ANH - Resolución 30 de 2015

REPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 1 de 25

AGENCIA NACIONAL DE RIBROCARBUAOS RESOLUCIÓN No, g§ 38 DE wR ENE. 2015 ‘ + Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 EL PRESIDENTE DE LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS -ANHEn uso de sus facultades legales, en especial la conferida en el Artículo 1° de la Resolución 9 1537 expedida por el Ministerio de Minas y Energía el 24 de diciembre 2014, y CONSIDERANDO: Que la Agencia Nacional de Hidrocarburos expidió el 24 de octubre de 2014 la Resolución 1092 “Por fa cual se aprueba a ECOPETROL S.A. el proyecto de Producción Incremental mediante Inyección Continua de Vapor para el Campo Área Teca Cocorná”. Que surtido por la Oficina Asesora Jurídica de la Agencia el proceso de notificación en los términos del Artículo 67 de fa Ley 1437 de 2011, el mencionado acto administrativo fue notificado personalmente a ECOPETROL S.A. el 29 de octubre de 2014, la cual mediante Apoderado Especial y dentro del término legalmente previsto para el efecto, bajo radicado ANH 20146240240962 del 13 de noviembre de 2014, presentó recurso de reposición contra dicho acto, en virtud del cual formula las siguientes:

1. PETICIONES: Formula la Recurrente sus peticiones en los siguientes términos: “Con fundamento en las razones expuestas en la parte 2 y 3 del presente Recurso, solicitamos a la ANH aclarar y

las siguientes:

1. PETICIONES: Formula la Recurrente sus peticiones en los siguientes términos: “Con fundamento en las razones expuestas en la parte 2 y 3 del presente Recurso, solicitamos a la ANH aclarar y modificar los Artículos 1, 2 y 3 de la Resolución como se indica a continuación, y eliminar el Artículo 5: Articulo 1. Aprobación Proyecto de Producción Incremental. Aprobar el Proyecto de Producción Incremental del Campo Área Teca Cocomá mediante inyección Continua de Vapor presentado por ECOPETROL S.A. el cual se describe a continuación: Se trata de un Proyecto de Producción Incremental (tal y como se define en el numeral 6 del artículo 1 del Decreto 3176 de 2002) de estimulación térmica y administración de calor mediante inyección continua y cíctica de vapor. El proyecto que se plentea es un salo proyecto, a desarrollarse en dos (2) fases, como se describe a continuación: Fase 1. Con una duración inicialmente estimada de tres (3) años, que tiene como objetivos principales: Caracterizarlos yacimientos de zona A. Probar la susceptibilidad y efectividad a fa inyección cíclica y continua de vapor, mediante fa activación

de 12 patrones de 5 puntos invertidos en un área aproximada de 60 acres.REPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 2 de 26

AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

RESOLUCIÓN No. 9 38 DE (19 ENE. 2015

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 Para la activación de los 12 patrones se requiere poner en servicio 20 pozos productores y 12 pozos

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 Para la activación de los 12 patrones se requiere poner en servicio 20 pozos productores y 12 pozos inyectores en la zona A. Estos 20 pozos productores y 12 pozos inyectores se activaran por medio de trabajos de workover y/o mediante perforación de pozos reemplazo cuando el trabajo de recompletamiento no sea exitoso 6 (Sic) técnicamente se identifique un riesgo potencial durante la ejecución del trabajo. A la vez, para entender el comportamiento del yacimiento frente a la inyección de vapor se tomaran dos corazones en el área de los 12 patrones, el primero en el año 1 del proyecto, para caracterizar el yacimiento, y el segundo en el año 3, para conocer la efectividad de la inyección de vapor. Además en el año 1 se recobrara un corazón en el área sur del campo para conocer los parámetros iniciales en ese sector. Adicionalmente, para la reactivación de los 12 patrones es necesario hacer modificaciones y mejoras a fas facilidades actualmente existentes. Fase 2, La cual iniciará en el momento en el cual habiéndose cumplido los objetivos establecidos para la Fase 1, se haya decidido proceder a la masificación de las tecnologías aplicadas y hasta el agotamiento de fos recursos. Esta fase se viabilizará en función de la evaluación de la respuesta de la Fase 1. Esta fase tiene como objetivo la masificación de fa Inyección Continua de Vapor en el Campo Área Teca Cocomá. Parágrafo 1: Como consecuencia de la aprobación otorgada en el presente Artículo, a la producción del

