EVO LUCIÓN CO NTRACTUAL DE LA EXPLO TACIÓN DE …

EVO LUCIÓN CO NTRACTUAL DE LA EXPLO TACIÓN DE

HIDRO CARBUROS EN CO LO MBIA

MARIA C AROLINA CUELLAR SÁNC HEZ

UNIVERSIDAD DE LO S ANDES

FACULTAD DE DEREC HO

OC TUBRE 18 DE 2005

EVOLUCIÓN CONTRACTUAL DE LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

EN COLOMBIA

MARIA CAROLINA CUELLAR

Trabajo de Investigación Dirigida

Director – Asesor

EDGAR FRANCISCO PARIS SANTAMARÍA

Abogado, DIP. y .L.L.M. en Derecho de Petróleos

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE DERECHO

BOGOTÁ

2005

AGRADECIMIENTO S

Quiero agradecer a todos aquellos que tuvieron que ver de alguna u otra manera con la realización de este trabajo. Por su dedicación e incondicional apoyo, a mi compañera de investigación, Laura García, cuya compañía y conocimiento fueron relevantes para alcanzar este resultado. Por el tiempo ofrecido, colaboración y amplios conocimientos, al Doctor Edgar Francisco París Santamaría, quien en su calidad de Director-Asesor nos acompañó con dedicación durante todo el proceso de elaboración del trabajo. Es para nosotras un honor, haber contado con una persona de sus calidades y especialísimos conocimientos en el tema de Derecho de Petróleos.

1

TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN 3

2. CONTEXTO HISTÓRICO 7

3. EL CONTRATO DE CONCESIÓN 17

3.1 Origen del Contrato 17

3.2 Antecedentes 18

3.3 Naturaleza Jurídica 18

3.4 Definición 20

3.5 Partes del Contrato 21

3.6 Términos Contractuales 21

3.6.1 Obligaciones del Concesionario 21 3.6.2 El Manejo del Área Contratada 22 3.6.3 Actividades de Exploración y Explotación 23 3.7 Terminación del Contrato 23

3.8 Participación Estatal 24

3.9 Solución de Controversias 25

4. EL CONTRATO DE ASOCIACIÓN 28 4.1 Origen del Contrato 28 4.2 Antecedentes 29

4.3 Definición 30

4.4 El Contrato de Asociación y Otras Figuras Jurídicas 31


2

4.6 Régimen de Transición 34



4.8.1 El Operador del Campo 36 4.8.2 Retribución Económica / Distribución de la Producción 37 4.8.3 Actividades de Exploración y Explotación 41 4.9 Participación Estatal 45 4.10 Traspasos 46 4.11 Terminación del Contrato 46


5. LA CONTRATACIÓN DE LA ANH 48 5.1 Origen 48 5.2 Antecedentes 49

5.3 Definición 50




5.6.1 Actividades de Exploración y Explotación 54 5.6.2 Manejo del Área Contratada 57 5.6.3 Operación del Campo 58 5.7 Terminación del Contrato 59 5.8 Propiedad de los Activos 60

5.9 Derechos Económicos Derivados del Contrato 61


6. CONCLUSIONES 66

3

1. INTRODUCCIÓN

A partir de su descubrimiento, el petróleo se ha convertido en uno de los recursos

energéticos más importantes para la historia de la humanidad. Aportando el mayor

porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo; este recurso natural no

renovable, ha sido utilizado desde épocas milenarias hasta la actualidad, como factor

estratégico de desarrollo.

La industria del sector, se ha consolidado a medida que las necesidades mundiales en

términos de combustibles y estructura física de las grandes ciudades; han demandado

grandes cantidades de crudo y por lo tanto, han evidenciado la alta dependencia mundial

al petróleo y sus derivados. Sin embargo, este producto como cualquier otro, también ha

estado sometido a la inestabilidad del mercado y por lo mismo, las fluctuaciones en sus

precios, se han convertido en un aspecto que cobra especial relevancia, si se tiene en

cuenta, que la disponibilidad desciende gradualmente, y que cada vez se hará mucho

más difícil satisfacer las necesidades de los agentes que lo demandan.

La anterior situación, trae consecuencias tanto comerciales como jurídicas. Entre las

primeras, se encuentran temas como la disponibilidad, rentabilidad, y productividad; pues

los constantes altibajos, determinarían la variabilidad de lo que realmente importa a

cualquier inversionista, el precio. Por otra parte y para cumplir con el objetivo de este

4

trabajo, existe una clara implicación de tipo jurídico, pues es necesario determinar las

condiciones que van a reglamentar todo un proceso de exploración y explotación de un área

determinada, dependiendo de la necesidad y la conveniencia de ambas partes, por un lado el

inversionista y por otro, el Estado.

Partiendo de tal necesidad, han surgido diferentes modos en materia de contratación

petrolera, que responden a la exigencia de encontrar una forma de regular los procesos de

producción y las correspondientes obligaciones entre las partes, de acuerdo a su vez, al

ordenamiento jurídico aplicable y vigente. La exploración y explotación de hidrocarburos,

ha reafirmado la idea según la cual, el Estado en el desarrollo de una actividad como ésta;

no puede ser el único que soporte las diferentes etapas que representa un proceso con miras

a obtener la rentabilidad petrolera.

Dentro de este documento se expondrán, todos aquellos aspectos que resulten

determinantes en el entendimiento y diferenciamiento de las diferentes modalidades que

han sido utilizadas en el país para contratar en materia petrolera; para que de esta manera,

cuestionamientos como, ¿Cuál de las posibles formas de contratar es más conveniente para

ambas partes, ¿Es el contrato (llámesele Concesión, Asociación u otro) una necesidad o

una formalidad?, ¿Bajo qué modalidad contratará la ANH hoy en día?, queden no solo

expuestos sino resueltos en términos jurídicos.

Este documento se realizó de manera cronológica, de tal forma que las etapas que se

describen van acorde con el desarrollo de la industria petrolera en el país y sus diferentes

modificaciones y reglamentaciones. Así, en una primera fase, se ilustra al lector de

5

acontecimientos históricos acerca del petróleo y sus orígenes como componente, también,

se explica lo referente a las formas en que se inició la comercialización y producción del

mismo a nivel tanto nacional, como mundial. En el caso colombiano, en específico, por

conformar el patrón principal dentro de la elaboración de este trabajo; temas como la

creación de ECOPETROL, su naturaleza, y los diferentes eventos históricos de índole

constitucional, comercial o legal, que enmarcan el panorama contractual del sector de

hidrocarburos en nuestro país, especialmente del petrolero, también se desarrollaran a lo

largo del mismo.

Dentro de una segunda fase, existen temas controversiales y que de alguna forma

determinan el objetivo de este documento; pues si bien es importante recrear hechos

históricos determinantes, ese mismo proceso histórico nos muestra una actualidad

ciertamente convulsionada en materia de cómo se ha venido desarrollando la contratación

en materia petrolífera en el país. La naturaleza jurídica de cada una de las distintas

modalidades de contratación petrolera, las cláusulas que las caracterizan, su definición y

desarrollo; servirán de soporte para establecer un marco comparativo entre las diferentes

modalidades de contratación petrolera en Colombia y así determinar, cuál ha resultado ser

más conveniente, como uno de los posibles problemas jurídicos a resolver entre otros tantos

que existen.

Por último, y si bien el capítulo referente a la ANH se encuentra ubicado como una tercera

fase del proyecto, se quiere enunciar en este módulo introductorio a manera de colofón,

pues la actualidad muestra que no todo está dicho en cuanto a la naturaleza suya y de los

contratos que suscriba, y por lo mismo en el capítulo que haga referencia al mismo, se

6

expondrá el Contrato diseñado por esta entidad, así como las discutidas facultades con las

que se posibilitó la determinación en la forma de contratar.

7

2. CONTEXTO HISTÓRICO

Independientemente del nombre con el que se conocía, el petróleo ha sido uno de los

productos naturales más importantes, a lo largo de la historia de la civilización. Aquel

líquido de apariencia oscura y que brotaba espontáneamente de la tierra, fue utilizado de

diferentes formas, en su mayoría medicinales; hasta el descubrimiento del que sería el

primer pozo petrolífero en la historia, esto es, el encontrado en Pensilvania, Estados

Unidos, el 27 de Agosto de 18591.

A partir de este momento, la carrera por obtener el preciado combustible, ha ido en

constante aumento; y con él, ha crecido una de las industrias modernas más importantes de

la humanidad: la industria petrolífera mundial. El descubrimiento de nuevos yacimientos y

la explotación organizada de los mismos; ha permitido crear un renglón de primer nivel en

la economía y a su vez, satisfacer importantes necesidades. Diferentes han sido los

territorios en los cuales se ha iniciado la fase de exploración, sin embargo, la producción

sigue siendo localizada y dentro de Suramérica, Colombia ocupa uno de esos lugares.

Los registros históricos más remotos, ubican los primeros descubrimientos hacia el siglo

XVI; cuando un ejército comandado por Gonzalo Jiménez de Quesada, llegó a cercanías del

río Magdalena, territorio donde actualmente se encuentra lo que hoy se conoce como el

1 El Petróleo. En Lo Sé Todo, Enciclopedia Documental (Tomo 1, p.p 179-182). Buenos Aires, Argentina: Larousse.

8

municipio de Barrancabermeja; y halló rastros de petróleo2. Sin embargo, esos no fueron

los únicos vestigios encontrados, regiones como la Guajira, Orito, el Catatumbo y las

cercanías de Lorica; también reportaron presencia del mismo. Con el tiempo, numerosas

fueron las porciones del territorio nacional que presentaron importantes descubrimientos; la

ejecución y desarrollo de los mismos, debía someterse al trato que el Gobierno planteara al

respecto.

La historia de la contratación para la explotación de hidrocarburos en el país, en este caso,

la explotación petrolera; ha estado determinada por diferentes etapas, según la modalidad

contractual a adoptar. En líneas generales, se diferencian tres períodos bajo las cuales, se ha

desarrollado el marco normativo y legal al respecto: El contrato de concesión, el contrato

de asociación, y por último, la contratación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

A comienzos del siglo XX, bajo el gobierno de Rafael Reyes, se otorgaron los dos primeros

contratos de concesión, cuyo objeto era la exploración, explotación y refinación de crudo.

El recién creado, en esa época, Ministerio de Minas, negoció los términos contractuales que

regirían las nuevas relaciones entre el Estado y Virgilio Barco por un lado, y el mismo

Estado y Roberto de Mares por otro.

La primera de las mencionadas concesiones, se circunscribió al área que hoy ocupa el

actual departamento de Norte de Santander3; y establecía la transferencia de ciertos

derechos, así como la posibilidad de la declaratoria de su caducidad. Con el tiempo, en ella

se descubrió el importante campo Cira-Infantas, y a su vez, por medio de diferentes

2 Mayorga, Fernando (2002, Julio). LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA. Lo que va de las concesiones a las asociaciones. Revista Credencial Historia,(Edición 151),. 3 Röthlisberger, Ernst. (1993). El Dorado. Bogotá, Colombia: Tercer Mundo Editores, Colcultura.

9

empresas estadounidenses como Texaco y Socony Mobil Oil, se logró el desarrollo de la

misma. Años después, no se efectuó la explotación legalmente establecida, y La Corte

Suprema de Bogotá declaró su vencimiento. En consecuencia, se autorizó al Estado para

disponer a su arbitrio, de las riquezas petrolíferas del área.

En segundo lugar, se encuentra la llamada “Concesión de Mares”, por el contrato suscrito

con el mismo nombre; otorgado esta vez, al señor Roberto de Mares y que se circunscribió

al área de Carare y Opón, justamente donde Gonzalo Jiménez de Quesada había visto las

primeras apreciaciones del líquido4. Publicada en el diario oficial del siete de marzo de

1906; fue una de las concesiones más controversiales en la historia del país, por las disputas

generadas a raíz del plazo de su terminación. Inicialmente, fijaba un plazo perentorio para

iniciar actividades, por lo que al no cumplirse el mismo después de varias prórrogas; debió

declararse su caducidad el 22 de octubre de 1909. Dicha caducidad, fue revocada por el

Ministerio, quien volvió a determinar un plazo para iniciar las actividades de explotación.

En esta primera etapa, el país empezó a estructurar un marco legal, que obedeciera al

desarrollo de la nueva industria. En 1928, empezó a discutirse lo que tiempo después se

conocería como la Ley 37 de 1931, y con la cual empezaría a definirse un marco claro para

la industria petrolera nacional. De ahí, que no se haya acogido entonces la fórmula

propuesta de que el recurso fuera explotado por el Estado; sino que se llegó a la figura de la

concesión, como la más adecuada para la estructura económica del país en ese momento.

Esta ley y sus decretos reglamentarios se recogieron más tarde, en el Decreto 1056 de 1953,

en lo que se conoce con el nombre de Código de Petróleos.

4 Saenz Rovner, Eduardo (1994, Enero). LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA. Concesiones, Reversión y Asociaciones. Revista Credencial Historia,(Edición 49),.

