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LAUDO ARBITRAL

TRIBUNAL DE ARBITRAMENTO

EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. E.S.P.

Vs.

COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE SOCHAGOTA S.A. E.S.P.

Bogotá, D.C., veintiuno (21) de octubre dos mil cuatro (2004)



TABLA DE CONTENIDO

LAUDO ARBITRAL

Bogotá, D.C., veintiuno (21) de octubre de Dos mil cuatro (2004)


Agotado el trámite arbitral, y estando dentro de la oportunidad para hacerlo, procede el Tribunal de Arbitramento a proferir el Laudo que pone fin al proceso arbitral seguido entre Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. (en adelante “ ;EBSA”) y la Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. E.S.P. (en adelante “CES”).

CAPITULO I.- EL PROCESO

A.- ANTECEDENTES

A.1.- EL CONTRATO QUE DIO LUGAR AL PROCESO ENTRE EBSA Y CES:

El 4 de marzo de 1994 se suscribió un contrato entre la Empresa Electrificadora de Boyacá S.A. y la Compañía Elé ctrica de Sochagota S.A., denominado “Contrato No. 94.016 para el suministro de energía y disponibilidad de potencia” , (en adelante “el Contrato”), cuyo objeto consistía según la cláusula segunda en el “suministro de energía y de disponibilidad de potencia, durante un periodo de 20 Años de Acuerdo, por parte del CONTRATISTA y del CONTRATANTE de conformidad con las condiciones establecidas en los té rminos de referencia de la Convocatoria Pública Internacional que dio origen a este CONTRATO y en las cláusulas aquí estipuladas.”

Posteriormente, el Contrato fue modificado y adicionado por las partes en varias oportunidades. Las mencionadas modificaciones y adiciones fueron recogidas en una “versión integrada suscrita entre las partes el 9 de febrero de 1996” , para aquél entonces la Electrificadora de Boyacá S.A. había cambiado su nombre por “Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.”. Adicionalmente, esta versión integrada del Contrato fue modificada y adicionada nuevamente por los contratantes en varias ocasiones.

A.2.- PARTES PROCESALES:

Las partes son personas jurídicas, regularmente constituidas y han acreditado en legal forma su existencia y representación, mediante los documentos que, en relación con cada una, obran en el expediente:

CONVOCANTE Y CONVOCADA EN RECONVENCIÓN: Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P., es una empresa de servicios públicos de carácter mixto, del tipo de las anónimas, con domicilio principal en la ciudad de Tunja, Boyacá, constituida y existente de conformidad con las leyes de la República de Colombia, mediante escritura pú blica N° 268 del 9 de febrero de 1955 de la Notaría 5 del Círculo de Bogotá.

CONVOCADA Y CONVOCANTE EN RECONVENCIÓN: Compañía Elé ;ctrica de Sochagota S.A. E.S.P., es una empresa de servicios públicos, del tipo de las anónimas, con domicilio principal en la ciudad de Tunja, Boyacá, constituida y existente de conformidad con las leyes de la República de Colombia, mediante escritura pública N° 359 del 28 de enero de 1994 de la Notaría 18 del Círculo de Bogotá.

A.3.- CAPACIDAD:

Las sociedades que conforman la parte convocante y convocada, en su condición de personas jurídicas válidamente constituidas y legalmente existentes, tienen capacidad para transigir.

A.4.- PACTO ARBITRAL:

El Contrato contiene en la cláusula Cuadragésima Séptima el pacto arbitral, cuyo texto, de acuerdo con la versión integrada del mismo suscrita el 9 de febrero de 1996, es el siguiente:

"Toda disputa que surgiere durante la ejecución de este CONTRATO y hasta la liquidación del mismo, sin perjuicio de las restricciones que se determinan en el parágrafo segundo (sic) de esta Cláusula, que no pueden ser resueltas entre las partes después de agotar el procedimiento que se enuncia a continuación, serán dirimidas por un Tribunal de Arbitramento de acuerdo con las reglas que aquí se fijan:

a. Cualquier diferencia que surja con ocasión de la celebración del presente Contrato, y de su ejecución, interpretación, desarrollo, terminación, liquidación o cumplimiento, será sometida a la decisión de un tribunal de Arbitramento integrado por tres (3) árbitros designados de mutuo acuerdo por las partes o, en su defecto, por el Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la Cámara de Comercio de Santafé de Bogotá, D.C., previa solicitud presentada por cualquiera de las partes. El Tribunal así constituí ;do sesionará en las instalaciones del Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantil de la citada Cámara de Comercio de Bogotá, se sujetará a lo dispuesto por la legislación vigente y emitirá su laudo en derecho.

b. Escogencia del Experto. Si las partes acuerdan por escrito que la disputa debe remitirse a un experto, éste será escogido de común acuerdo en un lapso no mayor de diez (10) días. Sin embargo, cualquiera de las partes, tiene el derecho de consultar una segunda opinión. El experto debe rendir su experticio en un periodo no mayor a cuarenta y cinco (45) días, contados a partir de su nombramiento.

c. Reglas para convocar el Tribunal de Arbitramento: Si alguna de las partes decide no remitir la controversia a un experto, o si las partes no se ponen de acuerdo en la escogencia del experto, o si el experto no llega a ninguna determinación dentro de los cuarenta y cinco (45) días siguientes a su nombramiento, o si finalmente las partes no aceptan la determinació ;n del experto, se procederá a convocar el Tribunal de Arbitramento lo cual se hará de acuerdo con las siguientes reglas:

(i) El Tribunal estará integrado por tres (3) árbitros nombrados por las partes y en su defecto por la Cámara de Comercio de Santafé de Bogotá.

(ii) Los árbitros serán ciudadanos colombianos en ejercicio y abogados titulados.

(iii) La organización y funcionamiento del Tribunal se sujetará a lo estipulado en esta cláusula y a lo dispuesto en el Reglamento del Centro de Arbitraje y Conciliación Mercantiles de la Cámara de Comercio de Santafé de Bogotá.

(iv) El Tribunal decidirá siempre en derecho.

(v) El Tribunal funcionará en la ciudad de Santafé de Bogotá.

PARÁGRAFO: Cuando se hayan cumplido las etapas establecidas en esta Cláusula y una de las partes considere necesario someter las controversias a un Tribunal de Arbitramento, lo comunicará por escrito a la otra parte a fin de nombrar de común acuerdo los árbitros. Si dentro del mes siguiente a la recepción de la comunicación, las partes no se hubiesen reunido o habiéndolo hecho, no hubieren acordado la integración del Tribunal, cualquiera de ellas podrá solicitar a la Cámara de Comercio de Bogotá que proceda a su integración para darle curso al proceso arbitral. No obstante lo anterior, si las partes se pusieren de acuerdo solo en un (1) o en dos (2) de los árbitros, la Cámara de Comercio designará el á rbitro o árbitros que faltasen."

A.5.- ÁRBITROS:

El 30 de enero de 2002 las partes y sus apoderados acordaron designar como árbitros principales para la integración de este Tribunal de Arbitramento a los doctores María Cristina Morales de Barrios, Jorge Suescún Melo y Carlos Esteban Jaramillo Schloss, quienes previamente informados por el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá (en adelante “el Centro de Arbitraje”), manifestaron su aceptación dentro del término legal.

A.6.- LAUDO EN DERECHO, LUGAR DE FUNCIONAMIENTO DEL TRIBUNAL, DURACIÓN DEL PROCESO:

Por disposición de las partes expresada en el pacto arbitral, el presente laudo habrá de proferirse en derecho y la sede para el funcionamiento del Tribunal es la ciudad de Bogotá, D.C.. Al no establecer las partes el término de duración del proceso, é ;ste habrá de ser menor de seis (6) meses contados a partir de la finalización de la primera audiencia de trámite, conforme a lo dispuesto por el Artículo 103 de la Ley 23 de 1991, teniendo en cuenta las suspensiones solicitadas por las partes o sus apoderados durante el transcurso del proceso.

B.- TRAMITE INICIAL

B.1.- LA DEMANDA Y LA RECONVENCIÓN:

El día 27 de febrero de 2002, EBSA, por conducto de apoderado especial, solicitó la convocatoria de este Tribunal al Centro de Arbitraje mediante memorial contentivo de la demanda, la cual fue admitida por el referido Centro mediante providencia del 14 de marzo de 2002, en la cual se reconoció personería al apoderado de EBSA. En virtud de esta misma providencia, de la solicitud de convocatoria contentiva de la demanda se corrió traslado a la sociedad convocada, CES, en los términos de los Artículos 428 y concordantes del Código de Procedimiento Civil, por tratarse de un asunto de mayor cuantía.

El 20 de marzo de 2002 CES quedó notificada por conducta concluyente del auto admisorio de la convocatoria, mediante la interposición, en esa misma fecha, de recurso de reposición contra dicha providencia.

El 26 de marzo de 2002, el apoderado de CES presentó ante el Centro de Arbitraje un nuevo memorial dando alcance al recurso de reposición interpuesto el día 20 del mismo mes y año, encontrándose dentro del término de ejecutoria del auto admisorio, el cual corrió los días 21, 22 y 26 de marzo de 2002 (el día 25 fue festivo).

El 27 de marzo de 2002, y estando dentro del término del Artículo 349 del C.P.C., el apoderado de EBSA descorrió el traslado del memorial del recurso de reposición presentado por CES el 20 del mismo mes y año; y el 3 de abril de 2002, también en término, el apoderado de EBSA hizo lo propio respecto del escrito de CES del 26 de marzo de 2002.

El 4 de abril de 2002, el apoderado de CES presentó ante el Centro de Arbitraje un nuevo memorial, mediante el cual formuló algunos comentarios respecto de las manifestaciones contenidas en los escritos presentados por el apoderado de EBSA para descorrer los traslados de los memoriales contentivos del recurso de reposición de CES.

Mediante providencia del 7 de mayo de 2002 el Centro de Arbitraje resolvió el recurso de reposición contra el auto admisorio de la convocatoria en el sentido de NO REVOCARLO, y reconoció personerí a jurídica al apoderado de CES.

El 23 de mayo de 2002, estando dentro del término legal y por conducto de su apoderado especial, CES dio contestación a la demanda presentada por EBSA, se opuso a las pretensiones de la convocante y formuló sus excepciones de mérito; del escrito correspondiente se corrió traslado el 26 de junio de 2002.

El 23 de mayo de 2002, dentro de la oportunidad procesal, CES presentó demanda de reconvención contra EBSA.

El Centro de Arbitraje, mediante providencia del 5 de junio de 2002, admitió la demanda de reconvención presentada por CES y corrió traslado de la misma en los términos del Artículo 400 del C.P.C..

Mediante escrito radicado en el Centro de Arbitraje el 24 de junio de 2002, el apoderado de EBSA contestó la demanda de reconvención presentada por CES, oponiéndose a la prosperidad de todas las pretensiones y formulando sus excepciones de mérito. Del escrito correspondiente se corrió traslado el 26 de junio de 2002.

El 2 de julio de 2002, el apoderado de CES presentó escrito descorriendo el traslado de la contestación de la demanda de reconvención por parte de EBSA, y lo propio hizo, en la misma fecha, el apoderado de EBSA, respecto de la contestación de la demanda inicial por parte de CES, en ambos casos solicitando pruebas respecto de las excepciones de la contraparte.

El 27 de septiembre de 2002 se recibieron en la oficina del Secretario del Tribunal, tres escritos presentados por el señor apoderado de CES, titulados, respectivamente, así:

“SOLICITUD DE INTEGRACIÓN DEL CONTRADICTORIO”;

“FALTA DE COMPETENCIA PARA CONOCER DE LA NULIDAD ABSOLUTA DEL CONTRATO NO. 94.016 POR OBJETO ILÍCITO PRETENDIDA POR EBSA”; y

“SOLICITUD DE QUE SE DECRETE LA TOTALIDAD DE PRUEBAS PEDIDAS POR LA COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE SOCHAGOTA S.A. E.S.P. PARA EJERCER SU DEFENSA”.

Los referidos documentos se agregaron al expediente, y de los mismos se remitió copia que adjuntó el apoderado de CES, con destino a cada uno de los árbitros, como consta en el respectivo Informe Secretarial de 27 de septiembre de 2002.

El 10 de octubre de 2002 el apoderado de EBSA presentó en la Secretaría del Tribunal un escrito de reforma de la demanda incorporando en éste la demanda completa, reformada. Como consecuencia de lo anterior, en la fecha señalada no se surtió la primera audiencia de trámite, sino que se limitó a correr traslado a la parte convocada de la reforma de la demanda presentada por la parte convocante.

El 31 de octubre de 2002, estando dentro del término legal, el apoderado de CES presentó en la Secretaría del Tribunal un escrito titulado “Contestación a la denominada Reforma de la Demanda”, del cual se corrió traslado a EBSA mediante fijación en lista del 5 de noviembre de 2002.

El 8 de noviembre de 2002, estando dentro del término legal, el apoderado de EBSA presentó el escrito mediante el cual descorrió el traslado del escrito anteriormente referido.

B.2.- CONCILIACIÓN:

Previa convocatoria por parte del Centro de Arbitraje a las partes y a sus apoderados, a los árbitros designados por ellas y al Procurador Judicial Once ante el Tribunal Administrativo de Cundinamarca, y en cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 121 de la Ley 446 de 1998 (Art. 141 Decreto 1818/98), el 17 de julio de 2002 se llevó a cabo en el Centro de Arbitraje la Audiencia de Conciliación, según consta en el Acta correspondiente a dicha reunión que obra en el expediente, finalizando sin lograrse acuerdo alguno entre las partes sobre sus diferencias relativas al Contrato 94.016.

B.3.- INSTALACIÓN DEL TRIBUNAL:

Previa convocatoria por parte del Centro de Arbitraje a las partes y a sus apoderados, a los árbitros designados por ellas y al Procurador Judicial Once ante el Tribunal Administrativo de Cundinamarca, el 21 de agosto de 2002, en presencia de todos los convocados y del representante del Centro de Arbitraje, se dio inicio a la audiencia de instalación, la cual fue suspendida y reanudada el día 30 del mismo mes y año, fecha en la cual se designó al Secretario y se profirió el Auto N° 1, mediante el cual se declaró legalmente instalado el Tribunal y se fijaron las sumas correspondientes a los honorarios de los árbitros y el secretario, los gastos de funcionamiento y administración del Centro de Arbitraje, y otros gastos, todo lo cual consta en el Acta N° 1, correspondiente a las reuniones del 21 y 30 de agosto de 2002.

El 30 de agosto de 2002, se reunieron el Presidente y el designado Secretario del Tribunal, con el fin de dar posesión a éste último, como consta en el Acta N° 2, correspondiente a dicha reunión.

El 20 de septiembre de 2002 el Secretario suscribió un Informe Secretarial, mediante el cual puso en conocimiento del Tribunal “que EBSA entregó, mediante consignaciones efectuadas a ó rdenes del Presidente, las sumas fijadas a su cargo por el Tribunal en audiencia del 30 de agosto de 2002, por concepto de honorarios de los á rbitros y del secretario, gastos de funcionamiento y administración del Centro de Arbitraje y Conciliación y otros gastos, dentro de la oportunidad que dispone el Artículo 22 del Decreto 2279 de 1989, compilado en el Artículo 144 del Decreto 1818 de 1.998. CES, por su parte, no depositó las sumas a su cargo, siendo así que EBSA consignó lo correspondiente a aquella, dentro del término de Ley”.

El 10 de octubre de 2002, se reunieron los árbitros y el secretario; en el curso de la reunión, el Tribunal profirió el Auto N° 2, mediante el cual se trasladó la sede de la Secretaría del Tribunal a la Carrera 12 N° 70-31 y se fijó la fecha para la realización de la primera audiencia de trámite el 22 de octubre de 2002, a las 2:30 p.m., como consta en el Acta N° 3. La providencia proferida fue notificada personalmente a los apoderados de las partes e informada al señor Procurador Once Judicial Administrativo.

B.4.- APODERADOS:

Por tratarse de un arbitramento en derecho, las partes comparecen al proceso arbitral representadas por abogados, según lo dispone el Artículo 118 de la Ley 446 de 1998 (Art. 122 Decreto 1818/98). En cuanto a la parte convocante (EBSA) está representada por el doctor Hugo Palacios Mejía y la parte convocada (CES), por el doctor Hernán Guillermo Aldana Duque, según poderes especiales conferidos por las partes y que obran en el expediente.

B.5.- PRIMERA AUDIENCIA DE TRAMITE:

Mediante providencia de 12 de noviembre de 2002, notificada personalmente a los apoderados, el Tribunal fijó como fecha y hora para la realizació ;n de la Primera Audiencia de Trámite el día 28 de noviembre de 2002, a las 3:00 p.m., en la sede del Tribunal ubicada en la Calle 72 N° 7-82 Piso 8º de la ciudad de Bogotá, D.C.. En la referida audiencia el Tribunal, mediante Auto, aceptó ser competente para conocer y decidir en derecho sobre las pretensiones formuladas en la demanda por EBSA en su versión reformada y en la demanda de reconvención por CES, así como sobre las excepciones planteadas por CES en su contestación a la demanda reformada, y por EBSA en su contestació n de la reconvención.

El apoderado de CES interpuso recurso de reposición contra el Auto así proferido por el Tribunal, con el objeto de que fuera revocado. Del recurso se corrió traslado al apoderado de EBSA quien lo descorrió ; en la misma audiencia. El Tribunal, mediante providencia proferida en la misma audiencia, decidió suspenderla para ser continuada el 9 de diciembre de 2002, fecha posteriormente modificada para el 27 de enero de 2003, mediante Auto de 6 de diciembre de 2002. Es así como, el 27 de enero de 2003, el Tribunal mediante Auto resolvió el recurso de reposició n interpuesto por el apoderado de CES, en el sentido de no reponer el auto de fecha 28 de noviembre de 2002 por medio del cual aceptó su propia competencia para conocer y decidir sobre las pretensiones y excepciones planteadas por las partes en el presente proceso.

En la misma audiencia, el Tribunal decidió sobre la solicitud formulada por el apoderado de CES en el sentido de citar al proceso a Lloyds Trust S.A. para que manifieste si adhiere o no al pacto arbitral que dio lugar al presente proceso. Al respecto, el Tribunal mediante Auto proferido en audiencia resolvió negar la solicitud de citación en los términos del Artículo 149 del Decreto 1818 de 1998 a Lloyds Trust S.A.. El apoderado de CES interpuso recurso de reposición contra el Auto así proferido por el Tribunal, con el objeto de que fuera revocado. Del recurso se corrió traslado al apoderado de EBSA quien lo descorrió ; en la misma audiencia. En ese estado, el Tribunal decidió suspender la audiencia para ser continuada el 3 de febrero de 2003, fecha en la cual, el Tribunal precedió a desatar el recurso de reposición interpuesto por el apoderado de CES y en consecuencia, mediante providencia proferida en audiencia decidió no reponer el Auto recurrido.

En ese estado, el Tribunal suspendió la Primera Audiencia de Trá mite, la cual fue continuada el 13 de marzo de 2003, en el curso de la cual, el Tribunal, mediante Auto decretó las pruebas del proceso, dándose por terminada así la Primera Audiencia de Trámite. El anterior Auto fue adicionado y modificado mediante providencia del 14 de marzo de 2003.

C.- EL DESARROLLO DEL PROCESO

Habiendo la parte convocante consignado la totalidad del valor decretado por concepto de honorarios de los árbitros y del secretario, así como de gastos del arbitramento, importes estos que en la proporción fijada le fueron restituidos por la convocada posteriormente, el Tribunal asumió ; competencia mediante las providencias proferidas en el curso de la Primera Audiencia de Trámite a las que ya se hizo alusión.

Las pruebas decretadas por el Tribunal se practicaron en su totalidad, con excepción de aquellas respecto de las cuales las partes desistieron válidamente de su práctica.

Mediante providencia proferida por el Tribunal el 27 de abril de 2004, habiéndose evacuado la totalidad de las pruebas decretadas por el Tribunal -con las salvedades atrás indicadas-, el Tribunal procedió a citar a las partes para que presentaran sus alegatos de conclusión, lo cual se llevó a efecto en audiencia que se celebró el 7 de julio de 2004, en la cual los apoderados de las partes expusieron oralmente sus alegaciones y presentaron un resumen escrito de las mismas.

El 15 de octubre de 2004, fue recibido en la Secretaría del Tribunal, un escrito del doctor Rafael Castro Socarrás, Procurador Once Judicial Administrativo, el cual contiene el concepto del Ministerio Público en cumplimiento de lo dispuesto “(...) en el Título X capítulo II de la Constitución Política de Colombia, y el artículo 127 del C.C.A., concordante con el decreto 2279 de 1989 (...)”.

Mediante Auto proferido por el Tribunal el 16 de septiembre de 2004, se citó a las partes para llevar a cabo la audiencia de fallo.

Surtidas en legal forma todas las etapas procesales del arbitramento, el Tribunal se halla dentro del término legal para proferir el presente laudo, habida cuenta que el plazo de seis (6) meses contados a partir de la Primera Audiencia de Trámite de que dispone para ello, de conformidad con lo establecido en el Artículo 103 de la ley 23 de 1991, comenzó a correr en la fecha en que culminó la Primera Audiencia de Trámite, el 13 de marzo de 2003 (Acta No 9), habiendo sido suspendidos los términos en varias oportunidades por solicitud conjunta de las partes, así: entre los días 8 de julio y 21 de agosto de 2003, ambos inclusive (Acta N° 24); entre los dí as 30 de agosto y 27 de noviembre de 2003, ambos inclusive (Acta N° 25); entre los días 6 de diciembre y 25 de enero de 2003, ambos inclusive (Acta N° 26); y entre los días 8 de julio y 8 de septiembre de 2004, ambos inclusive (Acta N° 28) para un total de trescientos tres (303) días comunes de suspensión de términos.

Adicionalmente, los apoderados de las partes en Audiencia de 29 de marzo de 2004 (Acta N° 27) manifestaron que “(...) en ejercicio de las expresas facultades conferidas a cada uno de ellos por los representantes legales de sus respectivas poderdantes, solicitan conjuntamente al Tribunal la prórroga del plazo de duración del presente proceso arbitral por seis (6) meses contados a partir de la fecha de expiración del té rmino inicial.” La anterior solicitud fue atendida por el Tribunal mediante Auto de la misma fecha.

D.- PRESUPUESTOS PROCESALES

Antes de entrar a decidir sobre el fondo, el Tribunal advierte que en el presente proceso se reúnen a cabalidad los presupuestos procesales, o sea, los requisitos indispensables para la validez del proceso, y en consecuencia hay lugar a efectuar el pronunciamiento de mérito correspondiente.

En efecto, de los documentos aportados al proceso y examinados por el Tribunal, aparece:

Las partes son personas jurídicas, regularmente constituidas y han acreditado en legal forma su existencia y representación y tienen capacidad para transigir sobre las materias objeto de la controversia y para someterlas a la decisión del Tribunal de Arbitramento.

Las pretensiones formuladas por la parte demandante en la demanda en los términos en que fue reformada, así como las planteadas por la parte demandada en la reconvención son susceptibles de transacció n, por lo cual es procedente su conocimiento y decisión mediante proceso arbitral.

Por tratarse de un arbitramento en derecho, las partes comparecen al proceso arbitral representadas por abogados.

E.- DEMANDA Y RECONVENCIÓN

E.1.- LA DEMANDA DE EBSA CONTRA CES:

E.1.1.- Pretensiones de la demanda:

Mediante apoderado especial, debidamente reconocido por el Tribunal dentro del proceso, EBSA solicita al Tribunal despachar favorablemente las siguientes pretensiones, contenidas en el escrito de reforma integral de la demanda:

PRETENSIONES

1.- PRETENSIONES PRINCIPALES

Solicito al Tribunal:

PRIMERA : Que se declare que la COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE SOCHAGOTA S.A. y la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP están vinculadas por el contrato 94.016 que se perfeccionó el 10 de octubre de 1994, "para el suministro de energía y de disponibilidad de potencia", el cual ha sido modificado en mú ltiples oportunidades.

SEGUNDA.-Que se declare la nulidad absoluta de

a.- Todo el contrato 94.016 atrás mencionado, con sus modificaciones, por contrariar normas imperativas y por tener objeto ilícito, en cuanto el plazo pactado excede el permitido por la Ley y las demás normas pertinentes;

b.- Los literales “a” y “d(ii)” del numeral 8.3. de la cláusula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la cláusula 8.5, del contrato, por versar sobre objetos fuera del comercio e ilícitos, en cuanto obligan a la empresa para cumplir el contrato y no ser objeto de sanción pecuniaria, a evitar que,

    • en los casos previstos por la Ley se produzca su disolución, o que
    • las autoridades tomen las decisiones que, según la Ley, pueden llevar a su disolución y a que los jueces y autoridades ordenen su liquidación.
TERCERA: Que, como consecuencia de la declaración a la que se refiere el literal “a” de la pretensión SEGUNDA, se declare que:

a- No hay lugar a continuar ejecutando el contrato, ni a nuevos pagos por la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP a la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP; y

b.- La COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP y la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP deben hacer las restituciones recíprocas de lo recibido en cumplimiento del contrato.

Como no es posible devolver en especie los suministros de potencia y energía, solicito que las restituciones se hagan en dinero, compensando los saldos que resulten, así:

    • EBSA pagará a CES todo el valor de la energía y de disponibilidad de potencia recibidas en virtud del contrato nulo, a los precios a los que EBSA habría podido comprar energía en el mercado si este contrato no hubiera existido.
    • CES devolverá a EBSA todo el dinero recibido en virtud del contrato nulo,
    • CES devolverá a EBSA todo el valor de los intereses que EBSA ha pagado o adeude a FEN, derivados de la necesidad de financiar el cumplimiento del contrato nulo.
Sin perjuicio de lo que se pruebe en el proceso, y de lo que se indica en las pretensiones siguientes, estimo que estas restituciones producirán un saldo que debe pagarse a EBSA, compuesto por los siguientes valores:
    • El equivalente, en pesos colombianos, de sesenta y ocho millones setecientos catorce mil quinientos cuarenta y tres dólares de los Estados Unidos de América (US$ $ 68'714.543,00), por el periodo comprendido entre enero de 1999 y noviembre de 2001; a esta suma se añadirá la que resulte desde noviembre de 2001, hasta que quede ejecutoriado el laudo que resuelva este proceso.
    • Veinte mil ochocientos tres millones trescientos cincuenta y cuatro mil seiscientos ochenta y siete pesos mcte ($ 20.803'354.687,42) correspondientes a los intereses y comisiones que EBSA ha pagado a FEN por el periodo comprendido entre enero de 1999 y diciembre de 2001; a esta suma se añadirá la que se cause desde diciembre de 2001, hasta que quede ejecutoriado el laudo que resuelva este proceso.
CUARTA: Que, como consecuencia de las declaraciones anteriores, se decrete que el valor de las restituciones recíprocas que las partes deban hacerse en pesos se actualice, esto es, que cada pago que CES deba restituir a EBSA se ajuste con base en el índice de precios al consumidor que elabora el DANE, desde cuando EBSA hizo el pago hasta la fecha en que el laudo quede ejecutoriado; y que cada pago que EBSA deba hacer a CES para restituir la energía y disponibilidad de potencia que recibió ;, se ajuste con base en el mismo índice, desde cuando debió hacer el pago hasta la fecha en que el laudo quede ejecutoriado.

QUINTA: Que, como consecuencia de las declaraciones anteriores, se decrete que el valor de las restituciones recíprocas que las partes deben hacerse en pesos se aumente con los intereses legales, desde cuando se hicieron o debieron hacerse los pagos respectivos y hasta que el laudo quede ejecutoriado.

SÉXTA : Que se condene en costas al demandado, si se opone a estas pretensiones.

2.- PRIMER GRUPO DE PRETENSIONES SUBSIDIARIAS

Solicito que:

--Si el Tribunal no accede a la pretensión de nulidad de todo el contrato;

--o que si solo declara nulos todos o algunos de los literales a) y d) del numeral 8.3. de la cláusula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la cláusula 8.5,

además de atender la pretensión PRIMERA principal, se atiendan, en subsidio, y para remplazo de las pretensiones SEGUNDA, TERCERA, CUARTA, QUINTA y SEXTA principales, las pretensiones siguientes:

SEGUNDA : Que se declare que la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP., incumplió en forma grave el contrato 94.016 cuando se abstuvo de pagar, en la oportunidad debida, los costos y gastos del arbitramento señalados por el Tribunal en su sesión del 30 de agosto del 2002.

TERCERA : Que, en consecuencia, y por virtud del artículo 870 del Código de Comercio, el Tribunal decrete la terminación del contrato 94.016 tan pronto quede en firme el laudo; y que ordene la liquidación del contrato ;

CUARTA: Que, en consecuencia, para efectos de la liquidación del contrato 94.016, ordene que se tengan en cuenta, en forma exclusiva, como obligaciones pendientes a cargo de EBSA, las que se hayan causado y facturado hasta la fecha a cargo de EBSA, de acuerdo con la costumbre establecida en la ejecución del contrato 94.016, yque estén pendientes de pago;

QUINTA : Que, en consecuencia, y por virtud del artículo 870 del Código de Comercio, y de lo dispuesto en la cláusula vigésima novena del contrato 94.016, el Tribunal decrete que la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP. debe pagar a EBSA t odos los perjuicios derivados del incumplimiento y, por lo menos, el valor de la cláusula penal pecuniaria al que se refiere la cláusula indicada.

SEXTA: Que se condene en costas a la sociedad demandada, si se opone a estas pretensiones.

3.- SEGUNDO GRUPO DE PRETENSIONES SUBSIDIARIAS

Solicito que si el Tribunal no accede a :

--la pretensión de nulidad de todo el contrato, o que si solo declara nulos todos o algunos de los literales a) y d) del numeral 8.3. de la clá ;usula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la clá usula 8.5,

--ni tampoco a la pretensión de declaración de incumplimiento y terminación del contrato,

además de atender la pretensión PRIMERA principal, se atiendan, en subsidio de las pretensiones SEGUNDA, TERCERA, CUARTA, QUINTA Y SEXTA PRINCIPALES, y de las pretensiones SEGUNDA, TERCERA, CUARTA, QUINTA, Y SEXTA del grupo de las primeras subsidiarias, para remplazo de ellas, las siguientes pretensiones:

SEGUNDA : Que se declare que la evolución del mercado de energía y su impacto sobre las finanzas de la empresa, a partir del perfeccionamiento del contrato y en el futuro previsible, han sido para EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP circunstancias extraordinarias que al iniciar la licitación y al suscribir y perfeccionar el contrato eran imprevisibles, y que alteran y agravan las prestaciones de futuro cumplimiento para la empresa hasta el punto de resultarle excesivamente onerosas porque pueden ocasionar su disolució ;n.

TERCERA : Que, en consecuencia, y por virtud del artículo 868 del Código de Comercio, el Tribunal:

        • revise el contrato, ordenando que a partir de la ejecutoria del laudo, la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP solo debe pagar por la energía y potencia que la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP le suministre, precios fijados según el método y los criterios que el Tribunal determine, en forma motivada y equitativa, y que permitan a la empresa seguir operando y atendiendo sus obligaciones sin incurrir en pé rdidas relacionadas con ese contrato;
        • o, si tal revisión no es posible, que decrete la terminación del contrato y su liquidación, sin indemnización para ninguna de las partes.
CUARTA : Que se condene en costas a la sociedad demandada, si se opone a estas pretensiones.”

