principal característica que separa estos dos Campos es la falla informal de Moquetá, la cual los coloca a diferentes profundidades que oscilan entre 3.000 Ft y 4.000 Ft, lo que imposibilita su continuidad y su conectividad, a pesar de que producen hidrocarburos de las mismas formaciones geológicas188 (Subraya el Tribunal).

De conformidad con la pregunta número19 ¿cuáles son los parámetros que definen o determinan si la producción de dos o más Campos comerciales pertenecen a una sola área de explotación?, el perito respondió:

“Definido el Campo comercial y su área de explotación, la producción de hidrocarburos pertenecerá a cada una de las áreas de explotación o Campos comerciales. Por lo tanto, la producción que se puede acumular es la sumatoria de la producción de los yacimientos que conforman el mismo Campo comercial o área de explotación. 

La producción de un Campo comercial, está amarrada a la cantidad de hidrocarburos recuperados de un yacimiento o estructura donde se entrampo el hidrocarburo, si se presentan dos o más Campos comerciales con estructuras separadas y teniendo en cuenta que la delimitación de un área de explotación es la misma del Campo comercial, la producción de cada Campo comercial corresponde a la de cada área de explotación. 

Para el caso de los Campos Costayaco y Moquetá, teniendo en cuenta que cada uno corresponde a un área de explotación, la producción de cada uno de los Campos debe tratarse de manera independiente”. 

Pero el aludido dictamen decretado de oficio también resulta categórico respecto no solo del carácter independiente de los pozos Costayaco y Moquetá, sino de que la acumulación de que trata la cláusula 16.2 del contrato de Exploración y Explotación Chaza ha de predicarse dentro de la racionalidad y de la lógica para cada Área de Explotación individualmente considerada. Esta fue la aseveración de la pericia al respecto en la pregunta “20. Cómo se define el concepto producción acumulada de cada área de explotación?, a lo cual respondió:

“La producción acumulada de cada área de explotación, corresponde a la sumatoria de toda la producción que ha tenido el Campo desde su inicio hasta la fecha actual, este valor se conoce como Np (producción de petróleo) y Ng (producción de gas). 

También se pude definir, como la cantidad total de petróleo y gas recuperados de un yacimiento a partir de un tiempo determinado en la vida productiva del Campo. 

La producción acumulada puede determinarse con referencia a un pozo, un Campo o una cuenca. 

Para el caso de los Campos Costayaco y Moquetá, por tratarse de dos Campos comerciales, que corresponden a dos áreas de explotación, la producción acumulada corresponderá a la sumatoria de la producción que ha tenido cada uno de los Campos desde su inicio hasta la fecha actual. 

(...)” (Negrilla fuera de texto).

Para el Tribunal las conclusiones contenidas en el dictamen pericial rendido de oficio son plenamente coincidentes con las apreciaciones técnicas del Geólogo Kurt Bayer y el Ingeniero Luis Alberto Moncada, quienes elaboraron la experticia de parte aportado al expediente por la convocante denominado “Estudio de Evaluación Técnica Bloque Chaza — Campos Costayaco y Moquetá”, cuyas conclusiones fueron transcritas más atrás en este Laudo, así como con los resultados del informe técnico aportado al proceso por esa misma parte y que fue elaborado por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants Ltd., conclusiones que igualmente fueron citadas en esta providencia.

Lo aseverado por las pericias decretadas en cuanto a la independencia de los campos Costayaco y Moquetá y también la posibilidad de que en un Área Contratada existan varias Áreas de Explotación, lo corrobora también el dicho de los testigos que a continuación se relacionan, con transcripción de los pasajes pertinentes de su declaración:

El testigo José Armando Zamora dijo lo siguiente al respecto:

“SR. ZAMORA: Sí, eso sí es posible, claramente, por la definición misma de esos conceptos el yacimiento es una unidad que junto con otros yacimientos puede conformar un campo y varios campos pueden conformar un área de explotación, es un poco lo que estábamos diciendo, jerárquicamente así puede ser perfectamente, ese es un poco el sentido y de mayor a menor está el área contractual, área en explotación, campos, yacimientos que son unidades. 

(…). 