10

Hacia 1937, finalmente se debate en el Congreso, la fecha de la controvertida reversión de

la Concesión de Mares. En ese momento, se aprueba el concepto emitido por el Consejo de

Estado que establecía que su vencimiento era el 14 de Junio de 1946. Lo anterior,

profundizó las diferencias con los concesionarios; por lo que en 1941, el gobierno

colombiano en cuya cabeza se encontraba el Presidente Eduardo Santos, solicitó al

Procurador, entablar una demanda que se surtiría ante la Corte Suprema de Justicia, con el

fin de fijar el término de vencimiento de la concesión y declarar la reversión a favor del

Estado colombiano en 1946 y no en 1951 como lo sostenía la compañía5. El 20 de

Septiembre de 1944, durante la segunda presidencia de Alfonso López; termina el proceso

con el esperado fallo de la Corte, esta vez, a favor de la compañía.

Once años después del mencionado debate, más específicamente en el mes de diciembre de

1948; el gobierno colombiano expide un Decreto Ley, creando expresamente una compañía

petrolera, para asumir la Concesión De Mares después de su reversión al Estado. Las

negociaciones del régimen de transición, fueron sostenidas por una comisión conformada

por miembros del gobierno colombiano, una multinacional norteamericana, la misión

diplomática de los Estados Unidos en Bogotá y capitalistas colombianos (en particular los

industriales de Medellín)6; quienes organizarían la nueva compañía y decidirían sobre las

contribuciones económicas y técnicas de cada uno de los grupos interesados.

Así, el gobierno presidido por Laureano Gómez, decidió crear la Empresa Colombiana de

Petróleos, Ecopetrol, que explotaría los campos petrolíferos de la antigua Concesión de 5 París Santamaría, Edgar Francisco. (2004). Breve historia de la contratación petrolera en Colombia. En Dinagas. Breve Historia de la Contratación Petrolera en Colombia y La interpretación de la regulación que ha afectado a la industria del gas en Colombia (p.p 5-45). Bogotá, Colombia. 6 Saenz Rovner, Eduardo (1994, Enero). LA INDUSTRIA PETROLERA EN COLOMBIA. Concesiones, Reversión y Asociaciones. Revista Credencial Historia,(Edición 49),.

11

Mares, con la asesoría técnica de la International. Esta, a su vez, prestaría el capital junto

con el BID, para la expansión de la refinería en Barrancabermeja y operaría la refinería

durante diez años. Por su parte la Esso, otra subsidiaria de la Standard, se encargaría de la

distribución de los derivados del petróleo en territorio colombiano. La fecha tan esperada

llegó y el 25 de agosto de 1951, la Concesión De Mares finalmente revirtió a la Nación y

ésta, fue recibida por la nueva empresa de petróleos.

Durante esta primera etapa y bajo este sistema de concesiones, Colombia llegó a producir el

1.19% del crudo mundial y ocupaba el octavo lugar como productor mundial en 1927. Por

su parte, las regalías recibidas por la Nación, llegaron a fluctuar entre el 6 y el 10% de la

producción bruta de los campos7.

Este esquema, que convertía a los particulares a quienes se cedía el derecho, en titulares de

parte del petróleo producido; empezó a presentar dificultades, por las amplias prerrogativas

con las que contaban las compañías. Teniendo exclusividad, grandes extensiones de tierra,

largos períodos de tiempo para ejecutar sus contratos, y prestaciones poco representativas

frente a las reales ganancias que arrojaba la actividad; la explotación se convirtió en una

herramienta de discrecionalidad de las compañías privadas, más que en un mecanismo para

el interés nacional.

Con el establecimiento de una empresa de carácter nacional, más que instaurar un

administrador de recursos, en este caso, provenientes de la reversión de las concesiones; se

pensó en crear una institución, que lograra controlar los recursos provenientes de este tipo

de contratos y al mismo tiempo, otorgar los derechos de exploración y explotación en

7 Ibíd..

12

condiciones más favorables a los intereses nacionales y menos favorables, a los nuevos

intervinientes, esto es, las compañías comerciales independientes.

De esta manera, se fue dando paso, a la segunda etapa en la historia de la contratación

petrolera en el país: el contrato de asociación. Este régimen contractual, emerge por

oposición a lo que hasta ahora se había desarrollado como los contratos de concesión

tradicionales; en los que además de otorgar derechos exclusivos, se requería una serie de

trámites gubernativos excesivamente lentos y dispendiosos. Se hacía necesario un cambio

en las condiciones contractuales que regían la actividad petrolera hasta el momento, y por

lo mismo, el Gobierno ideó un sistema por medio del cual sin despojarse de la titularidad

del derecho, pudiera ejercerlo y al mismo tiempo mantener un control efectivo sobre el

mismo.

El origen de esta nueva modalidad, podría encontrarse en la Ley 20 de 1969, derogada casi

en su totalidad, por el Decreto 2655 de 1988. El artículo 12 de la misma, autorizó al

gobierno para declarar reserva nacional cualquier área petrolífera del país y aportarla, sin

sujeción al régimen ordinario de contratación y licitación, a Ecopetrol. La intención del

legislador, no fue otra que reservar la administración de los hidrocarburos nacionales a la

empresa, para que los explotara directamente o en asociación con capital nacional o

extranjero. Aunque con esto, se facultaba a Ecopetrol para explotar nuevos terrenos; fue

sólo con la crisis petrolera de 1973, que Colombia dejaría de otorgar nuevas concesiones.

Así, hacia el año de 1974, y usando las facultades del estado de emergencia económica

declarado en octubre de ese mismo año; se expidió el Decreto Legislativo 2310, cuyos dos

primeros artículos modificaron el sistema de contratación vigente hasta el momento. En

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materia de exploración y explotación de hidrocarburos, se abolió el sistema de concesión y

se reemplazó por nuevas modalidades contractuales, que ya eran comunes a nivel

internacional. En el mencionado decreto, se determinó la explotación directa a cargo de

Ecopetrol, o la celebración de "contratos de asociación, operación, de servicio o de

cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión (...)".

A pesar que el mencionado decreto crea el contrato de asociación, no lo describe ni lo

reglamenta. En términos generales, la diferencia fundamental entre el contrato de

asociación y el de concesión, es la preparación conjunta entre el asociado particular y

Ecopetrol de los planes concretos de operación, los presupuestos respectivos y todas las

actividades necesarias para el aprovechamiento de los recursos petrolíferos, solamente en la

fase de explotación, ya que en la de exploración, la tarea es llevada a cabo por cuenta y

riesgo de la asociada, participando Ecopetrol únicamente cuando se haya descubierto un

campo comercialmente explotable.

Bajo esta nueva modalidad, que ha sido seguida por diferentes gobiernos a través del

tiempo; se ha logrado realizar un ajuste de la política de asociación entre el Estado y el

capital privado, y de esa manera, se ha permitido el incremento del número de contratos y

por consiguiente, de pozos exploratorios. Con la introducción de este contrato, que

modificó las bases legales de la contratación petrolera en Colombia; se llegó a la conclusión

que más allá de la tipología contractual que se adopte, el factor determinante a la hora de

incentivar la inversión, era el establecimiento de una política atractiva de precios.

La legislación aplicable al respecto, giraba en torno al principio que la explotación de

hidrocarburos debía realizarse, conforme a las condiciones y términos señalados para tal

14

efecto. Por lo mismo, a la hora de disponer de los productos, el artículo 58 del Código de

Petróleos; establecía que siempre a que hubiera lugar, los explotadores debían atender las

necesidades de refinación interna, para satisfacer el consumo nacional. Así, con los

Decretos 444 y 688 de 1967, el Ministerio de Minas determinaba tanto los volúmenes de

producción, que debían vender los explotadores del crudo para satisfacer la refinación

interna; como los precios de los mismos.

Inicialmente, en desarrollo del contrato de concesión; los crudos explotados, se compraban

a precios por debajo del 53% de precios internacionales. Más tarde, con el desarrollo del

contrato de asociación suscrito por Ecopetrol; se expidieron dos Resoluciones que

determinaban los precios de los crudos, ahora explotados bajo este nuevo esquema. La

Resolución 50 de 1976, de la extinguida Comisión de Precios del Petróleo y Gas Natural,

tomando como base el precio internacional de exportación de los respectivos crudos, en

términos CIF puerto colombiano, modificada a su turno por la 60 de 1986 del Ministerio de

Minas y Energía y la 13 de 1992 de la Comisión Nacional de Energía, determinaron el

precio para los casos de refinación interna, pero bajo la modalidad de FOB.

La Resolución 60 de 1986, adoptó un nuevo criterio, en cuanto a la política de precios

existente en el país. En esta oportunidad, se fijaron los precios internacionales FOB puerto

de embarque, teniendo en cuenta petróleos provenientes tanto del hemisferio occidental,

como del norte de África. El anterior proceso, ha ido acompañado de diferentes fases en el

comportamiento de la producción nacional, y junto al descubrimiento de otros dos

importantes campos, el de Caño Limón en 1983, y el de Cusiana Cupiagua en 1990;

Colombia volvió a sus épocas de autosuficiencia y se ha mantenido como país exportador

de crudo.

15

Sin embargo, el contrato de asociación, finalmente también tuvo un ciclo de vigencia

determinado. Después de un largo tiempo de aplicación, como modalidad contractual para

la explotación petrolera en el país; el esquema vigente desde 1974, llegó a su fin en el año

de 2003. Con la expedición del Decreto Ley 1760, se fusionó de la Empresa Colombiana de

Petróleos “Ecopetrol”, para dar paso a la nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos; una

unidad administrativa, adscrita al Ministerio de Minas. De empresa industrial y comercial

del Estado, que actuaba como empresario y al mismo tiempo, regulador del sector; pasó a

ser una compañía por acciones, de propiedad del Estado, pero que en adelante sólo actuará

como empresario.

Así, mientras que la recién creada “Ecopetrol S.A” se encargará de las labores de

explotación, producción, refinación, transporte y comercialización del crudo; la Agencia

Nacional de Hidrocarburos será la encargada de administrar el sector, y fijar políticas y

directrices para el mismo. Aunque aún no hay modalidades contractuales lo suficientemente

definidas, con la expedición del mencionado decreto; se derogó a su vez, el Decreto 2310

de 1974 bajo el cual se abolía la concesión. En ese sentido, se plantea la posibilidad de

volver a ese esquema; o aplicar cualquier otro. De todas formas, la modalidad contractual a

adoptar, obedece al contrato diseñado para tales fines, por la Agencia Nacional de

Hidrocarburos; y que hasta ahora, parece erigirse como un contrato estatal especial con

régimen propio, que encuadra dentro de la concepción del antiguo contrato de concesión,

pero con ciertas variaciones.

Con la entrada en vigor de este nuevo régimen contractual, también se modificó el esquema

de precios seguido desde 1986. Con la Resolución 18-1709 del Ministerio de Minas y

Energía, expedida en el año de 2003; se estableció que el petróleo crudo de producción

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nacional, que se destine a la refinación para el abastecimiento interno; se pagará tomando

como base, el precio internacional de exportación de crudos en términos FOB puerto

colombiano, con aplicación de un Precio Internacional de Referencia.

De esta manera, todos los contratos deberán incluir expresamente, cláusulas relativas al

precio de los crudos; para así poder atender las necesidades de refinación en el

abastecimiento interno. Dichos precios, deberán estar acorde con la determinación que de

los mismos se haga, en la Resolución del Ministerio de Minas y Energía. Actualmente, en

la nueva minuta de la ANH, se deja abierta la posibilidad de modificación de esta

resolución; pues fuera de los precios determinados por las Resoluciones, se da la

posibilidad de ejercer la misma actividad, en cualquier disposición legal o reglamentaria,

que la modifique o la sustituya.

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3. EL CONTRATO DE CONCESIÓN

3.1 Origen del Contrato

El contrato de concesión, fue la primera y la más prolongada etapa contractual, en la

historia de la explotación de hidrocarburos en el país. Este contrato, de carácter estatal,

permite que la autoridad pública, “delegue” una operación de infraestructura o de servicio

público al sector privado8. En materia de hidrocarburos, la celebración de este contrato para

la explotación de la industria petrolera; tiene antecedentes a comienzos de 1900, más

específicamente en 1901, con la concesión D´Arcy; entre el Gobierno Persa, y la Anglo

Persian Oil Company. A ella, le siguieron diferentes concesiones en Irak (1925) y Arabia

Saudita (1933); y en el continente suramericano, sus orígenes se remontan a México (1908)

y Venezuela.

Colombia por su parte, con el otorgamiento de la Concesión de Barco y posteriormente la

De Mares en 1905; inició la aplicación de este régimen contractual, que se prolongaría

hasta 1974, año en el que con el Decreto Legislativo 2310, se declaró su abolición. Sin

embargo y pese a lo anterior, es necesario tener en cuenta que actualmente, hoy existen

algunos de estos contratos vigentes, tal es el caso de las concesiones de Tello y Yalea.

8 BEZANCON, JAVIER. El contrato de concesión: Un marco integrador.

18

3.2 Antecedentes

A partir de su surgimiento, el contenido del contrato, ha respondido a dos tipos de

concepciones. Bajo el concepto antiguo de concesión, se otorgaban extensas zonas por

parte del Gobierno a una compañía extranjera; para que ejerciera los derechos de

exploración y explotación, de manera exclusiva. El término del contrato era muy largo y la

principal figura financiera que se estipulaba como contraprestación para el Estado, era el

pago de regalías; que en esa época, se fijaba en cantidades determinadas de oro por barriles

de petróleo. El concepto moderno por su parte, aunque conserva los elementos esenciales

del contrato; modifica el sistema, de tal forma que se maximicen los beneficios y controles

por parte del Estado, a las compañías concesionarias.