E.1.2.- Fundamentos de la demanda:

Como fundamento de sus pretensiones, EBSA expuso los hechos que a continuación se relacionan en forma resumida:

El gobierno nacional expidió el decreto 700 de 1992 con el fin de conjurar la crisis en el servicio público de energía elé ctrica e impedir la extensión de sus efectos, facilitando el procedimiento para la suscripción de contratos encaminados a conjurar la crisis.

El 12 de febrero de 1993 EBSA abrió una licitación para celebrar un contrato de “compra en firme de energía y potencia” a 20 años bajo el esquema BOOM (Build, Own, Operate and Maintain ). Como se observa en el acta respectiva “la licitación no se abría como consecuencia de una emergencia o necesidad inmediata”. Se trataba de un proyecto mas o menos antiguo, pues el estudio de factibilidad se había realizado en 1988. (Proyecto Termo Paipa IV).

Un comité evaluador se encargó de examinar las propuestas y realizar unas proyecciones financieras. Según estos análisis, si las empresas del sector eléctrico se mantenían dentro de ciertos niveles de costos, la regulación aseguraba que pudieran recuperarlos en buena medida por medio de tarifas. Por ello el proyecto se consideraba rentable para EBSA.

De acuerdo a las regulaciones vigentes para la época era razonable suponer que los costos en los que incurriría EBSA podrían trasladarse a los usuarios.

El 22 de octubre de 1993, el gerente de EBSA adjudicó la convocatoria internacional al “Consorcio Steag AG –Consorcio Colombiano Industrial S.A.”.

En enero de 1994 el consorcio CCI-Steag constituyó una sociedad denominada “Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP - CES” indicándole a EBSA que tal sociedad sería la encargada de suscribir el contrato.

El 4 de marzo de 1994 se suscribió el contrato 94.016 “para el suministro de energía y de disponibilidad de potencia” ; entre EBSA y CES, pero éste no se perfeccionó en este momento por tratarse de un contrato solemne.

De acuerdo con el contrato, CES se comprometió a construir, para sí misma, una central generadora de energía y a interconectar dicha planta con una subestación de EBSA. Una vez construida la central, se iniciaría el periodo de “operación comercial” de veinte años, durante el cual EBSA se comprometía a pagar por el suministro de energía y por la “disponibilidad de potencia”.

Se acordó que el valor de la “disponibilidad de potencia” incluía la generalidad de los costos en que incurriera CES, con excepción de la inversión forzosa.

Para el desarrollo del proyecto, EBSA se obligó a suscribir un contrato de suministro de carbón con CES con el fin de proveerle dicho elemento.

Para el caso de la energía suministrada se acordó un precio que depende de una fórmula que principalmente refleja el valor del carbón suministrado.

Para el caso de la “disponibilidad de potencia” se acordó un precio fijo de US$ 31.6 por KW-mes durante los primeros 10 años, y de US$ 28 por KW-mes para los siguientes 10 años.

El 10 de marzo de 1994 se publicó la Resolución 10 de la CRE, a partir de ese momento, cualquier contrato de suministro de energía y potencia cuyo plazo fuera superior a 2 años sería nulo. CES y EBSA, que obraban ambas de buena fe, no se percataron de las consecuencias legales del cambio regulatorio.

El 11 de julio de 1994 comenzó la vigencia de las leyes 142 y 143, las cuales tienen como propósito principal, promover la competencia en el sector de los servicios públicos. Estas leyes hacían tambié ;n ilegal contratar el servicio de suministro de energía y potencia a plazos superiores a 2 años.

Hubo algunas diferencias entre las partes respecto a la fecha de perfeccionamiento del contrato, y por eso firmaron el Otrosí # 1, según el cual el contrato quedó perfeccionado el 10 de octubre de 1994. En este momento se perfeccionó el negocio jurídico pero, desde un punto de vista objetivo y sin perjuicio de la buena fe de ambas partes, el plazo pactado en el contrato resultaba contrario a las regulaciones propias del sector. Las partes por lo tanto debían haberse abstenido de perfeccionarlo, pero, aunque obraron de buena fe, no advirtieron las consecuencias del cambio legal que había tenido lugar.

El 7 de diciembre de 1994 la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG expidió la Resolución 9 en desarrollo de la Ley 142 de 1994. Para EBSA esta resolución implicó la necesidad de abrir casi de inmediato un procedimiento público para recibir ofertas con miras a celebrar un contrato de “suministro de energía y potencia eléctrica”, que se iniciara el 1° de julio de 1995 pese a que acababa de suscribir el contrato 94.016 con CES, con un objeto que en esencia era el mismo.

Entre el 10 de marzo de 1995 y el 4 de agosto de 1995 las partes suscribieron 4 otrosíes al contrato.

El 20 de diciembre se suscribió un “acta de entendimiento” que establece modificaciones, supresiones y adiciones al contrato y a los otrosíes. El Acta dispuso que EBSA debería pagar por la energía y potencia que CES le suministrara con anterioridad a la puesta en operación comercial definitiva de la Central. Se modificó la fórmula para el cálculo del valor en dólares por kilovatio que suministre la Central del contratista (CES). Se estableció que en los eventos de fuerza mayor, incluyendo cambios en la legislación que implicaran mayores costos para CES por un monto superior a US$ 50.000 habría un ajuste equitativo al valor de la potencia.

Entre el 24 de noviembre de 1995 y el 1 de febrero de 1996 las partes suscribieron 5 otrosíes.

El 9 de febrero de 1996 las partes suscribieron la “versión integrada” del contrato 94.016 que recoge el contrato inicial, los otrosíes y el acta de entendimiento.

Las partes celebraron dos otrosíes más. Mientras tanto se expedían nuevas normas regulatorias que perfeccionaban el mercado mayorista de energía. En especial la Resolución 1 de 1996 de la CREG que creó el “cargo por capacidad”. El cargo por capacidad implica que los diversos agentes del mercado mayorista de energía recaudan unos recursos que se destinan a remunerar aquellas plantas generadoras que estarían disponibles en los eventos de una hidrología critica. Así, el mercado mayorista de energía, en su conjunto, remunera la disponibilidad de las plantas de respaldo, con lo que cambian las circunstancias que llevaban a hacer contratos de “disponibilidad de potencia”.

La operación comercial imprevisible; la onerosidad excesiva

El 7 de enero de 1999 se dio inicio a la operación comercial de la Central de CES.

La ejecución del contrato, actual y futura, resulta altamente onerosa para EBSA, debido a que ha pagado y está pagando por la energía que CES suministra y por la disponibilidad de potencia, valores que está n muy alejados de los precios que EBSA podría obtener por la venta de energía, o de energía y potencia, en el mercado; y porque la nueva organización del mercado impide que tales costos, distintos de los típicos del sector, sean trasladados a los usuarios regulados o al mercado.

Los hechos imprevistos e imprevisibles que alteraron y agravaron las prestaciones de futuro cumplimiento de EBSA son:

- Los cambios regulatorios inducidos por las leyes 142 y 143 de 1994 y por las regulaciones de la CREG.

- En cumplimiento de regulaciones, EBSA ha tenido que abrir diversas licitaciones para la compra de la energía con destino a sus usuarios regulados. Para EBSA la regulación, que protege a los usuarios, tiene como efecto práctico la imposibilidad de trasladar los costos generados por el contrato 94.016 a los usuarios del mercado regulado que es su más importante mercado.

- La demanda por energía ha crecido mucho menos de lo esperado.

- No hay en el país un mercado para potencia. EBSA no puede vender hoy disponibilidad de potencia, porque el mercado no la paga.

- Los niveles de precios por energía en el mercado, son considerablemente inferiores a los que necesitaría EBSA para poder recuperar los costos del contrato.

- Ha habido un aumento considerable en la capacidad de generación.

La cesión de los derechos de pago

El 23 de mayo de 1996 se celebró un contrato de fiducia mercantil de garantía en el que EBSA no fue parte. Fueron partes de un lado, CES, ‘’los prestamistas’’ y, de otro lado, la sociedad fiduciaria Anglo S.A. (Hoy Fiduciaria Lloyds Trust S.A.).

Según este contrato, CES transfiere a la fiduciaria todos y cada uno de los derechos de crédito, presentes y futuros a favor de SOCHAGOTA, derivados del CCE y del contrato de suministro de carbón; los derechos a recibir indemnizaciones de perjuicios y cualquier otra suma de dinero.

En el art. 3, inciso tercero se dijo: ‘’LA FIDUCIARIA no asumirá ni tendrá obligación alguna de las que SOCHAGOTA tenga o llegue a tener a favor de EBSA, FEN o cualquier otro tercero; dichas obligaciones continuarán radicadas en cabeza de SOCHAGOTA en los términos y bajo las condiciones del acuerdo respectivo.”

El apoderado de CES ha dicho que la cesión efectuada a la Fiduciaria, fue ‘’limitada a derechos económicos...’’

Cálculo de restituciones mutuas

De no haber existido este contrato, si EBSA hubiera adquirido en el mercado la energía que le garantizó CES, se habría ahorrado US $68’714.543 que deben restituírsele cuando se declare la nulidad del contrato.

Muchas de las cuentas de CES han tenido que ser pagadas por FEN, quien a su vez ha cobrado intereses a EBSA. Estos pagos deben restituirse cuando se declare la nulidad del contrato ($20.803’354.687).

E.1.3.- Contestación de CES a la reforma de la demanda:

CES contestó oportunamente la demanda en los términos en que fue reformada, solicitando que se desestimen y denieguen la totalidad de las pretensiones; se pronunció sobre los hechos expuestos por EBSA, negando unos, aceptando otros, total o parcialmente y formulando aclaraciones o pronunciamientos relativos a ellos y formuló las siguientes excepciones:

1.- Falta de competencia para pronunciarse sobre la Nulidad Absoluta del Contrato 94.016.

2.- Falta de Competencia para pronunciarse respecto del pago de los honorarios y costos del Tribunal.

3.- Indebida formulación de pretensiones.

4.- Indebida Acumulación de Pretensiones.

5.- Contrato cumplido.

6.- Improcedencia de la teoría de la imprevisión invocada porque la circunstancia que se pretende revisar es aleatoria.

7.- EBSA no puede ir contra sus actos propios ( Venire contra factum proprium non valet).

8.- Culpa exclusiva de EBSA y ausencia de responsabilidad de CES.

9.- Nulidad parcial.

10.- Enriquecimiento sin causa.

11.- Inexistencia de alteración de las obligaciones pactadas e improcedencia de la aplicación del artículo 868 del Código de Comercio.

12.- Imposibilidad de arbitramento por ausencia de materia transigible.

13.- Falta de los litisconsortes necesarios e indebida integración del contradictorio.

14.- Cesión de los derechos de CES.

15.- Mala fe de EBSA.

16.- Toda excepción derivada de cualquier oposición, réplica, contrarréplica, y en general de cualquier medio de defensa de CES esgrimido en la Contestación de la Demanda.

E.2.- LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN DE CES CONTRA EBSA:

E.2.1.- Pretensiones de la demanda:

Mediante apoderado especial, debidamente reconocido por el Tribunal dentro del proceso, CES presentó demanda de reconvención mediante la cual solicita al Tribunal despechar favorablemente las siguientes pretensiones:

PRIMERA: Que se declare que el término de duración del Contrato No. 94.016 suscrito entre EBSA y CES constituía una condición obligatoria incluida en los Términos de Referencia de la Convocatoria Pública Internacional para la Contratación de la Construcción de la Unidad IV de la Central Termoeléctrica de Paipa de 150 MW, abierta por EBSA en 1993, y que dicho término igualmente estaba contemplado en la minuta de contrato anexa a los mismos Términos de Referencia.

SEGUNDA: Que como consecuencia de lo anterior, se declare a EBSA responsable de la anulación del Contrato No. 94.016 que llegare a proferir el Tribunal de Arbitramento, y como tal, responsable también de todos los perjuicios que de dicha nulidad se deriven.

SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA Y SEGUNDA PRINCIPALES: Que se declare, de conformidad con lo estipulado en las cláusulas décima quinta, letra numeral c., y trigésima cuarta del Contrato No. 94.016, que existió un cambio de ley consistente en la adopció ;n, luego del 22 de octubre de 1993, de una ley o reglamento que impida la disponibilidad de la central.

TERCERA: Que, como consecuencia de las anteriores declaraciones, se condene a EBSA a pagar a CES, tanto el daño emergente, como el lucro cesante, derivados de la nulidad del Contrato No. 94.016, conforme con lo indicado en el Capítulo correspondiente a los perjuicios y a las pruebas que se alleguen al proceso.

CUARTA: Que se condene a EBSA, en caso de oposición a esta demanda, al pago de las costas y gastos del proceso, incluidas las agencias en derecho, en la cantidad que determine el Tribunal Arbitral.”

E.2.2.- Fundamentos de la demanda de reconvención:

Como fundamento de sus pretensiones, CES expuso los hechos que a continuación se relacionan en forma resumida:

Desde la autorización que se impartió para efectuar la Convocatoria Pública se estableció que ésta tenía como propósito comprar al propietario y/u operador durante un periodo de 20 años, el 80% de la energía y potencia que pueda suministrar en forma eficiente dicha planta.

En el mismo sentido, en el numeral 1.5 de los Términos de Referencia de la convocatoria pública internacional abierta por EBSA se reiteró que ésta tenía por objeto seleccionar la firma a la cual esta entidad compraría energía y potencia “durante un periodo de veinte (20) años”.

En las cláusulas primera, tercera y quinta de la minuta de contrato que se acompañó con los Términos de Referencia, se dispuso textualmente que el término de duración del contrato se extendería por un período de veinte (20) años. Los términos y condiciones de la minuta de contrato eran de forzosa aceptación y el sólo hecho de presentar la propuesta indicaba la aceptación de los mismos.

Como consecuencia del acto de adjudicación, el día 4 de marzo de 1994 EBSA y CES suscribieron el Contrato No. 94.016, en cuyas cláusulas primera, segunda, tercera, sexta y octava se estableció que el plazo de duración contractual, acorde con lo previamente establecido en la minuta de contrato que se acompañó con los Términos de Referencia, sería de veinte (20) años.

Las cláusulas décima quinta y trigésima cuarta del contrato establecen la asunción de responsabilidad por parte de EBSA por la ocurrencia de cambios de ley que impidan la disponibilidad de la central.

EBSA ahora pretende la nulidad del contrato por considerar que el mismo viola la ley y los reglamentos aplicables al haberse pactado por un plazo de duración superior a 2 años.

E.2.3.- Contestación de EBSA a la demanda de reconvención:

EBSA contestó oportunamente la demanda de reconvención formulada por CES, oponiéndose a la totalidad de las pretensiones; se pronunció sobre los hechos expuestos por CES, negando unos, aceptando otros, total o parcialmente y formulando aclaraciones o pronunciamientos relativos a ellos y formuló las siguientes excepciones puntuales:

1.- Falta de jurisdicción del tribunal arbitral, por “petición antes de tiempo”.

2.- No existe litisconsorcio necesario activo

F.- LAS PRUEBAS PRACTICADAS EN EL PROCESO

En el presente proceso se decretaron y practicaron las siguientes pruebas:

1.- Testimonios: Fueron decretados y practicados los siguientes testimonios, recibidos en audiencia en las fechas que a continuación se relacionan:

TESTIMONIO
FECHA
ACTA N°
Carlos Alberto Olaya 30 de abril de 2003
Acta N° 17
Wilson Julio Uribe Vega26 de mayo de 2003
Acta N° 19
Rafael Simón Herz26 de mayo de 2003
Acta N° 19
Elkin Darío Yepes Cevallos26 de mayo de 2003
Acta N° 19
Gabriel Ibarra Pardo26 de mayo de 2003
Acta N° 19
Libardo Humberto Ramírez Molano 27 de mayo de 2003
Acta N° 20
Carlos Bing-Zaremba27 de mayo de 2003
Acta N° 20
Neil Morris Pinto27 de mayo de 2003
Acta N° 20
Carlos Arturo García Botero28 de mayo de 2003
Acta N° 21
Luis Fernando Alarcón 27 de mayo de 2003
Acta N° 21
Orlando Velandia Sepúlveda27 de mayo de 2003
Acta N° 22
Francisco César Vallejo Mejía 5 de diciembre de 2003
Acta N° 26

Las transcripciones de las anteriores declaraciones se encuentran a folios 1 a 158 del Cuaderno de Pruebas N° 113.

Los testimonios de los señores Germán González Reyes, Emilio José Archila, Gustavo Aristizabal Tobón, Diego Tobó n Echeverry, Ricardo Lequerica, Raúl Serna, Dennis Clarke, Carlos Guido Cerini, Javier Díaz, Orlando Solano, Hans Herold y Fernando Lecaros, fueron decretados por el Tribunal y desistidos posteriormente por la parte que las había solicitado, desistimientos que fueron aceptados por el Tribunal:

2.- Inspecciones Judiciales con Exhibición de Documentos: Se decretaron y practicaron las siguientes inspecciones judiciales con exhibición de documentos:

INSPECCIÓN JUDICIAL CON EXHIBICIÓN DE DOCUMENTOS
INICIACIÓN
FINALIZACIÓN
Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. E.S.P. (Oficinas en Tunja)Acta N° 10 (3 de abril de 2003)Acta N° 23 (30 de mayo de 2003)
Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. (Oficinas en Tunja) Acta N° 10 (3 de abril de 2003)Acta N° 17 (30 de abril de 2003)
Ministerio de Hacienda y Crédito Público – Dirección General de Crédito Público y Dirección General de PresupuestoActa N° 11 (7 de abril de 2003)Acta N° 11 (7 de abril de 2003)
Ministerio de Minas y Energía Acta N° 12 (8 de abril de 2003)Acta N° 23 (30 de mayo de 2003)
Departamento Nacional de Planeación (DNP)Acta N° 12 (8 de abril de 2003)Acta N° 23 (30 de mayo de 2003)
Financiera Energética Nacional (FEN)Acta N° 13 (9 de abril de 2003)Acta N° 23 (30 de mayo de 2003)
Superintendencia de Servicios Públicos DomiciliariosActa N° 14 (25 de abril de 2003)Acta N° 14 (25 de abril de 2003)
Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. E.S.P. (Oficinas en Bogotá, D.C.)Acta N° 15 (26 de abril de 2003)Acta N° 23 (30 de mayo de 2003)
Interconexión Eléctrica S.A. Acta N° 16 (29 de abril de 2003)Acta N° 16 (29 de abril de 2003)

3.- Dictámenes Periciales: Se decretaron y practicaron todos los dictá ;menes periciales solicitados por las partes, así:

Dictamen pericial Contable, para el cual el Tribunal, designó como peritos a los señores Eduardo Jiménez Ramírez y Ricardo Sabogal.

Dictamen pericial Financiero, para el cual el Tribunal, designó como peritos a los señores Manuel Ramírez y Luis Alberto Zuleta.

Los anteriores dictámenes, así como sus respectivos escritos de aclaraciones y complementaciones se encuentran en los Cuadernos de Pruebas Nos. 203, 204, 205 y 206.

4.- Pruebas mediante Oficios: En desarrollo de las pruebas decretadas durante el proceso, se enviaron los siguientes Oficios, los cuales, en su totalidad, fueron contestados por parte de las respectivas entidades, organismos o personas destinatarias:

NÚMERO OFICIO
DESTINATARIO
OFICIO N° 1Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas
OFICIO N° 2Comisión de Regulación de Energía y Gas
OFICIO N° 3Interconexión Eléctrica S.A.
OFICIO N° 4Unidad de Planeación Minero Energética
OFICIO N° 5Comisión de Regulación de Energía y Gas
OFICIO N° 6Banco de la República
OFICIO N° 7Imprenta Nacional
OFICIO N° 8Congreso de la República
OFICIO N° 9Unidad de Planeación Minero Energética
OFICIO N° 10Isagen
OFICIO N° 11Ecocarbón
OFICIO N° 12Fonade
OFICIO N° 13Caracol – Duitama
OFICIO N° 14 Consejo Nacional Profesional de Economía
OFICIO N° 14 (sic)Cámara de Representantes. Secretaría General
OFICIO N° 15Comisión de Regulación de Energía y Gas
OFICIO N° 16Consejo Nacional Profesional de Economía
OFICIO N° 17Ministerio de Hacienda y Crédito Público
OFICIO N° 18Ministerio de Minas
OFICIO N° 19 Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas
OFICIO N° 20Financiera Energética Nacional
OFICIO N° 21Unidad de Planeación Minero Energética
OFICIO N° 22Secretaría General de la Cámara de Representantes
OFICIO N° 23Comisión de Regulación de Energía y Gas
OFICIO N° 24Unidad de Planeación Minero Energética
OFICIO N° 25Fonade
OFICIO N° 26Ministerio de Hacienda y Crédito Público
OFICIO N° 27Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas
OFICIO N° 28Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas
OFICIO N° 29Ministerio de Hacienda y Crédito Público
OFICIO N° 30Financiera Energética Nacional
OFICIO N° 31Ministerio de Minas y Energía
OFICIO N° 32Departamento Nacional de Planeación
OFICIO N° 33Unidad de planeación Minero Energética
OFICIO N° 34Ministerio de Minas y Energía
OFICIO N° 35Interconexión Eléctrica S.A.
OFICIO N° 36Interconexión Eléctrica S.A.
OFICIO N° 37Financiera Energética Nacional
OFICIO N° 38Comisión de Regulación de Energía y Gas
OFICIO N° 39Ministerio de Minas y Energía
OFICIO N° 40Financiera Energética Nacional
OFICIO N° 41Financiera Energética Nacional

En relación con la práctica de las pruebas, el Tribunal no quiere dejar pasar por alto dos situaciones que se presentaron en el curso de este proceso en las cuales, en su sentir, el comportamiento de las partes se apartó de las pautas de consideración y respecto debidas para con los árbitros, cuales fueron, de una parte, el tratamiento descomedido de que fue objeto el testigo Gabriel Ibarra, y de contera el Tribunal mismo, por parte del apoderado de la Convocante, y de otra, las circunstancias atribuibles a la Convocada en que el Tribunal hubo de atender la diligencia de inspección judicial en las oficinas de CES en la ciudad de Tunja, en materia del traslado de sus integrantes a esa ciudad; de la objeción tardía frente a la designación del Tribunal de uno de los peritos y la actitud desconsiderada para con él, y en cuanto al local en el que hubo de practicarse la diligencia de inspección judicial, en donde se supone que tiene su sede la convocada en su domicilio principal.

CAPÍTULO II.- CONSIDERACIONES DEL TRIBUNAL EN CUANTO A LAS PRUEBAS

Antes de determinar cuáles son los hechos que se encuentran probados en el proceso, corresponde al Tribunal analizar los reparos formulados por las partes respecto de algunas de las pruebas decretadas y practicadas, a efectos de lo cual se refiere a continuación a cada uno de ellos:

A.- OBJECIÓN POR ERROR GRAVE AL DICTAMEN PERICIAL ECONÓMICO

Por cuanto el presente es un arbitraje en derecho en el que, por mandato legal (Artículo 111 de la Ley 446 de 1998), su objeto sustancial, constituido como se sabe por las cuestiones comprometidas de las que dan cuenta la demanda, la contrademanda y sus respectivas contestaciones, ha de resolverse con fundamento en el derecho positivo vigente, lo que supone, entre otros requerimientos, que la base fáctica de dicha decisión tenga cabal justificación en razonamientos probatorios estructurados con arreglo a la ley; y siendo que en el desempeño de este cometido, los á rbitros tienen las mismas facultades y obligaciones que, “… respecto de las pruebas …”, les señala a los jueces del estado el Código de Procedimiento Civil (Artículo 151 del Decreto 1818 de 1998), antes de abordar el estudio de fondo de aquellas cuestiones, de conformidad con el numeral 6º del artículo 238 del citado có digo, debe el Tribunal comenzar por ocuparse de resolver las objeciones por error grave formulada por la compañía convocada contra el dictamen elaborado por los peritos Luis Alberto Zuleta y Manuel Ramírez, habida cuenta que de prosperar dicha impugnación en los puntos a que ella se circunscribe y con el alcance que pretende darle quien la formuló ;, el valor demostrativo de la prueba en cuestión desaparecería por completo.

La sociedad demandada, dentro de la oportunidad legal para ello, formuló objeciones a 34 de las respuestas del dictamen pericial financiero formuladas por EBSA y a 3 de las formuladas por CES. Para su demostración aportó un gran número de documentos seleccionados en cuatro tomos, aportó experticios rendidos por los economistas Javier Fernández Riva y Carmenza Chain Alvarez y solicitó la prá ctica de una inspección judicial sobre un documento emanado del CONPES el 21 de agosto de 2003, así como un testimonio relacionado con su contenido; también solicitó librar exhortos a la FEN para el aporte de otros documentos. El Tribunal decretó las pruebas, algunas de las cuales fueron desistidas posteriormente por la objetante, luego procede entrar ahora a decidir sobre el mérito de las objeciones planteadas.

    A. El objeto de la prueba pericial es el de proporcionar al juzgador conocimiento y comprensión sobre determinados hechos técnicos, cientí ficos o artísticos alegados como sustento de las controversias objeto del litigio. Se trata de un medio probatorio de naturaleza crítica, pues se configura mediante el análisis que expertos en la materia a que pertenecen tales hechos (técnicos, científicos o artí sticos), realizan en forma imparcial y científica.

En este orden de ideas, acerca de la naturaleza de este medio de prueba, ha dicho de manera reiterada la Corte Suprema de Justicia por conducto de su Sala de Casación Civil que “ …es pertinente siempre que se trate de demostrar judicialmente hechos cuyo conocimiento depende de la aplicación de principios o prácticas especiales de determinada ciencia o arte, distintos a la ciencia del derecho y en los cuales son expertos conocedores los peritos. Viene a tener oportunidad cuando se requiere hacer apreciaciones u observaciones técnicas, que exigen conocimientos especiales de índole profesional. De manera tal que al perito se recurre cuando al afirmarse la existencia de un hecho o su simple posibilidad, son de rigor conocimiento y experiencias de carácter técnico, o cuando debidamente comprobada la materialidad de un hecho, es preciso estudiar y conocer a ciencia cierta su naturaleza, origen, calidad, etc… ” (GJ. T. LVIII, página 642), para así enfatizar que los peritos no son jueces, sino que su función es la de ayudar e ilustrar a estos últimos, no la de sustituirlos (GJ. T. LXVII, página 161).

Los peritos desempeñan, entonces, la función de auxiliares del juez, en el sentido de colaborarle en la integración de su percepción sobre aquellos hechos que exceden el conocimiento comú n por pertenecer a campos especializado s. Por esta razón, los peritos deben ser profesionales idóneos en la materia requerida en cada caso, y su labor consiste en indicar al juez las reglas de experiencia aplicables al tema (lex artis), señalarle su eventual aplicación al caso concreto o integrar estas dos fases mediante un concepto o juicio propio, plasmado en las conclusiones de su experticia.

El campo del dictamen está trazado por los cuestionarios sometidos a los expertos por las partes y, en algunos casos, por el mismo juez, y su contenido lo integran los aspectos que se consideran pertinentes al tema a decidir y que requieren de ese análisis crítico científico, para confiarle al juez la certeza de su ocurrencia. La eficacia o utilidad del peritaje, depende además de su pertinencia y conducencia, de la calidad y solidez de sus fundamentos, así como de la coherencia de sus conclusiones (Artículo 241 del Código de Procedimiento Civil). Adicionalmente, el juez tiene el deber de apreciarlo en conjunto con las demás pruebas practicadas en el proceso, pues la percepción pericial no lo vincula sino en la medida en que no riña con otras pruebas procesales que arrojen conclusiones contrarias sobre los mismos hechos.

Dentro de la contradicción del dictamen las partes pueden objetarlo por error grave “ determinante de las conclusiones a que hubieren llegado los peritos o porque el error se haya originado en éstas ” (Artículo 238 del Código de Procedimiento Civil). El propósito de la objeción es restarle eficacia probatoria o eliminar su carácter demostrativo mediante la acreditación de inconsistencias o yerros que le señalen al juez su falta de idoneidad. Tales errores y su gravedad, según lo dicho, deberán ubicarse entonces en las reglas técnicas de experiencia de que se vale el perito para estudiar la materia especializada, en la indicación al juez acerca de su utilización o en la integración de la regla con el hecho concreto objeto de demostración en el proceso.

Es evidente que, en tratándose de hechos cuya aprehensión requiera de conocimientos especializados en materias que no correspondan a ciencias exactas, como la física o las matemáticas, los expertos podrán valerse de diversos métodos de estudio y de aná lisis, sin estar condicionados a una única metodología o a un procedimiento exclusivo para atender su labor. Ello significa que los reproches al dictamen o concepto pericial referidos a desacuerdos con la metodología empleada, sólo adquirirán la categoría de errores graves, se demuestra que esa metodología es descalificada sin discusión alguna en el campo especializado correspondiente.

En cuanto a las conclusiones plasmadas en el concepto, es decir la integración de las reglas de la ciencia con los hechos concretos materia del debate, al juez le basta con entender que se trata de criterios propios e imparciales derivados de la experiencia y criterio profesional de los expertos; por tanto, su comparación con criterios de otros profesionales de la misma disciplina, que se valen de metodologías y criterios diversos, y por ende aportan conclusiones dif erentes, no es suficiente motivo para conducir al juez a estimar como erradas las conclusiones periciales.

El Artículo 241 del Código de Procedimiento Civil proporciona directrices para la apreciación judicial del dictamen, incluyendo el evento de pluralidad de conceptos, caso en el cual el juez debe estimarlos conjuntamente. Estas directrices han de guiar al Tribunal para el estudio de las objeciones formuladas por CES, con el fin de determinar la eficacia de la prueba pericial rendida por los peritos economistas Manuel Ramírez y Luis Alberto Zuleta, advirtiendo de entrada que su nombramiento fue realizado por el Tribunal previa anuencia de las partes y luego de estudiar cuidadosamente sus calidades técnicas, así como su desempeñ ;o e idoneidad profesional, lo que le proporciona seguridad al Tribunal sobre la seriedad del análisis de los temas objeto del concepto, así como sobre la consistencia de sus conclusiones.

B. Del estudio de los errores planteados, advierte el Tribunal que no se refieren a la integridad del experticio, sino que se dirigen concretamente a aspectos específicos de cada una de las respuestas objetadas (ciertas aclaraciones, en algunos casos), e inclusive a expresiones individuales utilizadas por los peritos al contestar algunos puntos en particular 1.

También advierte el Tribunal que la objetante sustenta buena parte de sus alegaciones finales en las respuestas proporcionadas por los expertos economistas en el dictamen inicial y en sus aclaraciones. A manera de ejemplo se destaca la respuesta a la pregunta 1.5, referida a las formas en las que EBSA podría recuperar los costos del Contrato (página 21 del dictamen), objetada por CES por considerar dubitativa una de sus conclusiones; sin embargo, a lo largo del extenso memorial contentivo de los alegatos de conclusión presentados por esta parte procesal, puede verse la invocación a favor de su argumentación del concepto pericial sobre el tema en cuestión, en repetidísimas ocasiones (pá ginas 190, 196, 257, 262, 280, 443, 444, 446, 453, 463, etc. Alegatos CES), circunstancia de suyo no explicable con facilidad que por lo tanto permite poner en tela de juicio la seriedad de los argumentos utilizados para impugnar por error grave la prueba en mención.