Esta fase tiene como objetivo la masificación de fa Inyección Continua de Vapor en el Campo Área Teca Cocomá. Parágrafo 1: Como consecuencia de la aprobación otorgada en el presente Artículo, a la producción del Campo Área Teca Cocorné se aplicará el régimen de regalías variables establecido en el Inciso Primero del Artículo 16 de la Ley 756 de 2002 modificatorio del Artículo 16 de la Ley 141 de 1994, a la producción, según se establece en el Parágrafo Segundo siguiente. Parágrafo 2. Respecto del Proyecto de Producción incremental del Campo Área Teca Cocomá se considerará producción incremental la que se oblenga durante el Proyecto de Producción Incremental por encima de la Curva Básica de Producción del Campo Área Teca Cocomá conforme se establece en el Artículo 2 de la presente Resolución. Parágrafo 3: De acuerdo con lo establecido en el Parágrafo 1? del Artículo 2 del Decreto 3176 de 2002, el Proyecto de Producción incremental aprobado podrá ser ajustado por ECOPETROL S.A. (i) informando al Ministerio de Minas y Energía o a quién éste delegue la función de fiscalización, para su aprobación a través del Informe Técnico Anual; o (ii) en cualquier momento mediante informe al Ministerio de Minas y Energía o a quién éste delegue la función de fiscalización. Artículo 2. Curva Básica de Producción: Aprobar la siguiente Curva Básica de Producción para el Proyecto de Producción Incremental para el Campo Área Teca Cocomá:

==RESOLUCIÓN No.

REPÚBLICA DE COLOMBIA

03Boe 19 ENE. 2015

AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Hoja No. 3 de 25

==RESOLUCIÓN No.

REPÚBLICA DE COLOMBIA

03Boe 19 ENE. 2015

AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Hoja No. 3 de 25 Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 Tabla 5, Producción Proyectada al año 2042 — Campa Área Teca Cocorná (BOPD) AÑO|.ENERO | FEBRERO | MARZO | ABRIL] MAYO| JUNIO | JULIO | AGOSTO | SEPTIEMBRE | OCTUBRE] NOVIEMBRE| DICIEMBRE] 1392 1384 1372 1360 1348 2015| 1343 | 1331 1318 | 1305 ] 1293 | 1290 | 1278] 1272 1261 1261 1251 1240 2016| 1230 | 1219 4240 | 1199 | 1190 | 1180 | 1169 | 1159 1149 1140 1129 4119 2017] 1108 | 1098 1088 | 1077 | 1068 | 1057 | 1048 | 1040 1031 1022 1013 1005 2018] 996 988 981 969 | 962 | 955 | 944 937 930 923 916 908 2019| 901 892 885 879 | 872 | 864 | 857 850 843 835 827 821 2020} 813 805 795 790 | 781 | 776 | 770 763 758 753 748 738 2021| 733 726 721 716 | 711 | 705 | 697 693 688 682 877 672

2020} 813 805 795 790 | 781 | 776 | 770 763 758 753 748 738 2021| 733 726 721 716 | 711 | 705 | 697 693 688 682 877 672 2022| 668 662 658 652 | 646 | 642 | 636 632 627 623 619 615 2023) 608 604 600 | 586 | 591 | 586 | 582 578 574 570 565 560 2024| 557 552 544 | 540 | 535 | 532 | 523 519 512 508 $504 501 2025] 498 495 492 489 | 486 | 478 | 475 471 468 465 459 455 2026| 452 448 446 | 442 | 439 | 436 | 434 430 427 423 421 418 2027| 414 410 408 | 406 | 403 | 401 | 399 393 388 384 381 377 2028) 375 371 369 367 | 364 7 362 | 360 353 351 349 346 344 2029| 338 333 338 | 327 | 323 | 322 | 320 317 315 313 312 310 2030| 308 307 305 ¿302 | 299 | 297 | 294 293 291 280 287 284 2031] 282 278 278 | 277 | 274 | 271 | 270 267 265 260 258 287 2032] 256 265 253 | 252 | 249 | 248 | 247 244 243 240 238 235 2033} 232 231 229 225 | 224 | 223 | 222 221 220 219 218 215 2034| 214 213 212 211 209 | 206 | 205 204 203 202 200 198

