CE - 250002337000201900199011SENTENCIA20230915110143

Radicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

Demandante: Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited

Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 601-350-6700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co

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CONSEJO DE ESTADO

SALA DE LO CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO

SECCIÓN CUARTA

CONSEJERA PONENTE: STELLA JEANNETTE CARVAJAL BASTO

Bogotá D.C. catorce (14) de septiembre de dos mil veintitrés (2023)

Referencia: NULIDAD Y RESTABLECIMIENTO DEL DERECHO Radicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

Demandante: PETROLÍFERA PETROLEUM (COLOMBIA) LIMITED Demandado: DIAN Temas: Renta 201 5. Costos. Deducciones. Amortización de intangibles.

Pagos por condenas judiciales y honorarios a árbitro. Ajustes por diferencia en cambio. Sanción por inexactitud.

SENTENCIA DE SEGUNDA INSTANCIA

La Sala decide el recurso de apelación interpuesto por la s partes, demandante y demandada, contra la sentencia del 16 de febrero de 2023 , proferida por el Tribunal Administrativo de Cundinamarca, Sección Cuarta, Subsección B, que resolvió:

«PRIMERO: Se DECLARA la nulidad parcial de la Liquidación Oficial de Revisión 312412018000106 del 15 de noviembre de 2018, por medio de la cual la DIAN determinó

«PRIMERO: Se DECLARA la nulidad parcial de la Liquidación Oficial de Revisión 312412018000106 del 15 de noviembre de 2018, por medio de la cual la DIAN determinó oficialmente el impuesto sobre la renta a cargo de la sociedad PETROLÍFERA PETROLEUM COLOMBIA LIMITED por el año gravable 2015, de conformidad con el análisis realizado en la parte motiva de esta providencia.

SEGUNDO: A título de restablecimiento del derecho se determina la obligación tributaria por el impuesto sobre la renta del año gravable 2015 a cargo de la sociedad actora, conforme a los conceptos y guarismos incluidos en la liquidación vertida en la parte considera tiva de esta providencia.

TERCERO: Por no haberse causado, no se condena en costas».

ANTECEDENTES

El 18 de abril de 201 6, Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited -en adelante Petrolíferapresentó declaración del impuesto sobre la renta y complementarios por el año gravable 20151, en la que registró otros activos por $69.076.528.000, patrimonio líquido de $310.634.150.000, costo de ventas de $147.497.374.000, gastos operacionales de administración de $165.110.790.000, impuesto a cargo de $17.529.352.000, sanciones de $18.733.0002 y saldo a favor de $14.253.234.000.

Previo requerimiento especial y respuesta al mismo , la División de Gestión de Liquidación de la Dirección Seccional de Impuestos de Bogotá expidió la Liquidación Oficial de Revisión 31241201 8000106 del 15 de noviembre de 201 8, la cual adicionó

Previo requerimiento especial y respuesta al mismo , la División de Gestión de Liquidación de la Dirección Seccional de Impuestos de Bogotá expidió la Liquidación Oficial de Revisión 31241201 8000106 del 15 de noviembre de 201 8, la cual adicionó $852.026.000 al renglón de otros activos, lo que , a su vez, incrementó el p atrimonio líquido declarado; rechazó parcialmente el costo de ventas en $3.152.931.000 y

1 Corregida el 23 de marzo de 2017. 2 Sanción por corrección.Radicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

Demandante: Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited

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2 desconoció gastos operacionales de administración por $1.057.139.000. Así, determinó el impuesto a cargo en $18.581.869.000, impuso sanción por inexactitud de $1.071.250.000 y disminuyó el saldo a favor a $12.148.200.000. La sociedad acudió per saltum ante la jurisdicción.

DEMANDA

La demandante, en ejercicio del medio de control de nulidad y restablecimiento del derecho formuló las siguientes pretensiones:

«1.1. Que es nula en su totalidad la Liquidación Oficial de Revisión 312412018000106 del 15 de noviembre de 2018, por medio de la cual la División de Gestión de Liquidación de la Dirección Seccional de Impuestos de Bogotá de la DIAN modificó la declaración de

15 de noviembre de 2018, por medio de la cual la División de Gestión de Liquidación de la Dirección Seccional de Impuestos de Bogotá de la DIAN modificó la declaración de impuestos sobre la renta del año gravable 2015.