El Tribunal, teniendo en cuenta lo anterior, aborda el estudio de los errores graves alegados, agrupando en diversas categorías las objeciones formuladas, por cuanto obedecen a críticas generadas en aspectos diferentes, que merecen un análisis separado.

Hay lugar, entonces, a la siguiente clasificación para el propó sito acabado de indicar:

1. Objeciones por desacuerdo con la metodología utilizada por los peritos y con las fuentes que sirven de base para sus respuestas, en comparación con el dictamen contable (respuestas preguntas 1.2, 1.3, 1.13, 1.27, 1.28) .

2. Objeciones por desacuerdos con los razonamientos de los peritos e interpretación de hechos que han incidido en los cambios de la economía colombiana y su comportamiento futuro (1.6, 1.8, 1.9, 1.11, 1.12) .

3. Objeciones por desacuerdo con la interpretación de disposiciones y por conclusiones de carácter jurídico (1.7)

4. Objeciones por contradicción dentro de la misma respuesta (1.10), dubitación en la conclusión (1.5) y respuestas incompletas (aclaraciones 1 a 24 pregunta 1.6)

5. Objeciones por desacuerdo con la conclusión pericial frente a otras pruebas que obran en el expediente (1.5, 1.14, 1.29).

6. Objeciones por desacuerdo con supuestos utilizados por los peritos en sus respuestas, tales como la no existencia del Contrato (1.25, 1.26, 1.4., 2.3).

7. Objeciones por desacuerdo con comparaciones realizadas por los peritos respecto del significado de la disponibilidad de potencia y el CERE y sus precios (1.21 a 1.24).

8. Objeciones por desacuerdo con el análisis que hacen los peritos acerca de la noción del Contrato de opción financiera frente al Contrato 94.016 (1.16, 1.18, 1.19, 1.20)

9. Desacuerdo con las simulaciones efectuadas por los peritos sobre la operación financiera contractual, referidas a pérdidas y utilidades de EBSA, a comportamiento futuro de precios de energía, etc. (1.28, 1.32, 1.33).

10. Desacuerdo con el criterio de los peritos (1.34, 1.35, 1.36, 1.37) .

Procede entonces el Tribunal a despachar cada una de las clases asi determinadas:

1. Objeciones por desacuerdo con la metodología utilizada por los peritos y con las fuentes que sirven de base para sus respuestas, en comparación con el dictamen contable (respuestas preguntas 1.2, 1.3, 1.13, 1.27, 1.28).

En primer lugar se destaca que el estudio se ha elaborado, en lo pertinente sobre la base de apreciar en conjunto del dictamen rendido por los peritos economistas con el dictamen rendido por los peritos contadores, dado que en algunos temas, por el contenido de los cuestionarios, debieron valerse de los libros y estados financieros de EBSA, como fuente de sus respuestas.

En efecto, a los señores economistas, EBSA en su primera pregunta (1.1.) les solicitó calcular desde 1996 hasta diciembre de 2002, año por año, los ingresos por venta de potencia disponible, por venta de energía, “con base en los estados financieros de EBSA ... ”, a lo cual comenzaron los peritos por advertir “ ... que la respuesta no se deriva directamente de los estados financieros de EBSA, sino que se requiere de una estimación especial ” (página 8 del dictamen), para luego ilustrar al Tribunal sobre otras fuentes utilizadas, tales como la revisión de la informació n financiera proveniente de la FEN (Anexo 2.2 del dictamen) y de la Superintendencia de Servicios Públicos (Anexo 2.3). Por su parte los peritos contadores al explicar la metodología que utilizan en su análisis para obtener las cifras que las partes solicitan en sus cuestionarios (costos y gastos de EBSA durante 1999 a 2002 relacionados con el Contrato 94.016 -páginas 23 y ss-) informan que para el trabajo realizado han verificado previamente la existencia de los libros contables de EBSA, la aplicación de las normas técnicas sobre contabilidad, el registro contable de las transacciones y la revisión de los soportes apropiados para cada caso (página 4 Dictamen Contadores).

No ofrece dificultad entender que se trata de dos medios probatorios diferentes en su propósito y en su aproximación y estudio de los temas, pues así como el concepto financiero compromete elementos de valoración de los hechos que integran informaciones que desbordan el ámbito contable de EBSA, el dictamen de los señores peritos contadores se limita a verificar los registros contables de tales hechos en su contabilidad, para mostrar un resultado objetivo e histórico, desde un único punto de vista. Es evidente que los resultados de una operación frente a la otra son disímiles, pero no significa que unos u otros sean incorrectos, sino que se han examinado los mismos hechos bajo ópticas diferentes.

Para CES, el resultado correcto es el arrojado por el dictamen contable, en tanto que para EBSA, lo es el que proporciona el dictamen financiero. Al no haber CES demostrado que la metodología utilizada por los peritos economistas es errada o las fuentes utilizadas en su estudio no son de recibo, en términos técnicos, para su estimación, el Tribunal no encuentra acreditados con la entidad necesaria de acuerdo con la ley, los errores graves alegados por razón de las comparaciones de las dos experticias. La razonabilidad de las cifras que en uno u otro caso se analicen en el laudo arbitral tendrá en cuenta las dos metodologías, por ser clara la distinción de los contextos en que se aplican.

2. Objeciones por desacuerdos con los razonamientos de los peritos e interpretación de hechos que han incidido en los cambios de la economía colombiana y su comportamiento futuro (1.6, 1.8, 1.9, 1.11,1.12).

Es evidente que la economía como ciencia, maneja una serie de variables que admiten aproximaciones desde diversos puntos de vista. Por ello, los expertos explican el mundo económico mediante la creación de distintos escenarios cuando se trata de proyecciones futuras, o de indicadores oficiales, cuando se trata de análisis de ciclos concluidos.

Así, variables como la tasa de crecimiento de la economía, el aumento o disminución de la oferta y la demanda en el sector energético, la evolución de su mercado, la variación de los precios, etc., no pueden ser catalogados como elementos precisos que no admiten diferentes alternativas de análisis.

Al responder la pregunta 1.6 “ Con base en la información disponible hoy ¿Es razonable esperar que el mercado permita a EBSA en los próximos 17 años recuperar los costos en los que incurre para cumplir con el Contrato 94.016 con la venta de energía y potencia disponible? ” los peritos conceptuaron: “ ... no es razonable esperar que el mercado permita a EBSA en los pró ximos 17 años recuperar los costos...” (página 22).

La metodología utilizada para esta respuesta fue: “ ... se analizaron cuales son las alternativas de generación que contemplan los escenarios de expansión de la UPME, estas alternativas van a ser determinantes de los precios del mercado de energía. En particular se escogió para comparación el costo de potencia de la planta térmica que utiliza carbón, considerada en dichos escenarios” (página 21 del Dictamen). “ Se indagó cuáles eran los precios del mercado y a partir de estos precios se hizo el cálculo de cuál es el valor que permite recuperar los costos de EBSA con el Contrato ” (página 102 de las Aclaraciones).

Por su parte el economista Javier Fernández Riva rindió concepto sobre el mismo aspecto en experticio aportado por CES como prueba del “ error grave” de la respuesta pericial en estos términos: “ En mi opinión no sería razonable extrapolar para toda la vida del proyecto Termopaipa IV las actuales condiciones macroeconómicas que reflejan varios años de crecimiento inferior al promedio histó rico. No puede descartarse que Colombia recupere tasas de crecimiento económico similares a las históricas por encima del 4.5% anual, con lo cual la demanda de energía aceleraría ” (Concepto Javier Fernández Riva, página 90).

Del esquema anterior se deriva que la respuesta del dictamen se refirió a los elementos de la pregunta con una metodología que se basa en el análisis de los precios de energía en bolsa. Por su parte la “opinión” aportada como prueba sustentatoria de la objeción, tiene elementos de juicio ajenos a la respuesta objetada, para señalar más bien el error en la pregunta. Como puede verse, no está demostrado por esta vía que la metodología utilizada o la conclusión alcanzada sean erradas, pues, en primer lugar, la proyección que realizan los peritos es la que indica la pregunta y en segundo lugar, su resultado comprende eventos futuros, que no pueden bajo ninguna óptica, ser calificados como erróneos. Los pronó sticos, hipótesis o escenarios futuros en materia económica no son descalificables por opiniones diversas, pues su campo es teórico y como tal en esta disciplina, carente de certeza.

De otro lado, la conclusión pericial objetada que se estudia es concordante con otras pruebas del proceso, cuyo análisis e incidencia jurídica en el debate se determinan en otro aparte de este laudo.

Por lo dicho, el Tribunal no califica como error grave las interpretaciones y razonamientos de los peritos sobre hechos que han tenido participación en los cambios de la economía colombiana y menos aún en sus pronósticos hacia el futuro.

3. Objeciones por desacuerdo con la interpretación de disposiciones y por conclusiones de carácter jurídico (1.17).

La determinación de aspectos jurídicos, o la interpretació n pericial con alcance jurídico, no hace parte lo que puede ser objeto de dictamen pericial (Artículo 237 del Código de Procedimiento Civil), pues extralimita la función de carácter técnico del medio probatorio. Sin embargo, de incluírse conclusiones de esa naturaleza en el experticio, el juez debe rechazarlas sin calificarlas como errores graves, pues no participan de esta categoría, según las directrices legales atrás destacadas. La objeción a la respuesta 1.7, consiste en descalificar la conclusión pericial por no estar de acuerdo con el análisis del marco normativo relativo a la obligación de EBSA de abrir licitaciones (o procedimientos de concurrencia) para comprar energía con destino a los usuarios regulados. Es evidente que, de requerirse en el presente laudo tal análisis normativo, esa tarea correspondería al Tribunal únicamente. Los eventuales errores consistirían en omitir disposiciones o incluír otras que no correspondan al tema particular, eventos que no ocurren en este caso.

4. Objeciones por contradicción dentro de la misma respuesta (1.10), dubitación en la conclusión (1.5) y respuestas incompletas (aclaraciones 1 a 24 pregunta 1.6)

El ataque a la estructura formal de la respuesta así como la crí tica acerca de ciertas expresiones y la queja por no estar completa la respuesta no corresponde a la categoría del error grave. Tales defectos se refieren a la eficacia del medio probatorio para la demostración del hecho correspondiente. Las contradicciones señaladas en las objeciones resultan del método del objetante consistente en dar significado independiente a ciertos conceptos sin relacionarlos con todo el cuerpo del experticio. Sucede lo mismo con la descalificación de expresiones aisladas y con el reclamo referido a respuestas incompletas. Por tanto, el Tribunal no calificará como erróneas las respuestas así objetadas

5. Objeciones por desacuerdo con la conclusión pericial frente a otras pruebas que obran en el expediente (1.5, 1.14, 1.29).

Valorar un medio probatorio frente a otro es una labor que corresponde al juzgador, quien en uso de las reglas de la sana crítica realiza su proceso analítico para determinar el grado de certeza que le proporciona el uno o el otro. De las respuestas objetadas por considerar que no coinciden con otras fuentes probatorias, destaca el Tribunal la respuesta a la pregunta 1.29, según la cual los peritos concluyeron, con base en el cuadro 1.25 (página 101 del dictamen), que EBSA según su balance general proyectado a cinco años, “ en algún momento del año 2003 entraría en una causal de disolución”. Para el objetante esta respuesta “ resulta gravemente errónea frente a la noticia que apareció publicada en el Seminario Boyacá 7 Días, del viernes 28 de noviembre de 2003 ”, según el cual el CONFIS asignó la suma de $420.000 millones para sanear el PPA Paipa IV.

Para el Tribunal esta comparación, contrario a señalar una apreciación pericial errada, le confirma la conclusión de la respuesta; lo mismo le ocurre con la comparación con la comunicación del Departamento Nacional de Planeación y con la respuesta del dictamen contable sobre un tema aproximado al de la respuesta objetada -pruebas invocadas en la objeción respecto del endeudamiento de EBSA-, lo cual sería suficiente para desechar la existencia del alegado error. No obstante, aún de ser contradictoria la respuesta frente a otras pruebas del proceso, lo que no sucede en este caso, ello automá ticamente no ameritaría su descalificación; tendría que analizarse el valor demostrativo del otro medio probatorio, su contexto y su relación directa con el tema, ejercicio que ni siquiera hará el Tribunal por no requerirse para el estudio de ninguno de los errores derivados de este método de objeción, pues las pruebas objeto de comparación no se refieren íntegramente a las respuestas objetadas en algunos casos, y en otros, contemplan elementos de juicio diferentes, que no descartan el criterio pericial.

6. Objeciones por desacuerdo con supuestos utilizados por los peritos en sus respuestas, tales como la no existencia del Contrato (1.25, 1.26, 1.4., 2.3).

7. Objeciones por desacuerdo con comparaciones realizadas por los peritos respecto del significado de la disponibilidad de potencia y el CERE y sus precios (1.21 a 1.24).

8. Objeciones por desacuerdo con el análisis que hacen los peritos acerca de la noción del Contrato de opción financiera frente al Contrato 94.016 (1.16, 1.18, 1.19, 1.20)

Las objeciones sobre las respuestas que han sido agrupadas por el Tribunal en estos tres temas consisten en desacuerdos de la parte objetante con los supuestos utilizados por los peritos en sus razonamientos. Advierte el Tribunal, de entrada, que supuestos tales como la no existencia del Contrato, la comparación entre la disponibilidad de potencia y el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Capacidad (CERE), y la noción financiera del contrato de opción frente al Contrato 94.016, se derivan de las preguntas sometidas por EBSA y, en los tres aspectos, los peritos proporcionan al Tribunal todos los elementos de juicio para apreciar sus criterios respecto de tales supuestos. Destaca el Tribunal en cada caso:

6.: Sencillamente, se calcula cuál es la cantidad de energía que se pudo generar con la potencia disponible y cuánto hubiera costado esta energía en la bolsa a los precios correspondientes a cada mes “. (página 89 del dictamen). (…) “ Como se explicó en varias aclaraciones a nuestra respuesta 1.1., los ejercicios realizados para este experticio utilizan técnicas econó ;micas basadas en información suministrada por EBSA. La perspectiva del análisis económico no requiere de verificaciones contables ” (página 206 de las Aclaraciones).

7.: El valor del cargo por capacidad está referido a una planta té rmica de gas de cielo abierto. ” (página 197 de las Aclaraciones).

El CERE es el valor del cargo por capacidad equivalente en energía. Res. CREG 116/96” (página 196 de las Aclaraciones).

8.: Al examinar los documentos CONPES de agosto 13 de 1992, 2641 de febrero 16 de 1993 y 2678 de 11 de noviembre de 1993, que determinaron la realización del proyecto Termopaipa IV, o al examinar el pliego de condiciones que dio origen al Contrato 94.016, no se pueden identificar explícitamente los elementos de una opción: precio, definición del activo subyacente, etc. ...” (página 175 de las Aclaraciones)

No calificará el Tribunal de erradas las respuestas de los peritos basadas en supuestos incluidos en las preguntas por ser evidente que se trata de hipótesis o escenarios que ellos mismos se encargan de ilustrar con todos los elementos para mostrar al Tribunal el contexto teórico de su respuesta, lo cual no le permite a éste equivocarse. Por consiguiente, no serán calificados como errores graves los señalados bajo este método de objeción.

9. Desacuerdo con las simulaciones efectuadas por los peritos sobre la operación financiera contractual, referidas a pérdidas y utilidades de EBSA, a comportamiento futuro de precios de energía, etc., (1.28, 1.32, 1.33).

Al igual que los errores que acaban de analizarse, los aquí agrupados se derivan de ejercicios financieros simulados realizados por los peritos para responder el cuestionario formulado por EBSA. Es evidente para el Tribunal que todas las operaciones en que se fundamentan los resultados objetados se basan en cifras estimadas. Basta la siguiente observación de los peritos con relación al cálculo de las pérdidas previsibles de EBSA: “ La práctica usual, cuando existen factores de alta variabilidad e incertidumbre, es realizar proyecciones dentro de distintos escenarios sobre los valores de estos factores y analizar la sensibilidad que tenga la viabilidad del proyecto ante estas variaciones ”. (página 220 de las Aclaraciones).

Es innecesario, por tanto, cualquier otro tipo de análisis, para concluir que no pueden calificarse como error grave las conclusiones objetadas bajo los parámetros invocados por CES.

10. Desacuerdo con el criterio de los peritos (1.34, 1.35, 1.36, 1.37).

Todos los lineamientos legislativos, jurisprudenciales y doctrinarios, coinciden en considerar que los desacuerdos de la parte procesal con las conclusiones del dictamen no pueden calificarse como errores graves. Por tanto, la discrepancia con el criterio pericial sobre que los contratos que comprometen a una empresa a comprar energía o potencia a un solo proveedor traen como consecuencia que otros participantes no compitan como proveedores (página 114), o sobre el tipo de contrato que genera mayor eficiencia (página 116), no participan de la categoría de errores y su demostración no es procedente valiéndose de conceptos de otros profesionales, que analizan el tema mediante elementos diversos y se acogen a teorías diferentes a las que inspiran los razonamientos periciales, sin acreditar que estos son absurdos.

En efecto, aunque el perito exponga y desarrolle conclusiones personales en su dictamen, si sus afirmaciones obedecen a elementos de juicio que tuvo en cuenta y se apoya suficientemente en sus conocimientos técnicos especializados, con los que otros expertos podrían no estar de acuerdo, queda sin embargo satisfecha la labor de aquél como auxiliar de la justicia a la que contribuye con su saber, ciencia y conciencia, y por ello se hace necesario, de acuerdo con esos lineamientos de jurisprudencia aludidos y los textos legales que le sirven de apoyo, insistir una vez mas en que no pueden confundirse dos cosas jurídicamente distintas, a saber: el error grave en un dictamen pericial y la insuficiencia de su fundamentación; anomalía la primera que obedece a una clara caracterización que de la misma ha efectuado de modo constante la jurisprudencia de casació n: “ …lo que caracteriza pues y distingue el error grave de las demás objeciones o reparos que puedan presentarse contra un dictamen - explica la Corte Suprem a de Justicia- es el hecho de cambiar las cualidades propias del objeto examinado, o sus atributos, por otras que no tiene; o tomar como objeto de observación y estudio una cosa fundamentalmente distinta de la que debió ser materia del dictamen, pues apreciando equivocadamente el objeto, necesariamente serán erróneos los conceptos que se den y falsas las conclusiones que de ellos se deriven. De esto se deduce que las objeciones por error grave (…) no pueden hacerse consistir en las apreciaciones, inferencias, juicios y deducciones que los expertos saquen, una vez considerada recta y cabalmente la cosa examinada. Cuando la tacha de error grave se proyecta sobre el proceso intelectivo del perito, para refutar simplemente sus razonamientos y sus conclusiones, no se está interpretando ni aplicando correctamente la norma legal y por lo mismo es inadmisible para el juzgador, que al considerarla, entraría en un balance o contraposición de un criterio a otro criterio, de un razonamiento a otro razonamiento, de una tesis a otra … ” (GJ. T. LXXXV página 604).

En el caso presente y dada la índole de excepcional complejidad que revisten los puntos de pericia en que se centra la impugnación formulada por la Convocante, y ante las indiscutibles calidades profesionales y la reconocida prestancia que en su especialidad tienen todos los cuatro opinantes, vale decir los doctores Manuel Ramírez y Luis Alberto Zuleta en su condición de peritos designados y los doctores Javier Fernández Riva y Carmenza Chahín Alvarez, resulta evidente que de no mediar las reglas moduladoras sobre la apreciación de la prueba pericial acogidas por la doctrina jurisprudencial, el estado intelectual de vacilación en que quedaría situado el Tribunal no tendría solución alguna posible.

Con base en todas las consideraciones anteriores el Tribunal concluye que no prosperan las objeciones formuladas por CES al dictamen pericial rendido por los economistas Manuel Ramírez y Luis Alberto Zuleta, y así lo declarará en la parte resolutiva del presente laudo arbitral.

B.- LOS EXPERTICIOS APORTADOS POR LAS PARTES

La parte convocante con su demanda aportó el estudio del consultor Carlos García Botero, de 25 de febrero de 2002 (documento E 46 obrante a folios 1366 y ss del Cuaderno de Pruebas Nº 4), denominado “Cá ;lculo de Restituciones”, que contiene una evaluación de la restitución económica que, a juicio de EBSA, CES debería efectuar en el evento en que se declarara, en este proceso, la nulidad del Contrato. Este estudio es invocado en la demanda como fundamento para cuantificar las pretensiones de EBSA en el presente litigio.

Con la contestación de la demanda reformada, CES aportó un “ Dictamen Pericial Anticipado”, elaborado por el ingeniero Oscar Mejí ;a Vallejo (folios 1717 y ss del Cuaderno de Pruebas Nº 6), que desarrolla conceptos técnicos propios del sector energético y tambié n elabora un cálculo de las restituciones mutuas que generaría la declaratoria de nulidad del Contrato por parte de este Tribunal. Ademá s, se refiere al contexto económico y político de la época por la cual se celebró el Contrato, señalando los pronó sticos de viabilidad del mismo que se proyectaron en ese momento.

Durante la inspección judicial sobre documentos practicada por el Tribunal en las oficinas de la parte convocada, fue exhibido y aportado al proceso un documento denominado “Dictamen Pericial Anticipado” elaborado por Estudios Técnicos S.A. e Invercor S.A. (folios 2717 y ss del Cuaderno de Pruebas Nº 48) en el cual se da respuesta a un cuestionario formulado por CES. Su contenido es explicativo de los té rminos técnicos y de la estructura financiera del Contrato 94.016 y desarrolla además conceptos sobre las condiciones y agentes que interactúan en el mercado energético.

Con ocasión de la contradicción del dictamen pericial rendido en el proceso por los profesionales Manuel Ramírez y Luis Alberto Zuleta, CES formuló diversas objeciones por error grave, las cuales fueron examinadas en el aparte precedente y, en la oportunidad procesal correspondiente, dicha parte aportó dos dictámenes elaborados por los economistas Carmenza Chain y Javier Fernández Riva, con el fin de demostrar los errores señalados a la prueba pericial.

Advierte el Tribunal que todos estos conceptos de carácter té cnico financiero, orientados en su análisis al sector energético colombiano, participan de la naturaleza de la prueba pericial por corresponder a estudios provenientes de especialistas en el tema consultado, según las hojas de vida de sus autores, obrantes todas ellas en el proceso.

Con ocasión de la política de descongestión de despachos judiciales iniciada a finales de la década de los años 80 en Colombia, surgió la opción de confiar a las partes la producción de las pruebas, mediante una actividad conjunta, según las normas del Decreto 2651 de 1991, el cual, en materia de informes científicos, técnicos o artísticos les permitió aportarlos de común acuerdo con miras a controvertir el dictamen pericial procesalmente practicado.

Posteriormente, la Ley 446 de 1998, como pieza fundamental de esa polí tica, permitió a “ Cualquiera de las partes en las oportunidades procesales para solicitar pruebas (…) presentar experticios producidos por instituciones o profesionales especializados ”. Esta norma, que hoy integra el Artículo 183 del Código de Procedimiento Civil (Ley 794 de 2003), representa un verdadero avance en la colaboración que en materia probatoria le fue confiada por el legislador a las partes procesales.

A pesar de no estar previsto legalmente un régimen de contradicció ;n igual al establecido para las pruebas periciales producidas dentro del proceso, es evidente que el juez debe tener en cuenta los mismos pará metros de valoración relacionados con la idoneidad de los profesionales que elaboran los conceptos, así como los de la calidad y coherencia en el manejo de los temas tratados en sus informes. Es determinante para su apreciación, el estudio crítico conjunto con los demás medios probatorios, especialmente frente a los dictámenes periciales producidos formalmente en el curso del proceso, y específicamente, sobre aquellos puntos que correspondan a la misma materia técnica o científica.

Los conceptos relacionados que se aportaron al proceso en virtud de la norma procesal en comento, tuvieron oportunidad para ser debatidos por las partes durante el proceso y de hecho éstas así lo hicieron activamente. Inclusive, por solicitud de EBSA, el dictamen de los economistas Ramírez y Zuleta se refiere a la metodología empleada por el consultor Carlos García Botero (pregunta 1.21 obrante a páginas 73 y ss del dictamen pericial), y los dictámenes de los doctores Chaín y Fernández Riva, formulan juicios contrarios a los elaborados por los doctores Ramírez y Zuleta y en algunos casos, emiten opiniones coincidentes con las conclusiones del Dr. Oscar Mejía Vallejo.

A lo largo de este laudo, el Tribunal analiza en lo pertinente los experticios obrantes en el proceso conforme con los criterios de apreciación racional ya indicados, con el fin de integrar su razonamiento y convicció ;n sobre los principales temas en que se sustenta la decisión del litigio.

C.- TACHA DE TESTIGOS

El Artículo 217 del C. de P. C. define los testigos sospechosos en los siguientes términos”

“Son sospechosos para declarar las personas que en concepto del juez, se encuentren en circunstancias que afecten su credibilidad o imparcialidad, en razón de parentesco, dependencias, sentimientos o interés en relación a las partes o a sus apoderados, antecedentes personales u otras causas.”

En el caso presente, el apoderado de CES formuló tacha contra el testigo Wilson Julio Uribe Vega , cuyo testimonio fue recibido en audiencia de 26 de mayo de 2003. La tacha fue sustentada en los siguientes términos:

“DR. ROLDAN: De acuerdo con lo que acaba de decir el doctor Uribe, Señor Presidente, sin perjuicio de 2, 3 preguntas que formularé enseguida, quiero manifestar al Tribunal que el señor Uribe fue solicitado en contravención con la ley, por lo cual la prueba no puede ser valorada, el señor Wilson Uribe nos acaba de manifestar bajo la gravedad de juramento que el 26 de febrero/02 no ejercía la representación legal de EBSA, en esa misma fecha del 26 de febrero/02, el señor Uribe según se manifiesta en la demanda que ha presentado EBSA otorgó poder como representante legal al doctor Palacios para interponer la demanda que ocupa a este Tribunal.

“Quiero precisa que el poder que aparece en el expediente con fecha de presentación personal el 5 de octubre/01 y en dicha demanda aparece que EBSA es representada para estos efectos por su presidente el doctor Orlando Flechas Corredor mayor de edad, vecino de la ciudad de Tunja identificado con la cédula de ciudadanía No. 17.069.488 de Tunja y por su suplente el doctor Wilson Uribe Vega mayor de edad, vecino de Tunja e identificado con la cédula de ciudadanía No. 10.102.067 de Pereira.

“Acredito todo ello con el poder y certificado de existencia y representación legal de la Cámara de Comercio de Tunja que anexo, acabo de dar lectura a la página primera de la demanda de fecha 26 de febrero/02, radicada en la Cámara de Comercio de Bogotá, el 27 de febrero del mismo año.

“Esa circunstancia, esto es que el señor Uribe haya ejercido la representación legal de EBSA hace que necesariamente su testimonio sea sospechoso porque ha propiciado la presentación de la demanda y las acciones contra CES, lo que le impide tener una versión objetiva sobre lo que va a declarar, su versión resulta necesariamente de parte y esto es parcializada y como prueba de la tacha solicito que se tenga obviamente lo que el doctor Uribe acaba de mencionar sobre su vinculación que tuvo con la EBSA y así mismo la vinculación que actualmente tiene con el Ministerio de Minas y Energía en su calidad de director de Energí a según lo acaba de manifestar, así como los libros de registro de accionistas que fueron remitidos por EBSA al Tribunal y donde aparecen según lo acaba de mencionar el doctor Uribe que la Nación es accionista mayoritario de esa empresa.

“DR ROLDAN: Se trata de una tacha al testimonio de lo cual es prueba el poder que ha otorgado el señor Luis Uribe al doctor Palacios para iniciar la demanda que da origen al presente proceso.”

Por su parte, el apoderado de EBSA se opuso a la tacha en los siguientes términos:

“DR. PALACIOS: No comparto las apreciaciones que acabo de hacer el doctor Roldán, en cualquier caso creo que es un punto que debe decidir luego el Tribunal cuando evalúe la prueba y yo estoy un poco sorprendido con los planteamientos del doctor Roldán en el sentido de que tacha al testigo porque le parece sospechoso, enseguida dice que le va a hacer dos preguntas, no sabía que uno podía decir que el testigo era sospechoso por razón de la ocupación que haya tenido y enseguida pedirle que testimonie...”

Al respecto, las disposiciones contenidas en los artículos 217 y 218 del C. de P. C. tienen por objeto preservar la fuerza demostrativa de la prueba testimonial, y señalan algunas circunstancias que pueden afectar la credibilidad del testigo, como el parentesco, dependencia o interés que tengan con las partes o los apoderados. Sin embargo, para el Tribunal es claro que es al juez a quien le corresponde estimar, en el caso concreto, si respecto de un determinado testigo concurre alguna de tales razones, u otras de diferente índole, y si ellas conllevan a sospechar de la veracidad de los dichos del mismo.

Así las cosas, el hecho de que una persona tenga o haya tenido vinculaciones laborales o de negocios con una de las partes, o haya prestado sus servicios a una de ellas en asuntos relacionados con el objeto de la litis, no demerita, por sí solo, su grado de credibilidad ni su profesionalidad al describir los hechos de los que fue testigo o los aspectos técnicos para los que está especialmente calificada.

Debe tenerse en cuenta, además, que la información suministrada por los testigos, en su gran mayoría, se encuentra plasmada en documentos, dictámenes periciales y otros medios probatorios que obran en el expediente, y, en cuanto a los hechos a que se refieren, coinciden en general con esos otros medios, sin perjuicio de que el testigo, y otros más, hayan también expresado opiniones o interpretaciones que, en tal carácter, no constituyen prueba de hecho alguno.

De otra parte, la ley exige para que prospere la tacha, que la parcialidad de los testigos aparezca debidamente demostrada, es decir, que los hechos declarados por ellos no correspondan a la realidad o la reflejen sólo en forma parcial o sesgada, para inducir en error o desorientar al fallador.

En el expediente no existe prueba alguna que desvirtúe las afirmaciones respecto de los hechos declarados por el testigo cuya parcialidad o falta de credibilidad se alega; por el contrario, como se expresó, el testimonio es coherente con los demás medios probatorios recaudados en el proceso.

No encuentra entonces el Tribunal razón alguna para restarle eficacia probatoria a la declaración del testigo; por el contrario, su testimonio ha de tenerse por existente y válido como medio probatorio y el Tribunal procederá a apreciarlo en conjunto con las demás pruebas que obran en el proceso.

D.- OPOSICIÓN A EXHIBICIÓN DE DOCUMENTOS

En el curso de la inspección judicial con exhibición de documentos llevada a cabo en las oficinas de EBSA en Tunja el 3 de abril de 2003 (Acta N° 10), el apoderado de esta compañía se opuso a la exhibición de los documentos consistentes en conceptos jurí dicos rendidos por la oficina del doctor Hugo Palacios a su cliente EBSA. Sustentó su oposición en la reserva profesional, el derecho de defensa de su representada y en el respeto al debido proceso.