SR. ZAMORA: Con lo que tengo aquí para mí es claro que hay un área donde ya se ha surtido el proceso de evaluación y comenzó a producir, y está en estado de explotación, siguiendo el procedimiento el que está ahí adyacente a ella hay otro descubrimiento y se decide evaluar, tal y como está ahí previsto, aquí veo dos pareas de superficie demarcadas una de las cuales ya ha probado ser... está en producción y la otra está en evaluación, un poco consistente en lo que habíamos hablado acá, en este punto en el tiempo. 

DR. MEDELLÍN: De acuerdo con lo que usted conoce y se acuerda de este tema estas dos áreas, de acuerdo con su concepto, podían ser una misma área de explotación? 

SR. ZAMORA: Consistente con lo que le había dicho sí, porque son áreas adyacentes y porque si bien temporalmente están divididas en algún momento o van a estar en explotación o va una sí en explotación y otra no, pero van en el caso de que el área de evaluación entre en producción entra a formar parte del área del explotación del contrato. 

Tienen que estar identificadas para efectos de control de la duración de su período de explotación, entonces para efectos de esa contabilidad tienen que mantenerse identificadas separadamente, pero durante el grueso de la producción del contrato son el área en explotación”. 

Lo expuesto en antecedencia, con pleno apoyo en las evidencias probatorias relacionadas en este mismo aparte, permite al Tribunal declarar probado lo siguiente: i) La expresión “cada Área de Explotación” consignada en la cláusula 16.2 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, debe ser interpretada con alcance individual y separado, requisito necesario para admitir el reconocimiento de la pretensión Segunda de la demanda ii) La acumulación referida en la misma cláusula ha de predicarse en idéntico sentido, no solo por los razonamientos hermenéuticos antes invocados, sino también por las explicaciones técnicas expuestas con suficiencia y rigor en los dictámenes de parte y en los testimonios que los complementaron. En otras palabras, el Campo Moquetá y el Campo Costayaco conforman dos Áreas de Explotación independientes, de suerte que el primero no se encuentra en el Área de Explotación que cobija el segundo, sustento suficiente para reconocer la prosperidad de las pretensiones Cuarta, Quinta y Sexta de la demanda, en lo pertinente. Lo inmediatamente anterior teniendo en cuenta que el Tribunal estima que las expresiones “únicamente” y “totalidad” contenidas en esta pretensión Sexta suponen una restricción que, en puridad, no fue prevista o consentida por las partes contratantes (demandante y demandada), en cuyo caso mal se haría en realizar dicho pronunciamiento, tanto más cuanto que el mismo cobijaría situaciones futuras, que en rigor, no son propiamente objeto de la presente controversia.; iii) Bajo el contrato Exploración y Explotación Chaza, en un Área Contratada pueden coexistir varias Áreas de Explotación, presupuesto fundamental para reconocer la prosperidad de la pretensión Primera de la demanda.

La demostrada independencia técnica de las Áreas de Explotación Costayaco y Moquetá dentro del Bloque Chaza, según quedó acreditado anteriormente, y el efecto de tal situación objetiva en la liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos de que trata la cláusula 16.2, en el sentido de que ella debe corresponder de manera individual al acumulado en “cada Área de Explotación”, cuando se cumplan los presupuestos señalados por esa disposición, conduce inexorablemente a desestimar la liquidación por los mencionados derechos practicada por la convocada y cuyo cobro constituye el objeto esencial de la demanda de reconvención.

Ciertamente, la pericia financiera rendida por el profesional Carlos José Espinosa López, no desvirtuada por ninguna de las partes, brinda cuenta de la indebida liquidación que ha practicado la convocada reconviniente, pues esta última adopta como presupuesto de ella, la producción del “Área Contratada” y no la individual y específica correspondiente a “cada Área de Explotación”, como lo ha apreciado el Tribunal. Al efecto señala el citado perito al responder la pregunta 1 formulada por la parte convocada:

“1. Teniendo en cuenta los datos reales de la producción total de hidrocarburos líquidos, del área contratada, objeto del “Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza” y en particular el día en que dicha producción alcanzó el volumen de 5.000.001 de barriles, se determine de conformidad con la fórmula matemática a que hace alusión la cláusula 16.2 del contrato, el valor de Derechos de Precios Altos a favor de la ANH, reiteramos, sobre los hidrocarburos producidos en la totalidad del área contratada.  