1.2. En virtud de la declaratoria de nulidad de los actos administrativos anteriormente mencionados, a título de restablecimiento del derecho a favor de Petrolífera, solicito al señor

Juez declarar lo siguiente:

(a) Que los datos y factores consignados por Petrolífe ra Colombia en la declaración de su impuesto sobre la renta del año gravable 2015 son correctos.

(b) Que son improcedentes tanto el mayor impuesto a cargo como la imposición de la Sanción por Inexactitud determinados por la DIAN en el acto administrativo demandado.

(c) Que la declaración del impuesto sobre la renta del año gravable 201 5 presentada por Petrolífera se encuentra en firme.

(d) Que no son de cargo de mi representada las costas en que haya incurrido la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales con relación a la actuación administrativa, ni las de este proceso.

1.3. Que se condene en costas y agencias en derecho a la parte dema ndada».

La demandante invocó como normas violadas, las siguientes:

− Artículo 29 de la Constitución Política; − Artículo 137 del CPACA; − Artículos 105, 120, 142, 143, 647, 730 y 746 del Estatuto Tributario; y − Artículo 47 del Decreto 2649 de 1993.

Como concepto de la violación expuso, en síntesis, lo siguiente:

Los actos acusados vulneraron el principio de correspondencia y el derecho de defensa

− Artículo 47 del Decreto 2649 de 1993.

Como concepto de la violación expuso, en síntesis, lo siguiente:

Los actos acusados vulneraron el principio de correspondencia y el derecho de defensa de la sociedad, al abordar en la liquidación oficial un cargo no propuesto en el requerimiento especial, en el que se rechazó el costo por el pago de una sentencia condenatoria a Ecopetrol, porque la obligación nació en 2005 y no cumplía el principio de anualidad, mientras que, en la liquidación de revisión, la expensa se rechazó pues el pago no cumplió el requisito de causalidad, por tratarse de una condena por incumplimiento de contrato.

Existe falsa motivación y violación a la normativa superior, en tanto los actos acusados se basaron en supuestos de hecho alejados de la realidad, para justificar la modificaciónRadicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

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3 de la declaración. Conforme con la cláusula 3 , numeral 3.5, Anexo B del contrato de Asociación Guayuyaco, suscrito en 2005, la sociedad debió entregar a Ecopetrol un número determinable de barriles de crudo y, en un segundo momento ( año 2015), la compañía debió pagarle a Ecopetrol $3.138.570.000, en cumplimiento de lo ordenado en la sentencia del 22 de octubre de 2015, proferida por el Consejo de Estado, que creó

compañía debió pagarle a Ecopetrol $3.138.570.000, en cumplimiento de lo ordenado en la sentencia del 22 de octubre de 2015, proferida por el Consejo de Estado, que creó una obligación clara, expresa y exigible que podía detraerse de la renta, en los términos del artículo 107 del ET.

Proceden los gastos operacionales de administración correspondientes al Bloque Catguas por $852.025.997, pues la legislación tributaria no establece como requisito para la amortización de las inversiones infructuosas la certificación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-. La condición de infructuosidad de los pozos no se deriva de la existencia de ningún formato o certif icación, pues es te es un requisito administrativo y contractual, pero no fiscal.

Son deducibles los gastos operacionales de administración por $77.000.000, correspondientes al 50 % del valor pagado por honorarios a un árbitro, causados en el año 2015. El anticipo efectuado en 2014 solo se hizo efectivo una vez el tribunal de arbitramento se declaró competente para conocer del asunto.