2033} 232 231 229 225 | 224 | 223 | 222 221 220 219 218 215 2034| 214 213 212 211 209 | 206 | 205 204 203 202 200 198 2035| 197 196 195 194 193 | 193 | 192 189 188 185 184 183 2036) 182 182 181 180 179 | 178 | 178 177 176 174 173 172 2037) 172 171 170 ¡ 166 ¡ 166 | 165 | 164 162 161 161 159 158 2038] 156 155 155 | 153 | 152 | 151 | 151 147 145 144 144 143 2039) 143 142 142 141 139 | 138 | 138 137 137 133 131 129 2040} 129 128 128 | 127 | 127 | 126 | 125 124 124 123 123 12 2041| 120 120 119 417 117 | 117 [ 116 116 114 112 112 411

2042] 109 409 108 | 108 | 106 | 104 | 104 104 103 103 103 102REPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 4 de 25

LS AGENCIA NASIONAL DE HIDROCARBUROS

RESOLUCIÓN No. DE #28 Lib 138

Por la cual se resuelve ei Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 Artículo 3. Declaración de producción. ECOPETROL S.A. reportará la producción fiscalizada de crudo a la ANH o quien ejerza la función de fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 Artículo 3. Declaración de producción. ECOPETROL S.A. reportará la producción fiscalizada de crudo a la ANH o quien ejerza la función de fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, con sujeción a lo establecido en el Artículo 60 de la Resolución 18 1495 de 2009, desagregada como sigue: a) Enel Cuadro 4: La producción básica y la producción incremental, debidamente discriminadas, b) En la Forma 9: La producción discriminada por pozo.”

2, SUSTENTACIÓN DEL RECURSO POR ECOPETROL S.A.

Sustenta la empresa Recurrente el recurso de reposición interpuesto señalando en primera instancia en el aparte 2. “Consideración General” de su escrito que: Tal y como se evidencia en detalle en el presente Recurso, el Proyecto de Producción Incremental a desarrollar en el campo Área Teca — Cocomá cumple en su totalidad con los requerimientos establecidos por el Decreto 3176 de 2002, razón por la cual es procedente su aprobación sin condicionamientos o requerimientos adicionales que dificulten su desarrollo, generando inseguridad jurídica o incertidumbres económicas que puedan afectar O, eventualmente, hacerlo inviable”, En el Acápite 3 del recurso interpuesto, expone ECOPETROL S.A. las siguientes consideraciones: “3. CONSIDERACIONES PARTICULARES 3.1 Descripción General del Proyecto Como se ha manifestado en distintas oportunidades a la ANH, el proyecto de producción incremental a desarrollarse en el Campo Área Teca Cocomá es un proyecto dinámico y flexible que requiere revisiones periódicas. A la fecha, la descripción del proyecto a desarrollarse es la siguiente:

desarrollarse en el Campo Área Teca Cocomá es un proyecto dinámico y flexible que requiere revisiones periódicas. A la fecha, la descripción del proyecto a desarrollarse es la siguiente: Se trata de un Proyecto de Producción incremental, (tal y como se define en ef numeral 6 del artículo 1 del Decreto 3176 de 2002) de estimulación térmica y administración de calor mediante inyección continua y cíclica de vapor. El proyecto que se plantea es un solo proyecto, a desarrollarse en dos (2) fases, como se describe a continuación: Fase 1. Con una duración inicialmente estimada de tres (3) años, que tiene como objetivos principales: Caracterizar los yacimientos de zona A. + Probar la susceptibilidad y efectividad a la inyección cíclica y continua de vapor, mediante la activación de 12 patrones de 5 puntos invertidos en un área aproximada de 60 acres. Para la activación de los 12 patrones se requiere poner en servicio 20 pozos productores y 12 pozos inyectores en la zona A. Estos 20 pozos productores y 12 pozos inyectores se activaran por medio de

aREPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No 5 de 25

Ll AGENCIA RIANA DE HIDROCARBUROS A RESOLUCIÓN No. g 38 DE $3 ¿él 2015

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 trabajos de workover y/o mediante perforación de pozos reemplazo cuando el trabajo de recompletamiento no sea exitoso 6 técnicamente se identifique un riesgo potencial durante la ejecución del trabajo. A la vez, para entender el comportamiento del yacimiento frente a la inyección de vapor se tomaran dos

sea exitoso 6 técnicamente se identifique un riesgo potencial durante la ejecución del trabajo. A la vez, para entender el comportamiento del yacimiento frente a la inyección de vapor se tomaran dos corazones en el área de los 12 patrones, el primero en el año 1 del proyecto, para caracterizar el yacimiento, y el segundo en el año 3, para conocer la efectividad de la inyección de vapor. Además en el año 1 se recobrara un corazón en el área sur del campo para conocer los parámetros iniciales en ese sector. Adicionalmente, para la reactivación de los 12 patrones es necesario hacer modificaciones y mejoras a las facilidades actualmente existentes. Fase 2. La cual iniciará en el momento en el cual habiéndose cumplido fos objetivos establecidos para la Fase 1, se haya decidido proceder a la masificación de las tecnologías aplicadas y hasta el agotamiento de los recursos. Esta fase se viabilizara en función de la evaluación de la respuesta de la Fase 1. Esta fase tiene como objetivo la masificación de la Inyección Continua de Vapor en el Campo Área Teca Cocomá. Con fundamento en las razones expuestas solicitamos a fa ANH modificar el artículo 1 de la Resolución, como se detalla en el Acápite 4 PETICIONES del presente Recurso, de forma tal que se tome esta descripción actualizada del proyecto para efectos de aprobación referida en la Resolución. 3.2 Curva Básica de Producción Como se explica a continuación, el proyecto de producción incremental a desarrollarse en el Campo Área Teca Cocomá es un solo proyecto, que debe contar, como se establece en la normatividad vigente, con una sola curva básica de producción para la determinación de la producción incremental. 3.2.1 Establece la Resolución, en relación con la curva básica de Producción

Teca Cocomá es un solo proyecto, que debe contar, como se establece en la normatividad vigente, con una sola curva básica de producción para la determinación de la producción incremental. 3.2.1 Establece la Resolución, en relación con la curva básica de Producción En el numeral 2 de la página 11, lo siguiente: “(...) Sin perjuicio de lo anterior, es pertinente señalar que, en aplicación de la debida diligencia que debe observar la Agencía en el ejercicio de la función de fiscalización, la Curva Básica de Producción propuesta por ECOPETROL no puede ser tomada para el desarrollo de la totalidad del proyecto, toda vez que el Piloto del Proyecto de Inyección Continua de Vapor a desarrollar en la Fase 1 se circunscribe a una zona específica debidamente delimitada de 60 acres, en la cual se adelantarán trabajos de workover a 32 pozos y se van a perforar 5 pozos de desarrollo conforme consta en el Anexo 1, vale decir, no cubre toda el área del Campo; y, la decisión de masificar la aplicación de esta tecnologia mediante el desarrollo de la Fase 2, solamente se dará al finalizar la Fase 1 del Proyecto y con base en Jos resultados obtenidos de la misma. Por lo tanto, ta definición de la Curva Básica de Producción para fa Fase 2 se tomará en el momento en que ECOPETROL decida la ejecución de esta fase (...) (negrillas y subrayas fuera de texto). En el parágrafo 2 del articulo 1 establece:REPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 6 de 25

ANH AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS ¿DE 49 ENE. 2015 RESOLUCIÓN No.

Por ta cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la

ANH AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS ¿DE 49 ENE. 2015 RESOLUCIÓN No.