3.3 Naturaleza Jurídica

En términos generales, y aunque actualmente no existe controversia acerca de la naturaleza

contractual de la figura de la concesión; inicialmente se cuestionó sobre si realmente se

trataba de un acto administrativo reglado, revocable y modificable unilateralmente; o de un

contrato, que obligaba a las partes por igual y que sólo era modificable por mutuo acuerdo.

Lo anterior, obedeciendo a las diferentes tradiciones jurídicas que, en determinado

momento, establecían cual de las dos opciones, era la que se aplicaba en determinado país.

Mientras que para el sistema jurídico continental, la concesión era un acto unilateral que

producía derechos y obligaciones de derecho público, y que en esencia sometía al

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concesionario a un régimen objetivo e impersonal; para el sistema del common law, se

trataba de una categoría especial de contrato, cuyas partes eran el Estado y el concesionario,

siendo este último quien asumía la sustancia del mismo. Finalmente, tanto los sistemas de

inspiración francesa, como los de anglosajona; llegan a la conclusión, que la concesión es

un acto de carácter mixto, donde se aplican estipulaciones tanto reglamentarias (dadas por

la ley y no por voluntad de las partes); como contractuales (regulaciones convencionales,

no impuestas unilateralmente).

En Colombia, la concesión siempre se ha entendido como un contrato administrativo sujeto

al derecho público; por medio del cual el Gobierno otorga al inversionista, un privilegio

para explotar los recursos naturales pertenecientes a la Nación; y obligándose este último, a

pagar una regalía como contraprestación. A su vez, incluye cláusulas exorbitantes, tales

como la caducidad y las controversias que ellos suscitan, se someten a la jurisdicción

contenciosa-administrativa. Para el doctor José María Córdoba, “(...) aunque formalmente

es un contrato, constituye un acto administrativo complejo dentro del cual caben cláusulas

eminentemente contractuales, reguladoras de las prestaciones económicas de las partes,

como cláusulas reglamentarias (...)”9

El tratamiento jurídico del contrato de concesión en el país, siempre ha girado en torno a su

naturaleza eminentemente estatal. Al respecto, la Jurisprudencia ha llegado a definirlo

como “(...) aquellos que celebran las entidades estatales con el objeto de otorgar a una

persona llamada concesionario, la prestación, operación, explotación, organización o

9 Sistemas de Contratación Petrolera y Mercado del Crudo. Temas Energéticos. Departamento Información y Prensa, Ecopetrol.

20

gestión, total o parcial, de un servicio público, o la construcción, explotación o

conservación de una obra o bien destinados al servicio o uso público, así como aquellas

actividades necesarias para la adecuada prestación o funcionamiento de la obra o servicio

por cuenta y riesgo del concesionario y bajo la vigilancia y control de la entidad

contratante, a cambio de una remuneración que puede consistir en derechos, tarifas, tasas,

valoración, o en la participación que se le otorgue en la explotación del bien, o en una

suma periódica, única o porcentual y en general, en cualquier otra modalidad de

contraprestación que las partes acuerden”10.

3.4 Definición

El contrato de concesión, cuya legislación aplicable se encontraba principalmente en el

Código de Petróleos, El Decreto 1056 de 1953, la Ley 10 de 1961 y el Decreto 1348 del

mismo año; debía someterse a una serie de trámites y etapas para su posterior ejecución.

Previamente a la suscripción del mismo, por parte del Gobierno y el concesionario; requería

para su validez, la aprobación del Presidente de la República, oído el dictamen del Consejo

Nacional de Petróleos. Lo anterior, con previo concepto del Consejo de Ministros, y la

declaración del Consejo de Estado, que efectivamente, el contrato se ajustaba a las

disposiciones legales y normativas pertinentes. Una vez surtido el proceso, el contrato se

comenzaba a ejecutar y finalizaba con la elevación del mismo a escritura pública.

10 Corte Constitucional. Sentencia C-250 de 1996. M.P: Hernando Herrera Vergara.

21

El objeto del contrato, consistía entonces en que el Gobierno concedía al contratista, el

derecho de explorar y explotar el crudo nacional, ubicado en la zona especificada para tal

efecto.

3.5 Partes del Contrato

Así, el Estado al ser el propietario del petróleo que se encontraba en el país, ejercía su

autoridad y su derecho sobre el mismo, concediendo la facultad de explorarlo y explotarlo.

Dicha facultad, se otorgaba a un concesionario, que en los términos del artículo 21 del

Decreto 1056 de 1953; podía ser una persona natural o jurídica.

3.6 Términos Contractuales

3.6.1 Obligaciones del Concesionario

Con la firma del contrato por parte del concesionario, nacían para éste; diferentes tipos de

obligaciones. Dentro de ellas, se encontraban las de tipo pecuniario, que se relacionaban

con el aspecto financiero del contrato, y que eran básicamente tres. La primera, tenía que

ver con el monto que por concepto de regalías; debía pagar a la Nación, en especie o en

dinero. La segunda, el pago de determinado rubro, esta vez en dinero, por concepto de

canon superficiario por hectárea contratada; y la tercera, la obligación de constituir una

garantía de cumplimiento de sus obligaciones al momento de firmar el contrato y que debía

mantenerse por la duración del mismo.

22

En primer lugar, el monto a pagar por concepto de regalías, se encontraba regulado por el

artículo 13 de la Ley 10ª de 1961. Si se trataba de zonas situadas al Este y Sureste de la

cima de la Cordillera Oriental, la regalía era del once y medio por ciento (11½%) del

producto bruto explotado; por su parte, en el resto del territorio nacional, la regalía era del

catorce y medio por ciento (14½%) del producto bruto explotado. Otra de las obligaciones

que tenía que ver con este concepto, era el de ofrecer en venta según el artículo 215 del

Decreto 1056 de 1953, una cantidad de petróleo que sumada a la regalía no excediera

durante cualquier mes del cincuenta por ciento (50%) de la producción en dicho contrato,

cuando las regalías que se otorgaran en especie no fueran suficientes para abastecer el

consumo interno.

Por su parte, el monto del canon superficiario, se encontraba regulado en el inciso 5º del

artículo 9º de la Ley 10ª de 1961. Para las zonas del Este y Sureste de la Cima de la

Cordillera Oriental, en el primer y segundo año debía cancelarse la suma de diez centavos

de dólar (US$0.10), en el tercero la suma de veinte centavos de dólar (US$ 0.20), en el

cuarto de treinta centavos de dólar (US$0.30), en el quinto de cincuenta centavos de dólar

(US$0.50) y a partir del sexto año la suma a cancelar era un dólar (US$1.00) por hectárea.

Ahora, si la concesión se realizaba en el resto del territorio nacional, se debía cancelar la

suma de veinte centavos de dólar (US$0.20) en el primer año, de sesenta centavos de dólar

(US$0.60) en el segundo año, de un dólar (US$1.00) en el tercero, de dos dólares

(US$2.00) en el cuarto y de tres dólares (US$3.00) en el quinto y sexto años.

3.6.2 El Manejo del Área Contratada

23

Dentro del resto de obligaciones que nacían para el concesionario, se encontraban las

relacionadas con el área contratada. Una de ellas era la devolución al Gobierno, de una

extensión igual a la mitad del área contratada, a realizarse en la primera anualidad del

período de explotación, según el artículo 10º de la Ley 10ª de 1961. Dichas áreas, quedaban

en poder del Gobierno, para disponer de su contratación nuevamente. La otra, tenía que ver

con la demarcación de los límites del área contratada, presentando un plano de la misma, al

Ministerio de Minas y Petróleos.

3.6.3 Actividades de Exploración y Explotación

Los términos contractuales de exploración y explotación, determinaban los topes de área

contratada, y la duración en la que debía realizarse cada una de dichas actividades. La

extensión del área contratada durante la exploración, estaba definida en el artículo 6 de la

Ley 10 de 1961; y oscilaba entre 3000 hectáreas como mínimo y 25000 como máximo,

excepto en las áreas del este o sureste de la cima de la Cordillera Oriental, en la que se

podía contratar, hasta por 100000 hectáreas. Los períodos de duración del contrato, eran

prorrogables por un término igual al que contaban; con excepción del área mencionada, en

la que podía prorrogarse por un término mayor.

3.7 Terminación del Contrato

24

La terminación de este tipo de contratos, podía darse por diferentes motivos. De un lado, se

encontraban las circunstancias inherentes tanto a los contratantes como a las estipulaciones

del contrato mismo; y por otro, las relativas a la declaratoria de caducidad por parte del

Gobierno. Dentro de las primeras causales, se encontraban entre otras, la renuncia y el

vencimiento de términos; y dentro de las segundas, las señaladas expresamente por Ley, en

este caso, por el artículo 68 del Decreto 1056 de 1953.

Entendiendo la caducidad, como la posibilidad de decretar la terminación unilateral del

contrato por parte del Gobierno; entre las causales se encontraban: el no pago de regalías,

no iniciar la actividad exploratoria en el término convenido, o el desconocimiento del

derecho preferencial del Gobierno. Así mismo, el traspaso del contrato a otra compañía, sin

previa autorización del Gobierno, daba lugar a la declaratoria de caducidad; pues aunque

los traspasos podían ser totales o parciales, siempre requerían la aprobación del Gobierno,

y con ello nacía la responsabilidad solidaria de las compañías, por las obligaciones

contraídas.

3.8 Participación Estatal

Con las condiciones expuestas, podría afirmarse que bajo este contrato, la participación del

Estado era mínima. El concesionario contaba con la suficiente autonomía, para adelantar y

ejecutar los programas de exploración y explotación; mientras el Gobierno, no participaba

ni en su desarrollo, ni en la elaboración de presupuestos. Su papel, se limitaba a revisar el

informe que la compañía debía presentar ante el Ministerio de Minas y Petróleo, sobre los

trabajos realizados. En general, una de las pocas condiciones que se le imponían al

25

concesionario durante la ejecución del contrato; era la prohibición de restringir la

producción a menos de la cuarta parte de la capacidad de los pozos sin permiso del

Gobierno (Art. 27, D 1056/53); y realizar una inversión anual mínima por hectárea, durante

la explotación.

3.9 Solución de Controversias

Finalmente, terminado el contrato, empezaba a operar la figura de la reversión, reflejada en

el artículo 33 del Código de Petróleos. Esta, consistía en que al término del mismo; el

concesionario debía dejar en las mejores condiciones todo lo relacionado con la actividad,

pues los bienes inmuebles pasarían gratuitamente, a la Nación. Dentro de ello, llegaron a

incluirse además, los bienes expropiados y las servidumbres. Para el caso de los bienes

muebles, el procedimiento a seguir, tenía que ver que si las partes no se ponían de acuerdo,

se efectuaba un peritazgo, que fijaría el precio de los mismos; y acto seguido, este debía

venderse al Gobierno. Si el contratista no retiraba los bienes muebles de la concesión

durante el año siguiente a la terminación del contrato, pasarían de forma gratuita a la

Nación a título de reversión.

Como era de esperarse, las discusiones acerca del traspaso a la Nación de los diferentes

tipos de bienes, no se hizo esperar. Al respecto, se determinaron diferentes procedimientos

y son notables, algunas de las decisiones al respecto. Por un lado, para determinar el tipo de

bien que se encontrara en duda, se nombraba un perito, quien a la luz del Código Civil,

hacía la distinción. Por otro lado, se presentó un problema en la definición y determinación

de los bienes inmuebles y cuándo los muebles se convierten en inmuebles por destinación.

26

Al respecto se encuentra el caso de la Esso Colombiana Limited y el Gobierno Nacional, en

el proceso de reversión conjunta de las concesiones “El Limón”, “El Roble” y “El

Conchal”.

En dicho caso, las partes no se pusieron de acuerdo, sobre la naturaleza jurídica de los

materiales, repuestos que se encontraban en las bodegas, y sobre el taladro de perforación y

completamiento de pozos. Finalmente, y con el dictamen pericial rendido por los Doctores

Carlos Holguín Holguín (QEPD) y Carlos Lleras de la Fuente, el 3 de noviembre de 1992 y

aclarado el 18 de febrero de 1993; se determinó que el taladro de perforación para el

completamiento de pozos y los bienes de las bodegas que se encontraban comprendidos en

la columna de cantidad de emergencia o “STOCK SEG” eran bienes inmuebles por

destinación, por ser considerados elementos mínimos, de la normal operación y

funcionamiento de la concesión. Los demás materiales y repuestos de las bodegas, se

consideraron como muebles.

La normatividad que rige la figura, está compuesta por los artículos 33, 171 y 172 del

Código de Petróleos. En ellos, se consagra respectivamente: La obligación del contratista

de dejar en perfecto estado la producción de los pozos, las construcciones y demás

propiedades inmuebles; el término de noventa (90) días que tiene el Gobierno para declarar

al contratista su voluntad de comprarle los bienes muebles al finalizar el contrato; y el

derecho a adquirir gratuitamente la propiedad de los bienes muebles que no hubiera

comprado y que al año siguiente de terminada la concesión no hubieran sido retirados por

el contratista.