Como se indicó en la respuesta al cuestionario de la parte Convocante en el Anexo 1 está la liquidación elaborada por la ANH que incluye la totalidad del área contratada. Como se indicó en varias de las repuestas del mismo cuestionario, en la actualidad aún no existe un procedimiento acordado por las partes, como lo define el contrato, que permita calcular los Derechos de Precios Altos de la forma indicada en el Contrato, por lo cual no es posible hacer el cálculo ajustado exactamente a lo indicado en el Contrato, presentándose en el Anexo 1 la liquidación de los Derechos Económicos por Precios Altos de la totalidad del área contratada, calculada por la ANH de acuerdo con la información recibida del Contratista sobre los precios reales de venta. Se revisó esta liquidación y sobre la base de la definición de esos parámetros de precios y la definición de la inclusión de la producción del Campo de Moquetá con la misma base de precios, está correcta, sumando en el período septiembre de 2009, cuando se alcanzaron los 5.000.000 de barriles, a noviembre de 2014 USD 537.080.380. 

(...)” (Negrilla fuera de texto).

Evidencia además de la indebida liquidación practicada por la convocada, la errónea inclusión en ella de los referentes de canastas de precios o de crudos pertenecientes indistintamente a una y otra Área de Explotación, sin la diferenciación que impone la fórmula prevenida en la cláusula 16.2 del Contrato de Exploración y Explotación Chaza y la misma expresión “cada Área de Explotación”, incorporada en dicha cláusula. En punto a este tema, la pericia resulta contundente al señalar que en las liquidaciones practicadas por la convocada y presentadas a la convocante, respecto del Campo Moquetá se están tomando los elementos del Campo Costayaco, todo lo cual riñe entonces con el sentido de la cláusula en la forma apreciada por el Tribunal y plasmada en las líneas anteriores.

Por tanto, lo expuesto en precedencia llevará al Tribunal a desestimar entonces las pretensiones de la demanda de reconvención y a declarar probada la excepción formulada por la convocante reconvenida, denominada “A. Inexistencia de la obligación reclamada por la ANH”, como quiera que del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza no emana la obligación de reconocimiento de Derechos Económicos por Precios Altos, en la forma pretendida por la convocada reconviniente, y por ende al reconocimiento de las pretensiones Séptima y Octava de la demanda.

11. LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN Y LOS DERECHOS POR PRECIOS ALTOS.

La cláusula 16.3 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza contempla con relación a las pruebas de producción en función de los Derechos Económicos por Precios Altos, la siguiente regulación:

“16.3. Pruebas de Producción: Los Hidrocarburos líquidos obtenidos como resultado de las pruebas de producción realizadas por EL CONTRATISTA también causarán los derechos de que tratan los numerales anteriores, siempre y cuando se cumplan las condiciones del numeral 16.2”. 

Interpretada esta cláusula dentro del mismo criterio racional que orientó al Tribunal para dicha labor con relación a la 16.2, tanto más cuando aquella se remite a esta última, ha de entenderse entonces dentro del marco de un criterio sensato y lógico, que sería el que acompañaría al intérprete común situado en circunstancias corrientes, que el volumen de hidrocarburos alcanzado durante las pruebas de producción de lo que llegaría a ser un Área de Explotación se integra luego al de la misma Área, una vez declarada la comercialidad de la misma, precisamente por cuanto no puede entenderse lógicamente que para estos efectos de la liquidación de Derechos Económicos por Precios Altos, las pruebas de producción se tomen de manera indeterminada o indefinida respecto de cualquier Área dentro del Área Contratada, sino que por el contrario, la expresa remisión de esta cláusula 16.3 a la anterior 16.2, cumple una función sistemática y coherente, en tanto solo encuentra sentido mientras vincule los hidrocarburos obtenidos en las pruebas de producción a los alcanzados por la misma Área de Explotación determinada y específica, una vez sea declarada su comercialidad.

Sobre la razón económica que sustenta esta interpretación declararon varios testigos contestes en su dicho.

Al respecto la doctora Marlene Beatriz Durán, afirmó:

DR. GAMBOA: Qué significa dividir el régimen económico de cada área de explotación?