Por ta cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 Respecto del Proyecto de Producción Incremental del Campo Area Teca Cocomá mediante inyección Continua de Vapor aprobado én la presente Resolución se considerará producción incremental la que se.obtenga para las Fases 1 y 2 por encima de la Curva Básica de Producción del Campo Área Teca Cocomá determinada conforme se establece en el Artículo 2 de la presente Resolución. En el Artículo 2: “Aprobar la Curva Básica de Producción para el Proyecto de Inyección Continua de Vapor aprobado en el Articulo 1 de esta Resolución, conforme a la parte motiva de este acto, en los siguientes términos: (...) 2.2 Una vez concluida la Fase 1 del Proyecto de Inyección Continua de Vapor y decidida porECOPETROL S.A. la masificacion de dicha tecnología en la Fase 2 del misma y previamente al inicio del desarrollo de esta Fase, ECOPETROL S.A. deberá presentar para aprobación de ta Agencia Nacional de Hidrocarburos o quien ejerza la función de fiscalización de las actividades de explotación y explotación (sic) de hidrocarburos fa Curva Base de Producción del Campo propuesta en su comunicación con radicado ANH 20146240170862 de agosto 22 de 2014 debidamente actualizada y sustentada en la proyección futura del comportamiento de fos yacimientos que lo componen, las instalaciones de producción de transporte, las prácticas y métodos de producción y la eficiencia de la operación al momento de la decisión...”

debidamente actualizada y sustentada en la proyección futura del comportamiento de fos yacimientos que lo componen, las instalaciones de producción de transporte, las prácticas y métodos de producción y la eficiencia de la operación al momento de la decisión...” Con base en el clausulado anteriormente expuesto, Ecopetrol concluye que la Curva Básica de Producción estaría sujeta a una nueva aprobación por parte de la Agencia, en el momento en el que finalice la Fase 1, y se vaya a iniciar la Fase 2, quedando condicionada la aprobación del proyecto en los términos aquí previstos a una nueva autorización por parte de la Agencia, pudiendo modificarse (en el evento que se modifique la Curva Básica de Producción) todos los supuestos financieros, técnicos y comerciales bajo los cuales se estructuró el negocio, y bajo los cuales Ecopetrol presento el Proyecto de Producción incremental ante la Agencia; y, a su vez, supeditando la iniciación de la Fase 2 a esta nueva aprobación. 3.2.2 Alcance Normativo de los proyectos de producción incremental La interpretación de la ANH antes mencionada es contraria a la ley, pues desconoce la reglamentación de los proyectos de producción incremental consagrada en el Decreto 3176 de 2002, que desde sus definiciones establece que un proyecto de producción incremental es un único proyecto que debe ser aprobado sin que su desarrollo se condicione a la obtención de aprobaciones futuras respecto del mismo proyecto de producción incremental. Asimismo, la interpretación de la ANH hace provisional la Curva básica de Producción, e indirectamente hace también provisional la aprobación de régimen de regalía variable para el proyecto. Es de precisar que el proyecto de producción incremental es uno solo, dividido en fases, por lo que no

Curva básica de Producción, e indirectamente hace también provisional la aprobación de régimen de regalía variable para el proyecto. Es de precisar que el proyecto de producción incremental es uno solo, dividido en fases, por lo que no resulta viable y razonable acometer las inversiones de la fase 1 si na se tiene desde ahora certidumbre de los términos que aplicaran para el desarrollo de la fase 2. En efecto, el Artículo 1 del Decreto 3176 de 2002, define los proyectos de producción incremental como el “conjunto de actividades adelantadas por ECOPETROL en campos de Operación Directa de Producción, encaminadas a obtener producción incremental de hidrocarburos”. (negríllas y subrayas fuera de texto) En los proyectos de producción incremental por definición legal (numeral 1 del artículo 1 del Decreto 3176 de 2002) la producción incremental corresponde “al volumen de hidrocarburos, expresado enREPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 7 de 25

AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

RESOLUCIÓN No. y 3 DE"?

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A, contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 barriles de petróleo día a pies cúbicos de gas día, que se obtiene por encima de la Curva Básica de Producción de los campos ya existentes provenientes de los contratos firmados por Ecopetrol con terceros o de fos proyectos adelantados por ECOPETROL, como resultado de nuevas inversiones orientadas a la aplicación de tecnologías para el recobro mejorado en el subsuelo que aumenten el factor de recobro de los yacimientos, o para adición de nuevas reservas”. Y por Curva Base de Producción se entiende “ef pronósfico de producción de un campo