27

Ahora, con el Decreto 2310 de 1974 que abolió la concesión; y posteriormente, el 1760 de

2003 que creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, se determinó que la facultad de

suscribir contratos de exploración y explotación de hidrocarburos se encuentra en cabeza de

la misma, y de ahí, que una de sus funciones, sea la de administrar y disponer de los bienes

que pasen al Estado por la terminación de los nuevos contratos o por reversión de

concesiones vigentes. Así, una vez se surta la reversión de concesiones como la de Tello y

Yalea, la única entidad competente para administrar esos campos; será la Agencia Nacional

de Hidrocarburos, que a su vez, podrá suscribir cualquier clase de contrato, de conformidad

con el artículo 5 del decreto 1760 de 2003.

28

4. EL CONTRATO DE ASOCIACIÓN

4.1 Origen del Contrato

Con la Ley 20 de 1969, derogada casi en su totalidad por el D 2655 de 1988; se

establecieron los principios fundamentales bajo los cuales, se desarrollaría esta nueva

modalidad contractual en el país. Mientras en su artículo 1° establecía la propiedad de la

Nación sobre las Minas encontradas en territorio nacional; en su artículo 12 consagraba la

facultad del Gobierno Nacional, de declarar reserva nacional, cualquier área petrolífera; sin

necesidad de sujetarse al régimen de licitación y contratación para adjudicársela a

Ecopetrol.

Dichos cambios, introducidos por la Ley en mención; se convertirían en la base y servirían

de fundamento para confirmar, más adelante, los principios históricos en materia de

propiedad del subsuelo nacional. Principios que, están consagrados tanto en el artículo 202

de la Constitución Política de 1886, como en el artículo 332 de la Carta Política de 1991;

donde se reafirmaba que el Estado, como propietario del subsuelo y los recursos naturales

29

de la Nación, podía otorgar derechos sobre cualquier mina, teniendo como única finalidad,

su aprovechamiento económico.

Más adelante, y con la expedición del Decreto Ley 2310 de 1974, que abolió el sistema de

concesión, se da paso a la adopción de nuevas alternativas de contratación. El artículo 1°

del mismo, consagra: “ con la excepción de los contratos de concesión vigentes en la fecha

de expedición del presente Decreto, la exploración y explotación de hidrocarburos de

propiedad nacional, estará a cambio de la Empresa Colombiana de Petróleos, la cual

podrá llevar a efecto dichas actividades, directamente o por medio de asociación,

operación, de servicios o de cualquier otra naturaleza, distintos de los de concesión,

celebrados con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras.” De esta manera,

se introduce el contrato de asociación como nueva modalidad contractual, que modificaría

finalmente, las bases legales de la contratación petrolera desarrollada hasta el momento en

Colombia.

El contrato de asociación, que finalmente es una mezcla entre el contrato de Joint Venture

y el contrato de Production Sharing; se utilizaría como la nueva forma mixta de

explotación, en la que el Estado participa a través de Ecopetrol, quien es el que suscribe los

contratos con los particulares, en su gran mayoría, inversionistas extranjeros.

4.2 Antecedentes

Antes de la expedición de la Ley 20 de 1969, durante los años cincuenta; Ecopetrol ensayó

la suscripción de tres contratos que, podrían ser considerados como contratos de

30

asociación. Los contratos Benedum, el de la Forest y el de la Cities Services fueron los

primeros intentos de una modalidad contractual diferente a la que hasta el momento se

había realizado. Mientras que los dos primeros no llegaron a ejecutarse, el último fue

firmado y en esencia obedece al contrato de asociación estándar, excepto por la inclusión

de algunas cláusulas que en los nuevos contratos de asociación, no aparecen.

Ahora, durante el período comprendido entre la expedición de la Ley 20 de 1969 y el

Decreto Ley 2310 de 1974; subsisten en el país, ambos regímenes de contratación. Después

de la expedición de la Ley 20, el Gobierno le adjudica a Ecopetrol nuevas áreas de

contratación mediante esta nueva figura contractual. Entre 1971 y 1974, se suscriben

diferentes contratos de asociación, algunos de los cuales se encuentran vigentes y otros,

que finalmente se convirtieron al régimen de asociación establecido en el Decreto 2310 de

1974. Como se mencionó anteriormente, con la expedición de este último, se entrega a

Ecopetrol la actividad petrolífera y a su vez, la discrecionalidad contractual para

desarrollarla. Así, y abolida la concesión para esta época, la asociación como modalidad

contractual, se generaliza.

4.3 Definición

Aunque el Decreto 2310 de 1974 establece y autoriza la Asociación como nueva

modalidad contractual, no describe el contrato y mucho menos, lo reglamenta. De esta

manera, el contrato de asociación se convierte en un contrato atípico, sui generis, que por sí

mismo, regula las relaciones entre las partes y establece los parámetros a seguir en las

31

actividades de exploración y explotación. A su vez, es un contrato aleatorio, oneroso y

conmutativo.

El contrato estándar de asociación, es un acuerdo de voluntades cuyo objeto principal, es

adelantar la exploración del área contratada y la explotación del petróleo que se encuentre

en la misma. El riesgo inicial es asumido totalmente por el asociado, y declarada la

comercialidad del campo; se crea una cuenta conjunta entre las partes, naciendo así, el

contrato de asociación a la vida jurídica.

4.4 El Contrato de Asociación y Otras Figuras Jurídicas

El contrato de asociación en sí mismo considerado, es una categoría jurídica distinta a otras

formas asociativas, presentes en el ordenamiento colombiano. El contrato de asociación, no

puede asimilarse a figuras tales como las sociedades civiles, comerciales o de hecho; pues

no cuenta con el atributo de la personería jurídica, y por lo mismo, no hay nombre ni razón

social. Al no existir ningún tipo de sociedad, simplemente se ubica en el ámbito de una

relación contractual.

El contrato de asociación, encuentra su fuente más próxima en la costumbre mercantil. Al

ser un acuerdo de voluntades, para regular una relación jurídica patrimonial; encuentra una

naturaleza parecida a la del contrato de cuentas en participación, de carácter comercial. En

virtud de este contrato, dos o más personas que tienen la calidad de comerciantes, toman

interés en una o varias operaciones mercantiles determinadas que deberá ejecutar una de

32

ellas en su sólo nombre y bajo su responsabilidad personal, con cargo a rendir cuentas y

dividir con sus partícipes las ganancias o pérdidas, en la proporción convenida11.

Sin embargo, en el contrato de asociación no existe una responsabilidad exclusiva para una

sola de las partes, ni tampoco una que participe de forma más visible y activa que la otra. A

diferencia del contrato de cuentas en participación, en el contrato de asociación a la hora de

determinar la responsabilidad frente a terceros; el operador no es dueño del negocio, como

si ocurre en el primero. Además, mientras que en la legislación mercantil, se da al contrato

de cuentas en participación, un carácter ocasional y pasajero; el contrato de asociación si

tiene como características fundamentales la estabilidad y permanencia del mismo.


El Decreto 743 de 1975, reglamentario del 2310 de 1974, estableció que los contratos de

asociación, eran contratos sujetos al Derecho privado, a excepción de aquellos que

contaban con cláusulas de caducidad. La inspección, vigilancia y control técnico de la

exploración y explotación, le correspondía entonces al Ministerio de Minas y Energía.

La naturaleza jurídica del contrato de asociación, y las normas que a él resultan aplicables;

ha sido ampliamente discutida y en ella, se destacan principalmente, dos corrientes. La

primera de ellas, afirma que la inserción de una cláusula de caducidad en el contrato, lo

ubica en la categoría de contratos de derecho administrativo y por lo tanto, se encuentra

11 Sistemas de Contratación Petrolera y Mercado del Crudo. Temas Energéticos. Departamento Información y Prensa, Ecopetrol.

33

sujeto a normas de derecho público. La anterior afirmación, encuentra su respaldo legal en

el Código de Petróleos, (artículo 4°.) según el cual, la industria petrolera es una actividad de

utilidad pública, y por lo mismo, se trata de la prestación de un servicio público. La

segunda corriente afirma, por su parte, que Ecopetrol como empresa industrial y comercial

del Estado, actúa dentro del ámbito privado, y por lo mismo, el contrato de asociación que

suscribe es un contrato de derecho privado, sujeto esta vez a la Jurisdicción Civil.

Esta última posición, ha recibido mayor aceptación y respaldo dentro de un ámbito bastante

amplio de la jurisprudencia y la doctrina; ya que se llega a afirmar que la intención del

ejecutivo en 1974, fue precisamente agilizar la celebración y ejecución de este tipo de

contratos; que como se mencionó anteriormente en este escrito, representaban excesivos y

lentos trámites para su ejecución. De ahí, que se haya decidido sacar de la órbita del

derecho administrativo el sistema contractual que regía para la industria en ese momento; y

crear un sistema más ágil, con condiciones y términos que nacieran a partir de la libre

voluntad de las partes. Lo anterior, con fundamento a su vez en la Ley 80 de 1993, Estatuto

General de la Contratación Administrativa, que en su artículo 76, establece expresamente la

excepción de su aplicación, para este tipo de contratos12.

12 El artículo 76 de la Ley 80 de 1993, sostiene: “Artículo 76. De los contratos de exploración y explotación de los recursos naturales. Los contratos de exploración y explotación de recursos naturales renovables y no renovables, así como los concernientes a la comercialización y demás actividades comerciales e industriales propias de las entidades estatales a las que correspondan las competencias para estos asuntos, continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable. Las entidades estatales dedicadas a dichas actividades determinarán en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que podrán pactarse, las cuantías y los trámites a que deben sujetarse” (Resaltado fuera del texto)

34

Precisamente, vale la pena recordar el pronunciamiento del Consejo de Estado al

respecto13, cuando declara la nulidad de los Decretos 2782 de 1989 y 1093 de 1990; por

exceso de potestad reglamentaria, al establecer modificaciones en cuanto a las obligaciones

de las partes, en el contrato de concesión. Con el argumento que este tipo de contratación,

está basada en la autonomía de la voluntad y que por lo mismo, no es posible reglamentar

obligaciones legales, que solo pueden nacer del libre acuerdo de los contratantes; el Alto

Tribunal termina por afirmar, que la libertad contractual no puede ser restringida por

cualquier otro mecanismo, que no tenga la misma fuerza del Decreto 2310 de 1974, pieza

legal de donde surgen tales atribuciones.

4.6 Régimen de Transición

Al entrar en vigencia el Decreto 2310 de 1974, que abolió el sistema de concesión,

existían varias propuestas y contratos en trámite; por lo que fue necesario establecer qué

pasaría con los mismos.

Existían desde propuestas admitidas, hasta contratos firmados; que no habían sido

perfeccionados, por faltar alguno de los requisitos consagrados en el artículo 72 del

Decreto Legislativo 1056 de 1953. Entre los que se encontraban: la falta de la

declaración hecha por el Consejo de Estado estableciendo que el contrato se ajustaba a

las disposiciones legales, el concepto favorable del Consejo de Ministros, el dictamen

del Consejo Nacional de Petróleos y la aprobación del Presidente de la República.

13 Consejo de Estado. Sección Tercera. Sentencia de Febrero 3 de 1994.

35

Frente a lo anterior, el Ministerio de Minas y Energía consultó al Consejo de Estado lo

que debía pasar con estas propuestas, ante lo cual, la Sala de Negocios Generales del

Consejo de Estado determinó, que al prohibir expresamente el Decreto 2310 de 1974 en

su artículo 1º la celebración de contratos de concesión; no era posible continuar la

tramitación de los que no habían sido perfeccionados antes de entrar en vigencia dicho

Decreto, es decir, el 28 de octubre de 1974.

El argumento central de la decisión, giraba en torno a que no se podía permitir la

ultractividad de la ley para situaciones no constituidas antes de su entrada en vigencia,

solo se permite para los contratos que ya habían sido perfeccionados, de tal forma que

no se violaran los derechos adquiridos. Siguiendo esta lógica, quedaba entonces claro

que las propuestas o los contratos en espera del perfeccionamiento, debían terminarse en

la fecha de expedición del Decreto.

La solución legal a esta situación, se encuentra consagrada en el artículo 2º del Decreto

Legislativo 2310 de 1974; donde se establece la preferencia que tienen los titulares de

propuestas en trámite para contratar con Ecopetrol bajo cualquiera de las nuevas

modalidades permitidas; siempre y cuando no existieran terceros con mejores

condiciones. Para ejercer el derecho de preferencia, el titular tenía tres (3) meses

contados a partir de la fecha en que la empresa manifestara su intención de celebrar el

contrato, perdiendo este derecho de forma definitiva sino lo ejercía en el mencionado

término.

36


En el contrato de asociación participa por un lado, la Empresa Colombiana de Petróleos

Ecopetrol y un particular que por lo general, es un inversionista extranjero. Su

celebración siempre se realizaba con dicha empresa, pues el Decreto 2310 de 1974 así lo

estableció, para el caso de la exploración y explotación de hidrocarburos.

Como se mencionó anteriormente, en el contrato de asociación no se forma una nueva

persona jurídica; las partes tienen interés en una misma operación, solo que en la etapa

de exploración, el Asociado es el responsable ante terceros, realizando trabajos por su

cuenta y riesgo y a nombre propio.