Proceden la deducción de $142.473.687 y el costo de $14.360.561, por ajustes por diferencia en cambio, calculad os al momento de realizar el pago de las facturas, sin que se generara una menor renta líquida, pues el valor establecido no es el resultado de la sumatoria de la diferencia generada en cada factura. Petrolífera tasó la diferencia sobre dichas facturas al momento de realizar el pago; de ahí que no se modificó la base gravable o el impuesto a cargo, pues todo mayor o menor costo o deducción que se pudo haber producido por dicha razón quedó neutralizado por la aplicación de la

sobre dichas facturas al momento de realizar el pago; de ahí que no se modificó la base gravable o el impuesto a cargo, pues todo mayor o menor costo o deducción que se pudo haber producido por dicha razón quedó neutralizado por la aplicación de la diferencia al momento del pago o al cierre del periodo fiscal.

No se configuraron los supuestos para imponer sanción por inexactitud, pues los costos y deducciones cumplieron los requisitos legales para su procedencia. La información declarada fue veraz y completa , y e xiste una diferenc ia de criterios en torno a la interpretación del derecho aplicable , pues los conceptos declarados son completos y verdaderos, no se configuró lesividad, lo cual no fue controvertido por la DIAN.

CONTESTACIÓN DE LA DEMANDA

La DIAN, se opuso a las pretensiones de la demanda en los siguientes términos:

No violó el principio de correspondencia ni el derecho de defensa, pues l os actos acusados están debidamente motivados y soportados en las pruebas aportadas al proceso y en las normas que regulan la materia; existe correspondencia entre los argumentos en que se sustentan y la decisión que se adoptó en ellos. La Administración no tuvo en cuenta ningún hecho diferente a los planteados en el requerimiento ; simplemente reforzó los argumentos, con base en la respuesta dada por la petrolífera.

La obligación impuesta en la sentencia del 22 de octubre de 2015 , es una carga contractual que se debía cumplir a más tardar el 28 de diciembre de 2005, fecha en queRadicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

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4 Ecopetrol aceptó la comercialidad de los yacimientos Guayuyaco I y II, sin que se trate de una nueva deuda.

Al incumplir la cláusula 3.5 del anexo B del contrato, Petrolífera debió indemnizar su incumplimiento unilateral y consciente, hecho que no consti tuye una expensa obligatoria y necesaria, conforme con el artículo 107 del ET, ni una nueva obligación , pues esta preexistía y debió incluirse en la declaración de renta del año gravable 2005. Si Ecopetrol no hubiese in terpuesto la demanda, Petrolífera debía cumplir el contrato en virtud del principio pacta sunt servanda; por tanto, al ser la condena una sanción por incumplimiento de contrarto, no procede su reconocimiento.

No procede la deducción por amortización de las inversiones realizadas en el bloque Catguas, pozo que resultó infurctuoso, ante la ausencia de certificación de la ANH que declarara tal infructuosidad. Para determinar la infuctuosidad de un pozo, el artículo 30 de la Resolución 181495 de 2009 exige que el Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces, la apruebe, pues puede ocurrir que la Administración considere que el pozo sí es productivo, con lo cual se establecerá si quien invirtió en el proyecto acreditó las obligaciones derivadas del contrato de concesión, como es el pago de regalías. Adicionalmente, en ese año fiscal no se había determinado la improductividad del pozo

pozo sí es productivo, con lo cual se establecerá si quien invirtió en el proyecto acreditó las obligaciones derivadas del contrato de concesión, como es el pago de regalías. Adicionalmente, en ese año fiscal no se había determinado la improductividad del pozo en el cual recayó la inversión, de manera que no se cumplió la determinación contenida en el artículo 143 del ET.

Los pagos por honorarios del árbitro son improcedentes, pues fueron efectuados en el año 2014; además, no se relacionan con la actividad productora de renta de la sociedad, quien confundió costos y expensas ocasionales, como acudir a la jurisdicción alternativa -arbitraje-, sin acreditar los requisitos del artículo 107 del ET.