SRA. DURÁN: Doctor por ejemplo si usted tiene un área de evaluación una de las primeras labores de evaluación, la actividad propia para saber si un pozo le resulta productorio, estoy hablando de pozo, no de campo ni de yacimiento, de un pozo, cada pozo, cada edificio que se construye por debajo hacía el fondo de la tierra porque es una unidad, es un bien inmueble, cada pozo de esos debe ser sometido a pruebas, lo primero que se hace son unas pruebas cortas y después se hacen unas pruebas extensas.

Bajo el sistema anterior toda la producción sumaba, toda la producción sumaba para los diferentes efectos económicos en el régimen del contrato de asociación, en este contrato se quiso que no sumaran, que tuvieran un régimen separado, que no se le castigara al contratista por adelantar trabajos, es que la evaluación son las pruebas extensas, si a usted no le resultan las pruebas extensas usted no va a entrar en explotación, eso es.

Entonces tiene un régimen distinto, cuándo es que la Agencia entra a participar, cuando usted tiene un área de explotación y mide la producción de esa área de explotación, no quiere castigar al que está en evaluación”.

Agregó además que:

“(...) para nosotros en ese momento el entendido de la comisión como nosotros interpretamos la voluntad de la Agencia, consistía en que la producción se acumulaba en cada área de explotación, para ponerlo en unos términos más sencillos, entendemos que la producción se calcula y se mide dentro de cada área de explotación, nos está diciendo a partir de cuándo la producción acumulada de hidrocarburos líquidos de cada área de explotación. 

La producción acumulada por área de explotación, si el contrato o la ANH hubieran querido que incluyera otras producciones que pueden darse, incluías las de las pruebas extensas no hubiera usado la expresión, área de explotación, hubiera usado otra expresión, no sé, pero nosotros entendimos, cuando recibimos los borradores, me devuelvo, cuando nosotros recibimos los borradores, cuando discutimos los borradores y cuando entregamos el modelo, luego lo veo aquí pues reflejado en una decisión del consejo directivo, pues es un Diario Oficial”: 

También declaró el testigo José Armando Zamora:

DR. MEDELLÍN: Fuera tan amable de precisar en relación con lo que le acaban de preguntar, si respecto del volumen de crudo extraído en pruebas de evaluación se generan derechos económicos por precios altos, de ser positiva su respuesta explique si es tan amable cómo se genera y se liquida esa evaluación? 

SR. ZAMORA: Sí, una vez la producción en pruebas de evaluación cuentan o se computan, se tienen en cuenta para el cálculo del nivel mínimo en el que empiezan a aplicar los derechos económicos y se cobra en la medida en que se cumplan las condiciones que están en el contrato, es decir, que se haya acumulado una producción superior a 5 millones de barriles, que haya un precio por encima del mínimo y que el área se encuentre en explotación la solución que nosotros adoptamos como la aplicación de la fórmula que a nuestro modo de ver cumplía con todas las características era que en período de producción mientras no se declaraba la explotación se llevaba a registro a la producción pero no se cobraban los derechos económicos hasta que entrara a ser comercial y se cobra con retroactividad, eso fue un poco lo que concluimos de nuestro análisis de cómo se aplica es obligación, o sea, sin tener duda que todo lo producido en el área contratada contribuye a la contabilización de la producción.

(…)”. 

El Tribunal, pese a la incoherencia del testimonio antes transcrito que concluye haciendo una referencia inconsistente a toda el Área Contratada más como deseo que como realidad contractual, aprecia con nitidez que el volumen de hidrocarburos obtenido en las pruebas de producción, para los efectos de la cláusula 16.3 del Contrato de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Chaza, solo se acumula para establecer los Derechos Económicos por Precios Altos cuando el área particular , porción del Área Contratada, dentro del cual fueron extraídos resulta declarada comercialmente como de “Área de Explotación” y se cumplen además los restantes requisitos contemplados en la cláusula 16.2 de contrato en cita.

En consecuencia, habrá de desestimarse la excepción Quinta formulada por la convocada denominada “La independencia de los yacimientos y las calidades del crudo no es un limitante para aplicar la cláusula 16.2 de precios altos sobre el crudo extraído en pruebas de producción del Campo Moquetá”, con reconocimiento correlativo de las pretensiones Cuarta, Quinta, Sexta, en lo pertinente, como lo precisó el Tribunal en el capítulo anterior, y Séptima de la demanda.