4.8.1 El Operador del Campo

El operador, “Es la persona designada por las partes para que, por cuenta de éstas, lleve a

término directamente las operaciones necesarias para explorar y explotar los hidrocarburos

que se encuentren en el Área Contratada”14.

En la mayoría de los contratos, las partes acuerdan que el Asociado es quien hace las veces

de Operador, quien tiene el control de todas las actividades necesarias para llevar a cabo la

14 Modelo de Contrato de Asociación entre Ecopetrol y un Asociado, cláusula cuarta, numeral 4.24.

37

explotación de los hidrocarburos en el campo comercial. No obstante lo anterior, es

necesario dejar claro que el Operador es una entidad distinta de las partes que debe realizar

todas las actividades con sus propios medios, con libertad y autonomía técnica y directiva.

El Operador puede renunciar en cualquier momento notificando a las partes por escrito por

lo menos seis (6) meses antes de querer hacer efectiva su renuncia, para lo cual, el Comité

Ejecutivo debe nombrar el nuevo Operador con el cual las partes deben celebrar el

correspondiente Contrato.

4.8.2 Retribución Económica / Distribución de la Producción

El contrato de asociación estándar, que se llevó a cabo entre los años de 1974 y 1989,

distribuía la producción de manera independiente al tamaño de los yacimientos. El asociado

se obligaba a pagar a la Nación, un 20% de regalías sobre la producción fiscalizada,

entregada en el campo de producción. Deducida la regalía, el resto del crudo era distribuido

50-50 entre ambas partes. En 1989, el Gobierno interviene en el contrato de asociación, y

opta por cambiar el esquema de distribución de la producción vigente hasta el momento.

Con el Decreto 2782 de 1989, se crea la llamada distribución de “producción escalonada”,

según la cual a mayor producción, mayor participación del Estado en la distribución de la

misma; sin modificar el rubro destinado desde el principio a las regalías. Más adelante

hacia 1994, esta distribución es reemplazada por el llamado “Factor R”, es decir, el Factor

de Rentabilidad, según el cual, se tiene en cuenta tanto la magnitud de la producción como

los gastos de exploración y explotación.

38

R = ______IA______

ID + A – B + GO

En la anterior fórmula “IA” son los ingresos acumulados del Asociado, “ID” son las

inversiones de desarrollo acumuladas, “A” son los costos directos de exploración en que

incurrió el Asociado, “B” es el reembolso acumulado de los costos directos de

exploración y “GO” son los gastos de operación acumulados.

Para el caso de un Contrato de Asociación suscrito en 1999 o antes, la tabla para aplicar

el Factor R era la siguiente15:

FACTOR R DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DESPUÉS DE REGALÍAS (%)

ASOCIADO ECOPETROL

0.0-1.0 50 50

1.0-2.0 50/R 100-50/R

2.0 o más 25 75

15 Modelo de Contrato de Asociación de 1999.

39

Para el caso de un Contrato de Asociación reciente, la tabla para aplicar el Factor R es la

siguiente16:

FACTOR R DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DESPUÉS DE REGALÍAS (%)

ASOCIADO ECOPETROL

0.0-1.5 100 0

1.5-2.5 197.5-(65R) 100-[197.5-(65R)]

2.5 o más 35 65

Para efectos de la tablas anteriores, el factor R se define como la relación de los ingresos

acumulados sobre los egresos acumulados correspondientes a la Asociada para cada campo

comercial en los siguientes términos:

La distribución de la producción con base en el Factor R comienza a aplicarse a partir del

primer día del tercer mes después de aquel en que la producción acumulada de cada campo

comercial alcance la cantidad de sesenta (60) millones de barriles de hidrocarburos

líquidos.

La distribución de producción resultante se aplica hasta el 30 de junio del siguiente año,

momento a partir del cual, la distribución de la producción con aplicación del factor R se

realiza para periodos de un año (de julio 1 a junio 30), sobre la liquidación de éste con base

16 Modelo de Contrato de Asociación de 2003.

40

en los valores acumulados al 31 de diciembre del año inmediatamente anterior de

conformidad con el cierre contable correspondiente.

Esta última fórmula del “Factor R”, resultó ser la intermedia entre los anteriores sistemas.

A diferencia del sistema propuesto por el Decreto 2782 de 1989, esto es, la “producción

escalonada”; en este sistema la distribución de la producción no se hace con base en la

magnitud del campo y sus reservas, sino en la rentabilidad del mismo. La fórmula entonces,

de “a mayor rentabilidad, mayor participación”; solo llega a aplicarse cuando la producción

acumulada del área contratada llega a sesenta millones de barriles.

De esta forma, también hubo un cambio en los porcentajes de crudo que finalmente debían

corresponderle a cada parte; pues se pasó de un 50% que en principio le correspondía a

cada una, a un 70% para el Asociado y un 30% para Ecopetrol. Además, la aplicación de

nuevos contratos de producción incremental; también incentivó la industria, al tener la

posibilidad de que con los mismos, se pactaran diferentes porcentajes de participación

sobre la producción.

Al respecto, un estudio realizado por la Asociación Colombiana de Petróleo en Octubre de

199417, arrojó las siguientes conclusiones sobre los tres sistemas de distribución de la

producción, aplicados por Ecopetrol a través del tiempo en los contratos de asociación:

1. El período de tiempo comprendido entre 1974 y 1989, en el que regía la distribución

del 50-50 entre Ecopetrol y la Asociada; resultó ser positiva para el inversionista, 17 Asociación Colombiana de Petróleo. “ Inversión exploratoria: Colombia frente al mundo”. Octubre, 1994.

41

pues durante este tiempo, se registró un aumento en la exploración y hubo

descubrimientos de grandes campos.

2. Con la expedición del Decreto 2782 de 1989, hasta el año de 1994, representó una

disminución de la tasa interna de retorno de las empresas; lo que se reflejó en una

disminución significativa del porcentaje de actividad de exploración.

3. Finalmente, de 1994 hasta el momento, con la aplicación del “Factor R”; se terminó

de atraer la inversión, al mismo tiempo que se mejoró representativamente la

rentabilidad de las empresas.


El artículo 1° del Decreto 2310 de 1974, establece que Ecopetrol tiene como función

adelantar dichas actividades, directamente o contratándolas con terceros. A su vez, el

Decreto 743 de 1975, establece entonces que Ecopetrol podrá adoptar las condiciones y los

términos del contrato, y determinar los modos de contratación que a su vez, deberán estar

debidamente reglamentados por la Junta Directiva de la empresa.

El período de exploración, al igual que en los contratos de concesión, tiene el propósito de

averiguar si el terreno contratado contiene petróleo en cantidades comercialmente

explotables. La extensión de la misma, es una de las cláusulas contractuales que varía; pues

no existe una extensión del área determinada. Aunque pueden encontrarse áreas que

42

coinciden con las consagradas para el contrato de concesión; hay ocasiones en que se

contrata sobre terrenos de más de un millón (1.000.000) de hectáreas.

El área contratada, consagrada en la cláusula tercera del contrato modelo de asociación,

tiene una denominación que determinan las partes. En el contrato debe determinarse en qué

jurisdicción se encuentra, así como debe anexarse un mapa de la misma (Anexo A del

Contrato).

El estado de áreas en Colombia se representa de forma gráfica en el Mapa de Tierras, en el

cual se muestran las que se encuentran tanto en exploración como explotación, así como las

que se encuentran disponibles para la celebración de nuevos contratos. El Mapa de Tierras

era manejado por Ecopetrol, pero actualmente es manejado por la ANH quien lo tiene a su

disposición. En este Mapa, el bloque de color amarillo es aquel que muestra las áreas que se

encuentran en exploración, el rojo se refiere a las áreas en las que se realizan trabajos de

explotación y el blanco muestra las áreas disponibles para contratación.

El período de esta etapa es inicialmente de 3 años, prorrogables por otros 3 más, siempre y

cuando el Asociado haya cumplido con sus obligaciones del año anterior. Así, la

exploración solo puede durar máximo seis (6) años contados a partir de la fecha efectiva,

que según el numeral 4.10 de la cláusula cuarta de los Contratos de Asociación celebrados

con Ecopetrol, es “el día en que venza el término de sesenta (60) días calendario contados

43

desde la fecha en que se firma el contrato, a partir de la cual se cuentan todos los plazos en

él pactados, sujetos a la validez del mismo contrato”18.

Sin embargo, existen tres excepciones para el término de la etapa de exploración,

contempladas en los numerales 9.3 y 9.8 de la cláusula novena, así como en la cláusula

34 del Contrato de Asociación celebrado con Ecopetrol.

La primera excepción se da cuando Ecopetrol no acepta la existencia del campo

comercial (aquél en el que esta empresa acepta que es capaz de producir hidrocarburos

en cantidad y calidad económicamente explotables en uno o mas objetivos de

producción definidos por la misma entidad19), caso en el cual puede indicar al Asociado

los trabajos adicionales que a su juicio resulten necesarios para demostrar dicha

existencia. No puede requerirse más de un (1) año para realizar estos trabajos, y en este

caso, el período de exploración se prorroga automáticamente por un tiempo igual al

convenido por las partes para ejecutar los trabajos adicionales solicitados por Ecopetrol.

La segunda de ellas consiste en que si al finalizar el periodo de exploración, el Asociado

ha perforado pozos de exploración que indican la posibilidad de que exista un campo

comercial, Ecopetrol, si el Asociado lo solicita, puede prorrogar el término de

exploración por el tiempo que considere necesario, el cual no puede exceder de un (1)

año, para que el Asociado pueda demostrar la existencia de dicho campo.

18 Modelo de Contrato de Asociación entre ECOPETROL y un Asociado, cláusula cuarta, numeral 4.10. 19 Modelo de Contrato de Asociación entre ECOPETROL y un Asociado, cláusula cuarta, numeral 4.3.

44

Finalmente, la tercera y última excepción se da cuando existe fuerza o mayor o caso

fortuito que impida continuar con los trabajos de exploración, cuya duración sea de más

de treinta (30) días consecutivos durante el período de seis (6) años de exploración, caso

en el cual este periodo es ampliado por el mismo tiempo que dure el impedimento.

Una vez finalizado el período de exploración, el área contratada deberá reducirse al 50%, 2

años más tarde al 25% y 2 años después, al campo comercial en producción. Además, inicia

la actividad de explotación, que tiene un período que puede variar entre 22 y 28 años como

tope máximo; iniciados a partir de la terminación del período de exploración.

Ahora, el inicio de la fase de explotación, sólo comienza con el reconocimiento por parte de

ambos contratantes, de la existencia de un campo comercial. La existencia del campo

comercial se determina “mediante la perforación por parte del asociado dentro del campo

comercial propuesto, de un número suficiente de pozos que permita definir razonablemente

el área y la comercialidad del campo”20.

Una vez el Asociado descubra un campo comercial debe informar este hecho por escrito a

Ecopetrol, quien tiene noventa (90) días para aceptar u objetar la existencia del mismo. Si

acepta, debe dar aviso al Asociado y entra a participar en el desarrollo del campo comercial

descubierto; reembolsando al Asociado el cincuenta por ciento (50%) de los costos directos

de exploración (hoy 30%, pues en los nuevos contratos la participación es 70% para el

Asociado y treinta 30 para Ecopetrol). Por el contrario, si no acepta, el Asociado tiene

derecho a ejecutar por su cuenta y riesgo los trabajos necesarios para la explotación del 20 LEJOUR DE MORENO, Op. cit., p. 166.

45

campo y a recuperar el costo de estos trabajos y los costos directos de exploración en que

haya incurrido.

Esta última modalidad se ha denominado “Solo Riesgo” y para llevarla a cabo, el Asociado

debe manifestarlo a más tardar dentro de los ciento veinte (120) días siguientes a la fecha

en que Ecopetrol comunicó la no aceptación de la existencia del campo comercial. Si no

ejerce el derecho, deberá devolver el área a Ecopetrol; pero si lo ejerce, tiene derecho a

reembolsarse hasta el doscientos por ciento (200%) del costo total de trabajos ejecutados

por su cuenta y riesgo para la explotación de los pozos de exploración que hayan resultado

productores y hasta el setenta por ciento (70%) de los costos directos de exploración que

haya llevado a cabo.

De esta manera, durante el período de exploración, los costos son asumidos en su totalidad

por el Asociado. Una vez aceptada la existencia del campo por parte de Ecopetrol, este

reembolsa el 50% de los costos directos21 de la exploración, sin intereses y en especie con

el crudo producido. El reembolso de este porcentaje, empezó a realizarse en 1995, y fue

introducido inicialmente al contrato, como un cambio para incentivar la inversión.

Anteriormente, dicho reembolso sólo se realizaba para aquellos pozos, que finalmente

resultaran siendo productores comerciales.

4.9 Participación Estatal

21 Por costos directos de exploración se entiende la sísmica, la perforación de pozos estratigráficos y de exploración, así como la localizaciones, terminación y equipamiento y pruebas de cada pozo, con sus líneas de flujo y separadores.

46

Como se trata de un contrato atípico, regido por la autonomía de la voluntad de las partes;

las obligaciones que en él se contraen, son pactadas de común acuerdo tanto para el período

de exploración como para el de explotación.