Los ajustes por difere ncia en cambio por operaciones facturadas con Cenit Transporte Logística de Hidrocarburos SAS, OCP Ecuador y EP Petroecuador no proceden por incumplir la normativa aplicable ( Decreto 2548 de 2014 , artículos 4 de la Ley 1314 de 2009, 165 de la Ley 1607 de 2012 , 773 y 774 del ET, 50 del Decreto 2649 de 1993 y Resolución 008 del Ban co de la República). Al tratarse de operaciones en moneda extranjera, la factura no es el único requisito formal para el reconocimiento de la expensa, que debe constar en certificados del Banco de la República. No se negó la existencia de la obligación contractual, ni se alegó omisión en la entrega de las facturas; no obstante, no se presentó soporte que demostrara la fecha en se pagó la operación, con lo cual se calculó la obligación con la tasa representativa del mercado en el último día del año gravable.

alegó omisión en la entrega de las facturas; no obstante, no se presentó soporte que demostrara la fecha en se pagó la operación, con lo cual se calculó la obligación con la tasa representativa del mercado en el último día del año gravable.

Se configuró inexactitud sancionable ante la inclusión de costos y gastos inexistentes . No existe diferencia de criterios ni errores de apreciación que eximan a la demandante de la imposición de la sanción. La inclusión de datos reales o la inexistencia de conducta dolosa por parte de la contribuyente no son motivo de exoneración.

SENTENCIA APELADA

El Tribunal Administrativo de Cundinamarca accedió parcialmente a las pretensiones de la demanda y no condenó en costas, por las siguientes razones:

No se violó el principio de correspondencia, pues el hecho discutido en el requerimiento especial y en la liquidación de revisión es el mismo, en relación con el desconocimientoRadicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

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5 del costo. Cuando el artículo 711 del ET alude a los hechos conducentes a modificar las declaraciones tributarias, se entiende en relación con los hechos económicos, que no con la argumentación efectuada sobre los mismos.

No hubo falsa motivación ni desconocimiento de las normas superiores en lo que refiere al rechazo del costo por pago de una sentencia condenatoria, pues la actora no podía

con la argumentación efectuada sobre los mismos.

No hubo falsa motivación ni desconocimiento de las normas superiores en lo que refiere al rechazo del costo por pago de una sentencia condenatoria, pues la actora no podía llevar el pago de una obligación causada en el año 2005 a la declaración de renta del año 2015, en tanto desconoce el principio de causación establecido en los artículos 58 del ET y 48 del Decreto 2649 de 1993.

El gasto por honorarios de árbitro es improcedente , pues la factura emitida por el prestador del servicio y la realización de la primera audiencia en la que el tribunal asumió la competencia del arbitramento sucedieron en el año 2014, independientemente de que el pago se efectuara con posterioridad.

Procede la deducción por amortización de intangibles por la i nfructuosidad en la exploración de pozos petrolíferos. La exigencia de que medie pronunciamiento de la ANH sobre el abandono de pozos secos o no exitosos escapa a la normativa tributaria. Como consecuencia de la procedencia de la deducción por amortización , se varía el renglón de «otros activos» de la declaración privada, pues la DIAN consideró que esta debía llevarse como un mayor valor de los activos intangibles, de manera que debe disminuirse en $852.025.997 el renglón 38 de la liquidación oficial.

No proceden los ajustes por diferencia en cambio incluidos en el costo por presta ción del servicio de transporte con Cenit Transporte Logística de Hidrocarburos SAS y en la deducción por gastos con OCP Ecuador y EP Petroecuador, ante la falta de soportes ciertos que den cuenta de las fechas de pago de las operaciones en dólares , que

del servicio de transporte con Cenit Transporte Logística de Hidrocarburos SAS y en la deducción por gastos con OCP Ecuador y EP Petroecuador, ante la falta de soportes ciertos que den cuenta de las fechas de pago de las operaciones en dólares , que permitieran determinar los montos afectados por la fluctuación monetaria.

Procede la sanción por inexactitud ante la inclusión de costos y deducciones improcedentes que derivaron en un menor impuesto a cargo, que se reliquidará ante la procedencia del gasto reconocido. No se configuró diferencia de criterios , pues se demostró la ausencia de soportes de las erogaciones desconocidas.

No procede la condena en costas, por no demostrarse su causación.