12. CONCLUSIONES SOBRE LA ESENCIA DE ESTA LITIS.

Realizado el análisis de las distintas declaraciones que se practicaron en el curso del proceso, así como de los documentos contractuales y los diferentes dictámenes periciales que se aportaron y practicaron en el proceso, el Tribunal puede concluir lo siguiente:

1. Que dentro de una misma Área Contratada de exploración y explotación de hidrocarburos pueden coexistir varias áreas de explotación. En razón de lo anterior, una vez se cumplan las condiciones estipuladas en la cláusula 16.2 del nuevo modelo contrato de exploración y explotación de hidrocarburos adoptado mediante el Acuerdo 10 de 2004, deben liquidarse los derechos económicos por Precios Altos individualmente con respecto a cada Área de Explotación, porción ubicada dentro de un Área Contratada.

2. Que examinado el texto del denominado Contrato Chaza y en particular la cláusula 16.2 del mismo, y conforme con las anteriores conclusiones, para determinar la base de liquidación de los derechos económicos por Precios Altos a favor de la ANH, sólo debe tenerse en cuenta la producción acumulada de cada Área de Explotación. Por lo anterior, toda vez que el campo de explotación Costayaco es diferente del Campo Moquetá, la liquidación de los derechos económicos por Precios Altos debe realizarse en forma independiente respecto de cada uno de estos campos.

3. Que los hidrocarburos extraídos como resultado de las pruebas de producción causan derechos económicos por precios altos, en los términos señalados en las cláusulas 16.2 y 16.3 del contrato en mención, y por tanto, se acumulan para tales efectos a los producidos por cada “Área de Explotación” a la cual correspondan las mencionadas pruebas de producción.

4. Habiéndose precisado el alcance de la cláusula 16.2 del Contrato Chaza, resulta evidente que los derechos económicos por precios altos de los campos Costayaco y Moquetá deberán liquidarse y pagarse teniendo en cuenta el volumen de producción de crudo acumulado de cada Área de Explotación.

13. PRONUNCIAMIENTO SOBRE LAS PRETENSIONES DE LA DEMANDA Y LAS EXCEPCIONES PROPUESTAS FRENTE A ELLA Y SU RESOLUCIÓN.

Con apoyo en todo lo analizado y expuesto por el Tribunal en este capítulo, se tiene entonces que no está llamada a prosperar ninguna de las excepciones formuladas por la convocada, y por el contrario, en lo pertinente, se declararán probados los hechos que sustentan las pretensiones, cuya prosperidad habrá de reconocer particularmente el Tribunal en la parte resolutiva del presente Laudo.

14. PRONUNCIAMIENTO SOBRE LAS PRETENSIONES DE LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN Y LAS EXCEPCIONES PROPUESTA FRENTE A ELLA Y SU RESOLUCIÓN.

Tomando como sustento también lo expuesto en este capítulo, y de conformidad con lo expresamente manifestado en el aparte décimo anterior, en el cual se reconoció como probada la excepción formulada por la convocante reconvenida, denominada “A. Inexistencia de la obligación reclamada por la ANH”, el Tribunal habrá de desestimar las pretensiones primera y la segunda de la demanda de reconvención. En cuanto no se reconoció la existencia de la obligación sustento de la reclamación promovida por la convocada reconviniente, resulta improcedente la declaratoria de incumplimiento alguno frente a la misma por parte de las convocantes reconvenidas, de suerte que por ausencia de lo principal, lo accesorio, como son los intereses moratorios, tampoco habrán de ser reconocidos. Lo últimamente expuesto conduce a declarar la no prosperidad de la pretensión tercera de la demanda de reconvención.

Como quiera que no existió reconocimiento de obligación contractual incumplida por parte de la convocante reconvenida, para el Tribunal tampoco se configura causal alguna de terminación del contrato en los términos contemplados por el mismo, en razón de lo cual no habrá lugar al reconocimiento de las pretensiones cuarta y quinta de la demanda de reconvención y por ende, no se accede ni a la terminación anticipada y unilateral del contrato, ni a la restitución del Bloque Chaza a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Finalmente, ante la ausencia de mérito de las pretensiones sobre las cuales se edificó la demanda de reconvención, huelga pronunciamiento alguno sobre la respectiva condena en costas.