Con el inicio de la explotación, que se realiza cuando ambas partes aceptan la existencia de

un campo comercial; la propiedad sobre el mismo, queda dividida en un 50% que recae

sobre cada una de ellas. Desde ese momento, todos los rubros son cargados a una cuenta

conjunta, en la que quedan repartidos por partes iguales, todos los costos de desarrollo del

pozo. Según la modalidad contractual, los rubros se cargarán a la cuenta de la siguiente

forma: Si se trata de un contrato de distribución escalonada, los costos directos se cargan

proporcionalmente, y los indirectos 50% a cada uno; ahora, si se trata de un contrato bajo

“Factor R”, los costos tanto directos como indirectos, se cargan a las partes en igual

proporción a como se distribuya la producción.

Finalmente, un Comité Ejecutivo, es el encargado de supervisar y controlar tanto el

desarrollo de la explotación; como el manejo de la cuenta conjunta.

4.10 Traspasos

Los contratos de asociación podían cederse total o parcialmente, siempre y cuando tanto el

Ministerio de Minas y Energía como Ecopetrol, así lo autorizaran. Ahora, si se trataba de la

cesión de un contrato en la etapa de exploración, no se requería la aprobación conjunta,

sino simplemente la de Ecopetrol. De la misma forma, también se requería de autorización,

para introducir cambios en las relaciones contractuales.

47


En los contratos de asociación a diferencia de los contratos de concesión; no existe la figura

de la reversión al momento de su terminación, pero si la entrega gratuita de los bienes que

hacen parte de la Cuenta Conjunta. Esto último, solo tendrá lugar si ocurre alguna de las

causales establecidas legalmente o al momento de la terminación del contrato después de

17 años de explotación.

Entre las causales de terminación del contrato de asociación se encuentran: Vencimiento

del período exploratorio sin descubrirse la existencia de un campo comercial, vencimiento

del término de duración, voluntad del asociado que ha cumplido con sus obligaciones, y

terminación unilateral declarada por Ecopetrol en cualquier momento, antes de vencerse el

término de duración. Esta última, podrá tener lugar por disolución de la sociedad comercial,

por ceder el contrato sin el cumplimiento de los requisitos, por incapacidad financiera del

Asociado o finalmente, por el incumplimiento de obligaciones.

Una vez terminado el contrato, surge para el Asociado la obligación de dejar en producción

los pozos que a dicha fecha, sean productores. Además, deberá entregar gratuitamente a

Ecopetrol, las construcciones o inmuebles de la cuenta conjunta, las servidumbres y los

bienes adquiridos para el desarrollo del contrato, y los muebles después de 17 años de la

explotación y que, no hayan sido vendidos a precio comercial.

48


Las controversias surgidas con ocasión de la ejecución del contrato, deberán ser sometidas,

en los asuntos de derecho a la Rama Jurisdiccional del poder público; mientras que en los

asuntos de hecho o de carácter técnico, a la realización de un dictamen pericial.

5. LA CONTRATACIÓN DE LA ANH

5.1 Origen

El último sistema de contratación en materia de explotación de hidrocarburos en Colombia,

comenzó con la expedición del D 1760 de 2003, que creó la Agencia Nacional de

Hidrocarburos (ANH). Con este Decreto, la cabeza del sector que hasta el momento, había

recaído en la Empresa Colombiana de Petróleos “Ecopetrol”; dio un nuevo giro y aparte de

cambiar su naturaleza jurídica, situó en dicha posición, a una nueva entidad. Con la

49

expedición de este Decreto, utilizando facultades extraordinarias; se escindió Ecopetrol y

se creó la ANH, como una unidad administrativa, adscrita al Ministerio de Minas y

Energía, que se encargaría de la administración integral de las reservas de hidrocarburos de

propiedad de la Nación.

Hasta el año de 2003, la actividad tanto comercial como reguladora de la industria petrolera

en el país, recaía única y exclusivamente sobre Ecopetrol. Como empresa industrial y

comercial del Estado, su actividad oscilaba entre desempeñarse como empresario y al

mismo tiempo, regulador del sector. Con la creación de la ANH, se cambió el esquema, y

para cada una de las mencionadas actividades, se creó una determinada compañía. De ahora

en adelante Ecopetrol S.A., es una compañía pública por acciones, de propiedad del Estado,

actuará únicamente como empresario; mientras la ANH, sería la encargada de la función

regulativa.

En términos generales en esta nueva etapa, Ecopetrol S.A. tiene a su cargo las actividades

de producción, refinación, transporte y comercialización del crudo; y la ANH por su parte,

no tiene un carácter operativo, sino que simplemente fija las políticas y directrices

administrativas, para entregar ya sea a particulares o a Ecopetrol S.A, la exploración y

explotación de áreas petroleras.

5.2 Antecedentes

El Decreto 1760 de 2003, que escinde Ecopetrol y crea la ANH, fue expedido por el

Gobierno en uso de las facultades extraordinarias conferidas por el Congreso, por medio de

50

la Ley 790 de 2002, que en su artículo 16, estableció la posibilidad que tiene el Presidente

de “escindir entidades u organismos administrativos del orden nacional creados o

autorizados por la ley”22.

Un amplio sector de estudiosos del tema, consideraron en algún momento, la posible

inconstitucionalidad de algunos artículos del Decreto 1760 de 2003, pues aunque la Ley

790 de 2002 le había otorgado precisas facultades extraordinarias al Presidente de la

República; entre las mismas, no se encontraba la de fijar las condiciones para llevar a cabo

la explotación de los recursos naturales no renovables, como llegó a hacerlo el Presidente

con la ANH, a través del Decreto analizado.

El artículo 360 de la Constitución Política de Colombia, establece: “(...) la Ley determinará

las condiciones para la explotación de los recursos naturales no renovables, así como los

derechos de las entidades territoriales sobre los mismos”23. Con este artículo, parecería

claro que es al Legislativo al que le corresponde establecer dichas condiciones y no el

Ejecutivo vía Decreto. Ahora, aunque en gracia de discusión sería viable, por tratarse de un

Decreto con fuerza de Ley, lo cierto es que cuando el Presidente expide un Decreto de esta

naturaleza, lo hace bajo el ejercicio de unas facultades precisas y claras, que no dan cabida

22 REPÚBLICA DE COLOMBIA, CONGRESO DE LA REPÚBLICA, Ley 790 de 2002 “ por la cual se

expiden disposiciones para adelantar el programa de renovación de la administración pública y se otorgan

unas facultades extraordinarias al Presidente de la República”, diciembre 27 de 2002, artículo 16. En Diario

Oficial No. 45046 de diciembre 27 de 2002. 23 REPÚBLICA DE COLOMBIA, ASAMBLEA NACIONAL CONSTITUYENTE, Constitución Política,

1991, artículo 360. En Gaceta Constitucional No.116 de Julio 20 de 1991.

51

a salirse de las mismas y como se mencionó anteriormente, entre las facultades no se

encontraba la que señala el artículo 360 de la Constitución Nacional.

A pesar de lo anterior, el jueves 6 de mayo de 2004, la Corte Constitucional mediante

sentencia C-350 de 2004 se pronunció al respecto, y declaró la exequibilidad del Decreto

1760 de 2003. El comunicado de prensa de la misma, publicado el 20 de abril de 2004,

sostuvo: “Tercero. Declarar exequible, exclusivamente por los cargos analizados en esta

Sentencia, el Decreto 1760 de 2003, “Por el cual se escinde la Empresa Colombiana de

Petróleos, Ecopetrol, se modifica su estructura orgánica y se crean la Agencia Nacional de

Hidrocarburos y la Sociedad Promotora de Energía de Colombia S.A.”.

5.3 Definición

La modalidad contractual bajo la cual actuaría la nueva Agencia, aún no se ha determinado.

El D 2310 de 1974, que abolió la concesión; fue derogado por el artículo 57 del D 1760 de

2003; lo que significa que se puede volver a esta tipología contractual, o adoptar cualquier

otra. A diferencia de otros países, en los cuales se puede escoger la modalidad contractual a

adoptar, en Colombia se ha tendido a celebrar un solo tipo de contrato vigente; por lo que

se requería determinar cual sería finalmente el que se aplicaría de este momento en

adelante.

Actualmente, la ANH diseñó un modelo de contrato, basado en un sistema de regalías e

impuestos, donde el contratista explora y produce el crudo, de manera independiente

asumiendo tanto el riesgo como los costos. De esta manera, los contratos que se celebren

52

para la actividad petrolera del país, deberán obedecer al tipo de contrato diseñado por la

ANH, que en líneas generales, es un contrato estatal especial, con régimen jurídico propio.

Al respecto, estudiosos del sector llegan a afirmar que se trata de un contrato típico de

concesión pero de forma contractual y no legal, donde lo que realmente regula las

relaciones de las partes es lo pactado en el contrato mismo.

Así, y aunque el nuevo modelo de contrato tiene una estructura formal similar a la de los

contratos de asociación, su contenido obedece básicamente a un típico contrato de

concesión, cuyo objeto al igual que en los demás; es la exploración del área contratada y la

explotación de los hidrocarburos de propiedad del Estado que se descubran dentro de la

misma. El contratista adelantará las actividades y operaciones materia del contrato, bajo su

costo y riesgo, proporcionando todos los recursos necesarios para proyectar, preparar y

llevar a cabo las actividades de exploración, evaluación, desarrollo y producción, dentro del

área contratada.


La naturaleza jurídica del contrato propuesto por la ANH, hace pensar que se estaría

retornando de alguna manera, al sistema inicial y tradicional de contratación, que se

mantuvo vigente durante 70 años en el país. El modelo de contrato diseñado hasta el

momento por la ANH, es un contrato muy similar al contrato de concesión vigente hasta el

año de 1974, y con él, se retornaría nuevamente a un contrato de tipo estatal especial,

53

regulado por su propio régimen (Bajo la excepción expresa del artículo 76 de la Ley 80 de

1993 ).

El nuevo contrato propuesto por la ANH, es para muchos, un híbrido entre el contrato de

Concesión y el contrato de Producción Compartida. Con el primero, comparte aspectos

como la titularidad de los derechos exclusivos de exploración y explotación en cabeza del

Estado, quien es finalmente quien se los concede al concesionario, así como la propiedad de

los activos e instalaciones. Con el segundo por su parte, tiene en común la participación que

el Estado entra a tener en la producción, condicionado a altos precios. Por otro lado, y

mientras que en la concesión se tenía la libre disposición de los hidrocarburos producidos,

pagando a su vez regalías e impuestos derivados de los mismos; en el contrato diseñado por

la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se sigue con el mismo lineamiento, pero se

condiciona a una cantidad producida previamente descrita.

Finalmente, tanto en el contrato de concesión como en el contrato de producción

compartida, los riesgos exploratorios, técnicos y financieros; son asumidos por el

concesionario; reembolsando costos con la producción, la cual, después de ser recibida por

el contratista en el puerto de embarque y al haberse cancelado las regalías pertinentes, le

pertenece a este último, no a manera de transferencia de algún derecho, sino como pago por

los servicios prestados. Por todo lo anterior, puede decirse que la nueva tipología, obedece

a un contrato que mientras para algunos es privado, para otros es administrativo; por lo que

finalmente podría que puede asociarse con un contrato de concesión con visos de contrato

de producción compartida.

54


Tal y como había funcionado hasta el momento, la parte contratante es la Agencia Estatal,

ahora la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y el contratista; quien finalmente

define el programa de trabajo, y opera de forma autónoma bajo su responsabilidad, riesgo y

costo.

Las obligaciones que surgen para ambas partes, tienen que ver con el principio de la buena

fe en la interpretación y ejecución del contrato, el cumplimiento de los requerimientos de

las autoridades competentes relacionados con la ejecución del mismo, así como con el

deber de confidencialidad sobre la información privada derivada de su desarrollo. Esta

última obligación, tiene lugar durante los tres (3) años siguientes contados a partir de la

fecha en que finalice el año en el cual se haya producido, obtenido o desarrollado dicha

información; o hasta que termine el contrato, al que haya lugar primero.

Para el contratista, surgen las obligaciones relacionadas con la constitución de la estructura

del equipo técnico que realizará las actividades bajo su responsabilidad y representación; la

realización de la respectiva planeación; la asunción de los respectivos costos de las

operaciones y la entrega de la información correspondiente, conforme a los términos del

contrato, así como la que sea requerida en algún momento por la ANH, el Ministerio de

Minas y Energía, y otras entidades.

Las obligaciones de la ANH por su parte, pueden resumirse en: La primera y más

importante de todas que es la de suscribir el contrato; así como notificar por escrito al

55

contratista, cualquier reclamo o procedimiento judicial que pueda afectar los derechos del

mismo en el contrato y, mantener libre al contratista, asumiendo la conducción de todos los

reclamos, deudas, pasivos y obligaciones originados o derivados de las operaciones

realizadas en el área contratada, mientras se encuentren a cargo de la ANH antes de la fecha

efectiva.



En el contrato propuesto por la ANH, el período de exploración es de seis (6) años

prorrogables por petición del contratista, y se empieza a contar a partir de la fecha efectiva,

esto es, el día en que se suscribe el contrato, momento a partir del cual corren todos los

plazos del mismo. A su vez, esta etapa se divide en varias fases propuestas por el

contratista, las cuales contienen cada una compromisos y obligaciones diferentes, que

empiezan a partir del día siguiente a la terminación de la fase anterior. El inicio de cada

fase debe ir descrito en el respectivo programa de trabajo que se presentará a la ANH como

mínimo ocho (8) días antes de su inicio.