orientadas a la aplicación de tecnologías para el recobro mejorado en el subsuelo que aumenten el factor de recobro de los yacimientos, o para adición de nuevas reservas”. Y por Curva Base de Producción se entiende “ef pronósfico de producción de un campo determinado, expresado en bamiles de petróleo día o pies cúbicos de gas día, promedio mensual, al momento de su definición, sustentado en la proyección futura del comportamiento de los yacimientos que lo componen, fas instalaciones de producción y de transporte, las prácticas y métodos de producción establecidos el mercado existente y la eficiencia de la operación. 3.2.3 Al tenor de las definiciones anteriormente expuestas, claramente se colige que el proyecto de producción incremental es uno solo, con una sola Curva Básica de Producción que determina la producción que tendría el campo de ho hacerse las inversiones requeridas para el proyecto, y la producción incremental que se genera como consecuencia de dichas inversiones, independientemente del modelo de desarrollo que elija Ecopetrol. 3.2.4 Para el caso en cuestión Ecopetrol, elaboró y presentó a la ANH una Curva Básica de Producción estructurada o fundamentada en uma proyección futura (pronóstico de praducción) del campo de operación directa, para desarrollar el respectivo proyecto, teniendo como base para dicho análisis fa totalidad del proyecto. En este sentido, la Agencia manifiesta en la Resolución que “los pronósticos de producción con los que ECOPETROL elaboró la Curva Básica de Producción, son consistentes con la evolución histórica de la producción del campo presentada en la comunicación ANH 20146240129782 del 2 de julio de 2014 y con los pronósticos de producción presentados por la compañía en el Informe de Reservas y Recursos

producción del campo presentada en la comunicación ANH 20146240129782 del 2 de julio de 2014 y con los pronósticos de producción presentados por la compañía en el Informe de Reservas y Recursos a Diciembre 31 de 2013; todo fo cual es coherente con la información con la que la ANH cuenta a la fecha”. 3.2.5 Otras razones por las cuales no es procedente para el proyecto la provisionalidad de la aprobación de la Curva Básica de Producción para el proyecto son las siguientes: 3.2.5.1 El Articulo 1” del Decreto 3176 de 2002 es claro al establecer que la producción incremental corresponde a la producción que se obliene por encima de la curva básica de producción de fos campos ya existentes, por lo que la ANH estaría excediendo su competencia al diferenciar la curva básica de producción para la Fase | y para la Fase Il, expresando que el alcance de la Fase | se restringe a parte del campo, cuando claramente la normatividad vigente establece que la Curva Básica de Producción es aplicable a todo el campo. 3.2.5.2 La estructuración del proyecto, incluyendo los gastos, costos e inversiones, están ligados a unos riesgos, que Ecopetrol puede mitigar en cuanto haya certeza respecto a las condiciones del proyecto teniendo en cuenta la totalidad del mismo, entendiendo el proyecto como un sola proyecto, y no con una curva básica de producción disgregada en etapas, por lo que mal hace la Agencia en supeditar la Fase 2 del proyecto a una nueva autorización, no prevista por la ley, generando serias dudas, inseguridad jurídica e incertidumbre económica, en caso de que fa Curva Básica de Producción en la Fase 2 no sea aprobada en los términos inicialmente proyectados, frente

generando serias dudas, inseguridad jurídica e incertidumbre económica, en caso de que fa Curva Básica de Producción en la Fase 2 no sea aprobada en los términos inicialmente proyectados, frente a las importantes inversiones que se ejecutarian.REPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No. 8 de 25

AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS RESOLUCIÓN No. § 9@ DE 119 ENE. 2015

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 3.2.5.3 No es procedente someter la Curva Básica de Producción a una nueva aprobación, ya que el proyecto de producción incremental, siendo uno solo, será aquel que resulte aprobado una vez quede en firme la resolución definitiva que emita la ANH 3.2.5.4 El proyecto requiere desde su inicio un tratamiento claro para la determinación de la producción incremental, valorando la Curva Básica de Producción una sola vez al inicio del proyecto, de tal manera que no se modifiquen las condiciones económicas al inicio de la Fase 2, ocasionando dicho procedimiento legal y administrativo, muy posiblemente, que el proyecto no sea viable financieramente, y que de esta manera se pierda un volumen importante de reservas para el país, dada la complejidad de estructurar un proyecto como este, y los altos requerimientos de capital para su desarrollo Con base en lo anteriormente expuesto, se solicita a la ANH modificar el parágrafo 2 del artículo 1 y el numeral 2.2 del artículo 2 de la parte resolutiva, coma se detalla en el acápite de 4, PETICIONES del