En relación con lo anterior, encuentra el Tribunal que los documentos objeto de la oposición de EBSA fueron los mismos que posteriormente resultaron incorporados al expediente con ocasión de las exhibiciones de documentos practicadas en el curso de las inspecciones judiciales adelantadas en otras entidades (Ministerio de Hacienda y Crédito Público y Financiera Energética Nacional). En esa oportunidad igualmente el apoderado de EBSA se opuso a su incorporación al expediente, frente a lo cual el Tribunal dispuso, por las razones que entonces señaló, que dichos documentos habrían de ser allegados al presente proceso. De otra parte, como en aquella ocasión señaló el Tribunal y ahora lo reitera, los documentos objeto de la oposición por parte de EBSA, al tratarse de conceptos jurídicos, no pueden constituir medio probatorio de ningún hecho, distinto del de su propia existencia e identidad, pues al tratarse de meras opiniones de abogado respecto de interpretaciones legales o contractuales, las mismas no son susceptibles de apreciación judicial, ni podrían de manera alguna contribuir al conocimiento del Tribunal de los hechos debatidos en el proceso, ni a conferirle convencimiento o certeza acerca de sus circunstancias.

De acuerdo con lo anterior, el Tribunal encuentra justificada la oposició ;n de EBSA a la exhibición de los mencionados documentos, por lo que se abstendrá de imponer las consecuencias legales derivadas de la renuencia a la exhibición de documentos (Artículo 285 del C. de P. C.), decisión que encuentra sustento adicional en la consideración de que, independientemente de las reflexiones alrededor de la reserva de los mismos, el derecho de defensa y el debido proceso que formuló el Tribunal en su oportunidad, habida cuenta de la ineptitud de dichos documentos para demostrar hechos en el proceso, tampoco podrían aplicarse dichas consecuencias legales, consistentes en tener por ciertos o al menos como indicios en contra los hechos que con este medio se pretendían probar.

CAPÍTULO III.- CONSIDERACIONES DE FONDO DEL TRIBUNAL

I.- ANÁLISIS DE LA PRIMERA PRETENSIÓN PRINCIPAL DE LA DEMANDA REFORMADA DE EBSA

Procede el Tribunal a examinar la Primera Pretensión Principal de la demanda de EBSA, la cual fue planteada en los siguientes términos:

1.- PRETENSIONES PRINCIPALES

Solicito al Tribunal:

PRIMERA : Que se declare que la COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE SOCHAGOTA S.A. y la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP están vinculadas por el contrato 94.016 que se perfeccionó el 10 de octubre de 1994, "para el suministro de energía y de disponibilidad de potencia", el cual ha sido modificado en mú ltiples oportunidades.

La existencia del Contrato 94.016. Parte estructural de una operación compleja de ingeniería económica.

1. Bien sabido es que frente a determinado negocio jurídico cuya existencia aparezca cabalmente demostrada y ocurra lo propio con su contenido, el cual puede resultar tanto de las declaraciones efectuadas por los estimulantes, como de la “conducta negocial” por ellos desplegada, de ordinario le compete al juez o a quien hiciere sus veces, de cara a controversias concretas que reclaman su intervención en punto de fijar el significado del señalado negocio y el alcance de sus efectos de derecho, comenzar por indagar el detalle de los hechos antecedentes que en una doble perspectiva, histórica y práctica, explican la razón de ser – porqué – del acuerdo concertado y los fines económicos – para qué – que aquellos agentes estipulantes persiguieron al celebrarlo, no en desarrollo de un ejercicio intelectual que las mas de las veces podría estimarse inoficioso ante la aparente claridad del lenguaje utilizado, sino por cuanto al decir de autorizados expositores2 , y es esta por cierto la auténtica doctrina que se sigue del texto del Artículo 1618 del Código Civil, lo que caracteriza en este ámbito al buen intérprete – juez del Estado o árbitro – es su decidido empeño por poner en claro, ante todo y sin aferrarse de antemano a ciegas especulaciones apriorísticas, la finalidad económica a la que obedece el negocio jurídico de que se trata, y por este rumbo, ayudar a las partes a alcanzarla, a menos que la Ley lo prohíba o exija hacerlo dentro de ciertas condiciones de imperativa aplicación.

Y así ha de procederse porque la fuerza normativa que respecto de los contratantes tienen los contratos “legalmente celebrados”, al tenor de la conocida fórmula del Artículo 1602 del Código Civil, es atributo que, satisfecha la condición de licitud aludida, abarca cada fenómeno jurídico contractual tomado en su integridad, incluyendo por lo tanto la conducta compartida por dichos contratantes y la valoración objetiva que a la misma le sea inherente según los dictados de la buena fe, atendida desde luego la finalidad motivadora del consentimiento por ellos expresado. “ … El contrato es pues, como fenómeno jurídico, – apunta en esta línea de pensamiento otro destacado expositor – no solo el papel o las declaraciones escritas que lo instrumentan, sino aquella realidad axiológica subyacente que el instrumento solo expresa conceptualmente ...”, ello en virtud a que “ … El consentimiento de cada uno de los contratantes, que cuando coincide en cuanto a objeto, naturaleza y extensión de las prestaciones recíprocas, se expresa como la manifestación común de voluntad en que consiste el contrato como acto jurídico bilateral, es una expresión de carácter psicológico que no se exterioriza sino como efecto de una motivación subjetiva por parte del agente. Consentir significa manifestar en determinada dirección la voluntad; y ello presupone un proceso psíquico de motivaciones subjetivas sin el cual el consentimiento no puede existir … ”, motivaciones estas que “ … necesariamente deben fundarse en circunstancias objetivas, exteriores, mediante cuya vivencia el sujeto conforma sus motivaciones. Y es así evidente que quien compra o vende, hipoteca o prenda, adquiere los derechos o contrae las obligaciones respectivas, es porque ha compulsado las ventajas o desventajas del negocio jurídico en consideración a las circunstancias exteriores vigentes: conveniencia del precio, estado del mercado, proporción de los gravámenes y las contraprestaciones obtenidas etc. Las circunstancias económicas externas son, así, las que conforman las motivaciones del consentimiento (…) y pasan a integrarlo, a formar parte constitutiva del mismo … 3.

Por ello, apoyándose en los Artículos 1620, 1621 y 1622 del Código Civil, con acierto se sostiene que por claros que a primera vista parezcan ser los textos contractuales litigiosos, e inclusive si no hubiere diferencia acerca de su significado literal, sin embargo el intérprete no queda exonerado de agotar, mediante la cuidadosa observación de los hechos relevantes, el estudio de todas las circunstancias que puedan concurrir a establecer la genuina intención de los contratantes en vista del resultado económico por ellas apetecido y que las condujo a realizar las declaraciones de voluntad contenidas en dichos textos, cometido para cuyo cumplimiento aquél cuenta con amplia libertad “ … y no esta obligado – dice la Corte Suprema de Justicia – a encerrarse en el examen exclusivo del texto del contrato para apreciar su sentido …4 , poniendo de este modo al descubierto el juego de intereses subyacente y la significación práctica de la regulación que mediante la celebración del negocio se ha tratado de darle a esos mismos intereses, toda vez que a lo que debe apuntarse en esta exigente labor, es a mantener el pie el negocio y por ello, al tenor de aquellos preceptos de la codificación civil, no son de recibo interpretaciones elaboradas a propósito, sea para que produzcan la nulidad de dicho negocio, para abrirle paso a inteligencias hermenéuticas opuestas a los fines hechos explícitos y que tuvieron a la vista los estipulantes al celebrarlo o bien, para consolidar conclusiones que impliquen catalogar a estos últimos como personas extravagantes, de poco juicio o indolentes.

En una palabra, se trata de darle justa aplicación al consabido principio de “conservación del negocio jurídico” cuyo fundamento se asienta en la razonable suposición de que, comú nmente, los contratos se celebran con un fin notorio y para que produzcan los resultados esperados, sean los que fueren, en consonancia con determinados antecedentes cuyo conocimiento y valoración son, no solo posibles sino estrictamente necesarios, siguiendo entonces pautas de interpretación consagradas por una práctica secular en virtud de las cuales, como lo hacía ver Don José María Manresa y Navarro, “ … la ineficacia de lo que se estipuló no puede ser nunca la solución preferida por el Derecho. El precepto que se comenta puede tener numerosas e importantes aplicaciones: entre las cosas o servicios posibles y los imposibles, se debe interpretar que aquellos fueron el objeto del contrato; entre lo lícito y lo ilícito, lo conforme a la moral y lo opuesto a ella, sea en la causa, sea en el objeto, el problema habrá de resolverse por la licitud; entre la conexión con la materia del contrato y la falta de relación con esta, debe suponerse aquella; en suma, cada cláusula, mientras la duda permita diferentes soluciones, debe suponerse que tiende a algún fin y debe surtir algún efecto, siempre que este no se oponga a lo que indique el conjunto de las demás estipulaciones. La duda a que la Ley se refiere, debe aparecer planteada entre la ineficacia de una cláusula y la eficacia de la misma, y entonces se resuelve por ésta; pero conviene evitar dos interpretaciones erróneas (…) No significa el principio que siempre haya de suponerse eficaz toda cláusula, pues cuando no tenga otra interpretación que su inutilidad, ineficaz será. La Ley exige que haya duda y la resuelve a favor de la eficacia; no ampara estipulaciones manifiestamente ociosas, imposibles o viciadas. En segundo lugar, debe tenerse muy en cuenta que (…) no es aplicable a las dudas que se promuevan entre diferentes explicaciones de una cláusula, que conduzcan todas a atribuir efectos a esta, si bien en grado diferente … 5.

Por lo tanto, salvo prueba concluyente en contrario, cuya producción obviamente es de cargo de quien afirme que el criterio de apreciación crítica tiene que ser diferente porque lo imponen circunstancias anormales, lo que el sentido lógico de las cosas aconseja es suponer que las partes al contratar, contando ambas con poder de negociación equivalente, lo hacen con seriedad, correctamente informadas y con el propósito práctico de satisfacer necesidades a las cuales el ordenamiento jurídico les brinda protección, por lo que se hace menester propugnar por la subsistencia del contrato y sus efectos en los términos concertados como el instrumento idóneo para alcanzar dicha finalidad.

En este orden de ideas, si ha de partirse de la premisa de que las partes en un negocio jurídico, a través de las declaraciones de voluntad que lo integran, aspiran a alcanzar un resultado económico que en el plano de las relaciones patrimoniales toma causa invariablemente en la situació ;n de hecho antecedente en que aquellas se encontraban al momento de celebrarlo, y si al propio tiempo, según queda visto, el juez o el árbitro que hiciere sus veces, tiene por tarea amparar tales declaraciones – cuando el Derecho positivo no las desaprueba o exige modificarlas en acatamiento de imperativos institucionales de interés general – y asegurar la consecución de la señalada finalidad a que aspiran, fijando los efectos que de ellas nacen, claro es que ante todo tendrá que conocer y entender esa finalidad, porque si no lo hace así, valga enfatizarlo, correrá el peligro de establecer consecuencias jurídicas falsas, necesidad que desde luego sube de punto y reclama cuidadosa atención cuando, como sin duda acontece en la especie de autos, el contrato en ciernes cuya validez y eficacia es motivo de diferencias entre los compromitentes, contiene estipulaciones con alto grado de complejidad técnica, bien meditadas, preparadas y redactadas por funcionarios públicos y empresarios privados especialmente expertos y conocedores.

2. Siguiendo el método que en sus lineamientos centrales queda descrito, la primera observación por hacer en cuanto atañe al caso presente y en consideración a las cuestiones litigiosas materia de arbitraje, es que obran abundantes elementos de convicción, derivados básicamente de prueba documental y testimonial aportada y practicada por iniciativa de las dos partes y sometida a amplia contradicción en el plenario, que demuestran cuáles fueron los antecedentes que dieron lugar, el 4 de marzo de 1994, a la celebración del Contrato 94.016 entre EBSA y CES, antecedentes que en consecuencia explican lo que para ellas representa dicho acuerdo, e igualmente ponen al descubierto, aquellos elementos, una serie sucesiva de comportamientos concluyentes de esas mismas entidades, anteriores, coetáneos y posteriores a ese momento, reveladores de la genuina naturaleza del citado Contrato que, de suyo, guarda armonía con la función económica que a este último le compete desempeñar dentro del marco general de una operación de financiamiento de un proyecto público de ampliación de infraestructura en el sector eléctrico nacional, consistente en la construcción de la cuarta unidad en el complejo industrial conocido como Central Termoeléctrica de Paipa, ubicado en el Departamento de Boyacá.

Esta realidad que como adelante se verá, lleva aparejadas consecuencias que hacen manifiesta la ausencia de mérito de la que se resienten los argumentos en que se apoyan las pretensiones de la Convocante en esta causa, en tanto alega la nulidad del referido contrato y a la vez pone en entredicho la fuerza obligatoria de las condiciones en que fue pactado – impracticables a su juicio, en sentido comercial, por el advenimiento de sucesos extraordinarios e imprevisibles -, quedó demostrada a cabalidad en los autos.

A - En primer lugar, esa función que se predica del Contrato 94.016 y que instrumentalmente lo vincula con la operación de financiamiento del proyecto aludido, fluye del procedimiento de formación de dicho contrato que se llevó a cabo mediante concurso público, vale decir haciendo uso del mecanismo abreviado de selección objetiva del contratista reglamentado por el Artículo 2°, literal c), del Decreto Legislativo 700 de 24 de abril de 1992 y en cuyo desarrollo, por definición, son separables para lo que ahora interesa, con la identidad jurídica que a cada uno le corresponde, tres momentos de sucesiva ocurrencia en el lapso corrido entre el 12 de febrero y el 30 de junio de 1993 y que los constituyen el anuncio de la apertura de la convocatoria pú blica internacional a efectuarse con la finalidad apuntada; la presentación de las ofertas o propuestas de las dos agrupaciones de empresas o firmas participantes aceptantes de la invitación, que lo fueron el consorcio ABB Kraftwerke AG Lancaster Steel Co, Distral S.A (EMA), de un lado, y del otro Steag AG, Consorcio Colombiano Industrial S.A; y por último, la fase de selección entre los concurrentes de aquella propuesta que se consideró por EBSA – en su condición de licitante-, reunía las mejores condiciones técnicas y econó ;micas con arreglo al sistema de calificación previsto en la convocatoria, fase que en sus aspectos culminantes quedó documentada en las Actas de las reuniones de la Junta Directiva de esta empresa pú blica, ocurridas los días 21 y 22 de septiembre y 11 y 19 de octubre de 1993, así como en la Resolución 0748 de 22 de octubre de ese mismo año proferida por el Gerente, visible en copia auténtica con constancia de notificación a folios 590 a 595 del Cuaderno de Pruebas N° 2.

En efecto, de la secuencia así reseñada es pertinente hacer énfasis en el contenido del llamado o convocatoria al concurso pú blico en referencia, elemento que cobra particular relevancia en tanto no se pierda de vista y se entienda, como de manera reiterada lo sostiene la doctrina jurisprudencial en nuestro medio, que no se trata de una simple formalidad desprovista de significado sustancial, habida cuenta que en sí mismo es un acto jurídico, no solo porque suscita la celebración del concurso constituyéndose en su “Ley”, sino por encima de todo, porque desde entonces fija una serie de reglas claras y precisas, vinculantes desde luego para quien declara su interés en recibir propuestas, que atañen no solamente al trámite del concurso o licitación como tal, sino también a la naturaleza y contenido obligatorio del contrato a cuya celebración se apunta a llegar por este medio, aspectos que de ordinario se definen con minuciosidad hasta el extremo de que, en el común de los casos, solo quedan pendientes de estipulación puntual las condiciones técnicas, económicas u operativas que luego de agotado dicho trámite habrán de resultar.

Así, pues, acudiendo a esta valiosa fuente de información probatoria, en la especie de autos no queda duda sobre el tipo de contratación proyectada por la empresa electrificadora licitante al realizar, en desarrollo del Decreto 700 atrás citado, la convocatoria pública internacional en referencia, ni menos todavía ofrece dificultad superlativa de comprensión, la reglamentación bá ;sica que al tenor de esa misma convocatoria, habría de integrar ese contrato. En la introducción, Cap.1° reservado a las “ generalidades”, expresa dicho documento (folios 6287 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 19) lo siguiente: “ … La Electrificadora de Boyacá S.A. desea contratar por el sistema B.O.O.M (Build.Own.Operate and Maintenance), durante un periodo de veinte años, el suministro de la energía y potencia que pueda entregar en forma eficiente el operador de una central generadora de 1 x 150 MW de capacidad neta en los módulos de conexión de la planta de la subestación Paipa, que opera con carbón como combustible bá ;sico y aceite combustible pesado y/o liviano como combustible de calentamiento, a instalarse en el departamento de Boyacá en la ciudad de Paipa en el sitio donde se tiene proyectada la construcción de la cuarta Unidad de la Central Termoeléctrica de Paipa. La energía producida por la planta deberá ser entregada a la Electrificadora de Boyacá, en la subestación de Paipa, en barrajes de 230 KV. Al finalizar el periodo de los veinte años, el contratista podrá continuar operando la planta o enajenarla acogiéndose de cualquier manera a las condiciones de mercado y reglamentaciones que regulen en esa época la actividad de generación eléctrica; en cualquier caso la Electrificadora de Boyacá S.A. tendrá la primera opción para continuar operando la energía generada ... ”, y mas adelante indica la misma entidad que “ … requiere que se tengan instalados y operando comercialmente los 150 MW netos, en un tiempo máximo de 36 meses, contados a partir del perfeccionamiento del contrato … ”, haciendo constar igualmente que “ … para el presente proceso de convocatoria y de Contratación (… ;) se sujetará a la legislación contenida en el Decreto 700 de abril 24 de 1992 … ”, y acompañando la respectiva minuta del proyectado contrato (Cap. V del Vol. I de la Convocatoria. Folios 6338 y siguientes del Cuaderno de Pruebas 19 del expediente).

Y el mismo documento, al definir el tipo de retribución que se ofrece reconocer al contratista seleccionado y con base en la cual habría de formularse la respectiva propuesta, dice textualmente: “ … 1. El precio de la tarifa de potencia disponible, por KW mes deberá ser cotizado en dólares de los Estados Unidos de Norteamérica, fijo y firme, y por lo tanto no reajustable para cada uno de los años durante todo el periodo del contrato. Estos precios deberán cubrir todos los costos directos e indirectos de la inversión, gastos financieros, impuestos, aranceles, intereses, repuestos, gastos de personal, imprevistos, utilidad, seguros y cualquier otro costo en el que se pueda incurrir, incluyendo los gastos fijos de operación y mantenimiento. La tarifa por kilovatio de potencia será fija para cada uno de los años del tiempo de duración del contrato, independientemente de la instalación adicional para incrementar la potencia y/o eficiencia de la central. El precio de venta de la energía suministrada por KWh deberá ser cotizado en dó lares de los Estados Unidos de Norteamérica, asumiendo que el costo del carbón es de US $ 2.55 millón de kilocalorías … ” (folio 6323 del Cuaderno de Pruebas N° 19), disposiciones é stas que naturalmente, después de agotado el procedimiento de escogencia del contratista, reproduce sin variación sustancial ninguna, en su parte dispositiva, la Resolución de adjudicación al consorcio STEAG AG. CONSORCIO COLOMBIANO INDUSTRIAL; se dice allí que el contrato adjudicado a esta organización empresarial, con expresa alusión al Decreto 700 de 1992, tiene por objeto “ … la compra en firme de energía B-O-O-M, veinte años … ” y señala a continuación sus principales términos que, en lo atinente a plazo y tarifa para determinar el precio, prescriben:

… El plazo total del contrato de suministro de energía y potencia comprende:

1.1 El periodo de suministro de energía y potencia; El cual tendrá ; una duración de veinte años contados a partir de la fecha del inicio de la operación comercial definitiva de la central. 1.2 El periodo para iniciar la operación comercial definitiva de la central; En un periodo no mayor de treinta y seis meses contados a partir de la fecha de perfeccionamiento del contrato, el contratista deberá tener en operación comercial definitiva la central y disponer de los 150 MW netos y haber cumplido con los valores garantizados de capacidad neta, de consumo térmico específico neto y de eficiencia del precipitador electrostático …”.

La fórmula tarifaria contemplada en la misma Resolución 0748, separa para fines del cálculo correspondiente, potencia disponible y energía, reiterando que en cuanto a la primera concierne, dividida en dos segmentos temporales sucesivos de diez años cada uno, tiene la tarifa prevista en US $31.6 kw mes y US $28 kw mes respectivamente, las siguientes características básicas:

- Es fija y firme;

- No reajustable para cada uno de los años durante todo el periodo del contrato; y

- Cubre todos los costos directos e indirectos de la inversión, gastos financieros, impuestos (…) aranceles, intereses, repuestos, gastos de personal, imprevistos, utilidad, seguros y cualquier otro costo en el que se pueda incurrir, incluyendo los gastos de operación y mantenimiento con la única excepción del costo del carbón.

A su turno, del origen del Decreto Legislativo 700 de 1992 – enunciado de manera sumaria en sus considerandos – así como de algunas de las disposiciones que su articulado encierra, se desprenden elementos de juicio corroborantes de aquella apreciación acerca de la naturaleza y la función del Contrato 94.016; dicho Decreto, al tenor de los aludidos enunciados expositivos, se expidió como medida de emergencia por el Gobierno Nacional “ … con el fin de conjurar la crisis en el servicio público de energía eléctrica e impedir la extensión de sus efectos … ” bajo el marco institucional del Estado de Excepción que contempla el Artículo 215 de la Constitución Nacional, declarado por el Decreto Legislativo 680 de 1992, y allí se manifiesta expresamente:

(i) Que para el propósito señalado es forzoso adoptar y poner en ejecución con la prontitud que las circunstancias lo imponen, los proyectos de inversión definidos como necesarios para subsanar el déficit de generación de energía existente, objetivo frente al cual era igualmente indispensable que las entidades del sector eléctrico quedaran en capacidad de celebrar, ” … con la agilidad que requiere la actual situación de crisis … ”, los contratos correspondientes, toda vez que se estimaba insuficiente el régimen especial que en ese entonces consagraba el Artículo 43, Numeral 22, del Decreto Ley 222 de 1983, que exigía previa calificación del Consejo de Ministros; y

(ii) Que siguiendo la orientación precedente y a fin de aprovechar todos los recursos disponibles para aumentar el suministro de energía eléctrica, “ … resulta necesario adoptar todos los instrumentos legales que faciliten y hagan viable en el corto plazo la participación del sector privado en la generación del mencionado recurso …”.

B – Otra fuente de evidencia convincente, la segunda que viene al caso señalar, obrante en el expediente con el consentimiento de ambas partes y que apunta en la misma dirección de la anterior, surge fundamentalmente de estudios de alto valor técnico, tanto de referencia general como de revisión, elaborados por el CONPES entre agosto de 1992 y noviembre de 1993 sobre el desempeño del sector eléctrico nacional, su incapacidad para afrontar con eficiencia situaciones crí ticas de sequía y la necesidad de afirmarlo incrementando la producción secundaria de origen térmico de energía eléctrica, teniendo como telón de fondo el grave racionamiento que por ese entonces, hasta abril de 1993, padeció el país, unido a la notoria insuficiencia de la gestión pública en la industria, evidencia que cobra especial relevancia para los fines de la presente decisión arbitral en la medida en que no se pierda de vista, como no puede ser menos, la genuina procedencia de tales documentos y el tipo de función estatal, exigente en grado superlativo desde el punto de vista científico y técnico que en ellos se pone de manifiesto; la planeación cuyo arraigo constitucional en Colombia se remonta a 1945, supone ante todo un proceso de racionalización de las decisiones gubernamentales, con trascendencia principalmente en los órdenes económico, social, ambiental y urbanístico, que lleva aparejada la necesidad de establecer indicativamente los objetivos que en dichas á reas se pretenden lograr dentro de cierto plazo, así como los medios que deben conducir a alcanzarlos, luego en último análisis, se trata de una técnica operativa que se propone introducir un apreciable ingrediente de razonable certeza y seriedad en los respectivos estudios, evaluaciones, mediciones y proyecciones que hace aquél organismo, circunstancia que por lo tanto conlleva el que esa clase de información, en cuanto a la definición de la política estatal con base en el instrumento de la planeación, merezca particular credibilidad.

Se alude así a los documentos CONPES DNP 2606 UINF.DELEC.MINMINAS de 13 de agosto de 1992, el cual incorpora con las consiguientes recomendaciones; el Plan de referencia para la expansión del Sector Eléctrico – 1998 2002 – (folios 201 a 220 del Cuaderno de Pruebas N° 1 del expediente); DNP 2641 GINA de 16 de febrero de 1993 que versa sobre el desarrollo de proyectos de generación térmica del Plan de Expansión (folios 37 a 47 del Cuaderno de Pruebas N° 99), y 2678 DNP.UINF.DIMEN.MINMINAS, fechado el 11 de noviembre de 1993 referente a la revisión del mismo Plan – Periodo 1993 2000 – (folios 596 a 626 del Cuaderno de Pruebas N° 2), documentos estos de cuyo contenido es conducente poner de relieve lo siguiente:

(i) El Plan de referencia en generación y transmisión, cuyo objetivo central es el de garantizar el suministro de energía elé ctrica en el territorio nacional entre los años 1998 y 2002, señ ala una serie múltiple de acciones posibles, todas de ejecución inmediata, conforme a una estrategia de inversiones tanto públicas como privadas, basada en criterios de flexibilidad, dinamismo, menor vulnerabilidad y teniendo además como guía, el mínimo costo. Al tenor de esta directriz conceptual, lo que allí se propuso, atendida – entre otros factores en que no es del caso detenerse – la vulnerabilidad de la infraestructura a hidrología crítica y con la finalidad de suministrar información que oriente las decisiones de los potenciales inversionistas, fue un verdadero Plan de Referencia que “ … a diferencia del pasado, cuando se definían planes de expansión con base en estimativos puntuales de demanda y se establecía un cronograma rígido de inversión en proyectos que debía ejecutar el sector público … ”, incorpora explícitamente “ … el carácter dinámico de las decisiones en medio de incertidumbre … ”, con muchas opciones en proyectos y agentes para su ejecución, Plan este que dadas sus características, habría de revisarse anualmente para evaluar “ … la evolución de las obras, el incremento de la demanda, la participación privada, el desarrollo regulatorio y todos los elementos que inciden en sus variables principales …”;

(ii) En lo que toca con la ejecución del Plan de Referencia así diseñado, se identificaron requerimientos de dos especies, unos Financieros y otros Institucionales y de Regulación, precisando dentro de los primeros que, existiendo en aquél entonces proyectos viables que contaban con los estudios necesarios y que se consideraron prioritarios para reforzar el sistema eléctrico en la región Nordeste como son los llamados “Paipa IV” y “Tasajero II”, dado su elevado costo, dentro de otros esquemas factibles el sector privado que ha manifestado interés en hacerlo, podrá acometerlos “ … bajo su propio riesgo … ”, añadiéndose que llegado el caso, “ … podrán negociar la venta de energía en un mercado libre de grandes consumidores como se plantea en el proyecto de Ley Eléctrica. El Gobierno Nacional – en vista obviamente de tal propósito, advierte el Tribunal – apoyará la iniciativa privada y facilitará la consecución de recursos de crédito, a través del Instituto de Fomento Industrial, la Financiera Energética Nacional FEN y entidades internacionales en condiciones comerciales … ”, todo sobre la base de contar con reglas claras y estables sobre “ … operación, tarifas, precios de los combustibles, acceso a la red, contratos de compraventa de energía a largo plazo y garantías de pago …”;

(iii) Sobre las condiciones del segundo tipo – Institucionales y Regulatorias – y sin sugerir siquiera la existencia de incompatibilidad alguna entre esos contratos de larga duración y la creación de un mercado mayorista de grandes bloques de energía eléctrica, de carácter competitivo entre productores, a lo cual apuntaba el proyecto por esa época haciendo tránsito en el Congreso y que posteriormente vino a convertirse en la Ley 143 de 1994, se puso en claro de manera explícita que la ejecución del Plan en mención dependía, “…en gran medida… ”, de la aprobación de dicho proyecto, toda vez que “ …la participación de nuevos agentes, especialmente privados, la apertura del mercado de energía a la competencia entre generadores y los mecanismos de regulación previstos en el proyecto de Ley, permiten asegurar la rentabilidad de las inversiones y asegurar los recursos para el desarrollo del Plan… ” cuyos objetivos preponderantes fueron, según síntesis del propio CONPES, mantener la confiabilidad del sistema en un rango superior al 95%; incrementar sustancialmente la componente térmica y elevar la participación del sector privado “ …para lograr mayor eficiencia en construcción y operación, incrementando la competencia…”.

(iv) En línea con estas pautas generales, ya en el plano de fijar concretamente los medios para alcanzar las metas prioritarias establecidas para los siguientes diez años y bajo la premisa de que, dadas las limitaciones estructurales del sector eléctrico colombiano, no era posible financiar en su totalidad las inversiones requeridas a través de las empresas públicas, además que tampoco había lugar al apoyo de crédito externo del que fue posible disponer en el pasado, en lo que dice relación con las inversiones privadas en proyectos industriales de generación eléctrica – dado que “ …bajo el nuevo esquema, afirma el CONPES en forma categórica , las empresas privadas pueden financiar, operar y mantener plantas de generación en las condiciones de eficiencia y oportunidad que requiere el país…” – y en la medida en que los riesgos mas caracterizados a tales inversiones asociados, son la no determinación de la demanda futura, la condición monopólica de la distribución de energía y la falta de estabilidad y transparencia en el marco regulatorio, se concluye entonces que aquellos medios instrumentales son los que se ajusten a estos riesgos reduciendo su intensidad a proporciones razonables, recaudo que cumplen principalmente los contratos de compra o suministro de energía y combustible a largo plazo, unidos a las garantías suficientes que los resp alden a satisfacción de los empresarios inversionistas, reiterando que “…la pronta expedición de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios y de la Ley Eléctrica, reforzarán el proceso para lograr un marco regulatorio transparente y estable…”.

(v) Circunscribiendo el análisis a los contratos de compra o suministro de energía de cuyas particularidades se hace un completo resumen en el Anexo 1 del Documento CONPES 2641, importa subrayar las siguientes características que sin duda muestran una clara semblanza de los mismos, de su objeto y del estrecho nexo funcional que tienen con el sistema té cnico de financiación a largo plazo, definido como estrategia indispensable, según queda visto, para inducir la participación de inversión privada en la construcción de la infraestructura de generación eléctrica requerida:

- Se trata primeramente de un mecanismo contractual asaz complejo y utilizado con poca frecuencia en el país, por manera que el Gobierno y las empresas públicas ejecutoras debían contar con el apoyo obligado a cargo de firmas de “ …asesoría financiera, técnica y legal, con experiencia certificada en la preparación de documentos de licitación y contratos de energía, así como en la asistencia para la celebración de los mismos…”.

- En ellos el largo plazo y el carácter fijo de la tarifa de compra durante ese periodo, no son en modo alguno factores aleatorios que dependan del gusto de los contratantes. Obedecen al meticuloso diseño previo de la operación de financiamiento del proyecto, toda vez que radica en ellos la rentabilidad esperada del mismo para el inversionista que lo desarrolla, representada dicha rentabilidad en un flujo de caja estable y remuneratorio de la inversión, a la vez que le permite al patrocinador, comprador, asegurar la continuidad del suministro del recurso energético para atender la demanda de los usuarios finales. Por ello, se dice con acierto por el CONPES en el Documento recién citado, que se trata en últimas de “ …instrumentos financieros, resultado de acuerdos libres entre generadores y distribuidores…”.