15. PARTICIPACIÓN Y ALEGATOS DE CONCLUSIÓN DEL MINISTERIO PÚBLICO.

En observancia a los mandatos de la Constitución Política de Colombia y de la Ley, el Ministerio Público fue notificado del auto admisorio de la demanda en este proceso arbitral y su participación fue activa a lo largo de todo su desarrollo, con intervención presencial en las diferentes audiencias de trámite y de pruebas. Los alegatos de conclusión de la Representante del Ministerio Público designada para esta actuación, doctora Luz Amparo Gélvez Reyes, Procuradora Judicial II 132 en asuntos administrativos, fueron presentados el día 21 de abril del año en curso e incorporados debidamente al expediente. En ellos, la citada Procuradora Judicial, concluye en la misma dirección de este Tribunal, es decir en el sentido de entender que, en su esencia, las pretensiones de la convocante deben prosperar.

Conforme lo anterior, el derecho que se causa a favor de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, por precios altos, solo puede darse a partir de la producción acumulada de cada área de producción supere los cinco (5) millones de barriles de hidrocarburos liquidados, al quedar plenamente establecido que el área de producción se delimita en forma independiente dentro del área total del contrato. 

Es así que atendiendo lo expresamente estipulado en el contrato, que es Ley para las partes, se tiene el derecho económico por Precios Altos a que tiene derecho la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, atendiendo la interpretación de la cláusula 16.2 en concordancia con la(sic) definiciones plasmadas en el contrato denominado Contrato Chaza, debe liquidarse individualmente por cada Área de Explotación al cumplirse para cada una de ellas los requisitos establecidos en la citada cláusula 16.2, esto es a partir de cinco (5) millones de barriles. 

Por lo expuesto, resulta procedente acceder a las pretensiones de la demanda presentada por Gran Tierra Energy Colombia Ltd. y Petrolífera Petroleum Colombia Ltda., siendo clara la interpretación de las cláusulas contractuales”. 

CAPÍTULO IV

CONDUCTA PROCESAL DE LAS PARTES, JURAMENTO ESTIMATORIO Y TACHA

1. CONDUCTA PROCESAL DE LAS PARTES.

Como quiera que el Artículo 280 del Código General del Proceso conmina al juez a calificar siempre la conducta procesal de las partes, y de ser el caso deducir indicios de ella, el Tribunal pone de presente los elevados referentes de decoro, señorío, responsabilidad y diligencia profesional con el cual actuaron los representantes de las partes y sus apoderados, en una causa que no resultó trivial o superflua para ninguna de ellas. Nada distinto puede entonces deducir el Tribunal de la cabal actuación de las partes, enmarcada ella dentro la calificación que acaba de realizarse.

2. TACHA FORMULADA POR LA CONVOCADA RECONVINIENTE RESPECTO DEL TESTIMONIO DEL SEÑOR JULIÁN GARCÍA.

El apoderado de la convocada reconviniente formuló durante la declaración del testigo señor Julián García tacha respecto de la imparcialidad del mismo, por considerar que la intervención de éste en la labor de estructuración de los términos contractuales objeto de litis, puesta de presente por él mismo, y luego su vinculación como representante legal de la entidad convocante, afectaba precisamente la independencia del testimonio, tema que se trató en otro aparte de este Laudo.

Ahora, para resolver dicha tacha, el Tribunal considera que si bien el testigo fue vehemente y en veces innecesariamente insistente y repetitivo en algunos pasajes de su declaración, esas características de su dicho no le restan credibilidad al mismo y tampoco lo tornan indefectiblemente parcializado. El Tribunal examina este testimonio bajo la óptica de la sana critica, habiendo de recordar la condición de ese testigo particular, que como muchos otros que comparecieron al proceso, se enorgullece de haber participado en un momento crucial de reorientación de la política de hidrocarburos que habría de definir el futuro de Colombia en esta materia, pero que también al igual que otros testigos desempeñó funciones profesionales tanto en el sector estatal de hidrocarburos como en el sector privado de los mismos, en el pasado con la propia convocada y más recientemente con la convocante.

Así las cosas, el Tribunal no entiende próspera dicha tacha, en consideración a lo expuesto en las anteriores líneas.