RECURSOS DE APELACIÓN

La demandante presentó recurso de apelación, con los siguientes argumentos:

La decisión apelada incurrió en defecto sustantivo, porque: (i) aplicó el artículo 105 del ET de forma aislada a los principios de contabilidad, específicamente el de prudencia, lo que generó que determinara que la compañía debía deducir el costo por pago de la sentencia condenatoria del 22 de octubre de 2015, en el año 2005, a pesar de que este no se causó en es te año , lo que no corresponde con la realidad económica de la empresa y, (ii) se aplicó erróneamente el artículo 647 del ET, a pesar de que la sociedad no incurrió en los supuestos sancionables.Radicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

Demandante: Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited

no incurrió en los supuestos sancionables.Radicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

Demandante: Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited

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6 También incurrió en defecto fáctico al valor ar indebidamente las pruebas que demuestran que la compañía calculó la diferencia en cambio sin afectar la renta líquida del ejercicio. A lo largo del proceso, Petrolífera explicó detalladamente la forma como realizó los cálculos de la deducción por diferencia en cambio, que son acordes con la normativa vigente a la fecha de presentación de la declaración, y están respaldados con soportes internos y externos de la contabilidad (allegados al expediente administrativo y judicial). Se insiste que «Petrolífera calculó la respectiva diferencia en cambio sobre estas facturas al momento de realizar su pago o, en su defecto, al cierre del año, por lo cual no hay lugar a modificar la base gravable o el impuesto a cargo. Todo mayor valor o menor costo que se pudiese haber producido por esta razón fue neutralizado en virtud de la aplicación de la diferencia en cambio al momento del pago de dichas facturas o, en su defecto, al cierre del periodo fiscal».

Al Tribunal le correspondía pronunciarse sobre las pruebas aportadas y señalar las razones por las cuales consider ó que no eran suficientes para demostrar que los cálculos del ajuste eran errados o que la información contenida en los mismos es falsa.

Los gastos operacionales de administración, equivalentes al 50% de los honorarios del árbitro son procedentes, pues se causaron cuando el tribunal se declaró competente,

cálculos del ajuste eran errados o que la información contenida en los mismos es falsa.

Los gastos operacionales de administración, equivalentes al 50% de los honorarios del árbitro son procedentes, pues se causaron cuando el tribunal se declaró competente, en el año gravable 2015.

La DIAN apeló la glosa reconocida por amortización de intangibles, por la infructuosidad en la exploración de pozos petrolíferos. Para determinar la infructuosidad de un pozo es necesario que la ANH la certifique, así como el cumplimiento de las obligaciones del contratista (pago de las regalías).

Según los registros y la contabilidad de la sociedad, se probó que el contrato Catguas, para el año gravable 2015 , estaba en etapa exploratoria pero suspendido, por lo que los costos de exploración en que se haya incurrido deb ieron ser capitalizados hasta establecer si los resultados eran exitosos o infructuosos para proceder a su amortización, según los artículos 142 y 143 del ET. En desarrollo del contrato , el contratista debía informar y obtener el pronunciamiento de la ANH sobre la determinación de si el pozo era o no improductivo . La amortización es improcedente, pues en ese año fiscal no se determinó la improductividad del pozo en el que recayó la inversión, de manera que no se cumplió la determinación prevista en el artículo 143 del ET. Contrario a lo concluido en la sentencia, es indispensable el acto administrativo del Ministerio de Minas, o quien haga sus veces, que determine la infructuosidad del pozo, según lo previsto en el artículo 30 de la Resolución 181495 de 2 de septiembre de 2009, con lo cual procede revocar la sentencia apelada en lo desfavorable a la entidad.

según lo previsto en el artículo 30 de la Resolución 181495 de 2 de septiembre de 2009, con lo cual procede revocar la sentencia apelada en lo desfavorable a la entidad.

TRÁMITE PROCESAL DE SEGUNDA INSTANCIA

Las partes demandante y demandada no se pronunciaron. El Ministerio Público no conceptuó.