- En cuanto dice a su estructura económica básica, si lo que se contrata para luego de construida la planta son volúmenes de potencia disponible y de energía para despacho efectivo, los contratos pueden estar compuestos “ …de una tarifa para la potencia, la cual incluye los costos fijos de la inversión, y una tarifa para la energía despachada, la cual incluye únicamente costos variables de la operación. El cargo por la potencia se paga de acuerdo con la disponibilidad de la planta, independiente de la producción – modalidad de tarifa que es conocida con la expresión “take or pay” – y se deben establecer con claridad por lo menos (…) el sitio de entrega, el plazo del contrato, las fórmulas de precios por la potencia y la energía, y los mecanismos de liquidación… ”, pudiendo estos últimos ser fijados en efectivo bajo el supuesto de que “ …los acuerdos contractuales son independientes de la operación de la planta respectiva…”. En síntesis, “ …los parámetros tarifarios deben cubrir la t arifa de potencia y la tarifa de energía, la cual puede estar relacionada con el precio del combustible y con índices de precios variables. Además, se pueden fijar otros parámetros tarifarios tales como fórmulas de ajuste, bonificaciones y castigos por indisponibilidad…”.

(vi) El segundo de los pilares en que se apoyó el plan de financiación al que se viene haciendo referencia, lo constituyen las garantías que le otorguen cobertura en firme al cumplimiento del contrato de compra y suministro, aspecto desde luego estrechamente vinculado con la posibilidad de obtener los recursos de crédito de largo plazo indispensables para la construcción de la planta industrial hasta su puesta en operación comercial definitiva. Sobre este tema de crucial importancia, expresa el CONPES que “ …la obtención de financiamiento en condiciones favorables para el país es una de las mayores limitantes para la construcción de plantas con base en contratos de compra de energía. Para lograr una financiación comercial en condiciones de plazos y tasas de interé s compatibles con la naturaleza del negocio, las empresas públicas compradoras deberán constituir garantías adecuadas para asegurar el pago a los generadores privados… ”, garantías que han de ser idóneas en orden a incentivar la inversión privada en miras, por lo que se estimaba, en ese entonces, que por exigencia de los potenciales inversionistas privados interesados, y habida consideración del marcado interés público í nsito en los proyectos, la Financiera Energética Nacional – FEN – en su condición de Corporación Financiera catalogada legalmente como “ …el organismo financiero y crediticio del sector energético… ” (Artículos 258 y 261 del E.O.S.F), estaba habilitada para otorgar tales seguridades, no de cualquier forma o con largor inadmisible – valga advertirlo – sino dentro de un esquema concebido también con severa precisión.

En efecto, en un primer plano “ …las empresas públicas que requieran garantía de pago por parte de la FEN, deberán sujetarse a las reglas que fije esta entidad, y constituir contra garantías líquidas y fácilmente realizables en el monto que determine (ella) el garante. Así mismo, para disponer del respaldo de la FEN, esta deberá analizar previamente los riesgos relacionados con su otorgamiento y la ventaja del proyecto. Este respaldo por parte de la FEN se otorgará siempre y cuando el generador privado lo exija, y únicamente para respaldar 750 MW térmicos especificados en el Plan de Expansión… ”; y a la vez, porque lo impone la viabilidad del esquema, “ …la Nación respaldará a la FEN… ” de suerte que, para ello, “ …la FEN podrá constituir una fiducia que recibirá los ingresos de las empresas compradoras y efectuará los pagos a los generadores privados. Si estos recursos no resultaren suficientes para cubrir las obligaciones del contrato, en una primera instancia, la empresa pú blica deberá completar los pagos. Si esto no ocurre, FEN entregará ; los recursos requeridos para honrar los avales correspondientes. A su vez la Nación, por medio de un contrato, se comprometerá a a portar en el año siguiente, de acuerdo al procedimiento presupuestal, un monto igual al pagado por la FEN. De esta manera, los contratos estarí an respaldados hasta un 100% por parte de la Nación, siempre y cuando se hallen constituidas las contra garantías a satisfacción del Ministerio de Hacienda… ”. Después de leer estos pasajes con el cuidado que merecen y sin perder de vista naturalmente el momento en que fueron elaborados, es en realidad imposible imaginar que, de haber hecho lo propio, hasta la menos avisada de las empresas públicas del sector no hubiera quedado perfectamente informada de la justificación técnica de este tipo de operaciones, sus condiciones de viabilidad y las contingencias normales que implicaba concertarlas para que tuvieran cabal ejecución en un lapso que podría llegar a veinte años.

(vii) Resta por significar, finalmente, que en noviembre de 1993, al evaluar el desarrollo del Plan de Expansión y las acciones emprendidas para cumplir los objetivos fijados en agosto de 1992, el CONPES registró que para esa fecha y con arreglo a las directrices trazadas por recomendació n de ese organismo con el fin de impulsar y poner en marcha proyectos de generación de electricidad y respaldo, con el concurso de la inversión privada, para asegurar en el futuro el desempeño eficiente, seguro y confiable del sistema eléctrico nacional, el llamado “Proyecto Carboeléctrico Paipa IV” previsto para la construcción, operación y mantenimiento de 150 MW té rmicos, se había iniciado con la presentación de las respectivas propuestas, esperándose para 1997 su entrada en operación.

(viii) En síntesis, la serie de documentos referida define, de acuerdo con las técnicas características de la actividad planificadora del Estado, el patrón de referencia bajo el cual se esperaba habrí ;a de desenvolverse, en el próximo futuro, el sector eléctrico interconectado en Colombia para, de tal modo y entre otros propósitos de no menor importancia, facilitar, en el sentido de orientarlas responsablemente, las decisiones de inversión por parte de los empresarios privados cuya participación se consideró indispensable en ese proceso de desarrollo, específicamente en cuanto dice relación con la ejecución del programa de construcció n y explotación de nuevas centrales eléctricas, concebido este último en función, según se desprende de la cuidadosa lectura de dichos documentos, tanto de las correspondientes previsiones de la demanda del servicio como del cálculo de la potencia mínima que habría de ser instalada en el país conforme a criterios de seguridad en el suministro, diversificación energética y mejora sustancial en la eficiencia. Y dentro de esta moldura estratégica, en tanto se trata de la construcción “en mano privada”, de verdaderas obras de infraestructura de interés general indiscutible, se erige en pieza clave el financiamiento de los respectivos proyectos a sus constructores, inversionistas extranjeros, mediante el sistema que se conoce como “Project Financing” cuya posibilidad supone, apenas en un plano general y sin entrar por ahora en otros pormenores operativos a los que habrá ocasión de aludir mas adelante en este laudo, tres condiciones por lo menos, a saber:

Ante todo, estabilidad política en grado aceptable en el país receptor de la inversión y en la región de la cual forma parte, junto con marcos normativos estables y por ende predecibles en cuanto hace referencia, prioritariamente, a la índole de la regulación del sector por el Estado y los objetivos institucionales que legitimen su ejercicio en orden a promover, en beneficio de los usuarios del servicio de electricidad, el aprovechamiento eficiente a largo plazo de los distintos recursos energéticos disponibles.

En segundo lugar, para entender en su perspectiva contractual el sistema, resulta necesario diferenciar claramente, de un lado, la retribución acordada para el inversionista constructor, y del otro, la financiación en sí misma del costo de la instalación de la infraestructura vinculada al servicio, aspectos que no admiten ser mezclados como si se tratara de algo indistinto. Lo que acontece en último análisis es que esa financiación, requerida por el proyecto, no es realizada por el constructor ni tampoco por la entidad pública contratante, sino por el mercado de capitales que es donde dicho inversionista ha de obtener el apoyo de crédito que le permita anticipar los recursos indispensables para el señalado propósito; se utilizan en consecuencia, esquemas financieros de prolongada proyección en el tiempo que, por definición, exigen que el empresario privado así financiado no se ocupe únicamente de la construcción de la infraestructura sino que, además, tenga a su cargo su gestión o explotación por un periodo lo suficientemente amplio para permitirle a los prestamistas acreedores la recuperación de los fondos facilitados.

Y por último, secuela de lo anterior es que el sistema en mención sea estructurado de manera tal que el financiamiento obtenido por el contratista, tenga fuente segura de repago oportuno y completo en los ingresos provenientes de la operación de la obra o instalación luego de terminada y puesta en servicio, momento este a partir del cual se supone ha de quedar en condiciones de funcionar en forma rentable, como unidad econó mica independiente.

C - Ahora bien, sin que sea en lo absoluto imprescindible tener que acudir a la abundante prueba pericial, tanto la producida en el curso del proceso que tuvieron a su cargo los expertos Manuel Ramírez y Luis Alberto Zuleta, como la allegada por la compañía convocada, una en forma anticipada que contiene la experticia elaborada por el Dr. Oscar Mejía Vallejo, y la otra dentro del trámite de objeciones a aquél primer dictamen de la que fueron autores los Dres. Carmenza Chain Alvarez y Javier Fernández Riva, sometida toda a amplia contradicción y de la cual, a la postre, no emergen argumentos de convicción tan concluyentes como hubiera sido de esperarse ante la ardentía del empeñoso debate sostenido por las partes respecto de dichos trabajos, es de verse sí que muy por el contrario, en la fase final del procedimiento que condujo a la celebración del Contrato 94.016, obran documentos, producidos por cierto con bastante antelación al surgimiento de las diferencias determinantes del litigio aquí sometido a arbitraje y cuya autenticidad nadie que se conozca ha puesto en entredicho, de los cuales afloran sólidos elementos de juicio que llevan definitivamente a confirmar el estrecho ligamen funcional que tiene el citado contrato con la operación específica de financiamiento del proyecto carboeléctrico Paipa IV, dotado en cuanto tal de la sustancia económica y técnica peculiar contemplada en los estudios de planeación como instrumento para hacer viable la participación de inversión privada en el programa de construcción, operació ;n y mantenimiento de nuevas centrales de producción eléctrica que, no esta demás recalcarlo, data de agosto de 1992 y del que, a menos de mediar inexcusable negligencia que no es de recibo presumir en el caso de autos, cabe aseverar tenía pleno conocimiento EBSA al abrir la convocatoria pública internacional bajo la referencia “ Decreto 700 de 1992. Compra en Firme de Energía B.O.O.M, 20 años ”, pauta esta con apoyo en la cual suscribió posteriormente, el 4 de marzo de 1994, el Contrato 94.016 tantas veces mencionado.

(i) El primero de los documentos a que acaba de hacerse alusión, es el Informe de análisis y evaluación de propuestas elaborado en agosto de 1993 para el Ministerio de Minas y Energía – Electrificadora de Boyacá S.A. – por la firma especializada de consultores Kennedy & Donkin Power Ltd., cuyo texto original en idioma inglés junto con la respectiva traducción, obra a folios 322 a 395 del Cuaderno 1 de Pruebas y 396 a 503 del Cuaderno 2 de Pruebas. Este Informe comienza por poner de presente el objeto del Contrato, para cuya celebración se llevó a cabo la convocatoria pública internacional como consecuencia de la cual fueron presentadas las dos propuestas materia de estudio, identificando claramente el móvil que indujo a aquella entidad pública, convocante en este arbitramento, a formular esa invitación; “ …La Electrificadora de Boyacá S.A. – se lee en la parte introductoria del Informe en cita – desea extender la capacidad de generación de energía existente en la estación de Paipa con la instalación de una Unidad alimentada con carbón con una capacidad neta de generación de 150 MW. La unidad será construida sobre la base de un contrato de Construcció ;n, de Propiedad, de Operación y de Mantenimiento durante veinte años (B.O.O.M) entre la Electrificadora y el contratante (sic)… ”, modalidad esta que por no ser de fácil comprensión a primera vista, el mismo documento, al ocuparse del tema de los riesgos y su asignación, la explica con nitidez tal que en verdad cuesta creer que aquella entidad interesada en contratar, por conducto de sus directivos y administradores, no la entendió en su genuina dimensión o incurrió en inexplicable menosprecio de sus implicaciones.

…En muchas partes del mundo – expresa el Informe – ha habido un gran resurgimiento de interés de las finanzas privadas por los proyectos públicos de infraestructura en los últimos añ ;os; especialmente en lo relativo a los proyectos de energía elé ctrica, de agua y de transporte. La motivación de este resurgimiento es doble: ideológica y económica. Con todo, aun en los países con acentuada preferencia ideológica por los mercados libres, la motivación dominante por la infraestructura privadamente financiada es asegurar proyectos esenciales para el crecimiento de la economía de la Nación, sin efectos adversos sobre la deuda nacional. La crisis de la deuda de comienzos de 1980 se cita con frecuencia como la causa del resurgimiento. A pesar del interés en los proyectos privadamente financiados en los pasados diez años mas o menos, pocos proyectos han progresado relativamente, en todo el mundo, hacia la construcción y el funcionamiento. Existen muchas razones para este progreso tardío, siendo la de menos la falta de voluntad política en la mayoría de los países en desarrollo y en muchas naciones desarrolladas el pasar a los consumidores el verdadero costo económico de la electricidad, del agua, del tratamiento de aguas negras, de las carreteras (…) o proyectos similares. Sin un nivel económico de gastos es improbable que un esquema pueda generar suficiente dinero en efectivo para compensar de manera adecuada al desarrollador. Incluso, cuando se ha superado este obstáculo el desarrollador enfrenta un sinnúmero de riesgos que amenazan el flujo de capital del proyecto y de ahí los reintegros que requiere para justificar su inversión. Cada proyecto enfrenta una serie única de riesgos (…) Mas sin embargo, los riesgos típicos para la mayoría de los proyectos internacionalmente financiados en los paí ;ses en desarrollo, son: Las fallas en construir para presupuestar y para programar; las fluctuaciones del cambio de moneda; la inflación; las fluctuaciones de las tasa de interés flotantes; la adversa intervención del Gobierno, los pagos atrasados etc. Gradualmente se ha ido desarrollando un modelo aceptable para confrontar la serie normal de riesgos y consecuentemente, los proyectos privadamente financiados están avanzando con mucha frecuencia. Aunque cada proyecto tiene sus propias características, que reflejan la serie única de riesgos de ese proyecto, el modelo tiene algunas características específicas comunes a la gran mayoría de los proyectos privadamente financiados. La mayor parte de los grandes proyectos financiados privadamente son de Construcción, Operación y Transferencia (B.O.T) o de Construcción, Propiedad y Operación (B.O.O). La diferencia prominente entre ambos es la de que en el proyecto TOC se anticipa una transferencia de propiedad del proyecto al patrocinador, después de un pre – determinado periodo durante el cual el desarrollador debe tratar de recuperar su inversión. Los proyectos OPC son con frecuencia utilizados cuando la vida económica del esquema es relativamente corta y predecible, como los proyectos de generación de energía… ”.

Y avanzando en el análisis, hace énfasis el Informe en las peculiaridades de los aludidos mecanismos diciendo: “ …Una característica clave de los proyectos BOT y BOO, es el paquete de seguridad. Una serie de acuerdos legales entrelazados y de contratos que cubren, por ejemplo, la construcción, la operación y el mantenimiento, la propiedad, las materias primas, y el suministro de energía primaria y de productos y de adquisición de energí a. La esencia de un paquete de seguridad exitoso – conviene recalcarlo a juicio del Tribunal – es la de que los diferentes riesgos del proyecto son suscritos, asumidos, por aquellas partes que estén en mejor capacidad de absorberlos (…) Una característica posterior de tales proyectos es que los riesgos son típicamente de ilimitado alcance para que una sola compañí a soporte los intereses variables. No existen normas rígidas para la participación del capital propio, pero es común en la mayor parte, que el capital propio sea apoyado por los principales beneficiarios del proyecto, por ejemplo, el contratista de la construcción, el operador de la planta, el empresario, etc. No todas las partes interesadas necesitan tomar una parte en el capital propio, pero sus obligaciones serán dirigidas inevitablemente al paquete de seguridad. Finalmente, debido al perfil del riesgo, una gran mayoría de proyectos BOT / BOO emplearán los métodos de recursos limitados para financiar el proyecto. Las características de la financiación de recursos limitados son éstas: se adopta un alto nivel de mecanismos, a veces con participación de capital propio mínimo del 15%; se utilizan instrumentos de gran alcance de la deuda y de la cuasi deuda, para optimizar los costos del servicio a la deuda, para dilatar los riesgos y para respaldar la participación de la deuda; y en caso de falla en los pagos del servicio de la deuda o de violación de los acuerdos de interés a la deuda, los proveedores de la deuda mayor tendrán recursos ú nicamente en los activos y en el flujo de capital del proyecto, no en las compañías matrices de los poseedores del capital propio. En otras palabras, las compañías matrices pueden participar del é xito del proyecto, pero se hallan separadas del evento del fracaso, aunque improbable…”.

(ii) Asimismo resulta particularmente ilustrativo el Informe Final de Evaluación de Ofertas, elaborado en agosto de 1993 por funcionarios de la Electrificadora de Boyacá S.A. y que obra en copia a folios 506 a 529 del Cuaderno 2 de Pruebas, documento cuyo contenido permite apreciar de nuevo, en consonancia con lo que se viene sosteniendo sobre el particular, que el Contrato 94.016, no obstante su individualidad externa, es una pieza en el programa de la operación global de financiamiento del proyecto carboeléctrico Paipa IV, programa este que por lo tanto, al inspirar la celebración de dicho contrato, se constituye en guía de primer orden para comprender a plenitud, tanto su naturaleza como el alcance de los efectos que esta llamado a producir.

En efecto, a modo de introducción registra que la convocatoria pú blica tantas veces mencionada, efectuada para la compra en firme “ …de la potencia y energía que genere una planta de generació n eléctrica de 150 MW de capacidad neta y que operará con carbón como combustible… ”, contempló con tal finalidad el sistema B.O.O.M (Build, Own, Operate and Maintenance) por virtud del cual “ …el proponente seleccionado tendrá responsabilidad total por la construcción, suministro de equipos, montaje y puesta en operació n de la Central y de su financiamiento bajo el propio costo y riesgo, siendo propietario de la misma y comprometiéndose a operarla y a suministrar potencia y energía, también bajo su propio costo y riesgo, durante veinte años… ”, de donde se sigue, continua el Informe en referencia, que para el proyecto Paipa IV “ …la Electrificadora no compra equipo, no contrata obra civil, no hace contrato de montaje de equipos, no se endeuda, ni opera ni mantiene la Planta, y a lo único que se compromete es a comprar la potencia y la energía generada por dicha Planta… ”, obligación esta última – adviértase - que aun cuando pareciera escuálida y sin mayor trascendencia a primera vista, resulta ser fundamental, como adelante se verá a espacio, para el buen fin de la operación de financiamiento del proyecto considerada en su conjunto.

Sentadas las anteriores premisas y con el objeto de poner de relieve las características preponderantes del sistema en cuestión, el Informe da cuenta de una serie de importantes observaciones que, a estas alturas, a la entidad pública convocante no le es dado mirar apenas de soslayo para que sus pretensiones puedan abrirse paso. Expresa el documento bajo examen que el sistema B.O.O.M para Paipa IV se estructuró “ …en concordancia con los parámetros internacionales usados en este tipo de sistema, adaptados, ampliados y complementados teniendo en cuenta las características particulares del proyecto y las condiciones locales… ;”, siendo de destacar los siguientes criterios contemplados:

- Responsabilidad del oferente favorecido. Como la sigla en inglés lo indica, B.O.O.M significa construir, ser propietario, operar, mantener. Lo que implica concretamente que el oferente favorecido es responsable bajo su propio costo y riesgo por la construcción y por el financiamiento del proyecto y por su operación, siendo propietario del mismo.

- Disminución o eliminación de la incertidumbre para los proponentes. Dentro de este enunciado se incluyen varios elementos, incorporados en el mecanismo contractual, que tienden a disminuir o eliminar riesgos, evitando sobreprecios innecesarios; son ellos,

La existencia del proyecto completamente definido en sus parámetros principales.

La ubicación de la Planta cerca de los centros de consumo de electricidad y de producción carbonífera.

El suministro garantizado del combustible térmico (carbón) por parte de EBSA.

No responsabilidad por la existencia y funcionamiento de la infraestructura de transmisión.

Zona con experiencia y recursos suficientes para construcción y para producción carbonífera.

Sitio de instalación definido y garantizado; y

Compromiso de compra de potencia y energía, con garantía de pago.

- Amplio margen para estructurar el conjunto técnico y financiero. Con relación a estos puntos, dice el Informe, son de resaltarse los siguientes aspectos que caracterizan el enfoque contractual adoptado bajo el denominado “sistema B.O.O.M”:

A diferencia del sistema llave en mano o tradicional, “ … el cliente, en este caso la Electrificadora de Boyacá S.A. no va a comprar ni a poseer la Planta; lo único que va a comprar es la potencia y la energía que esta produzca de acuerdo a su disponibilidad, la cual tampoco es responsabilidad de la Electrificadora de Boyacá S.A.

Los proyectos de Plantas de generación a base de carbón han sido desarrollados a nivel internacional, hasta el punto que hoy en día se cuenta con una tecnología completamente probada, que se ha estandarizado y que no presenta variaciones importantes ni riesgos significativos para su construcción y operación.

En fin, la estructuración del esquema financiero para realizar el proyecto, es de exclusiva responsabilidad del inversionista”.

En estas condiciones propias del sistema B.O.O.M, concluye el Informe, “ …se debe facilitar a los proponentes un amplio margen para que estos estructuren el conjunto técnico que instalarán (equipos) y el esquema financiero que utilizarán, permitiendo de esta manera suficiente espacio para poder ofrecer las mejores condiciones de que disponga cada uno. Por lo tanto, en el esquema usado en Paipa IV, se empleó un alto grado de flexibilidad y siguiendo lo recomendado por documentos especializados, la evaluación de las propuestas debe ser realizada desde el punto de vista de sus implicaciones comerciales, sujetas al cumplimiento de requerimientos mínimos funcionales y de compatibilidad con el sistema eléctrico existente…”.

D – Acudiendo ahora a la prueba testimonial recaudada en el plenario (Cuaderno de Pruebas N° 113), también de ella emanan elementos de convicción suficientemente caracterizados y coincidentes con los relacionados en los apartes que anteceden, los cuales, por lo tanto, apuntalan las conclusiones del Tribunal acerca de la operación económica de financiamiento de proyectos de infraestructura energética en la que se halla inmerso el Contrato 94.016 y que, como viene sosteniéndose, explica en la medida necesaria el sentido general de las reglas básicas, pactadas por los contratantes, que disponen el complejo intercambio de prestaciones de variada índole y de ejecución duradera en el tiempo, que integran su contenido.

(i) El Dr. Carlos Arturo García Botero, de profesión ingeniero eléctrico y con amplia experiencia en actividades de consultoría en el área de planeación de infraestructura de servicios pú ;blicos, asesor también en el análisis de oportunidades de negocios a inversionistas, declaró conocer los términos del Contrato 94.016 y sobre el modelo al que corresponde, expresó que es este “ …un contrato que no fue concebido dentro de la lógica de pague lo contratado, pague lo consumido, relacionado con el mercado; las caracterí ;sticas que tiene este tipo de contrato, hecho y pensado a comienzos de los años 90, que buscaban materializar unos proyectos; entonces bá sicamente lo que buscaban remunerar esos contratos era la construcción de una Central que se estaba buscando, que introducían firmeza al sistema colombiano. Digamos, (…) la percepción original, podríamos decir, es una variante de estos contratos y fue digamos su predecesor; las primeras modalidades de contratos que conocemos hoy, o sea la primera generación de los contratos de compra de energía que se dan alrededor de los primeros ejercicios del Project finance en el tercer mundo tenían distintas características; están buscando remunerar la construcción de las Centrales (…) Entonces, esa generación de contratos que son de primera generación (sic), eran contratos que se hacían para responder a una situación de coyuntura… ” y en los cuales el largo plazo – elemento que el testigo califica como el ABC del project finance a que hizo alusión – desempeñ ;a papel fundamental en razón a lo que, el referenciado contrato de compra de energía, durante dicho plazo “ …le generaba a los inversionistas y a sus bancos… ”. Y posteriormente, respondiéndole al Tribunal a una pregunta sobre riesgos comerciales o de modificación de demanda, dijo que en los por él llamados “ …contratos de primera generación… ”, los inversionistas no asumían riesgo alguno de esa índole ; “ …básicamente había una remuneración donde se minimizaban los riesgos a través de estos instrumentos y se maximizaba también el costo de capital… ” o sea que en tales contratos, puntualiza el testimonio, “ …no se previó ese tipo de posibles alternativas al desarrollo del mercado (…) en cierta medida porque (…) se salía de una temporada de racionamiento muy drástico (…) Digamos, hay muchos componentes históricos en esas decisiones, pero (…) en ese momento era como el pago para poder tener en funcionamiento en un momento dado las Centrales…”.

(ii) Especial realce procede dársele igualmente, tanto por el perfil subjetivo del deponente como por la credibilidad intrínseca predicable de su dicho claro y responsivo, al testimonio rendido por el Dr. Luis Fernando Alarcón, ingeniero civil de profesión, con estudios de postgrado en economía y planeamiento de recursos hidráulicos, ex – Director de Presupuesto y ex – Ministro de Hacienda y Crédito Público, quien ubicándose entre 1992 y 1993, preguntado acerca de las acciones gubernamentales emprendidas por ese entonces para hacerle frente al problema de la energía eléctrica en el país, señ aló que se pusieron en marcha “ …una serie de acciones muy amplias conducentes a esto que acabo de mencionar; es decir, era necesario incrementar la capacidad de generació n, con el fin de poder enfrentar situaciones críticas como la que se había presentado. Por eso hay acciones que van desde la reorganización institucional del sector con el fin de buscar tener empresas mucho mas idóneas y preparadas para concretar sus responsabilidades, hasta decisiones de inversión directa por parte del Estado, con el fin de garantizar que en un tiempo, lo mas rápido posible, se pudiera incrementar esa capacidad de generación, y dentro de estas últimas, hay toda una gama de cosas. Desde acciones muy de emergencia, de muy corto plazo, que por supuesto todos sabemos después generaron problemas (…) hasta decisiones ya de inversión de otro tipo, de construcción de plantas generadoras, esencialmente térmicas, por dos razones: Una, porque se pueden construir con relativa rapidez, y otra porque una de las conclusiones de la crisis fue tener una capacidad de generación tan cargada al recurso hidrológico que, en sí mismo, es de naturaleza tan riesgosa (…) dado que es un fenómeno natural incontrolable por parte de un Gobierno (…) y por eso era necesario, con el fin de mejorar la confiabilidad en el suministro que es un criterio clave en este aspecto, construir rápidamente algunas plantas térmicas. Dentro de este paquete de decisiones por supuesto, el CONPES (…) tomó la decisión de que debía construirse la Planta Termopaipa IV , un proyecto que venía en el listado de posibles proyectos de generación eléctrica desde muchos años atrás, además proyecto que correspondía a una aspiración del pueblo de Boyacá por su posible impacto económico regional; y el Gobierno tomó la decisión de impulsar este proyecto asigná ndole su ejecución (…) a la Electrificadora de Boyacá para que lo llevara a cabo; es una medida claramente orientada a mejorar esa confiabilidad en el suministro… ”, determinación en la que también tuvieron incidencia circunstancias fiscales a las que el testigo se refiere, manifestando que a su parecer: “ …el Gobierno, dentro de sus políticas, tuvo que diseñar mecanismos (…) creativos para poder acomodar dentro de su programación fiscal y macroeconómica, algunas de esas nuevas inversiones (…) Por eso, durante esa época se desarrollaron nuevos mecanismos contractuales que le permitían al Gobierno adelantar los proyectos sin comprometer recursos propios, sin incrementar el gasto corriente y sin incrementar el endeudamiento en forma inmediata, que es lo que pasó ; por ejemplo con este proyecto…”.

Y en lo que toca con las ventajas que hicieron aconsejable valerse de esos que cataloga como mecanismos contractuales de nuevo diseño, el declarante se explica en la siguiente forma: “ …Para la realización de proyectos de inversión en infraestructura y en este sector muy en particular, (…) no solo en Colombia sino a nivel internacional, se desarrollaron esos nuevos mecanismos contractuales que antes no eran muy conocidos en el país, como los mecanismos BOMP BOMN (sic) de cosas por el estilo, que en el fondo todos ellos lo que implican es lo siguiente: Desde el punto de vista financiero no tener que hacer todo el gasto de inversión por cuenta del Gobierno, o mejor no tener que hacerlo sino encomendárselo; eso implica que dentro de las cuentas fiscales, ese gasto no aparece registrado, no aparece incrementando el gasto en las vigencias en las cuales se realiza; eso le permite una razonable presentación o una mejor presentación de las cifras fiscales y macroeconómicas, por ejemplo frente a los organismos internacionales (…) Desde el punto de vista económico, macroeconómico y fiscal, también le permit e al Gobierno manejar su nivel de endeudamiento que va concomitante con lo anterior; es decir, si el Gobierno lo hiciera directamente, contratara un constructor para hacer una obra, iría al mercado, obtendría un crédito para financiar ese gasto porque normalmente no se tienen todos los recursos fiscales corrientes disponibles, pero eso le aumenta su nivel de endeudamiento que (…) es limitado, particularmente en esos años en donde todavía el endeudamiento internacional del país se llevaba a cabo con la banca multilateral y con bancos comerciales directamente, es decir no se había masificado como ocurre hoy en dia, el acceso al mercado de capitales mediante la colocación de títulos (…) Y finalmente, desde el punto de vista operativo que es otro punto bien importante, al encomendarle a un tercero la operación de estas obras, mediante estos mecanismos contractuales se buscaba controlar el riesgo de cosas como las que ocurrieron en el origen de la crisis. Había plantas construidas que por problemas operacionales de las empresas, estaban mal mantenidas, no estaban operativas en el momento de la crisis… ”, de suerte que – prosigue el testigo – “ …esos tres elementos se conjugaban para poder hacer obras mas eficientemente (…) para poder manejar la limitación de recursos del sector público; la adjudicación de recursos para poder financiar esto que aparecía de un momento a otro, acomodarlo dentro de unos niveles razonables de endeudamiento global, hacerlo oportunamente y operarlas eficientemente, y ahí vinieron todas esas modalidades contractuales (…) que se pusieron en práctica en la década de los noventa con muy distintas modalidades…”.