3. EL JURAMENTO ESTIMATORIO.

El artículo 206 del Código General del Proceso, en su inciso cuarto, consagró la figura del llamado juramento estimatorio, con miras a conjurar la promoción de causas judiciales Injustificadas o con aspiraciones cuantiosas pero infundadas, cuando quiera que se pretenda el reconocimiento de indemnizaciones, compensaciones, frutos o mejoras. Esta institución contempla la posibilidad de condena para quien incurra en un exceso superior al cincuenta por ciento (50%) en la estimación de su pretensión, frente a aquello que se determine como lo efectivamente acreditado en el proceso.

En el presente trámite arbitral la convocante no quedó incursa en la fijación de juramento estimatorio alguno, habida cuenta de la naturaleza meramente declarativa de sus pretensiones. A contrario sensu, la convocada al presentar la demanda de reconvención, formuló juramento estimatorio, pero debido a la no prosperidad de sus pretensiones económicas y como quiera que la condena prevista en la norma primeramente citada contempla como presupuesto de la misma una diferencia superior al cincuenta por ciento (50%) entre lo pretendido y lo probado, en el sub lite la sentencia plenamente absolutoria a la convocante reconvenida, descarta el presupuesto señalado por la norma en cita, y por ende, la fijación de condena alguna en esta materia resulta inane.

CAPÍTULO V

LAS COSTAS Y SU LIQUIDACIÓN

1. COSTAS: INTEGRADAS POR GASTOS DEL PROCESO Y AGENCIAS EN DERECHO.

Teniendo en cuenta, en lo pertinente, la prosperidad de las pretensiones de la demanda de Gran Tierra Energy Colombia Ltd. y Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited, el Tribunal de Arbitramento, de conformidad con lo previsto por los artículos 365 y subsiguientes del Código General del Proceso, habrá de condenar en costas, conforme a la siguiente liquidación:

2. HONORARIOS DE LOS ÁRBITROS Y LA SECRETARÍA, Y GASTOS DE FUNCIONAMIENTO DEL TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO.

La fijación de honorarios y gastos del Tribunal de Arbitramento se hizo mediante Auto 22 del 4 de agosto de 2014189, en virtud de lo cual, cada una de las partes asumió el cincuenta por ciento del total de gastos y honorarios del Tribunal de Arbitramento, es decir, la suma $ 1.266´640.000, más el IVA aplicable y menos los descuentos de ley que correspondan.

Por cuanto no prosperarán totalmente las pretensiones por concepto de Honorarios y Gastos del Tribunal de Arbitramento, la Agencia Nacional de Hidrocarburos deberá pagarle a la parte convocante la suma de MIL CIENTO CUARENTA MILLONES SEISCIENTOS CUARENTA MIL PESOS MONEDA LEGAL ($ 1.140´640.000), más el IVA aplicable y menos los descuentos de ley que correspondan.

3. AGENCIAS EN DERECHO.

Teniendo en cuenta que las pretensiones de la demanda principal no prosperarán totalmente y que se denegaron las pretensiones de la demanda de reconvención, el Tribunal de Arbitramento condenará en agencias en derecho por la suma de quinientos millones de pesos ($ 500.000.000).

4. TOTAL DE CONDENA EN COSTAS.

En virtud de lo anterior, el Tribunal de Arbitramento dispondrá el pago a cargo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de la suma total de MIL SEISCIENTOS CUARENTA MILLONES SEISCIENTOS CUARENTA MIL PESOS MONEDA LEGAL COLOMBIANA ($ 1.640.640.000) por concepto de Costas del Proceso.

CONCEPTOMONTO
Gastos y Honorarios del Tribunal de Arbitramento$ 1.140´640.000
Agencias en Derecho$ 500´000.000

Respecto de las sumas que no se utilicen de la partida “Otros gastos”, se ordenará su devolución si a ello hubiere lugar después de la liquidación final de cuentas del Tribunal de Arbitramento.

CAPÍTULO V

DECISIÓN

En mérito de las consideraciones precedentes, el Tribunal de Arbitramento conformado para resolver en derecho las controversias entre Gran Tierra Energy Colombia LTD., y Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited contra Agencia Nacional de Hidrocarburos, mediante el voto unánime de sus miembros habilitados por las partes para hacerlo, administrando justicia en nombre de la República y por autoridad de la ley,

RESUELVE:

PRIMERO. Declarar imprósperas todas excepciones formuladas por la convocada frente a la demanda, conforme a lo expuesto en la parte motiva.