su desarrollo Con base en lo anteriormente expuesto, se solicita a la ANH modificar el parágrafo 2 del artículo 1 y el numeral 2.2 del artículo 2 de la parte resolutiva, coma se detalla en el acápite de 4, PETICIONES del presente recurso, de forma tal que la Curva Básica de Producción aprobada por la ANH en la Resolución sea una sola para la totalidad del proyecto. 3.3 Ajustes al Proyecto de Producción incremental El Parágrafo 3 del Artículo + de la Resolución señala que “de acuerdo con lo establecido en el Parágrafo 1 del Artículo 2 del Decreto 3176 de 2002, el Proyecto de Producción incremental aprobado podrá ser ajustado por ECOPETROL S.A., informando al Ministerio de Minas y Energía o a quién éste delegue la función de fiscalización, para su aprobación a través del Informe Técnico Anual’. Al respecto, como se ha mencionado en este Recurso, el desarrollo y ejecución del Proyecto de Producción Incremental es un conjunto de actividades dinámico que requiere de flexibilidad, y en gran parte depende de fa respuesta que se obtenga de fos yacimientos y las arenas del campo a la aplicación de las tecnologías para el recobro mejorado, En este sentido, en determinados casos puede ser necesario para el eficiente desarrollo del proyecto de producción incremental modificar, en cualquier momento, el tipo o número de actividades previstos, o alterar el orden de las actividades de manera que se obtengan resullados más beneficiosos, que en todo caso, redunden en la obtención de producción incremental y por tanto en mejora en el recobro del campo. Dado el valor de la inversión y la intensidad de las actividades para el Proyecto de Producción Incremental de Campo Área Teca Cocona, es de suma importancia contar con un mecanismo altemativo, al que ya prevé el

el recobro del campo. Dado el valor de la inversión y la intensidad de las actividades para el Proyecto de Producción Incremental de Campo Área Teca Cocona, es de suma importancia contar con un mecanismo altemativo, al que ya prevé el Parágrafo 1 del artículo 2 del Decreto 3176 de 2002, mediante el cual se pueda ajustar el Proyecto, de manera tal que se tomen las decisiones adecuadas oportunamente y se esté en capacidad de responder a las necesidades operativas del proyecto de producción incremental. Con fundamento de las razones antes expuestas, solicitamos a la ANH modificar el Parágrafo 3, del Articulo 1 de la Resolución como se detalla en el capitulo 4, PETICIONES del presente Recurso. 3.4 Aplicación de tecnologías en el Proyecto En el numeral 1 de la página 11 de la resolución, objeto de este Recurso se dispuso la siguiente: (...) mal podría aprobarse un proyecto de producción incremental, que genera el beneficio al productor de la aplicación de un régimen de regalías más favorable respecto de la producción que se obtenga en desarrollo del proyecto, si en virtud del mismo no se cumple con el objeto que persigue la norma al otorgar tal beneficio que no es otro que el Productor, a partir de la utilización de nueva tecnología que suponga nuevasREPÚBLICA DE COLOMBIA Hoja No, 9 de 25

ANH= AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS RESOLUCIÓN No. § 98 DE ¡19 ENE. 2015

Por la cual se resuelve el Recurso de Reposición interpuesto por ECOPETROL S.A. contra la Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 inversiones, mejore el factor de recobro del mismo y adicione nuevas reservas al pais, con lo cual se hace

Resolución ANH 1092 de octubre 24 de 2014 inversiones, mejore el factor de recobro del mismo y adicione nuevas reservas al pais, con lo cual se hace racional el incentivo de fa aplicación del régimen de regalías variable a la producción así obtenida” En el Parágrafo 3° del Artículo 16 de la Ley 141 de 1994, transcrito en la Resolución, se indica lo siguiente: “Igualmente se aplicará esta disposición a la producción incremental proveniente de los contratos de producción incremental aprobados previamente por el Ministerio de Minas y Energia y a los campos descubiertos no desarrollados, Se entenderá por producción incremental a aquella proveniente de los contratos firmados por Ecopetrol con terceros que tengan como objeto obtener de los campos ya existentes, huevas reservas provenientes de nuevas inversiones orientadas a la aplicación de tecnologías, para el recobro mejorado en el subsuelo que aumenten