Si finalizada la perforación de un pozo, los resultados indican que se ha producido un

descubrimiento, el contratista debe informar este hecho a la ANH dentro de los (4) meses

siguientes a la terminación de dicha perforación. Ahora, si a juicio del contratista el

descubrimiento tiene potencial comercial, aquél, presenta y ejecuta un programa de

evaluación respecto de dicho descubrimiento, dentro del año siguiente a la finalización de

56

la perforación del pozo exploratorio descubridor y antes de terminar dicho período. A los

tres (3) meses siguientes a la fecha de terminación de la evaluación, el contratista

presentará a la ANH los resultados de la evaluación, informe en el que están entre otras

cosas, la descripción geológica del descubrimiento y su configuración estructural; presión,

volumen y temperatura de los fluidos; la capacidad de producción por pozo y un estimado

de las reservas recuperables de Hidrocarburos.

Dentro de los tres (3) meses siguientes al vencimiento del término para ejecutar el

programa de evaluación, el contratista entrega a la ANH una declaración escrita que

contiene su decisión incondicional de explotar o no el campo descubierto. Si decide

explotar el descubrimiento, a partir de esa declaración, el mismo, se tiene como un campo

comercial. Ahora, si no se entrega tal declaración o se decide no explotar el campo; se

entiende que no se trata de un campo comercial, y por lo mismo, no se genera derecho

alguno a su favor y el contratista renuncia a reclamar derechos sobre el descubrimiento.

Por su parte, el período de explotación tiene una duración de veinticuatro (24) años

contados a partir de la fecha en que la ANH reciba del Contratista la declaración de

comercialidad. Como es de observarse, parece que se buscó un término intermedio entre el

periodo de explotación en los contratos de Concesión y Asociación, pues en el primero la

duración era de treinta (30) años y en el segundo de veintidós (22). Este período es

prorrogable, a elección del Contratista hasta por diez (10) años, los cuales se cuentan a

partir del vencimiento de los veinticuatro (24) años mencionados anteriormente. Todas las

prórrogas se solicitan por escrito, y se formalizan mediante la forma de un otrosí al

contrato.

57

Una vez presentada la declaración de comercialidad, el contratista tiene tres (3) meses para

entregar a la ANH un documento que consiste en determinar el plan para adelantar la

explotación, el cual debe contener el mapa de las áreas de explotación; el cálculo de

reservas de hidrocarburos y de la producción acumulada de los mismos; la descripción del

programa de perforación y de los métodos de extracción; el pronóstico de producción anual

de hidrocarburos; los aspectos ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones

para su manejo; una propuesta de punto de entrega y un Programa de Abandono.

Si falta alguna de la información mencionada, la ANH puede requerir el envío de la

documentación faltante dentro de los quince (15) días siguientes a la presentación del Plan

y el Contratista tiene treinta (30) días desde la fecha de recibo del requerimiento para

entregarla. Si la ANH no se pronuncia con respecto al plan de explotación dentro de los

quince (15) días siguientes a su presentación, opera la figura del silencio administrativo

positivo. Ahora, si una vez requerido el contratista no envía la información, dentro de los

treinta (30) días antes mencionados se configura un incumplimiento que da lugar a la

terminación del Contrato.

El área de explotación, es la porción del área contratada en la cual pueden encontrarse uno

o más campos comerciales. En términos generales, está delimitada por un polígono regular

que comprende el campo comercial o la porción de este dentro de la misma, más un margen

alrededor del campo comercial inferior a un (1) kilómetro en los casos en que sea posible.

5.6.2 Manejo del Área Contratada

58

Tal y como ocurre con los contratos anteriores, el área contratada es el terreno sobre el cual

se llevan a cabo las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

En esta nueva modalidad, no existe un mínimo o un máximo de hectáreas sobre las cuales

se pueda ejecutar el contrato, como sí sucedía en el contrato de concesión. Sin embargo,

existen algunas limitaciones que en el evento de presentarse, no serán responsabilidad de la

ANH, como cuando una porción del Área Contratada se extiende a áreas comprendidas

dentro del Sistema de Parques Nacionales Naturales u otras zonas reservadas, excluidas o

restringidas, delimitadas geográficamente por la autoridad correspondiente, caso en el cual

el contratista se obliga a acatar las condiciones que respecto de tales áreas impongan las

autoridades competentes.

A su vez, el contratista deberá devolver las áreas de exploración, evaluación y explotación

en los siguientes eventos, estipulados previamente en el contrato: Por renuncia, por

vencimiento de plazos, por no llevar a cabo las actividades de los programas de trabajo, o

porque el contratista concluye que el descubrimiento no es un campo comercial.

Voluntariamente, el contratista puede hacer devoluciones parciales del área contratada en

cualquier momento, siempre y cuando haya cumplido las obligaciones contraídas en virtud

del contrato. En cualquiera de los eventos anteriores, para la devolución de áreas debe

suscribirse un acta por las dos partes.

Finalmente, en todos los casos en que haya lugar a la devolución de áreas, el contratista

debe llevar a cabo un programa de abandono dentro de los sesenta (60) días siguientes a la

59

fecha en que deba llevarse a cabo dicha devolución ya sea en las áreas de exploración o en

las de explotación. Para tal efecto, el contratista debe llevar en su contabilidad un registro

especial denominado Fondo de Abandono, así como establecer un encargo fiduciario o una

garantía bancaria con el objeto de garantizar la disponibilidad de los recursos financieros

necesarios para adelantar el mismo.

5.6.3 Operación del Campo

El Contratista tiene el control de todas las operaciones que considere necesarias para una

buena y eficiente exploración y explotación del área contratada, para lo cual debe planear,

realizar y controlar todas las operaciones y actividades por sus propios medios. Por lo

mismo, éste es el único responsable de los daños y pérdidas causados con ocasión de las

actividades y operaciones a su cargo, siempre y cuando no se trate de errores de criterio o

de perjuicios cuyos resultados no provengan de dolo o culpa grave.

El contratista responde incluso cuando ha subcontratado, pues lo hace a su propio nombre,

manteniendo su responsabilidad directa por todas las obligaciones establecidas en el

subcontrato. Por el contrario, la ANH no asume ninguna responsabilidad y se entiende que

por ningún motivo existe solidaridad entre esta y el contratista. Además, el contratista es el

responsable de obtener por su cuenta y riesgo las licencias, autorizaciones y permisos

necesarios para llevar a cabo la operación.


60

Los motivos que dan lugar a la terminación del contrato y que en todo caso harán cesar los

derechos del contratista son: Por vencimiento del plazo del período de exploración y

explotación; por renuncia del contratista durante cualquier período; por mutuo acuerdo; por

declaración de incumplimiento; y por las demás causales de terminación o caducidad que

ordene la Ley. La ANH, también podrá dar por terminado unilateralmente el contrato,

cuando sobrevenga la muerte o incapacidad física permanente o la interdicción judicial del

contratista si se trata de una persona natural; cuando se inicia un proceso liquidatorio del

contratista si se trata de una persona jurídica o cuando exista un embargo judicial del

contratista que afecte de forma grave el cumplimiento del contrato.

Cuando el contrato se termine por cualquier causa, las partes están obligadas a cumplir con

sus obligaciones legales entre ellas y frente a terceros, además de las contraídas en el

contrato; lo cual incluye asumir las pérdidas y los daños al haberse terminado

unilateralmente, o indemnizaciones y compensaciones por causas imputables al contratista.

5.8 Propiedad de los Activos

Con la terminación del período de explotación, los bienes de propiedad del contratista que

destine de forma permanente al desarrollo de las operaciones de explotación, incluso

aquellos que se encuentren fuera del área contratada, pasan de forma gratuita a ser

propiedad de la ANH al llevarse a cabo la devolución del área contratada o a la terminación

del contrato, siempre y cuando alguna de las dos ocurra al haber transcurrido los primeros

dieciocho (18) años del período de explotación.

61

Así mismo, el contratista debe transferir de forma gratuita a la ANH en el mismo tiempo,

los derechos derivados de contratos bajo la modalidad de financiamiento de proyectos que a

la terminación de los mismos establezcan la obligación de transferir la propiedad de los

bienes al contratista, como ocurre con el Leasing. Esto, siempre y cuando tales contratos se

hayan celebrado para llevar a cabo la explotación en el periodo para ello.

Para llevar un control de los bienes, el contratista debe efectuar inventarios de los mismos

destinados a las operaciones de explotación, mínimo cada tres (3) años. A pesar de lo

anterior, el contratista está facultado para vender los bienes que no sean indispensables para

mantener las condiciones de explotación, pero transcurridos doce (12) años del período de

explotación o al haber producido un ochenta por ciento (80%) de las reservas probadas (lo

que ocurra primero), debe solicitar la aprobación de la ANH para poder hacerlo.

5.9 Derechos Económicos Derivados del Contrato

En virtud del contrato, a la ANH le nacen ciertos derechos económicos que pueden

clasificarse en:

- Derechos por otorgar el uso del subsuelo: Por otorgar el uso al contratista, a la ANH le

nacen dos derechos: El primero consiste en que a partir de la segunda fase del período de

exploración, el contratista le reconoce y paga dentro del mes siguiente al inicio de la

respectiva fase, una cantidad que resulta de multiplicar el número de hectáreas y fracción

62

de hectárea del área contratada, excluidas las áreas de explotación, por el valor que se

presenta en la siguiente tabla:

Valor por fase en US$ / Hectáreas

Tamaño de área Por las primeras Por cada hectárea adicional

100.000 hectáreas a 100.000 hectáreas

Duración Fase < 12 meses> 12 meses < 12 meses> 12 meses

En polígonos A y B 0.75 1.0 1.0 1.5

Fuera de los Polígonos 0.5 0.75 0.75 1.0

Áreas costa afuera 0.25

El segundo derecho consiste en que el contratista debe pagarle a la ANH por semestre

vencido dentro del primer mes del semestre siguiente a la iniciación de la explotación, una

cantidad que resulta de multiplicar la producción de hidrocarburos que corresponden al

mismo por diez centavos de dólar de los Estados Unidos de América (USD$0.100) 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).

Para determinar qué hidrocarburos corresponden al Contratista, se deben observar los que

han sido producidos y transportados por este al punto de entrega, en el cual el mismo,

realiza la medición y con base en esta, se determinan los volúmenes de regalías y los

hidrocarburos restantes, que son los de propiedad del contratista.

63

- Derecho por precios altos: Una vez la producción acumulada del área de explotación,

incluyendo la destinada a regalías, supere los cinco (5) millones de barriles de

hidrocarburos líquidos y cuando el precio del crudo marcador “West Texas Intermediate”

(WTI)* supera el precio base del crudo marcador, el Contratista debe pagar a la ANH el

valor resultante de la siguiente fórmula:

(Valor de los hidrocarburos en punto de entrega) por (volumen de hidrocarburos del Contratista)

por (P-Po / P) por 30%.

En esta fórmula, el valor de los hidrocarburos en punto de entrega es el precio de referencia

para el mes correspondiente, de una canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad

similar a los provenientes del área de explotación, presentada por el Contratista en el Plan

de Explotación y aprobada por la ANH.

“P” es el precio promedio por barril del petróleo crudo marcador “West Texas

Intermediate” (WTI) en dólares para el mes correspondiente; mientras que “Po” es el precio

base del petróleo crudo marcador que resulta de una tabla que indica lo siguiente: si la

gravedad API* de los hidrocarburos líquidos producidos es mayor a quince (15) y menor o

igual a veintidós (22), el precio base del petróleo crudo es de veintiocho dólares (US$28); si

* El West Texas Intermediate (WTI) es un marcador de crudos a nivel internacional, cuyo precio es conocido

todos los días y es el utilizado en Colombia para la venta del crudo. * API es la American Petroleum Institute y marca la calidad del producto, entre mayor sea el numero, mejor es

su calidad, así como si el numero es menor, la calidad es peor, lo cual se conoce como crudos pesados

aquellos menores de 15 API, que están exentos de este pago, al igual que el gas.

64

la gravedad API es mayor a veintidós (22) y menor o igual a veintinueve (29), el precio

base del petróleo crudo es de veintisiete dólares (US$27) y si la gravedad API de los

hidrocarburos líquidos producidos es mayor a veintinueve (29), el Po es de veintiséis

dólares (US$26).

El valor resultante de la fórmula se cancela por mes vencido en dólares, dentro de los

treinta (30) días siguientes a cada vencimiento.

- Participación en la producción durante la prórroga del Periodo de Explotación: En los

casos en que se prorroga el período de explotación, el Contratista está obligado a reconocer

y pagar a la ANH el diez por ciento (10%) del valor de la producción de hidrocarburos

líquidos en el punto de entrega a título de derecho de participación en la producción.


Las diferencias que se susciten entre las partes en desarrollo del contrato se solucionan por

medio de los funcionarios de las mismas, autorizados para ello. Si el desacuerdo no se ha

resuelto en treinta (30) días contados a partir del aviso escrito, debe ser sometido al más

alto ejecutivo de cada una de las partes para buscar una solución conjunta. En caso de que

se llegue a un acuerdo o decisión dentro de los treinta (30) días siguientes a la fecha en que

una de las partes haya solicitado a la otra someter el conflicto a la decisión de los más altos

ejecutivos, debe suscribirse dicha decisión o acuerdo dentro de los quince (15) días

siguientes a haber sido aprobada por los mismos.