SEGUNDO. Declarar impróspera la tacha de sospecha formulada en contra del testigo Julián Antonio García Salcedo.

TERCERO. Declarar que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, en el Área Contratada que se encuentra delimitada en el Contrato, pueden coexistir múltiples Áreas de Explotación.

CUARTO. Declarar que el derecho económico por Precios Altos a que tiene derecho la Agencia Nacional de Hidrocarburos de conformidad con lo previsto en la cláusula 16.2 del Contrato Chaza, debe liquidarse individualmente por cada Área de Explotación al cumplirse para cada una de ellas los requisitos establecidos en la citada cláusula 16.2.

QUINTO. Declarar que de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, para determinar la base de liquidación del derecho por Precios Altos a que se refiere la cláusula 16.2 del mismo debe tenerse en cuenta única y exclusivamente la producción acumulada de la respectiva Área de Explotación.

SEXTO. Declarar que el Campo Moquetá no se encuentra en el Área de Explotación que cobija el Campo Costayaco.

SÉPTIMO. Declarar que, de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, en caso que llegare a declararse la comercialidad del Campo Moquetá, este no formará parte del Área de Explotación que cobija el Campo Costayaco.

OCTAVO. Declarar que de conformidad con lo previsto en el Contrato Chaza, los Hidrocarburos obtenidos durante las pruebas de producción, causarán derechos por Precios Altos cuando se cumplan las condiciones consignadas en el citado Contrato.

NOVENO. Declarar que las liquidaciones efectuadas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos donde se hayan incorporado cobros por Precios Altos fundamentados en la producción del Campo Moquetá y acumuladas con la producción del Campo Costayaco son violatorias del Contrato Chaza.

DÉCIMO. Declarar que las convocantes no están obligadas a atender el pago de las sumas por Derechos Económicos por Precios Altos que se hubieren fundamentado en la producción del Campo Moquetá acumulada con la producción del Campo Costayaco.

UNDÉCIMO. Por prosperar la excepción perentoria propuesta en la contestación a la demanda de reconvención denominada “A. Inexistencia de la obligación reclamada por la ANH”, se niegan todas las pretensiones de la demanda de reconvención y en consecuencia se absuelve respecto de ellas a Gran Tierra Energy Colombia Ltd., y Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited.

DUODÉCIMO. Disponer el pago por parte de la convocada Agencia Nacional de Hidrocarburos al pago de la suma de MIL SEISCIENTOS CUARENTA MILLONES SEISCIENTOS CUARENTA MIL PESOS MONEDA LEGAL COLOMBIANA ($ 1.640.640.000), por el valor de las costas causadas en este proceso, pagaderos dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la ejecutoria del presente Laudo, momento al partir del cual se causarán intereses moratorios a la tasa máxima permitida por la Ley.

DÉCIMO TERCERO. Declarar causados los honorarios de los árbitros y del secretario, por lo que se ordena realizar el pago del saldo en poder del Presidente del Tribunal, sin la deducción correspondiente de la contribución especial arbitral creada por la Ley 1743 de 2014, reglamentada por el Decreto 272 de 2015, como quiera que demanda mediante la cual se promovió el presente proceso arbitral fue radicada en el catorce (14) de enero año dos mil trece (2013).

DÉCIMO CUARTO. Disponer que una vez agotados los trámites propios del Tribunal, su Presidente deberá rendir las cuentas de las sumas puestas a su disposición para atender los gastos y expensas que demandó el funcionamiento del Tribunal.

DÉCIMO QUINTO. Disponer por Secretaría se expidan copias auténticas del presente laudo arbitral con destino a cada una de las partes con las constancias de ley.

DÉCIMO SEXTO. Disponer que en su debida oportunidad se remita el expediente para su archivo al Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá.

Esta providencia queda notificada en audiencia.

Magistrados: Hernando Parra Nieto, Presidente—Florencia Lozano Revéiz—Carlos Ignacio Jaramillo J.

Eduardo Mantilla Serrano, Secretario.