CONSIDERACIONES DE LA SALA

Se decide sobre la legalidad de los actos administrativos que modificaron la declaración del impuesto sobre la renta presentada por Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited , correspondiente al año gravable 2015.Radicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

Demandante: Petrolífera Petroleum (Colombia) Limited

Calle 12 No. 7-65 – Tel: (57) 601-350-6700 – Bogotá D.C. – Colombia www.consejodeestado.gov.co

7 En los términos de los recursos de apelación, se debe establecer si proceden: i) los costos por $3.152.930.575, por la «Acción contractual contra la contribuyente derivada del Contrato de Asociación Guayuyaco ($3.138.570.014) y de las Transacciones por servicios de transporte a través del oleoducto con Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos SAS ($14.360.561) »: ii) las deducciones por $1.057.139.000 por «amortización de intangibles ($852.025.997), a sesoría jurídica - Honorarios de árbitro en el proceso Gran Tierra Energy Colombia Ltd a. y Agencia Nacional de

deducciones por $1.057.139.000 por «amortización de intangibles ($852.025.997), a sesoría jurídica - Honorarios de árbitro en el proceso Gran Tierra Energy Colombia Ltd a. y Agencia Nacional de Hidrocarburos ($77.000.000) y pagos efectuados a las empresas OCP Ecuador y EP Petroecuador ($128.113.126» y, iii) la sanción por inexactitud.

No se analizará la v iolación del principio de correspondencia, pues no fue materia de apelación. Adicionalmente, se estudiarán conjuntamente los costos por «Transacciones por servicios de transporte a través del oleoducto con Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos SAS ($14.360.561)» y la deducción correspondiente a «gastos con las empresas OCP Ecuador y EP Petroecuador ($128.113.126)», relacionadas con e l desconocimiento de ajustes por diferencia en cambio, al registrar operaciones con una TRM diferente a la exigida.

Costo por pago de condena judicial - $3.138.570.014

La demandante adujo que la DIAN interpretó erróneamente el artículo 105 del ET, por considerar que el costo para cumplir con la sentencia del Consejo de Estado el 22 de octubre de 2015 -en la cual se le condenó a pagar a ECOPETROL una suma dineraria como consecuencia de una controversia contractual ligada al Contrato de Asociación Guayuyaco - nació en el año 2005, y no con la expedición de esa providencia.

A su turno, la DIAN consideró que, conforme con el principio de causación, el costo se entiende realizado según la cláusula pactada con Ecopetrol , en la fecha en que se

el año 2005, y no con la expedición de esa providencia.

A su turno, la DIAN consideró que, conforme con el principio de causación, el costo se entiende realizado según la cláusula pactada con Ecopetrol , en la fecha en que se aceptó la comercialidad del pozo, esto es, el 28 de diciembre de 2005, y no al efectuar el pago de la condena ordenada en la sentencia. Explicó que la erogación no cumplía los requisitos de causalidad y necesidad , por ser una sanción impuesta a Petrolífera por el incumplimiento parcial de un contrato, que no es necesaria para la actividad económica, no participa en la producción de la renta ni es acostumbrada en la actividad comercial desarrollada por la actora.

En la cláusula 3, numeral 3.5 , A nexo B del contrato de asociación Guayuyaco , celebrado entre Ecopetrol SA y Argos y Energy Internacional ( Hoy Gran Tierra Energy Ltda.) se estipuló que:

«CLÁUSULA 3.- PRUEBAS EXTENSAS DE PRODUCCIÓN

El siguiente es el procedimiento establecido para la ejecución de pruebas extensas de producción en pozos de exploración y para el manejo de los hidrocarburos provenientes de tales pruebas, previas a la aceptación o no de la existencia de un campo comercial por parte de ECOPETROL, de conformidad con la cláusula 9 (sic) del contrato: (…)

3.5. Los volúmenes producidos en las pruebas extensas de producción serán los recuperados del respectivo pozo de exploración en el tiempo máximo de prueba aportado por el Ministerio de Minas y Energía en el permiso correspondiente , descontando cualquier