65

Si dentro de los treinta (30) días siguientes a la solicitud de someter el conflicto a los más

altos ejecutivos de cada una de las partes, estos no toman una decisión, o si habiéndola

tomado no suscriben el acuerdo dentro de los quince (15) días antes mencionados,

cualquiera de las partes puede acudir al peritaje técnico o al contable (dependiendo de la

naturaleza de la controversia) o al arbitramento.

Cuando se trata de un conflicto de carácter técnico, debe someterse al dictamen de tres

expertos designados así: cada parte nombra un perito y los dos que resultan escogen un

tercero, si no logran un acuerdo, este es nombrado por la Sociedad Colombiana de

Ingenieros. Una vez nombrados los peritos, deben emitir su concepto en un plazo de treinta

(30) días contados a partir del nombramiento, el concepto se emite por mayoría y es

obligatorio para las partes con los efectos de una transacción.

Si se trata de un conflicto de carácter contable, se somete al dictamen de tres expertos que

deben ser contadores públicos titulados, cada parte escoge un perito y el tercero es

designado por los dos nombrados por las partes. Si no se logra un acuerdo al respecto, el

tercer perito es nombrado por la Junta Central de Contadores de Bogotá y se procede de la

misma forma que se describió para el caso del peritaje técnico.

En caso de duda sobre la naturaleza del conflicto, se entenderá siempre que se trata de una

controversia de tipo legal. Cuando el conflicto no sea de tipo técnico o contable, debe

solucionarse a través del arbitraje. El Tribunal de Arbitramento se compone de tres (3)

árbitros nombrados de común acuerdo por las partes y en caso de no llegarse a tal acuerdo,

serán nombrados por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de

66

Comercio de Bogotá, previa solicitud presentada por cualquiera de las partes. Sin embargo,

hay que tener en cuenta que los árbitros deben tener una experiencia de por lo menos cinco

(5) años en asuntos propios de la industria petrolera y siempre deben fallar en derecho.

6. CONCLUSIONES

A pesar de futuros descubrimientos y el desarrollo de mejores condiciones tecnológicas

para la producción, las reservas mundiales de crudo no muestran un panorama

prometedor. Las estimaciones al respecto, alcanzan a afirmar, que el suministro de

petróleo, alcanzará hasta las primeras décadas del siglo XXl.

Por esta razón, las proyecciones que en materia de disponibilidad y de escasez de crudo se

desarrollen, se convierten en el factor fundamental a la hora de adoptar determinadas

condiciones contractuales. Condiciones que a su vez, también incluyen una serie de factores

67

económicos, que junto con los jurídicos, son los que terminan por ofrecerle al inversionista,

la posibilidad de adelantar o no, las actividades de exploración y explotación en

determinado campo comercial.

A la anterior afirmación se pudo llegar, luego de analizar el panorama cronológico que en

materia contractual, se presentó en el país durante el Siglo XX hasta nuestros días. La

naturaleza jurídica del contrato para la explotación de hidrocarburos, inició con la adopción

de un modelo de contrato administrativo que operó bajo el régimen de concesión.

Posteriormente, con el sistema de asociación, se reformó de fondo el contrato aplicado

hasta el momento y se adoptó entonces un tipo de contrato privado; que también sería

finalmente renovado, por el retorno al contrato tradicional, esto es, por un contrato de

carácter estatal, que habría estado vigente alrededor de 70 años, en la historia del sector en

el país.

El cambio de tipo de contrato, es decir, la adopción de un contrato de carácter

administrativo, que posteriormente sería modificado por uno de carácter privado;

obedecería en principio a razones de práctica contractual, es decir, a propósitos de agilizar

la celebración y ejecución del mismo. Sin embargo, el retorno más adelante, de nuevo al

modelo de contrato estatal, no presentó la suficiente claridad por parte del Gobierno. Los

motivos de la conveniencia de este cambio en materia de hidrocarburos, nunca fueron lo

suficientemente expuestos por el mismo. Inicialmente, pareciera mostrarse como un

experimento, sin embargo, no llegó a hacerse un análisis profundo sobre su conveniencia

para el país.

68

Actualmente, con la creación de la ANH, el panorama de la contratación petrolera en

Colombia, en cuanto a la naturaleza jurídica de los contratos a celebrar, plantea más que

una tipología contractual específica, una especie de híbrido entre la ya tradicional

concesión y un sistema de producción compartida.

La historia de las modalidades contractuales de la explotación de hidrocarburos en

Colombia, puede dividirse en general, en tres grandes etapas: El sistema de Concesión,

adelantado en el país entre 1905 y 1974; el sistema de Asociación, vigente desde 1974 hasta

2003; y la contratación de la ANH que empezó a regir desde 2004 hasta el momento.

El inicio del sistema de concesión, se remonta a comienzos del Siglo XX, más

específicamente en el año de 1905, con las dos primeras concesiones otorgadas para la

explotación de hidrocarburos por parte del Estado Colombiano, las concesiones Barco y De

Mares. Durante esta etapa, el sistema de concesión se realizaba a través del Ministerio de

Petróleos y Minas de la época y la única contraprestación que recibía el Estado era una

regalía de la cual se hacía partícipe a las entidades territoriales. La regulación de este

contrato, se encuentra en la normatividad compuesta por la Ley 37 de 1931, el Decreto

1056 de 1953 (conocido como el Código de Petróleos), que codifica las disposiciones

legales y reglamentarias sobre petróleos, la Ley 10ª de 1961 y el Decreto 1348 de 1961, que

reglamenta la Ley 10ª de 1961.

Durante el período de tiempo en el que estuvo vigente esta modalidad contractual, también

se destaca la creación de Ecopetrol en 1948, precisamente con el fin de recibir las primeras

reversiones de los contratos de concesión, otorgados a principios de 1900. Aunque

69

inicialmente, la empresa contaba con la posibilidad de recibir inversión privada para su

desarrollo, con el Decreto 030 de 1951 el Gobierno la crea como empresa petrolera con

capital 100% estatal.

Más adelante, y con la facultad dada por el Gobierno a Ecopetrol para que explore, explote

o administre cualquier área del territorio nacional, mediante la Ley 20 de 1969 y el Decreto

Legislativo 2310 de 1974; Colombia empieza a depender de las importaciones para

satisfacer su demanda interna. Los contratos de concesión, contemplaban que quienes

adelantaran actividades de exploración debían satisfacer primero el mercado interno, antes

de disponer del producto. Por esta razón, las compañías debían venderle el producto al

Estado a precios del 53% por debajo de los precios internacionales, situación que

claramente se convertiría en un desincentivo para los inversionistas, para quienes no era

rentable contratar en dichas condiciones.

Frente a la anterior situación, y con la expedición del Decreto Ley 2310 de 1974, se prohíbe

la suscripción de nuevos contratos de concesión, respetando los vigentes hasta ese

momento, y se da inicio a la segunda etapa de la evolución contractual en el sector de

hidrocarburos en el país, con la adopción del contrato de asociación, como nueva

alternativa de contratación. El contrato de asociación que sería una mezcla entre el contrato

de Joint Venture y el contrato de Producción Compartida o Production Sharing, sería una

forma mixta de explotación, en la que la participación del Estado se realizaba a través de

Ecopetrol, quien a su vez, suscribiría los contratos con los particulares en su gran mayoría,

inversionistas extranjeros.

70

El contrato de Asociación obedecía entonces a un modelo consensual cuyo objeto principal

es la exploración del área contratada y la explotación del petróleo nacional que pueda

encontrarse en la misma. Aunque las condiciones en cuanto a los precios que llevaron a este

cambio, siguieron igual por un tiempo, esto es, 53% por debajo del precio internacional; el

Gobierno a través de la Comisión del Petróleo y del Gas Natural, decide expedir las

Resoluciones 050 y 058 de 1976 y 1980 respectivamente, para modificar las variables de

los precios e incentivar la inversión. Por esta razón, se opta por comprar el crudo a precios

internacionales CIF, y junto con la explotación en 1986 del campo Caño-Limón en el

departamento de Arauca, se recupera la autosuficiencia del país y de nuevo entra a ocupar

la posición de exportador en el mercado internacional. Frente a esta situación se vuelven a

modificar las políticas en cuanto a precios se refiere, y se pasa del esquema CIF al FOB,

teniendo en cuenta ya no el transporte desde el Golfo de México, sino en el puerto de

embarque colombiano.

El contrato de Asociación estándar, en el período comprendido entre los años de 1974 a

1989, establecía una distribución de la producción, de manera independiente al tamaño de

los yacimientos explotados. En ese entonces, el 100% de la producción del campo, se

distribuía un 20% para satisfacer el rubro de regalías, y un 40% para cada una de las partes

esto es, tanto para Ecopetrol como para el Asociado. Sin embargo, en 1989 el Gobierno

interviene en el contrato, y determina que a mayor producción, debe haber mayor

participación del Estado en la distribución de la misma, sin modificar de ninguna forma el

rubro destinado a regalías. Por esta razón, expide el Decreto 2782 de 1989, donde establece

la distribución de la “producción escalonada”, que tal y como se mencionó anteriormente

en este escrito, también sería modificada a su vez, por la adopción del Factor de

71

Rentabilidad o “Factor R”, una fórmula matemática, según la cual se tendría en cuenta no

sólo la magnitud de la producción, sino también los gastos de exploración y explotación.

Junto con esta modificación, hubo muchas otras que se introdujeron al contrato desde

mediados de 1997 hasta el 2003. Aparte del cambio en la forma de distribuir la producción,

las otras modificaciones relevantes tuvieron que ver con la variación del porcentaje que le

correspondía a cada parte, esto es, se pasó de un 50 / 50, a un 70 / 30 para el Asociado y

Ecopetrol, respectivamente.

El marco normativo de este contrato, estuvo conformado principalmente por el Decreto

Legislativo 2310 de 1974, que aunque lo autorizó, no lo describió, ni lo reglamentó; lo que

en términos prácticos terminó por dificultar su entendimiento y clasificación. Por lo mismo,

el propio contrato, era el que regulaba las relaciones entre las partes, y establecía los

parámetros y condiciones para las actividades derivadas de su desarrollo.

Posteriormente, se inicia la tercera y última etapa que hasta el momento se ha desarrollado

en materia contractual de explotación de hidrocarburos en el país; con la creación de la

Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), cuya función más relevante es la de

administrar las áreas hidrocarburíferas de la Nación y asignarlas para adelantar en las

mismas, las actividades de exploración y explotación.

El Decreto Ley 1760 de 2003, establece su naturaleza jurídica, como una unidad

administrativa adscrita al Ministerio de Minas y Energía, con personería jurídica,

patrimonio propio, autonomía administrativa y financiera, sometida al régimen jurídico

72

contenido en el mencionado decreto, y en lo no previsto en él, al de los establecimientos

públicos de conformidad con lo dispuesto en la Ley 489 de 1998 y en las normas que la

sustituyan, modifiquen o adicionen.

Con la expedición del Decreto 1760 de 2003, no sólo se abrió paso una nueva autoridad en

materia de manejo de hidrocarburos en el país, sino que en la medida en que el Decreto

2310 de 1974 que abolía el sistema de Concesión fue derogado por este; se considera que

también se ampliaron las posibilidades que en materia de tipologías contractuales se

consideraban. Con la ANH, entidad encargada de diseñar los contratos para tales

actividades, puede adoptarse en la práctica contractual del sector, no solo el antiguo

contrato de concesión, sino cualquier otro tipo de contrato para la exploración y explotación

de hidrocarburos.

Sin embargo, el contrato que la Agencia decidió celebrar en primera instancia, fue un

contrato estándar, con rasgos tanto del contrato de concesión, como del contrato de

producción compartida; lo que de todos modos no obsta, para que más adelante decida

celebrar o diseñar otro tipo de contratos.

Finalmente y a diferencia de la mayoría de países de Sur América, Colombia siempre ha

tendido a celebrar un solo tipo de contrato vigente, a diferencia de otros países como Perú,

Venezuela, y Ecuador, en los cuales coexisten varios contratos a escogencia del

inversionista, lo cual no se sabe a ciencia cierta si termine incentivando o desincentivando

la inversión, por la generación de inseguridad jurídica.

73

Tal y como se explicó al inicio e este acápite, la aplicación de determinado modelo

contractual fuera de obedecer a consideraciones jurídicamente relevantes, también tiene en

cuenta factores económicos y de inversión. La práctica tanto nacional como internacional

ha llevado a afirmar, que existe el error de pensar que cambiando el sistema de

contratación se logra una mayor inversión, situación que realmente, no guarda una relación

tan directa como cree pensarse.

En Colombia por ejemplo, el establecimiento del contrato de Asociación, mediante el cual

el país pensó que había ganado mucho terreno con interesados de otros países; demostró

con la experiencia, que lo que realmente importa no es el tipo de contrato que se celebre

sino la disponibilidad del producto y los precios del petróleo que implican la recuperación

de la inversión realizada. Lo anterior además, siempre acompañado de reglas claras y

definitivas que generen la suficiente seguridad jurídica.

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