Sobre el modo como un contrato con el objeto del que ha dado motivo en el caso presente a las diferencias sometidas por los compromitentes a arbitraje, sirve al propósito de facilitar una operación de financiamiento de proyectos que satisfaga las exigencias vistas, el testimonio en mención suministra las siguientes explicaciones, específicamente en lo que respecta a la recuperación de costos y rentabilidad de la inversión privada al respectivo proyecto vinculada: “ …A los particulares simplemente – se les retribuye, se entiende al tenor de la pregunta formulada – mediante unos mecanismos contractuales en los cuales el particular se comprometía a construir el proyecto de acuerdo con las especificaciones señaladas con la correspondiente empresa, pues construirlo, financiarlo, ponerlo operativo y todas esas cosas, poner a disposición del contratante la capacidad que correspondiera y posteriormente recibir unos pagos de acuerdo con la oferta de quienes participaron en el proceso licitatorio, pagos que le permitieran recuperar sus inversiones y obtener la rentabilidad de un proceso licitatorio competitivo; en otras palabras, la remuneración de esos contratistas sería una remuneración fija, en el caso particular de estos proyectos eléctricos como fue también por ejemplo el caso de los gasoductos, unas modalidades de recibir un pago pre establecido, independientemente de que el producto a que estaban obligados, se consumiera o no se consumiera (…), es decir independientemente de que usted lo utilice, de que usted lo tome, usted paga, que es lo que esta reflejado en estos contratos. En otras palabras, son contratos en que a ellos se les remunera por esa tarea de construir y operar una obra que le encarga la entidad contratante del sector público, pero que su remuneración no depende de ninguna forma de que la Central, en este caso la planta generadora, se utilice o no, que exista o no demanda, es decir que se le eximió de asumir cualquier tipo de riesgo comercial relacionado con el proyecto… ”, añadiendo luego que por efecto de lo anterior, en la esencia de esta modalidad de contratación se encuentra el concepto de “ disponibilidad de potencia ” que se obliga el operador de la planta a suministrarle a la entidad contratante, en el entendido que eso lo que significa es “ …disponibilidad de capacidad que lo que quiere decir es que no se requiere que la capacidad se utilice para que sea remunerada, sino que el compromiso del contratista es simplemente poner la disponibilidad en manos del contratante para que (…) si así lo requiere y así lo necesita, la utilice. ”, definición que complementa a renglón seguido con la siguiente apreciación: “ …Recordemos que en el fondo acá, el contratante o quien ordena la construcción del proyecto es la Nación (…) porque de lo que se trataba acá era de darle respaldo o confiabilidad al sistema nacional ; en ese sentido, el objeto o el concepto del contrato es ese poner a disponibilidad la capacidad, no que se utilice; este sería un contrato completamente distinto; acá, debido a que el objeto contractual era que el contratista construyera, operara, financiara y no asumiera riesgos comerciales; por eso el objeto era simplemente poner a disponibilidad esa potencia o capacidad para el uso si así lo disponía la Electrificadora de Boyacá o el Sistema Interconectado Nacional… ”, circunstancia que a lo que lleva – enfatiza el testigo – es a que tales plantas, de entrada, una baja probabilidad promedio de ser utilizadas por lo menos en las etapas iniciales “…que implicaban que no necesariamente la energía que yo pudiera vender iba a permitirle atender los compromisos financieros (…) De ahí la necesidad de una garantía de la Nación, porque si es un proyecto que va a atender una necesidad nacional, es muy claro el papel del Estado; si hay un racionamiento, el responsable frente al país es el Gobierno, no la empresa tal o cual o el generador fulano o mengano, no, es el Gobierno, eso lo vimos en el 92; por eso el Gobierno tiene que decir (…) yo tengo que darle confiabilidad al sistema, tengo que prevenir que esto me vuelva a ocurrir fácilmente. Por eso tengo que construir unas plantas, así ellas en el corto plazo no me produzcan necesariamente la plata para pagarla, pero por eso tengo que asumir ese costo y lo asumo por la via de darle todo mi respaldo al proyecto a través de garantías financieras, digamos que esa es a grandes rasgos la lógica (…) de todo el asunto… ”. Y después, al absolver el cuestionari o formulado por el apoderado de la entidad pública convocante, volviendo sobre el tema de la retribución de la inversión y la función que en este aspecto cumple el acordar el pago de un cargo fijo por capacidad, explica el testigo que con ello lo que se busca es que “ …para quienes han hecho una inversión en una planta de generación (…) se remunere no solamente la energía que producen y que venden en el mercado, sino que se remunere también el hecho de que hizo (sic) una inversión en capacidad, así esa capacidad no se este utilizando, así sea una capacidad estrictamente de respaldo…”.

(iii) El ingeniero Neil Pinto, de nacionalidad británica y con mas de veinticinco años de experiencia en trabajos en el sector de la electricidad en distintas partes del mundo, incluyendo la negociación de acuerdos de compra de energía, consultor del Banco Mundial y quien, además, dijo haber tenido conocimiento directo, como miembro de la firma Kennedy & Donkin Ltd, de las alternativas que tuvo en estudio la Convocante para llevar a cabo el proyecto Termopaipa IV, sobre la modalidad de contratación B.O.O.M de la cual se valió para tal propó sito la convocatoria pública internacional efectuada de conformidad con el Decreto Legislativo de emergencia 700 de 1992, expresó lo siguiente: “ …Bajo un contrato B.O.O.M o sea, tal como lo implican sus iniciales, un inversionista es responsable por la construcción la operación y el mantenimiento de la estación de energía, y entra en un contrato a largo plazo para la venta de los productos ” y mas adelante añade: “ …Es muy importante en proyectos privados de energía que haya una corriente de ingresos asegurada y estos es porque los proyectos privados de energía, convencionalmente financiados bajo Project … o finanzas de proyectos, lo cual implica una mezcla de capitales por parte del inversionista y también de los bancos; los bancos son adversos al riesgo y necesitan asegurarse de que sí exista una corriente de ingresos que cumpla con los requerimientos para poder darle servicio a la deuda y amortizarla… ” y en línea con esta apreciación, después de insistir en la importancia que reviste para la operación de financiamiento del respectivo proyecto, el que exista un contrato a largo plazo para la venta del producto de la estación de energía “ …a una compañía u organización tal como EBSA… ”, sin ambages afirma el testigo en cita que el proyecto Termopaipa IV por el que se le preguntó, cumple “ …las planillas normales…” del género de contratos llamados B.O.O.M “…en el sentido de que hay cargos separados de capacidad y de energía, el periodo de compra es de veinte años, lo cual es similar al término promedio de los acuerdos de este tipo – de compra de energía - a nivel mundial… ”, invocando en apoyo de esta conclusión, los documentos de oferta utilizados en Termopaipa IV en el curso de un proceso que califica como transparente, abierto a las propuestas internacionales de inversión y asesorado por ingenieros consultores igualmente internacionales.

El nexo instrumental que, en el conjunto del esquema en mención, une al contrato de compra del producto energético a largo plazo y la operación de financiamiento del proyecto que principalmente tendrá ;n a su cargo entidades bancarias recelosas frente al riesgo, lo explicó el declarante en los siguientes términos: “ …Los proyectos independientes de energía son financiados a través de finanzas o proyectos con una mezcla de capitales; esta división de capitales varía un poco a través del tiempo, pero típicamente esta en el rango de treinta a sesenta, o sea la relación de capital a deuda. Hay un cobro por capacidad que normalmente permite la amortización de la deuda y el retorno sobre el capital, y un cobro de energía que normalmente cubre los costos operacionales de la estación. (…) Similarmente, en un sistema de energía se tienen una serie de rangos de demanda de electricidad, y nos tenemos que enfrentar a una complicación en el sector de la energía en el sentido de que no podemos almacenar el producto, por lo tanto es necesario asegurarse de que la generación de la electricidad en cualquier momento sea equivalente a la demanda de electricidad (sic). Por lo tanto, tenemos que tener una capacidad determinada para generación que sea equivalente a la demanda máxima en un área única que ocurra durante el periodo que estemos examinando; algo de esta capacidad operará con una alta tasa de utilización y otra parte operará a una baja tasa de utilización… ”, y en concordancia con este concepto general, a la pregunta que se le hizo por el apoderado de la compañía convocada acerca de có ;mo esta previsto en un proyecto estructurado bajo el esquema “B.O.O.M Project Finance” que el inversionista constructor y operador de la planta recupere su inversión con la rentabilidad esperada y pague la financiación, responde “ Según entiendo yo la pregunta es cómo el inversionista se asegura de que él puede tener un retorno, como puede devolver los pagos que son necesarios de pagar al Banco (sic) y a su vez dar un retorno o una rentabilidad satisfactoria a sus accionistas; es claro que a partir del acuerdo P.P.A o de compra de energía para Termopaipa IV que todos estos elementos están cubiertos bajo el cargo de capacidad en el proyecto. Estos es perfectamente normal y es coherente con la práctica internacional…”.

(iv) Por último, el testimonio rendido ante el Tribunal por el Dr. Rafael Simón Herz, economista con estudios universitarios y de postgrado en Alemania, quien prestó sus servicios al Departamento de Planeación Nacional entre 1992 y 1994, aporta importantes elementos de juicio que ilustran a cualquier observador desprevenido sobre el origen del Contrato 94.016 y las circunstancias en aquél momento presentes, reveladoras de la causa objetiva que explica su celebración entre las entidades que son parte en este proceso, anudada como viene sostenié ndose a la operación de financiamiento del proyecto carboelé ctrico Paipa IV.

Preguntado respecto de los esquemas contractuales B.O.O.M y B.O.T, así como sobre la incidencia de su ejecución en la firmeza y confiabilidad del sistema eléctrico en Colombia, expuso: “ …el sistema eléctrico colombiano a principios de 1992, dependía excesivamente del sistema hídrico, del combustible hídrico, del agua. El 80% de la capacidad instalada en Colombia se basaba en generación con base en el recurso hídrico, y solo el 20% con base en el recurso térmico, mas aun cuando (…) de ese veinte por ciento muchas de las plantas térmicas no estaban disponibles en el momento de racionamiento, simplemente por falta de mantenimiento. Adicionalmente a que el 80% era con base en el recurso hídrico, un alto porcentaje de las plantas hídricas en Colombia es de lo que se llama filo de agua, no tienen capacidad de embalse, dependen de que el recurso hídrico este disponible de manera inmediata, al lado de la sequí a, el verano digamos del 91 92, precisamente este recurso, que era la base de la generación en el sistema eléctrico colombiano, no existí ;a. Entonces, para responder la pregunta, la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano a finales del 91, principios del 92, era muy baja, por la alta dependencia del recurso hídrico por el esquema que la gran mayoría de las plantas hídricas son a filo de agua, no son de lo que se llama de embalse plurianual, es decir no tienen capacidad de embalse, y adicionalmente porque las plantas térmicas no estaban disponibles… ”; y centrándose luego en los tipos de contratos aludidos, reza el testimonio: “ … en cuanto (…) que son proyectos B.O.O.M y B.O.T, son esquemas financieros y de ejecución de proyectos básicamente. El esquema BOOM es un proyecto en el que el privado, en este caso, construye, opera y mantiene una planta de generación eléctrica, y es durante un periodo señalado, propietario de esa planta; la contraprestación para poder financiar este proyecto, es un contrato de compraventa a largo plazo que le permite al ejecutor del proyecto recuperar sus costos fijos, su inversión, pagar los intereses sobre la deuda y recuperar (sic) una rentabilidad considerada normal o usual para este tipo de proyectos. El caso de un BOT es muy similar. Lo que ocurre es que en este caso el proyecto se construye (…) la palabra T quiere decir que transfiere al final del proceso, de la duración del contrato; el proyecto necesariamente se transfiere a la entidad contratante, eso digamos, la T se relaciona con eso. Lo que es importante señalar es que estos esquemas, sean BOOM o BOT, lo que son, son esquemas de ejecución de proyectos en los que los costos de inversión son altos; la duración del proyecto requiere, digamos, que la financiación sea a largo plazo y por ende, hay el requisito de un contrato de ejecución a largo plazo para obtener los recursos financieros que permitan la ejecución del proyecto…”.

En seguida de estas precisiones de tipo general, el testigo hace un pormenorizado recuento del estado en que se encontraba el sector elé ctrico en el país cuando, al amparo de las disposiciones del Decreto Legislativo 700 expedido en abril de 1992 y siguiendo directrices fijadas por el CONPES, se llevó a cabo la convocatoria pública internacional que habría de culminar posteriormente con la celebración del Contrato 94.016, convenio este que – al tenor de la declaración a la cual se viene haciendo alusión – obedeció a objetivos prioritarios de planificación del desarrollo de ese sector hacia el futuro, determinados como indispensables no obstante que, para ese entonces y habiéndose iniciado prácticamente de manera coincidente con el nuevo régimen de los servicios públicos introducido por la Constitución de 1991, corría un periodo de transición donde predominaba desde luego, por ser un hecho de notoriedad generalizada, la expectativa de cambio de un sistema cerrado protagonizado por entidades públicas ineficientes que operaban en condiciones monopolísticas, a un mercado relativamente libre, abierto y competitivo con diferentes agentes autorizados, ofreciendo comprar y vender energía. Conviene, pues, transcribir a espacio los apartes pertinentes de la declaración: “ …Los problemas estructurales del sector, la poca capacidad térmica junto a la sequía del verano 91 – 92, resultaron en racionamiento. La percepción y presión en 1992 y 1993 era que por ende, para evitar racionamientos en el futuro, el Gobierno tenía que asegurarse de que la capacidad disponible en el país aumentara, y aumentara rá pido y de manera segura; rapidez implicaba ejecutar proyectos muy rá pido, y de manera segura implicaba ejecutarlos con base en combustibles térmicos, bien sea a gas o a carbón (…) Ahora, ante la perspectiva del 92, ante el racionamiento dado, ante los problemas estructurales y ante la falta de marco regulatorio que le pudiera dar certeza a un ejecutor privado de que él pudiera construir su planta de generación y que la iba a poder vender en el mercado abierto, se estableció ese esquema de transición. Porqué este esquema de transición y porqué con privados? Transición porque sabía el Gobierno Nacional que el propósito era obviamente ir hacia un mercado abierto, no era seguir construyendo ese tipo de proyectos con garantías y con contratos de compraventa a infinito, pero también era claro que se tenían que ejecutar en ese momento. Porqué con privados? Primero porque era la intención ya señalada en la Constitución del 91, y de por sí antes de 1991, de abrir el sector eléctrico a la participación de agentes privados que de por sí habían mostrado interés de participar en ese sector porque ya se venían con experiencias de Chile, Argentina y Gran Bretaña (…); pero además porque la política señ ;alada es que el sector público, iba a reducir su participación, posiblemente hasta eliminarla en ciertos aspectos de los sectores de infraestructura, para utilizar los recursos fiscales, que de por sí eran escasos, en aras de otras prioridades, especialmente en el área social. Ese era por lo menos el señalamiento llamémoslo político del Plan nacional de desarrollo de la Administración correspondiente. Entonces, ese esquema de transición fijaba un esquema (sic) que decía como facilitamos la entrada de privados, al no tener que aportar recursos el sector público, pero ejecutar proyectos inmediatos; y ahí lo que diseñó es que iba a hac er eses contratos de compraventa a largo plazo, pero también se dijo : Bueno, esos contratos de compraventa pueden en algunos casos no ser suficientes, dado que las entidades que ejecutarían esos proyectos no siempre tenían la estabilidad y la proyección financiera que pudiera cubrir lo que se iba a licitar, porque de cualquier manera estos contratos de compraventa iban a ser licitados (…); entonces, adicionalmente al contrato de compraventa, se fijó para el periodo de transición que las empresas ejecutoras pignorarían sus ingresos, contratarían una fiducia para el pago de la tarifa por potencia que se iba a instalar; si estos recursos no fueran suficientes, la FEN otorgarí a unas garantías; (…) el ejecutor privado podrá solicitar esas garantías y a su vez, si en algún caso la FEN tuviera que pagar efectivamente por ese faltante y eso a su vez le significara a la FEN una reducción de su patrimonio. El Estado, la Nación a través de asignaciones presupuestales (…) tendría que cubrir ese faltante…”. Y respecto de una pregunta que se le formuló en relación con el efecto que podría llegar a tener en los referidos contratos de compra y suministro a largo plazo, el cambio radical que orientaba la reestructuración de la industria conforme a los postulados en que se fundamentaron los proyectos de iniciativa gubernamental que se convirtieron finalmente en las leyes 142 y 143 de 1994, negó el testigo tal incidencia: “…No (…) porque lo que se financia en un proyecto de estos es el contrato; el contrato es el activo con que el ejecutor privado va al sistema financiero para poderlo financiar; si usted en estos contratos implica que aquél marco regulatorio que no existía (…) si usted por alguna razón le metía este riesgo otra vez al contrato, le decía si este contrato pudiera cambiar en tres o cuatro años, cuando entre el mercado competitivo pudiera haber cambios sustanciales, pues no todos pasarían; primero, el ejecutor privado ya no tendría interés, porque obviamente usted le esta pasando ese riesgo comercial, tal vez no de inmediato pero e unos años y él todavía no conoce ese marco regulatorio, no tiene la experiencia. Pero más importante, si ese riesgo existiera en el contrato, hubiera sido, y esto lo digo ya no como funcionario de Planeación en 1992 sino como la persona que ha trabajado en el sector privado más recientemente, hubiera sido imposible financiar ese tipo de contratos, porque la banca dice, la tarifa fija fijada en un contrato de compraventa a veinte años la conozco, pero si aquí hay algunas consideraciones de que esto pudiera cambiar a lo largo de la ejecución, el sector financiero dice, yo que estoy financiando, que tarifa, va a ser suficiente para cubrir las cuotas de interés de mi deuda, de mi riesgo, van a ser ingresos suficientes para que los costos de esta planta de verdad se recobren? Entonces no se tení a previsto y creo poder señalar dada mi experiencia, que si se hubiera tratado de hacer eso, estos contratos no se podían haber financiado… ;”.

3 – Puestas en este punto las cosas, sabidos los antecedentes del Contrato 94.016 y comprendida en su cabal dimensión la situación crítica del sector eléctrico nacional entre 1992 y 1993, situación que como lo demuestran con suficiencia las pruebas reseñ ;adas en el capítulo precedente, llevó al Gobierno a prohijar la pronta construcción de la nueva planta de producción termoeléctrica Paipa IV con el concurso de inversión privada extranjera y, en razón a ello, la celebración de dicho Contrato dentro del marco de las disposiciones del Decreto Legislativo 700 de 1992 y por conducto EBSA, entidad esta que tuvo a su cargo el cometido de evacuar hasta su terminación el procedimiento de contratación que el mismo Decreto ordenaba, el paso a seguir consiste en establecer, con el detenimiento que la especie en litigio demanda, el vasto significado que tiene el que desde un principio, a manera de una referencia técnica de general comprensión en el medio, se haya empleado la expresión abreviada “COMPRA EN FIRME DE ENERGÍA. B-O-O-M, 20 AÑOS” para identificar, tanto la naturaleza del Contrato en cuestión como el alcance de la reglamentación en él contenida desde el punto de vista de las consecuencias jurídicas que implica para quienes bajo tal entendido aceptaron obligarse, significado aquél que desde luego se ve con diafanidad reflejado en las cláusulas estipuladas en la versió ;n original que data del 4 de marzo de 1994 (folios 629 a 688 del Cuaderno 2 de Pruebas) y en la integrada de fecha 9 de febrero de 1996.

Es que si en el tráfico mercantil contemporáneo, y con mayor razón en el que involucra elementos relevantes de internacionalidad, adquieren cada vez mayor predominio las interpretaciones objetivas, té cnicas o típicas que en cuanto tales, mas que a averiguar la voluntad subjetiva particular de cada uno de los agentes contratantes, se encaminan a poner de manifiesto el sentido propio, habitual o acostumbrado que las palabras tienen en determinados segmentos de ese tráfico, sentido que salvo evidencia categórica que imponga concluir lo contrario, es de presumirse conocen con exactitud dichos agentes como que son personas honradas, preparadas y diligentes que cuentan con el adecuado conocimiento de idiomas, especialidad técnica y experiencia en la clase de actividades a que hace referencia el Contrato, sobresale a las claras la singular importancia que en el análisis del caso de autos tienen las expresiones resaltadas entre comillas, toda vez que deben ser consideradas como un medio de comunicación revelador en mucho, tanto entre los propios contratantes como también para terceros conocedores del ramo comercial o profesional respectivo, de la naturaleza, alcance y finalidad del vínculo producto de la intención común que, valiéndose de tal medio, aquellos declararon en sus negociaciones previas.

En síntesis, se trata, si así quiere decirse, de atribuirle el necesario realce a una modalidad con frecuencia menospreciada de la regla de interpretación literal de las declaraciones de voluntad contractual instrumentadas por escrito, entendida dicha regla, no en el sentido gramatical tan vilipendiado por el dogmatismo conceptualista, sino en su significación “comercial” cuya influencia en los tiempos que corren, a juicio de quienes son conocedores a fondo del tema, es definitiva; “…El mundo de hoy – dice el Dr. Fernando Hinestrosa aludiendo a los Principios de Unidroit sobre los Contratos Comerciales Internacionales – es el de la apertura, del comercio universal rápido, seguro, como corresponde a cincuenta años continuos de paz, a las ventajas de la iniciativa particular, al dogma de la libre empresa, en una palabra a la economía de mercado. Ambiente, actitud, modo de pensar y actuar favorecidos por el desarrollo científico y tecnológico del siglo que acorta las distancias, presente, propicio mas al actuar que al pensar y, sin duda, a la estandarización ineludible, que hace difícil, costoso, inusitado lo singular…6 , y es así como, de acuerdo con esos mismos Principios que el ilustre jurista recién citado califica con razón como “ …una síntesis afortunada de sabiduría y ética decantadas a lo largo de una experiencia milenaria, y de innovación, de modo de afrontar los problemas de la contratación internacional con criterios acordes con la mentalidad, actitudes y apremios de las gentes de hoy… ”, es de suponerse por simple sentido común que desde un comienzo y si se trata naturalmente de personas sensatas y de buena fe, cuando las partes preparan la documentación del contrato conforme al cual habrán de obligarse en el futuro, el lenguaje que emplean tiene alguna finalidad útil, antes que presumir un alarde inoficioso de terminología rebuscada, apreciación esta cuya valía sube de punto en la especie de autos, habida cuenta que la realización de una convocatoria internacional para llevar a cabo el proyecto carboeléctrico que aquí se ha venido denominando Paipa IV, suscitando acuerdos de inversión con empresarios extranjeros en condiciones de estabilidad, seguridad y respeto por los términos de la invitación así efectuada, no representa en manera alguna, y la historia recapitulada lí neas atrás en sus hitos culminantes lo evidencia sin duda, un acto por su naturaleza insignificante en el cual tenga cabida barruntar siquiera que la sociedad Electrificadora de Boyacá S.A. – hoy EBSA -, al identificar el tipo de contrato previsto para la ejecución del proyecto de construcción industrial en mención, pretendió hablar sin decir nada, o a conciencia sus directivos y administradores no sabí an lo que hacían, cuando expresó que su intención era “ …contratar por el sistema B-O-O-M durante un periodo de veinte añ os, el suministro de la energía y potencia que pueda entregar en forma eficiente el operador de una Central generadora de 1 a 150 MW de capacidad neta (…) que opera con carbón como combustible básico (…) a instalarse en el Departamento de Boyacá, en la ciudad de Paipa, en el sitio donde se tiene proyectada la construcción de la cuarta unidad de la central termoeléctrica de Paipa…”.

A - Lo que de entrada sugiere la expresión en referencia, es que tras el Contrato 94.016, fuente del conflicto de intereses sometido a arbitraje mediante este proceso, se encuentra una operación de financiamiento del proyecto de infraestructura energética en mención, en la modalidad conocida como “Project Finance” que por definición, y como a espacio se verá más adelante, entraña la existencia de todo un programa negocial querido y diseñado por las partes para prolongarse durante un periodo de veinte años, programa cuya estructura completa es forzoso considerar integralmente en cuanto que es con esta perspectiva unitaria, que amalgama la operación económica de cuyo complejo engranaje es espejo la causa objetiva del contrato citado, como puede llegar a comprenderse la naturaleza de este ultimo y así, partiendo de esta premisa, determinar a la luz del postulado de la buena fe que consagran los Artículos 1603 del Código Civil y 871 del Có ;digo de Comercio, el alcance de su eficacia obligatoria para quienes lo celebraron.

Se trata, pues, de uno de tantos casos que en la práctica de los negocios ocurren donde un fenómeno contractual dado, es una entidad unitaria, jurídica y económica, con el mismo valor normativo en los dos planos, lo que obviamente no quiere significar que, desde el punto de vista de Derecho, se le asigne fuerza vinculante a realidades que, de hecho, no tienen la propiedad de ser jurídicas. La consideración, para el señalado propósito, del contrato con este enfoque – explica un autorizado académico italiano – “ …se corresponde con el reconocimiento de un peculiar valor jurídico del específico, singular, orden económico de toda relació n negocial. La fuerza de Ley que el ordenamiento da al contrato. Al reconocer la autonomía privada, debe serle atribuida, no solo a las reglas expresadas en el enunciado negocial, sino también a la misma operación económica, en su configuración contractual. Debe reconocerse, en otras palabras, que son normas de la relación, no sólo lo enunciados verbales contenidos en las cláusulas contractuales, sino también el mismo orden económico de la relación; el equilibrio de intereses en que consiste la operación económica. Es cierto que dicho orden y equilibrio resultarán del contenido del acuerdo, pero una vez que ellos sean identificados – a través de este último – constituyen a su vez criterios idóneos para normar aspectos disciplinarios de la relación… 7 . Y es precisamente en este entendido – dice el mismo autor, citando jurisprudencia de su país – que existen valores intrínsecos en la base de los contratos que son deducibles, no solamente del enunciado explícito de las estipulaciones contenidas en la documentación contractual, sino también del orden jurídico – econó mico integral de la relación, orden éste que constituye patrón de conducta que los contratantes deben observar conforme a los dictados de la lealtad y buena fe, obrando de modo coherente “ …con la estructura de intereses propia de la operación econó mica que ha cobrado sustancia en el contrato… ” y que de suyo encierra, al menos, los trazos generales de un sistema global pactado de asignación de cargas, riesgos y responsabilidades.

B - Sobre lo que significa en esencia el llamado “Project Financing” , parece ser este uno de los pocos puntos en que, en el caso presente, además de no registrarse intensa discusión entre los compromitentes, tampoco siembra dudas la frondosa prueba pericial aportada y practicada. Puede decirse, en líneas generales, que se trata de una técnica compleja de ingeniería financiera basada en la noción de “proyecto”, por cierto bien establecida hoy en día y cuyo origen proviene de los países anglosajones, que tiene como supuesto conceptual ineludible, la puesta en marcha, con el concurso de dicha técnica, de una empresa en particular, o de un conjunto organizado de activos, que funcionan de manera rentable como unidad económica independiente con capacidad para generar el flujo de ingresos que constituye la única garantía para quien a crédito aporta los recursos correspondientes; en consecuencia, esas unidades empresariales independientes, ligadas funcionalmente a la noción aludida de “proyecto”, son por lo general oleoductos, refinerías, plantas generadoras de electricidad, proyectos hidroeléctricos e infraestructura de puertos.

En consonancia con esta idea general, la literatura especializada define la modalidad de financiamiento en referencia como “ …la obtención de fondos para financiar un proyecto de inversión de capital económicamente separable, en el que los proveedores de los fondos consideran de manera primordial, al flujo de efectivo del proyecto, como el origen de los fondos necesarios para el servicio de sus préstamos y el rendimiento del capital invertido en el proyecto… 8 , por lo que se configura una deuda del proyecto de ordinario contratada sin posibilidad de recurso a los promotores o desarrolladores del mismo, circunstancia que sin mayor dificultad permite entender porqué de las operaciones de esta naturaleza se dice que, invariablemente, requieren de una concienzuda labor de ingeniería financiera para lograr con proyección de largo plazo, una conveniente distribución, mutuamente discutida y acordada, de cargas, riesgos y beneficios entre los diversos agentes interesados, resultado al que no es factible llegar sino en tanto que, primeramente, estudios comparativos llevados a cabo de antemano permitan fundar una razonable previsión de que, una vez dada al servicio, la producción de la infraestructura instalada experimentará una demanda tan significativa que desde ahora, existan potenciales adquirentes interesados en negociar contratos duraderos de compra; y en segundo lugar, que estos contratos tengan contenido obligatorio lo suficientemente firme para hacer que a las entidades crediticias les interese, con base únicamente en tales contratos, anticipar los fondos requeridos. Se ha dicho por ello con acierto que desde un punto de vista más jurídico que técnico, en este estrecho enlace de los contratos de crédito con los de compra en firme – contratos que no obstante su individualidad han de funcionar como sistema en vista de la finalidad de la operación económica de la que son parte – y en la medida que es dicho enlace la condi ción que asegura la disponibilidad de recursos financieros a largo plazo, radica la sustancia vital del “Project Finance” en la modalidad del que tuvo lugar para construir la planta Termopaipa IV.

Queda claro, entonces, que el financiamiento de proyectos, donde por hipó ;tesis los riesgos concurrentes son altos y al propio tiempo se requieren grandes cantidades de capital para emprender y llevar hasta su terminació ;n las instalaciones de infraestructura de mayores proporciones en que por lo común dichos proyectos consisten – muchas de ellas, sabido es, de apremiante urgencia en países de bajo desarrollo relativo cuyo precario balance no les permite calificar para el efecto como posibles sujetos de crédito a nivel internacional -, implica una pluralidad de relaciones contractuales entre varias partes interesadas que, a la vez, determina entre ellas una genuina comunidad de intereses hasta tal punto que, en obedecimiento del postulado de lealtad y buena fe memorado en aparte precedente de estas consideraciones, las obliga a todas a contribuir con lo que este a su alcance para hacer posible que, durante el periodo previsto contractualmente, se mantenga el esquema en su configuración estructural íntegra y, así, cada una pueda a la postre obtener de la concertación los resultados esperados. En síntesis, frente a controversias que pretendan poner en duda la eficacia de alguno de aquellos vínculos, y habida cuenta de que, como se expuso, habrá de predominar el interés del sistema como tal y la reglamentación coordinada de las distintas relaciones particularizadas que allí confluyen, el juzgador, ante dicha duda, deberá optar por la eficacia del negocio en su conjunto, en línea con el postulado de la conservación de los actos jurí ;dicos.

C - Puestas en este punto las cosas, es de verse que son muchos en verdad, y además de variada índole, los requisitos que han de cumplirse para que sea viable una operación de financiamiento con la fisonomía descrita, pero hay unos de ellos en particular que para el caso importa poner de relieve toda vez que, presumiendo en ambas partes un grado normal de diligencia y cuidado, ninguna de las dos pudo dejar de prestarles la debida atención al momento de ajustar los términos, cláusulas y condiciones del Contrato 94.016.

En efecto, son ellos requisitos que vienen impuestos por el hecho, evidente de suyo, de que los proyectos de infraestructura industrial de cierta envergadura para cuyo financiamiento se acude a dicho sistema, no cuentan con antecedentes operativos verificables con antelación y por ende, el apoyo de cré ;dito de terceros con el que pueden contar depende de que estos, por lo común entidades bancarias aportantes eventuales de los recursos necesarios, puedan cerciorarse, prácticamente con certeza absoluta, de que en el lapso previsto, la instalación entrará en servicio por cuanto es técnicamente factible que así suceda, y que a partir de allí y durante todo el plazo estipulado, el proyecto en sí constituirá una empresa solvente y capaz de operar generando el flujo de fondos indispensable para solventar la deuda y producirle un rendimiento aceptable a los inversionistas; en esto consiste, básicamente, la solidez crediticia del proyecto en sí, virtud que lo hace digno del crédito que solicita el empresario que tiene a su cargo desarrollarlo y que depende, en últimas, de que el susodicho proyecto involucre los instrumentos contractuales apropiados para garantizar a largo plazo y conforme a diseño, la compra de su producción mediante convenios con terceros interesados, expresados tales convenios en estipulaciones lo suficientemente firmes y estrictas para asegurar que aquél flujo tenga, tanto la continuidad como la entidad cuantitativa indispensables para hacer posible, en todas las circunstancias razonablemente previsibles y sin sobresaltos, el señalado efecto económico. Es entendido, entonces, que son esos compromisos contractuales de compra en firme los pilares sobre los que se asienta la modalidad de financiación externa de infraestructura que se analiza, y si llegaren a ocurrir contingencias por obra de las cuales el flujo de fondos a cuya generación esta ligado el cumplimiento de tales compromisos por los compradores, llegare a verse entorpecido, disminuido e incluso desapareciera, el riesgo no lo asumen sin más los acreedores que financian sino que, frente a eventualidades de esta estirpe, están previstos para que entren a operar llegado el caso, convenios de apoyo crediticio suplementario bajo la forma de garantías otorgadas por entidades u organizaciones de acreditada solvencia, generalmente de carácter oficial.