3.5. Los volúmenes producidos en las pruebas extensas de producción serán los recuperados del respectivo pozo de exploración en el tiempo máximo de prueba aportado por el Ministerio de Minas y Energía en el permiso correspondiente , descontando cualquier volumen de los hidrocarburos usados como consumo en las operaciones de las pruebas. La producción restante, después de descontado el porcentaje correspondiente a las regalías , las cuales serán pagadas directamente por ECOPETROL será tomada por LA ASOCIADA y los ingresos provenientes de la valorización de tales hidrocarburos, al precio de referencia acordado por las partes, serán deducidos de los costos directos de exploración del respectivo pozo de exploración hasta un máximo del treinta por ciento (30%) de tales costos, para efectos de su recuperación o reembolso en el siguiente orden: i) Costos Directos deRadicación: 25000-23-37-000-2019-00199-01 (27643)

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8 Exploración de las Pruebas Extensas de Producción; ii) Costos Directos de Exploración de los Trabajos de Exploración anteriores a la perforación del respectivo pozo de exploración y iii) Costos Directos de Exploración de los Trabajos de Exploración anteriores a la perforación del respectivo pozo de exploración. Una vez recup erado el treinta por ciento ( 30%) de los costos directos de exploración, la producción proveniente de las pruebas extensas de

del respectivo pozo de exploración. Una vez recup erado el treinta por ciento ( 30%) de los costos directos de exploración, la producción proveniente de las pruebas extensas de producción se distribuirá entre las partes en la proporción de treinta por ciento (30%) para ECOPETROL y de setenta por ciento (70%) para LA ASOCIADA […]»

Ante el incumplimiento de la cláusula pactada, Ecopetrol instauró demanda de controversias contractuales contra Gran Tierra Energy Colombia y la demandante, en la que se solicitó condenar a las demandadas al pago de 44.939 barriles de crudo.

El 22 de octubre de 2015, la Sección Tercera, Subsección C , del Consejo de Estado , dentro del Expediente 48.061, dictó sentencia en la cual declaró el incumplimiento de manera solidaria de las empresas demandadas, en los siguientes términos:

«8.4 Incumplimiento de la cláusula 3.5 del anexo B del contrato de Asociación “Guayuyaco”

Finalmente, para revisar el cumplimiento de las obligaciones contractuales que la cláusula 3.5 del Anexo B - Acuerdo de Operaciones radica en cabeza de LA ASOCIADA, la Sala quiere reiterar que la fórmula establecida en dicha estipulación dispone que la ASOCIADA toma el 100% de la producción obtenida en las pruebas extensas durante el periodo de exploración y descuenta los hidrocarburos que se requieren para la operación misma; luego descuenta el porcentaje correspondiente a regalías (8%); seguidamente descuenta hasta el 30% de los costos directos de producción para reembolsarse a sí misma, esto es, recuperar

exploración y descuenta los hidrocarburos que se requieren para la operación misma; luego descuenta el porcentaje correspondiente a regalías (8%); seguidamente descuenta hasta el 30% de los costos directos de producción para reembolsarse a sí misma, esto es, recuperar las erogaciones monetarias en que ella incurrió durante la etapa de exploración; y finalmente debe distribuir el saldo de dicha producción entre las partes contractuales y en las proporciones contractualmente señaladas, esto es, 70 % para LA ASOCIADA y 30% par a

ECOPETROL. […]

Al respecto, la Sala prevé que la satisfacción efectiva de la prestación de bida, como también quedó evidenciado dentro del plenario, debió efectuarse a más tardar el 28 de diciembre de 2005, fecha en la cual ECOPETROL acept ó la comercialidad de los yacimientos Guayuyaco I y II, pues en este momento variaron las condiciones del negocio entre tanto que la labor que durante la etapa de exploración fue a cuenta y riesgo de LA ASOCIADA, a partir de aquí se convertía en conjunta y obligaba al corte o ajuste de cuentas entre las partes. Es por ello que el contrato exigió que una vez aceptada la comercialidad de los yacimientos se integrara el Comité Ejecutivo, por cuanto a partir de este momento la operación sería conjunta.

Del mismo modo