Resumiendo, si de parte de los proveedores de recursos a crédito – prestamistas o financiadores como se acostumbra a decir – no media el claro convencimiento de que un determinado proyecto, además de té cnicamente factible, es viable desde el punto de vista económico y susceptible de ser catalogado de manera independiente como sujeto de cré dito, juicios estos últimos en que juegan papel de especial preponderancia esos que se denominan de modo genérico “ acuerdos de seguridad ”, el mecanismo se torna de imposible configuración. “ Por regla general – explica el especialista citado en aparte anterior de este capí tulo9los prestamistas no se comprometerán a financiar un proyecto a menos que estén convencidos de que será un negocio viable que funcionará. Un proyecto no puede tener una historia de crédito antes de su terminación; de hecho, no puede tenerla antes de haber operado con éxito durante un periodo suficientemente largo para establecer su inobjetable viabilidad. Así, pues, los prestamistas de un proyecto exigirán protección contra ciertos riesgos bá sicos. La concesión de un préstamo para un proyecto antes de iniciar la construcción, sin protección contra los diversos riesgos de negocios y financieros, expondría a los prestamistas del proyecto a riesgos de capital. Pero los prestamistas, quienes con frecuencia son fiduciarios, consideran imprudente asumir riesgos tecnológicos, comerciales y otros riesgos de negocios. Por eso exigen garantías en cuanto a que terceras partes, sujet os de crédito, se comprometan a prestar apoyo crediticio suficiente al proyecto para compensar, en su totalidad, tales contingencias… ”, y es a la luz de dichos riesgos de negocios y financieros asociados al proyecto que – puntualiza el mismo autor algunas líneas adelante – “ …los prestamistas requerirán arreglos de seguridad para transferirlos a terceras partes financieramente capaces (…), riesgos que se caracterizan aquí como de terminación, tecnológicos, suministro de materias primas, económicos, financieros, monetarios, políticos, ambientales y de fuerza mayor… ”, acuerdos estos de naturaleza contractual – se insiste – acerca de los cuales hay lugar a afirmar, por simple inferencia de lo anterior, que dada su conveniente disposición acorde con el tipo y la magnitud de los riesgos involucrados en el proyecto, la solidez financiera de los partícipes interesados en su ejecución y la rentabilidad intrínseca del mismo, constituyen el medio por el que el apoyo crediticio requerido es transferido a dicho proyecto, siendo su función prioritaria, entonces, la de repartir las consecuencias de tales eventualidades ajenas al crédito y previstas como de posible suceso al compás de las nueve categorías señaladas a título de ejemplo, entre los patrocinadores del proyecto, los compradores de su producción y cualquiera otro agente que intervenga como garante del flujo de fondos en beneficio del financiamiento otorgado.

Visto el asunto desde esta perspectiva, el fenómeno descrito da origen a una situación de coligación contractual voluntaria – valga decir, convencionalmente acordada – en cuya virtud esa pluralidad de contratos, diferentes en su entidad jurídica pero a la vez en relación de dependencia mutua, tienden en su conjunto a la realización de una operación económica unitaria y compleja que explica, tanto el contenido del negocio en sí mismo considerado como la conexión objetiva existente entre los varios compromisos obligatorios que lo integran, puestos al servicio de su finalidad. En el caso del mecanismo de financiación en estudio, se sigue de lo dicho en los párrafos precedentes que esa conexión surge de la absoluta necesidad de reforzar la solidez crediticia del proyecto, habida cuenta de sus características y de los cálculos de riesgo/beneficio que hagan las partes involucradas, y de acuerdo con ello, bien pueden clasificarse los aludidos contratos en dos grandes categorías, a saber: (i) Los que aseguran la terminación del proyecto o, de lo contrario, la amortización total de la deuda, y (ii) Los que aseguran el pago oportuno del servicio de la deuda, una vez terminada la construcción, esfera esta última en la que a juicio del Tribunal, se ubica fuera de dudas el contrato de compra en firme de energía y disponibilidad de potencia motivo de controversia en este proceso.

En razón de estos contratos, así especificados por la función que les compete desempeñar en interés del negocio global al que sirven – conocidos en el campo de la producción energética con las letras P.P.A (Power Purchase Agreement) y cuya variedad es bastante amplia, se garantiza a largo plazo que el proyecto recibirá ingresos en cuantía suficiente para cubrir los costos de operación en su totalidad y para atender el pago corriente de la deuda contraída, de tal suerte que los acreedores, antes de desembolsar suma alguna, exigen el cierre financiero definitivo del negocio, lo que en la práctica hace suponer a todas las partes asociadas al proyecto, por supuesto incluidos los adquirentes del producto o servicio, que las obligaciones contractuales quedaron definidas, son válidas y fueron satisfechos a plenitud los requisitos legales o de regulación administrativa exigibles. Dado que, como se ha recalcado desde un comienzo, la capacidad real de un determinado proyecto para generar fondos a través de su operación es un factor crucial, también lo es, y quizá en mayor medida, la estabilidad y exigibilidad de los contratos entre dichas partes; sobre esta inexorable premisa funciona, en el á mbito de la financiación de proyectos de infraestructura, el mercado internacional de deuda privada, y si subsiste alguna fragilidad significativa en cuanto tiene que ver con riesgos externos al proyecto en sí – tales como los políticos y regulatorios – o con contingencias que son típicas del mismo como podrían ser mayores costos de construcción, fuerza mayor o la aparición de competencia no prevista, los presuntos prestamistas no se limitarán desde luego a aceptar como único respaldo los contratos de compra en cuestión, sino que exigirán la agregación de apoyo crediticio suplementario mediante el otorgamiento de garantías llamadas usualmente de “deficiencia de efectivo”, ejemplo de las cuales, y muy ilustrativo por cierto, es la que en el caso de autos concedió la FEN, distinguida con la referencia FG 001.96 y de cuyos términos da cuenta el documento visible a folios 868 y siguientes del Cuaderno 3 de Pruebas, texto cuyos considerandos permiten apreciar con sobrada claridad la compleja transacción de la que forma parte el Contrato 94.016.

Así, pues, este apoyo adicional a la solidez crediticia del proyecto que representan tales garantías, esta determinado por el hecho de estar llamado a operar, entre otras eventualidades sobrevinientes, cuando los contratos de compraventa no proporcionen los medios necesarios para que quien lleva la personería del proyecto, cumpla las obligaciones contraí das en cuanto dice al servicio de la deuda. Consisten por lo tanto en compromisos igualmente estrictos y firmes, asumidos por personas u organizaciones solventes, de si llegare el caso de tener que hacerlo porque lo exige el buen fin del negocio, entregar los recursos necesarios para permitir la continuidad del flujo de fondos previsto, compromisos que aun cuando no siempre responden a un modelo único de operatividad técnica, desde el punto de vista jurídico casi siempre se traducen en lo mismo, vale decir, en la creación de un nuevo derecho de crédito, distinto del principal o garantizado, constituido convencionalmente con la finalidad de reforzar, a modo de última barrera de seguridad y mediante la vinculación de la responsabilidad personal y limitada del tercero garante, la satisfacción del interés patrimonial del acreedor. Su campo de acción es considerablemente amplio en la medida en que, por su conducto, se apunta a generar el mayor grado de confianza posible en los prestamistas de que el sistema previsto para la amortización de la deuda y la consiguiente recuperación de los fondos por ellos facilitados, no se verá alterado en ningún caso por riesgos de negocio o económicos, generales o específicamente atados al proyecto, como podría ser, por ejemplo, el deterioro con el paso del tiempo de la calidad crediticia del comprador a largo plazo de la producción del proyecto, inclusive si tiene ella causa en dificultades financieras o de gestión, originadas no solamente en una dirección empresarial errónea sino también en modificaciones legales, cambios introducidos en la regulación o declinación de la demanda, que es razonable figurarse eran de contemplarse como posibles en un lapso por definición prolongado.

En un supuesto como este que acaba de describirse, equiparable por cierto - de estarse a la versión de los hechos contenida en el escrito de demanda presentado por la entidad pública convocante – al que ocurrió ; con el Contrato 94.016, lo que es de recibo entender entonces, apreciada la situación con la óptica que ofrecen las explicaciones que anteceden, no es en manera alguna que el sostenimiento de la financiació n pueda interrumpirse, o alterarse su curso, en razón a que haya decaído la firmeza del susodicho contrato de compra por tornarse inválido, porque deba adecuarse a nuevas condiciones económicas o porque el comprador quede facultado para imponer su terminación. A juicio de este Tribunal, las pautas de análisis son otras bien diferentes, toda vez que, en general, si debido a factores inherentes a la debilidad económica de los compradores obligados a adquirir a largo plazo la producción, el proyecto pueda llegar a ser tan poco rentable que no sea posible financiarlo sin una garantía satisfactoria de un patrimonio solvente que cubra la deuda que sea necesario proporcionarle al proyecto, al fin de cuentas lo que en realidad sucede es que frente al riesgo de que dicho proyecto, por fuerza de aquellos factores, no este en capacidad de financiarse con base en sí mismo, el mecanismo de protección que ha sido previsto y acordado es que el defecto lo supla, hasta un límite determinado, aquél patrimonio, haciendo uso naturalmente del propio crédito general de que disponga.

Importa hacer hincapié en que para estos efectos, la previsibilidad de un determinado acontecimiento, enseña la doctrina, no puede ser vista en absoluto como una cualidad siempre predicable de dicho acontecimiento, pero no va vista tampoco como la posibilidad de prever que en concreto tenga cierta persona; “…la previsibilidad – dice el autor en cita - debe medirse según la concepción del hombre medio – buen padre de familia o celoso y diligente administrador – y debe ser evaluada según el ramo de actividad a que se refiere la obligación, con lo cual se destaca que la naturaleza del contrato es decisiva para aclarar cuales eventos se entienden objetivamente puestos a riesgo del deudor, calificá ;ndolos previamente como previsibles…10 , enunciado del que se desprenden corolarios de suma trascendencia, entre otros y en lo que a la excesiva onerosidad sobreviniente atañe, que en la configuración de una situación de tal índole, obviamente el criterio de los riesgos y su distribución, juega papel preponderante puesto que “ …la onerosidad nunca será excesiva si esta comprendida en el ámbito de la normalidad del riesgo connatural al tipo específico del contrato en cuestión… ” y la razón de ello “ …es que se trata de un riesgo regulado por las partes, un riesgo normal, un evento extraordinario pero previsible, tres figuras que, en conjunto, integran el riesgo que el deudor asume en todos los casos… 11.

4 - Constatada como queda la función instrumental que el Contrato 94.016 cumple en el negocio financiero, altamente complejo y de mayor alcance, concertado por inversionistas privados extranjeros conforme a lineamientos fijados por el Gobierno Nacional, con el propósito de desarrollar el proyecto carboeléctrico Paipa IV, conviene ahora efectuar un breve recuento de algunos de los elementos característicos de dicho contrato, los cuales será preciso tomar en consideración al abordar el estudio del mérito de la controversia sometida a arbitraje por las partes en este proceso.

A – Desde luego, la primera de dichas características por denotar es que se trata de un contrato bilateral, conmutativo y de larga duració n, esto último habida cuenta de la necesidad de carácter financiero que indujo, tanto a la entidad pública contratante como a la compañía contratista, a celebrarlo en los términos en que lo hicieron. Es, pues, uno de aquellos contratos en que el tiempo se reputa condición esencial para el cumplimiento, no simplemente accesorio o circunstancial como sucede de ordinario con los de ejecución diferida, y por ende son dispuestas las cosas en él de tal manera por los contratantes que el interés de ambos, no es satisfecho sino mediante prestaciones continuas y reiteradas en el tiempo; la duración del contrato se incorpora, si así puede decirse, a su objeto en la medida que, para expresarlo con palabras de frecuente uso por los doctrinantes, ese factor temporal inherente a la vigencia prolongada de la relación, no solo es tolerado por las partes sino a propósito pactado por ellas, toda vez que la utilidad que habrá de reportarles el contrato va calculada en función de dicho factor.

B – En el plenario quedó demostrado, con argumentos concluyentes que fluyen de la apreciación en conjunto de las pruebas documentales y testimoniales atrás detalladas, que EBSA licitó, mediante convocatoria pública internacional, 150 MW de capacidad neta de generación termoeléctrica de carbón en términos B.O.O.M (Build, Own, Operate and Maintain) - expresión abreviada del idioma inglés que significa estipular que el adjudicatario construya, posea, opere y mantenga la instalación industrial – y con la seguridad, adicionalmente, de que la producción cuyo suministro se acordó en energía y disponibilidad de potencia, sería adquirida “en firme” por la Convocante con arreglo a un contrato de largo plazo con tarifas fijas, tal y como corresponde al esquema característico de la operación financiera diseñada y puesta en marcha para desarrollar el proyecto de infraestructura repetidamente mencionado a lo largo de esta providencia. Esta misión la cumple el Contrato 94.016 cuyo objeto, al tenor de su cláusula segunda tomada de la versión integrada de febrero de 1996, es el siguiente: “ El objeto del presente contrato es el suministro de energía y de disponibilidad de potencia durante un periodo de veinte años, por parte del contratista al contratante, de conformidad con las condiciones establecidas en los términos de referencia de la convocatoria pública internacional que dio origen a este contrato y en las cláusulas aquí estipuladas, tal como lo enmiendan por medio de este escrito las partes. Para cumplir con este contrato, el contratista deberá construir su propia Central generadora, incluyendo las obras civiles y la extensió n y modificación de la subestación eléctrica Paipa a 230 KW y 115 KW y todas las facilidades de interconexión necesarias para la conexión de la Central a la subestación Paipa, bajo su propio costo y responsabilidad. Además, deberá operar, suministrar repuestos y mantener las instalaciones también a su propio costo y bajo su entera responsabilidad. Es de entera responsabilidad del contratista la consecución y operatividad de la adecuada financiación que asegure la construcción y puesta en operación comercial definitiva de la Central y el cumplimiento de todas sus obligaciones bajo este contrato…”.

C - La conexidad subordinante entre la operación de financiamiento del proyecto que asegure la instalación y postura en servicio de la Central para su explotación comercial – gestión de cargo del contratista para llevarla a cabo con terceros prestamistas – y el Contrato cuyo objeto consintieron ambas partes en definir en los términos transcritos, se percibe sin dificultad al consultar la definición convencional de la expresión “Cierre Financiero ” contenida en la Cláusula Primera – Num. 1.10 – y el texto de la Cláusula Octava – Num. 8.2, literales a y b - , toda vez que al tenor de estas estipulaciones, de faltar la primera el segundo queda sin base. En efecto, si dentro de cierto plazo - en un comienzo fijado por las partes en noventa días contados a partir del perfeccionamiento del contrato que tuvo lugar el 10 de octubre de 1994, pero posteriormente prorrogado el plazo en mención a través de una serie de varios “otrosí” hasta llegar al 26 de febrero de 1996 – no obrare certificación expedida por dichos prestamistas acerca de la plena disponibilidad de los fondos necesarios, la entidad pública contratante quedaba facultada para ponerle fin al contrato de modo unilateral, “ …aplicando las penalizaciones y ejerciendo los recursos establecidos en el contrato y en la Ley…”, y sin que a favor del contr atista hubiere lugar a indemnización alguna.

Y en orden a confirmar la existencia del nexo funcional aludido, nexo que dilucidan con claridad las previsiones contractuales en referencia, concurren los dos hechos que conforme lo entendieron en su momento ambas partes, poniéndolo de manifiesto en sus propias versiones que respaldan con evidencia documental atendible, permitieron a la postre llegar al “ Cierre Financiero ” del que se viene hablando, a saber: La formalización definitiva, con fecha 22 de noviembre de 1995, de los arreglos de crédito indispensables para permitirle a CES desarrollar el proyecto industrial Termopaipa IV; y el otorgamiento por parte de la Financiera Energética Nacional FEN, con fecha 12 de febrero de 1996, de la garantía de cumplimiento convenida.

D - Finalmente, en cuanto concierne al régimen del precio que se obliga a pagarle la contratante al contratista para adquirir la producción de la Central durante los veinte años ofrecidos, lapso que se inicia a partir del momento de entrar en operación comercial definitiva dicha instalación industrial, el texto del Contrato armoniza igualmente con la caracterización que del mismo se hace en este laudo como parte integrante de la operación económica, unitaria y compleja, estructurada y puesta en práctica para llevar a cabo el citado proyecto.

La Cláusula Décima Quinta, leída teniendo en cuenta, como corresponde, el significado acordado por los contratantes en la Cláusula Primera para un buen número de palabras y expresiones técnicas utilizadas, permite poner de relieve las siguientes reglas que apuntan a demostrar la exactitud de la aseveración precedente:

- La producción energética que ha de suministrarse como consecuencia de la operación de la Central y que se obliga la entidad pública contratante a comprarle a la compañía contratista, se desdobla en dos objetos, tanto identificables con arreglo a pará metros técnicos como susceptibles de ser valorados econó micamente, que son la “potencia disponible ” o simplemente “disponibilidad”, y la “ energía entregada” – llamada así mismo “ energía activa suministrada ” -, llegándose al cálculo de las dos de acuerdo con el procedimiento que indica la Cláusula Décima Cuarta.

- A diferencia del precio pactado para el segundo de tales factores, el que se justifica como retribución del primero es un precio “ fijo y firme ”, valga decir, es un estipendio que no varía durante el desarrollo del contrato y que por lo tanto, no es reajustable sino en la hipótesis contemplada en la Cláusula Décima Quinta, literal c).

Visto esta que desde la Convocatoria realizada por EBSA, demandante en este proceso, fueron definidos de manera inequívoca los rubros componentes de ese precio “fijo y firme ” para la potencia disponible, los cuales explican su razón de ser; dice en su segundo inciso el literal a) de dicha Cláusula: “ Estos precios – los determinados en base a la tarifa estipulada para potencia disponible, hace ver el Tribunal – cubren todos los costos directos e indirectos de la inversión, gastos financieros, impuestos (…) IVA, aranceles, intereses, repuestos, gastos de personal, imprevistos, utilidad, seguros y cualquier otro costo en el que se pueda incurrir, incluyendo los gastos de operación y mantenimiento con la única excepción del costo del carbón… ”. Existe, pues, una inocultable correlación entre esta prestación duradera que corre de cargo de la contratante compradora, de un lado, y del otro la amortización, también dilatada a plazo equivalente, de la financiación bancaria obtenida por el contratista junto con la retribución o rentabilidad a la que, a este último, le da derecho su participación económica y de gestión.

- Una tercera disposición contractual que es conducente destacar, atinente al régimen del precio y sus condiciones, es que en la versión integrada del Contrato suscrita por las partes el 9 de febrero de 1996 y en obedecimiento a circunstancias que explica la lectura de los “ ;Otrosí” distinguidos con los números 8 y 9, los dos de fecha 1º de febrero de ese mismo año, efectivamente se pactó un mecanismo de reajuste a favor del contratista, destinado en cuanto tal a hacerse actuar, dentro de precisos límites cuantitativos, si llegaren a presentarse incrementos de costos en el desarrollo, diseño, construcción, operación, adquisición o arrendamiento de la Planta debidos a eventos de fuerza mayor, incluyendo en este concepto modificaciones en la legislación aplicable y decisiones vinculantes de autoridades gubernamentales, adaptación que los contratantes, ciñ éndose a la naturaleza de la prestación y su finalidad, consintieron en aceptar consistiera en un “ …ajuste equitativo a el (sic) precio por potencia con vigencia para el resto del plazo del Contrato, salvo que las partes de común acuerdo definan los términos y condiciones bajo los cuales el CONTRATANTE pagará al CONTRATISTA dicho valor de manera directa… ”, siendo entendido que este mayor valor tendrá que ser cubierto por las garantías vigentes u otras suplementarias que es responsabilidad del primero obtener.

5.- De lo expuesto en los cuatro capítulos precedentes se colige la idea, por demás bastante clara, acerca del objeto específico en función del cual las partes expresaron su consentimiento en los té ;rminos que reza el Contrato 94.016, asi como también de la causa objetiva en vista de la cual ambas convinieron en celebrarlo y del alcance de los efectos obligatorios al mismo atribuíbles, por lo menos de los que adquieren mayor relieve frente al diferendo sometido a arbitraje en la especie de autos. Si a ello se suma que dicho Contrato se hizo constar por escrito, cumpliéndose así la formalidad esencial en tal sentido exigida por el literal c), Numeral 5°, del Artículo 2 del Decreto Legislativo 700 de 1992, no se remite a duda de ninguna clase la existencia del vínculo contractual cuyo perfeccionamiento tuvo lugar, según lo reconocieron los contratantes sin discusión desde un comienzo, el 10 de octubre de 1994, y por tal motivo es que está llamada a prosperar la pretensión Primera Principal formulada en su demanda por la Convocante.

II.- ANÁLISIS DE LA SEGUNDA PRETENSIÓN PRINCIPAL DE LA DEMANDA REFORMADA DE EBSA

Procede el Tribunal a examinar la Segunda Pretensión Principal de la demanda reformada que convoca el presente proceso arbitral, cuyo texto es el siguiente:

SEGUNDA.- Que se declare la nulidad absoluta de

a.- Todo el contrato 94.016 atrás mencionado, con sus modificaciones, por contrariar normas imperativas y por tener objeto ilícito, en cuanto el plazo pactado excede el permitido por la Ley y las demás normas pertinentes;

b.- Los literales “a” y “d(ii)” del numeral 8.3. de la cláusula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la cláusula 8.5, del contrato, por versar sobre objetos fuera del comercio e ilícitos, en cuanto obligan a la empresa para cumplir el contrato y no ser objeto de sanción pecuniaria, a evitar que,

            • en los casos previstos por la Ley se produzca su disolución, o que
            • las autoridades tomen las decisiones que, según la Ley, pueden llevar a su disolución y a que los jueces y autoridades ordenen su liquidación.”
Como fundamento de la pretensión de nulidad, por razón del plazo acordado en el Contrato, sostiene la entidad demandante que en 1994, cuando éste se suscribió, EBSA era una entidad descentralizada indirecta, sujeta al régimen de las empresas industriales y comerciales del Estado, razón por la cual la selección del contratista siguió el procedimiento previsto en el Decreto 700 de 1992. Sin embargo, argumenta que al celebrarse el Contrato, evento éste que identifica con el perfeccionamiento del mismo que ocurrió el 10 de octubre de 1994, dicha norma ya estaba derogada por expresa disposición de la Ley 80 de 1993 (vigente a partir del 1º de enero de 1994), y por tanto, el ré gimen contractual allí previsto no le era aplicable.

Al perfeccionarse el Contrato el 10 de octubre de 1994, afirma EBSA, le son aplicables en cuanto al término contractual, las leyes 142 y 143 de 1994, promulgadas el 11 de julio de 1994, así como la Resolución 10 de 1993 de la CRE, las cuales impiden la celebración de contratos de suministro de energía y de potencia por más de dos años de duración.

A juicio de EBSA, el plazo de 20 años acordado en el Contrato es nulo, pues contraviene las citadas normas, de carácter imperativo, constituyendo en ilícito su objeto y generando nulidad absoluta respecto de toda la relación contractual. La demanda resalta la cláusula cuadragésima quinta del Contrato, relativa a la ley aplicable y a las autoridades gubernamentales que tienen incidencia en el Contrato, para concluir que las resoluciones provenientes de la CRE eran obligatorias para las partes, por lo cual su infracción conlleva la invalidez del Contrato, según el contenido de los Artículos 978 del Código de Comercio y 1519 y 1523 del Código Civil.

Con relación a la violación de la ley 142 de 1994 , señala que debe tenerse en cuenta que el Artículo 133 consagra varias presunciones de abuso de posición dominante de las empresas de servicios públicos que realicen contratos por más de dos años o por un plazo superior al que autoricen las Comisiones de Regulación (Artículo 133.19), así como las renovaciones tácitas del contrato por períodos superiores a un año (Artículo 133.20) o las que obliguen al suscriptor o usuario a dar preaviso superior a dos meses para la terminación del contrato. Estas reglas son aplicables al Contrato en cuestión, afirma, por la previsión del Artí culo 34 de la ley 142 que prohíbe a las empresas prestadoras de servicios públicos las prácticas discriminatorias, abusivas o restrictivas, entre las cuales se encuentran las citadas en el Artículo 133 de la ley.

Respecto de la nulidad de los apartes señalados de las cláusulas 8.3 y 8.5, la parte convocante afirma que ellas contienen objeto ilí cito, pues obligan a EBSA a realizar hechos moralmente imposibles. En efecto, al constituir el Contrato en causales de incumplimiento por parte de EBSA los eventos consistentes que autoridades gubernamentales o judiciales ordenen su disolución o liquidación, alega la Convocante que está obligada esta parte contratante a impedir la legítima aplicación de la ley y la consecuente acción de las autoridades.

CES por su parte se opone a los planteamientos relativos a la nulidad por razón del término pactado de 20 años de duración del contrato, por considerar que las normas invocadas por EBSA no son aplicables al Contrato celebrado entre EBSA y CES. La sociedad demandada destaca como primer error de la argumentación, confundir los té rminos celebración y perfeccionamiento del contrato, con el fin de invocar las normas, que a juicio de la convocante, son las que lo rigen y por tanto las que considera violadas.

Dado que el Contrato fue suscrito por las partes el día 4 de marzo de 1994, ésta es la fecha de su celebración y no, como lo pretende la actora, el 10 de octubre de 1994, fecha de su perfeccionamiento; por ello, desde el punto de vista temporal, afirma, no pueden serle aplicables ni la Resolución 10 de diciembre 17 de 1993 de la CRE, que inició su vigencia el 10 de marzo de 1994, según informa CES, ni las Leyes 142 y 143 de 1994, que fueron promulgadas el 11 de julio de 1994.

En cuanto a la Resolución 10 de la CRE, CES considera, además, que el plazo máximo de duración de dos años consagrado en el Artículo 3º para los convenios de suministro de energía y potencia, es aplicable a aquéllos convenios celebrados por grandes consumidores industriales y comerciales y por las empresas generadoras pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional, categorías a las cuales CES no pertenece; agrega que tampoco EBSA suscribió el Contrato 94.016 en calidad de gran consumidor industrial, según las definiciones contenidas en la misma Resolución. Añade CES, que el objeto y alcance del Contrato no se circunscribe al suministro de potencia y energía de CES a EBSA sino que comprende como parte esencial y fundamental del mismo, la financiación, construcción, instalación y puesta en servicio, por parte de CES, de una Central Termoeléctrica a carbón, que debía cumplir con los requerimientos y especificaciones técnicos fijados por EBSA y cuya inversión estaba previsto recuperarla a través de la tarifa mensual de potencia disponible estipulada, la cual debe pagar EBSA a CES durante veinte años.

También anota CES que la Convocatoria Publica Internacional que dió lugar a la celebración del Contrato 94.016 se regía por el régimen de contratación del Decreto-Ley 700 de 1992, en el cual no se estableció límite de duración a los contratos celebrados. Adicionalmente resalta, que la Constitución Nacional en sus artículos 333 y 150 N° 21 exige que sea el legislador mismo quien precise los límites de la libertad económica y no contempla su restricción mediante el ejercicio de la facultad reglamentaria sino por el mecanismo de las leyes marco (Artículo 15 N° 19); concluye que no son las comisiones de regulación las titulares del poder reglamentario y menos aún quienes están facultadas para intervenir en los mercados de bienes y servicios; por tal razón, la Resolución 10 no puede incidir en el Contrato 94.016.

Se opone también CES a la solicitud de nulidad de las cláusulas 8.3 y 8.5 del Contrato en los apartes señalados en la demanda reformada, pues no comparte la interpretación que EBSA alega, es la contenida en tales disposiciones y menos aún, que contravengan normas de derecho público.

Planteada la cuestión de validez del Contrato 94.016 en los té rminos así resumidos, en orden a decidirla son pertinentes las consideraciones que se hacen a continuación.

La validez del Contrato 94.016

Establecida la existencia del Contrato y definida su naturaleza, las posiciones antagónicas de las partes sobre el tema planteado en el epígrafe conducen al Tribunal necesariamente al análisis de los siguientes aspectos jurídicos: el primero, referido a la fecha de celebració n del Contrato con el fin de determinar cuales son las normas que en materia del término contractual le son aplicables, y el segundo, a la procedencia de la Resolución 10 de la CRE y de los artículos 34 y 133 (19., 20., 21.) de la Ley 142 de 1994, para regular el término pactado en el Contrato.

Para abordar el primer aspecto, es preciso remitirse de nuevo a los antecedentes del Contrato 94.016:

1.- La fecha de celebración del Contrato

Obra en el expediente, aportada por la convocante (folio 22 Cuaderno 1), el Acta Nº 687 de la Junta Directiva de la Electrificadora de Boyacá S.A., de 10 de noviembre de 1992, donde se lee en el Orden del Día:

2. Autorizaciones para convocatoria o licitación, con el objeto de contratar la construcción de la Unidad IV de la Central Termoelé ctrica de Paipa, de 150 MV mediante el sistema B.O.O.M. (Build, Own, Operate and Maintenance) y para comprar al propietario y/u operador durante un período de 20 años, el 80% de la energía y potencia que pueda suministrar en forma eficiente dicha planta. Igualmente definición de contratos de carbón con destino a la Central Termoeléctrica de Paipa”.

En el texto del Acta se hace constar que, luego de leer el documento entregado al señor Ministro de Minas que contiene la presentación del proyecto a que se refiere el tema a tratar y que incluye dos alternativas referentes al plazo del proyecto: “ un plazo mínimo: 12 años; y período de gracia: 3.5 años”, ó “… comprometiéndose a comprar el 80% de la energía que genera dicha planta por un período de 10 años ”, además de consideraciones de diversos órdenes, la Junta Directiva autorizó a EBSA para efectuar “ una convocatoria o licitación con el objeto de contratar la construcción de la Unidad IV de la Central Termoeléctrica de Paipa de 150 MW mediante el sistema B.O.O.M (Build-Own-Operate and Maintenance) y para comprar al propietario y/u operador durante 20 años, el porcentaje a convenir de la energía y potencia que suministre dicha planta…”.

A folio 227 del Cuaderno de Pruebas 1 del expediente, obra la Resolución N° 1183 de 31 de diciembre de 1992 expedida por EBSA para “ Efectuar la Convocatoria Pública Internacional …”, para los propósitos atrás transcritos “… y para comprar al propietario y/u operador durante un período de 20 años, el 80% de la energía y potencia que pueda suministrar en forma eficiente dicha planta”.

En el expediente se encuentran las Condiciones Generales y Minuta del Contrato, entregados a los futuros proponentes en febrero de 1993, por razón de la “Convocatoria Pública Internacional – Decreto 700 de 1992. Compra en Firme de Energía –B.O.O.M. 20 años” (Vol. I), “Consideraciones Técnicas” (Vol. II) y sus Adendos. También hace parte del expediente la “Propuesta del Consorcio Steag & C.C.I. a la Convocatoria Pública Internacional. Decreto 700/92.- Compra en Firme de Energía. B.O.O.M. 20 años” (Cuaderno 19).

Mediante la Resolución 748 de octubre 22 de 1993 antes aludida, EBSA adjudicó al Consorcio Steag A.G. – Consorcio Colombo Industrial S.A., la Convocatoria Pública Internacional, “... haciendo uso de lo dispuesto en el Decreto 700/92”, y dejando expresa la siguiente decisión: “1. El plazo total del contrato de suministro de energía y potencia comprende: 1.1. El período de suministro de energía y potencia; el cual tendrá una duración de veinte (20) años, contados a partir de la fecha de inicio de la operación comercial definitiva de la central” (folio 0591 Cuaderno 2) .

El Contrato, como se sigue de los antecedentes analizados y ello también se destacó líneas atrás, fue concebido por EBSA dentro de los parámetros específicos del Decreto 700 de 1992, dictado en desarrollo del Estado de Emergencia Económica y Social, declarado mediante el Decreto 0680 de 1992 (con el fin de conjurar la situación de crisis en el servicio público de energía eléctrica en el país e impedir la extensión de sus efectos) 12 . En cuanto a la normatividad general sobre aspectos especiales de la contratación administrativa, el Contrato se remitió a las disposiciones del Decreto 222 de 1983 (vr. gr. Caducidad, Cláusula Trigésima Quinta; Modificación Unilateral Cláusula Cuadragésima Primera; Interpretación Unilateral Cláusula Cuadragésima Segunda).

Mediante el Decreto 700 citado se adoptaron medidas “ en materia de contratación, endeudamiento presupuesto y reestructuración de las entidades del sector eléctrico y [ se adoptan ] otras disposiciones con el fin de conjurar la crisis en el servicio pú blico de energía eléctrica e impedir la extensión de sus efectos”.

Por razón de la incidencia de la naturaleza de este Decreto para el análisis del tema en cuestión, considera el Tribunal de especial importancia transcribir sus considerandos:

Que por Decreto número 680 del 23 de abril del presente año se decretó el Estado de Emergencia Económica y Social con el fin de conjurar la situación de crisis en el servicio público de energía eléctrica en el país e impedir la extensión de sus efectos;

“Que con el propósito de poder adoptar y poner en ejecución con la prontitud que las circunstancias requieren los proyectos de inversión necesarios para subsanar el actual déficit de generación de energía, es menester adoptar las medidas que contribuyan al saneamiento de la situación financiera de las entidades del sector eléctrico, incluidas las modificaciones que para dichos efectos sea pertinente introducir al presupuesto, al régimen presupuestal y de endeudamiento a que están sujetas tanto dichas entidades como la Nación y la Financiera Energética Nacional S. A., FEN;

“Que de la misma manera, es necesario adoptar las demás disposiciones que permitan a la Nación y a las entidades del sector eléctrico contar de manera ágil y oportuna con los recursos necesarios y con los instrumentos legales adecuados para recuperar y fortalecer a la mayor brevedad posible, la capacidad de prestación del servicio de energía eléctrica;

“Que igualmente, y para efectos de que las entidades del sector elé ctrico puedan celebrar, con la agilidad que requiere la actual situación de crisis, los contratos necesarios para aumentar su capacidad de generación y transmisión de energía, es preciso adoptar procedimientos especiales de contratación, no siendo suficiente, tal como lo demuestra la experiencia, acudir a la figura prevista en el artí culo 43, numeral 22, del Decreto 222 de 1983 , en virtud de la cual, previa calificación del Consejo de Ministros, puede prescindirse de la licitación cuando se trate de la inminente paralización, suspensión o daño de un servicio público;

“Que de la misma manera, es preciso establecer un tratamiento tributario especial y transitorio para efectos de la importación y adquisició ;n de los elementos indispensables para hacer frente a la crisis en el suministro de energía eléctrica;

“Que a fin de aprovechar todos los recursos disponibles para aumentar el suministro de energía eléctrica, resulta necesario adoptar los instrumentos legales que faciliten y hagan viable en el corto plazo la participación del sector privado en la generación del mencionado recurso;

“Que, finalmente, es necesario adoptar disposiciones con el fin de subsanar el agudo déficit que se ha presentado en el suministro de energía eléctrica en el Departamento Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina, como consecuencia de la destrucción de una de sus plantas de generación de energí a.“.

Mediante este estatuto se pretendió agilizar la contratación estatal, destacándose la necesidad de adoptar procedimientos especiales para facilitar las medidas tendientes a fortalecer el sector eléctrico nacional (Artículo 2°). Por su parte, los numerales 5 y 6 del literal c) de la misma disposición contemplaron los elementos específicos para determinar las etapas de celebración y perfeccionamiento de los contratos suscritos dentro de este marco normativo 13.

Según lo visto, todo el trámite de la convocatoria, presentación, selección de ofertas y adjudicación del Contrato 94.016, se desarrolló durante la vigencia del Decreto 700 de 1992, el cual fue derogado expresamente por la ley 80 de 1993; la suscripción del Contrato ocurrió el 4 de marzo de 1994, según se aprecia en el texto del mismo, lo cual no cambia, en manera alguna, su propósito o su naturaleza. Es evidente que aunque el Contrato respectivo se suscribió recién derogado el régimen jurídico de excepción durante el cual se adelantó el proceso licitatorio y de adjudicación, su marco regulatorio, en estos aspectos, es el determinado por las normas vigentes en tal época, las cuales respondían a la necesidad imperativa de conjurar la crisis del sector eléctrico.

Para efectos del presente estudio y por razón de que las partes ubican en distinto momento la fecha de “celebración” del Contrato, dado que EBSA considera que ello sucedió al cumplirse con los requisitos de su “perfeccionamiento” y CES, en la fecha de su “ suscripción”, debe el Tribunal definir este punto para establecer, en primer lugar, cuáles son las normas que conforman el marco legal del Contrato con relación al término del mismo.

Sobre el tema del perfeccionamiento del Contrato, el Tribunal destaca las previsiones 2.13 y 2.14 del Vol. I de Pliegos o Condiciones Generales de la Convocatoria:

2.13. PERFECCIONAMIENTO DE LOS CONTRATOS.

“El contrato que se celebre quedará perfeccionado con la constitución y aprobación de las garantías y el correspondiente Registro Presupuestal” .

2.14. PROHIBICIONES DE EJECUTAR CONTRATOS NO PERFECCIONADOS.

“Solo podrá iniciarse la ejecución de los contratos que estén debidamente perfeccionados.”. (…).

Se destacan también las siguientes previsiones que se plasmaron por las partes en el texto del Contrato 94.016 para Suministro de Energía y Disponibilidad de Potencia, fruto de la convocatoria y adjudicación reseñadas:

PRIMERA.- DEFINICIONES Y SIGNIFICADO DE TERMINOS (…) 1.12 Contrato. Se refiere a este instrumento suscrito entre el contratante y el contratista, suscrito el día 4 de marzo de 1994”.

(…)

“OCTAVA.- PLAZO Y TERMINACION. 8.1. PLAZO. El plazo total del presente contrato comprende: a) El período del suministro de energía y potencia: El suministro de energía y potencia tendrá una duración de veinte (20) Años de Acuerdo, contados a partir de la fecha de puesta en operación comercial definitiva de la Central” ;

( …)

CUADRAGESIMA OCTAVA: PERFECCIONAMIENTO. El presente contrato requiere para su perfeccionamiento, los siguientes requisitos: 1. El registro presupuestal, 2. Constitución de las garantías a que se obliga el contratista de acuerdo a la Cláusula Vigésima Tercera del presente contrato y aprobación de éstas por parte del contratante, 3. Constitución de la garantía de los pagos de potencia disponibles a que se obliga el contratante, de acuerdo con la Cláusula Vigé sima Tercera del presente contrato”.14

Es indudable que tanto el Decreto 222 de 1983, como la Ley 80 de 1993, han diferenciado en las etapas de formación del contrato de la administración, los momentos de la firma y de su perfeccionamiento, al exigirse para este último el cumplimiento de requisitos especiales tales como la aprobación de garantías, el registro presupuestal, etc. Antes de la vigencia de la Ley 80 de 1993 este tema generó diferentes teorías sobre la acción procesal procedente (contractual o de restablecimiento del derecho), según se tratara de controversias surgidas en contratos firmados, mas no perfeccionados, no siendo la jurisprudencia unánime en su definición.

Según las normas citadas del Decreto 700, las disposiciones de los pliegos y las del Contrato, es evidente que la Convocatoria previó diversos requisitos para el “perfeccionamiento del contrato”, pero no condicionó su existencia a aquéllos; por el contrario, la disposición 2.13 de las Condiciones Generales es clara al distinguir así los dos momentos: “ El Contrato que se celebre quedará perfeccionado con la constitución y aprobación de las garantías y el correspondiente Registro Presupuestal ”. También es clara la disposición 2.14 “ Prohibición de ejecutar contratos no perfeccionados ”, al condicionar su ejecución, y no a su existencia, a los requisitos de perfeccionamiento.

El Artículo 41 de la Ley 80 de 1993 señala el momento de perfeccionamiento del contrato “… cuando se logre acuerdo sobre el objeto y la contraprestación y é ste se eleve a escrito ”, distinguiendo de éste, el cumplimiento de la aprobación de garantías y disponibilidad presupuestal para efectos de la ejecución contractual15.

La jurisprudencia del Consejo de Estado con base en esta disposición ha definido que la acción contractual es la que procede ejercitar para los casos en los cuales el contrato existió, al estar suscrito por las partes: “ En tanto que cuando el contrato existió, así no se haya perfeccionado, ese acuerdo de voluntades como convenio jurídico celebrado, puede derivar responsabilidad de la administración por la vía de la acción de las controversias contractuales, la cual como se sabe, puede dirigirse a que se declare la existencia, nulidad o incumplimiento de un contrato, las declaraciones, condenas o restituciones consecuenciales su revisión y el pago de perjuicios de todo orden derivadas de la ejecución de un contrato estatal” (Artículo 87 C.C.A.)”16.

El Otrosí N° 1 del Contrato 94.016 fijó el 10 de octubre de 1994 como fecha de su perfeccionamiento, al considerarse cumplidos en tal fecha los requisitos pactados en la cláusula cuadragésima octava del mismo (folio 717 Cuaderno de Pruebas 2). Es esta la fecha que EBSA considera de “celebración del Contrato” y por tanto la que enmarca las normas que lo rigen.

Es evidente que con posterioridad a la vigencia de la ley 80 de 1993, quedó zanjada toda duda acerca de la existencia del contrato estatal a partir del acuerdo de las partes, el cual surge con las firmas del mismo. En efecto, la Ley 80 identificó el acuerdo de voluntades con el perfeccionamiento contractual, pero fue clara al determinar que aquellos requisitos referidos a garantías y registro presupuestal, no condicionaban la vida jurídica del contrato sino su ejecución. Por lo tanto, no encuentra el Tribunal ninguna diferencia en los preceptos de los pliegos y la norma comentada, dado que ambos mantienen la distinción de la etapa de celebración y el condicionamiento de la ejecución de este contrato estatal al cumplimiento de los requisitos de aprobació n de garantías y registro presupuestal.

Celebrar, en términos de la Real Academia Española, significa “Realizar un acto” , el cual en el presente contexto no puede ser otro que adoptar la solemnidad del escrito prevista tanto en el N° 5 del Artículo 2 del Decreto 700 de 1992, como en el Artículo 41 de la Ley 80 de 1993, cuya fecha cierta es la de su suscripción por las partes; por tal razón se considera que la fecha de celebración del Contrato, para todos los efectos que le conciernen al evento en estudio, es decir, para la incorporación de las normas que lo rigen, con relación a su plazo, es el 4 de marzo de 1994, día en que fue firmado por los representantes de las partes contratantes17 . No obsta lo anterior para analizar, como lo hará adelante el Tribunal, las modificaciones que las partes de común acuerdo introdujeron al Contrato, plasmadas especialmente en la denominada “Versión Integrada, Suscrita entre las Partes el 9 de febrero de 1996”.

Definido este primer aspecto, el Tribunal analizará la incidencia legal de la Resolución 10 de 1993 de la CRE y de las leyes 142 y 143 de 1994, en cuanto al plazo del Contrato, dado que la convocante considera que el Contrato es violatorio de tales disposiciones.

2.- La Resolución 10 de la CRE y el Plazo del Contrato

La Resolución 10 de 17 de diciembre de 1993 fue dictada por la Comisión de Regulación Energética “CRE”, con el fin de establecer “ las condiciones de suministros de energía y potencia a grandes consumidores de los sectores industrial y comercial, [y se dictan ] otras disposiciones ”; fue publicada en el Diario Oficial del 10 de marzo de 1994 (folio 6778 Cuaderno de Pruebas 19). EBSA considera que la cláusula octava del Contrato viola el Artículo 3° de la Resolución que dispone: “ Mientras se desarrolla el mercado competitivo de energía, las empresas generadoras actuales que pertenecen al Sistema Interconectado Nacional, las distribuidoras y las comercializadoras que pertenezcan a aquéllas o a éstas, no podrán celebrar convenios de suministros de energía y potencia con una duración superior a dos (2) añ os y se sujetarán a las guías generales que sean desarrolladas por la Comisión de Regulación de Energética”.

Definida como se encuentra la naturaleza del Contrato 94.016, el Tribunal debe indagar sobre la incidencia normativa de esta disposición en el á mbito jurídico de aquél, teniendo en cuenta, como ya se dijo, que la norma que rigió la convocatoria, adjudicación y suscripción fue el Decreto 700 de 1992, el cual se dictó con ocasión del régimen jurídico de excepción, que permitió la adopción de esquemas particulares de contratación pública para lograr su propósito central, es decir, conjurar la crisis del sector eléctrico de ese momento, mediante la declaratoria del Estado de Emergencia Económica y Social, por razón “…del agudo verano que ha sufrido el país en los ú ltimos meses – fenómeno natural al que se han aunado negativamente las deficiencias operacionales y financieras de las empresas del sector eléctrico- ha sobrevenido una grave escasez del recuso eléctrico en todo el territorio nacional “ (Decreto 680 de abril 23/92)

Conforme con el Artículo 370 de la Constitución Nacional, el legislador regula los servicios públicos domiciliarios, pero es el Presidente de la República quien señala las políticas generales de administración y control de eficiencia de aquéllos por medio de las comisiones de regulación, a través de la delegación (Artículo 211 de la Constitución Nacional).

Abundante jurisprudencia de la Corte Constitucional y del Consejo de Estado se encarga de diferenciar la función legislativa del Congreso, frente al poder reglamentario del Presidente de la República 18 , el cual se encuentra consagrado en el N° 11 del Artículo 189 de la Constitución Nacional, resaltando el hecho de que reglamentar una ley no equivale a legislar, pero si a regular su correcta aplicación y ejecución, en cumplimiento de la colaboración armónica de los fines del Estado (Artículo 113 Constitución Nacional).

La potestad reglamentaria no puede entenderse en el sentido de que a través de ella se dan al ejecutivo facultades diferentes a aqué llas que implican la ejecución y desarrollo de derechos y obligaciones materiales consignadas en la ley, ni menos puede el gobierno inmiscuirse en asuntos que la Constitución Nacional ha reservado al legislador19.

La naturaleza jurídica de las comisiones de regulación en el derecho colombiano está legalmente definida por la ley 142 de 1994, conocida como la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios; según el Artículo 67 de este estatuto, las comisiones de regulación son unidades administrativas especiales, con independencia administrativa, técnica y patrimonial. El Artículo 68 de la misma ley, a su vez, establece que el Presidente de la República puede delegar en las comisiones de regulación la facultad de señalar las polí ticas generales de la administración y control de eficiencia de los servicios públicos.

Ha sido a partir de la Ley 142, por razón de diversas demandas de inconstitucionalidad de algunos de sus artículos, que la Corte Constitucional se ha pronunciado sobre aspectos relacionados con las comisiones de regulación para determinar su origen, función, características y su independencia respecto del Gobierno 20 . También la jurisprudencia constitucional se ha referido al reparto de competencias en materia de servicios públicos domiciliarios, destacando la función presidencial de señalar políticas generales en esta materia, por razón de la delegación de las funciones presidenciales en las comisiones de regulación a la luz del Artí culo 370 de la Constitución21.

Las funciones de la Comisión de Regulación Energética, órgano emisor de la Resolución 10 de diciembre de 1993, derivadas de disposiciones anteriores a la Ley 142 de 1994, encajaban plenamente en las normas hoy vigentes sobre la materia y en las consideraciones actuales de la jurisprudencia respecto de su desempeño como delegatarias de la atribución presidencial reglamentaria en el campo de los servicios públicos domiciliarios; es decir, con las mismas atribuciones de las comisiones de regulación, a la luz de la Ley 142/94, la Comisión de Regulación Energética, que era parte de la rama ejecutiva con competencia para regular el servicio público relativo al sector eléctrico, en ejercicio de la función presidencial de intervención en la economía nacional, sobre la base de las disposiciones legales vigentes en ese momento, expidió la Resolución 10 de 1993.

A partir del Decreto 2119 de 1992 (por el cual se reestructuró el ministerio de Minas y Energía), la competencia del Presidente de la República para trazar las políticas generales de administración y control de eficiencia en la prestación del servicio público relativo al sector energético nacional, estaba delegada en la Comisión de Regulación Energética, cuyas funciones se determinaron en su Artículo 11, en los siguientes doce numerales:

“ARTICULO11.FuncionesdelaComisióndeRegulación Energé tica.- Encumplimiento desu objetivo, el Consejo de Regulación Energética tendrá las siguientes funciones:

1. Regularel ejerciciode lasactividades delsector energético paraasegurar ladisponibilidad deunaoferta energética eficiente, propiciar la competencia del sector de minas yenergía yproponerlaadopcióndelasmedidas necesariasparaimpedirabusosdeposicióndominante, pudiendo formularreglasdecomportamientodiferenciales para lasempresasoficialesoprivadasqueprestenel serviciopúblicodeenergí a,segúnsuposiciónenel mercado;

2. Preveniry conjurartoda prácticarestrictiva de la competencia enlaprestacióndelosserviciospúblicos regulados;

3. Cuando se tenga conocimiento denunciar ante la autoridad competente lasprácticascontrariasalasnormassobre protección dela competencia,en quese vean involucrados quienes esténrelacionados directao indirectamente con la prestación de los servicios pú blicos regulados;

4. Fijarlas tarifas de los servicios públicos regulados y, cuandolo considerenecesario, establecerformulas que utilicen lasempresas oficiales o privadas que los presten. La Comisión podrá establecer el régimen de libertad regulada o libertadvigilada oseñalar cuándohay lugara quela fijación detarifas sealibre.Igualmentepodráseñalar criterios y normas relativas a la protección de los derechos delosusuariosenlorelativoafacturació n, comercialización ydemás asuntos relativos a la relación de la empresa con elusuariodeserviciosdeenergía;de acuerdo con la ley;

5.Establecerlosrequisitosgeneralesaquedeben someterse lasempresas deenergía parautilizar las redes eléctricas yel accesoa la red nacional de interconexión; asímismo, definirla metodologí ay fijarloscargospor transporte e interconexión a la red nacional;

6. Definirla metodología de cálculo y, cuando lo estime conveniente, aprobar las tarifas que deban sufragarse por el acceso y uso de las redes eléctricas que no pertenezcan a la red nacional de interconexión;

7. Expedir regulaciones específicas para la autogeneración y cogeneración de electricidad y el uso eficiente de energía por parte de los consumidores y establecer criterios para la fijación decompromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entrelas empresaseléctricas y entre éstas y los grandes usuarios;

8.Definircriteriosdeeficienciaydesarrollar indicadores ymodelos paraevaluar lagestión financiera, técnica yadministrativa delas empresasqueprestanel servicio público de energía; y

9. Revisar el reglamento de operación a que se refiere el artí culo 10o.del Decreto 1318 de 1990 y ordenar, de ser el caso,suadició n,modificaciónyrevocatoria.Podrá igualmenteactuarcomoá rbitroparadirimirlas controversiasquesurjanenelDirectorioNacionalde Operación.

10. Definirlos montosde lastasas de contribución de cada sector de consumo con destino a cubrir los subsidios de losconsumosdelosusuariosresidencialesdemenores ingresos.

11. Señalarcriterios y normas relativas a la protección de losderechos delos usuarios,normasdefacturación, comercialización ydemás asuntos relativos a la relación de las empresas con los usuarios del servicio.

12. Asumirlas funcionespertinentes queenelcampo energé ticoestabanatribuidasalaJuntaNacionalde Tarifas”.

Debe resaltarse que, posteriormente, la Ley 142 amplió el ámbito de acción de la Comisión de Regulación de Energía, al confiarle también competencia para la regulación del sector del gas combustible (por lo cual pasó a denominase “CREG”).

Durante el proceso arbitral se rindieron testimonios de diferentes voces autorizadas que informaron al Tribunal sobre la creación del mercado de energía mayorista a partir de 1993 como una necesidad del sector eléctrico nacional de regularse, para permitir la acción de los diferentes agentes generadores, comercializadores y distribuidores de energía conforme con las nuevas normas de la Constitución de 1991 (Artículo 365), sobre la materia, que permiten a los particulares actuar como agentes en la prestación de los servicios públicos domiciliarios, incluido el de energía eléctrica. Esto determinó que el legislador se ocupara de garantizar el desarrollo de las actividades del sector en un ambiente de libre competencia con el fin de igualar las oportunidades negociales de las empresas privadas con las de las empresas oficiales y mixtas22.

Por tanto, las disposiciones legales y regulatorias de la época sobre el tema en cuestión, reflejan la evolución del sector elé ctrico, en el cual viniendo de un manejo estatal monopolístico, habría de ser implantado, luego de un período forzoso de transición, un sistema de mercado de energía abierto, eficiente y al servicio de las necesidades nacionales.

Todo lo anterior se ve reflejado en las disposiciones del citado Decreto 2119 de 1992 y específicamente en el transcrito Artículo 11, que asignó las funciones de la Comisión de Regulación Energética. Por ello, ninguna función se orienta a regular situaciones de crisis del sector eléctrico en los aspectos té cnicos de generación de energía y de potencia, ni en los aspectos económicos y financieros que lleguen a afectarlo. Por el contrario, advierte el Tribunal que, como se vió, el campo regulatorio asignado a la Comisión se ubica en las directrices necesarias para lograr la consolidación del mercado energético, mediante el estímulo y protección de la competencia del sector, la fijación de tarifas, etc.

Fue en ejercicio de tales funciones que esta unidad administrativa sustentó los considerandos de la Resolución 010 de 17 de diciembre de 1993, cuyo texto es el siguiente:

“Que corresponde a la Comisión de Regulación Energé tica regular el ejercicio de las actividades del sector energético para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, y promover la competencia en el mercado de electricidad, para lo cual debe establecer reglas mínimas que garanticen la participación de los diversos agentes económicos, públicos y privados en las actividades de generación, distribución y comercializació n, conforme lo dispone el ordinal 11o. del artículo 11 del Decreto 2119 de 1992.


Que, igualmente, la Comisión de Regulación Energética en ejercicio de las funciones señaladas en el ordinal 7o. del artí culo 11o. del Decreto 2119 de 1992, debe determinar las condiciones generales a las cuales deben sujetarse los compromisos de ventas de energía y potencia a los grandes usuarios de energía;
Que el decreto 2119 de 1992, en su artículo 11o, ordinal 12 establece que la competencia para definir el sistema tarifario del sector elé ctrico, determinar las tarifas para los intercambios de energía y potencia; así como la fijación de los cargos por acceso y uso de las redes, le corresponde a la Comisión de Regulación Energética;
Que la Comisión de Regulación Energética, en su sesión del 1o. de diciembre de 1993, consideró necesario establecer reglas mínimas para los agentes económicos que participen en el mercado de electricidad, determinar las condiciones generales en las cuales deben enmarcarse los suministros de los sectores industrial y comercial, y fijar las tarifas para los intercambios de energía y potencia.” .

Así las cosas, la Resolución 10 se orientó a regular los elementos básicos de un mercado de electricidad incipiente; por ello se ocupó, en primer término, de establecer las definiciones de los sujetos que intervienen en las operaciones de generación y comercialización de energía, a saber:

“COMERCIALIZADOR DE ENERGÍA: Persona natural o jurídica cuya actividad principal es la compra de energía y potencia en el mercado a corto plazo y largo plazo de energía y su venta a grandes consumidores, a empresas distribuidoras o a grupos de consumidores con las tarifas reguladas.

“GENERADOR: Es un productor de energía y potencia que vende a terceros en el mercado de corto y largo plazo. En esta categoría se incluyen los GENERADORES ACTUALES que pertenecen al sistema interconectado; los GENERADORES INDEPENDIENTES que utilizan servicios de transporte en redes de interconexión y/o transmisión y/o de distribución, para su generación propia y para comercializar energía eléctrica con terceros”

“GRAN CONSUMIDOR INDUSTRIAL O COMERCIAL DE ENERGÍA: Usuario o suscriptor industrial o comercial conectado a niveles de voltaje superior a 1kv y cuya demanda máxima mensual medida en el sitio individual de entrega y tomando como base el promedio de los últimos seis meses se encuentre entre los rangos señalados en el inc. 1º del artículo siguiente.

También se encargó de definir el mercado de energía y potencia de largo plazo como el “s istema de comercialización de energía y potencia por medio de contratos bilaterales a plazos superiores a un mes”.

Por su parte el Artículo 3° de la Resolución 10 contiene una disposición de carácter transitorio, que refleja el momento evolutivo del sector:

Mientras se desarrolla el mercado competitivo de energía, las empresas generadoras actuales que pertenecen al Sistema Interconectado Nacional, las distribuidoras y las comercializadoras que pertenezcan a aquéllas o a éstas, no podrán celebrar convenios de suministro de energí ;a y potencia con una duración superior a dos (2) años y se sujetarán a las guías generales que sean desarrolladas por la Comisión de Regulación Energética .” (Subrayado ajeno al texto).

Todo lo anterior indica que la función desempeñada por la CRE se orientaba a identificar los elementos de ese mercado incipiente, dado que el legislador aún no había determinado el ámbito normativo de los servicios públicos domiciliarios ni había creado las bases legales del sector energético nacional, todo lo cual ocurrió posteriormente con las leyes 142 y 143 de 1994.

Es fácil advertir, entonces, que esta Resolución de la CRE no podía tener como propósito alterar las normas dictadas con el fin de conjurar la crisis del sector eléctrico declarada mediante el Estado de Emergencia Económica y Social el 23 de abril de 1992 (Decreto 680 de 1992), en desarrollo del cual se dictó el Decreto 700 de 1992, norma que como se ha repetido con insistencia en esta providencia, dió origen a la convocatoria de EBSA para la construcción de la termoelé ctrica y para el suministro de energía y de disponibilidad de potencia objeto del Contrato 94.016. Las funciones delegadas a la Comisión de Regulación Energética no podían referirse a situaciones excepcionales, como fue precisamente la que dio origen al Contrato, puesto que éstas están reservadas al Presidente de la República por mandato constitucional.

La transitoriedad de la Resolución 10, así como el alcance de todas sus disposiciones, se reflejan en la corta duración de su vigencia, por razón del surgimiento de normas legales y regulatorias posteriores que fijaron definitivamente los parámetros del mercado energético. Por mandato del Artículo transitorio 48 de la Carta Política, el Gobierno Nacional debía presentar ante el Congreso, dentro de los tres meses siguientes a su instalación, un proyecto de ley que regulara los servicios públicos domiciliarios. Por su parte el órgano legislativo debía tramitar dicho proyecto “ al término de las dos legislaturas ”. Dentro de dicho plazo se expidieron las leyes 142 y 143 de 1994; la primera regula en forma general los servicios públicos domiciliarios y la segunda, en forma especial el servicio público de energía eléctrica.

En la exposición de motivos de la Ley 143 se plasmaron sus objetivos, dejando consignado el Gobierno que lo que se buscaba con el proyecto presentado al Congreso era: “…subsanar deficiencias estructurales que aquejan actualmente el sector eléctrico, mediante los siguientes elementos:

La creación de un mercado competitivo entre empresas como medio para fomentar la eficiencia en el sector;

La eliminación de la rigidez de los planes de expansión elé ;ctrica y el establecimiento de una planificación indicativa que oriente las decisiones sobre la materia. (…)

La apertura al sector privado para fortalecer la competencia y estimular la incorporación de nuevas fuentes de capital (…) ” (Capítulo I).

La búsqueda de esa consolidación del sector eléctrico se plasmó en el Artículo 42 de Ley 143, en los siguientes té rminos:

Las transacciones de electricidad entre empresas generadoras, entre distribuidoras, entre aquéllas y éstas y entre todas ellas y las empresas dedicadas a la comercialización de electricidad y los usuarios no regulados, son libres y serán remunerados mediante los precios que acuerden las partes (…). Las compras de electricidad por parte de las empresas distribuidoras de cualquier orden deberán garantiza, mediante contratos de suministro, el servicio a los usuarios atendidos directamente por ellas por el término que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas (…) ”.

La Resolución 024 del 13 de julio de 1995, expedida por la Comisió ;n de Regulación de Energía de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (creada por el Artículo 69 de la Ley 142/94), además de definir en su Artículo 1° los agentes y elementos del mercado mayorista de energía eléctrica, en su Artículo 7°, literal a), se refirió a los contratos de energía a largo plazo, así:

Artículo 7º. Operaciones en el Mercado Mayorista.

En el mercado mayorista se realizan las siguientes operaciones:

a. Contratos de Energía a largo plazo: Son aquellos en que generadores y comercializadores pactan libremente las condiciones, cantidades y precios para la compra y venta de energía eléctrica a largo plazo .” .


Por su parte, la Resolución 020 de 1996, con relación al té ;rmino de los contratos, en el mismo sentido dispuso:

“ARTICULO 3º. Plazo de duración de los contratos. De acuerdo con lo dispuesto por el artículo 42 de la Ley 143 de 1994, los plazos que las partes pueden convenir para la compraventa o suministro de energí ;a eléctrica que se realice entre empresas generadoras, entre distribuidoras, entre aquellas y estas, entre todas ellas y las empresas comercializadoras y los usuarios no regulados, son libres, y no requieren autorización previa alguna de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, cualquiera sea la duración de los contratos.


Lo dicho en este artículo se entiende sin perjuicio de lo establecido por el inciso tercero del artículo 42 de la Ley 143 de 1994, respecto de las compras de electricidad de las empresas distribuidoras con destino a los usuarios regulados.”.

El recuento normativo anterior confirma la naturaleza transitoria de la Resolución 10 de 1993, especialmente la de la previsión contenida en su Artículo 3º referida a los plazos de los contratos de suministro de energía eléctrica, y a la demarcación de su campo de aplicación únicamente en función de la transición del mercado mayorista de energía; es decir, un á ;mbito ajeno al del Contrato que motiva las diferencias sometidas a arbitraje en este proceso.

La parte convocante, además del argumento jurídico referente a la aplicación del Artículo 3º de la Resolución 10 de 1994 al plazo acordado en el Contrato 94.016, afirma que por razón de su vigencia y materia, en la previsión contractual contenida en la cláusula cuadragésima quinta del mismo, referida a la ley aplicable al Contrato, las partes acordaron que es la ley colombiana la que se aplica, lo que conduce a establecer que, dado el carácter de normas imperativas de las Resoluciones de las Comisiones de Regulación Energética, por tratarse de actos administrativos, corresponden al marco normativo que rige el Contrato. De otra parte, agrega la parte convocante que el Artículo 978 del Código de Comercio expresamente consagra, para el caso del contrato de suministro, la incidencia regulatoria de los reglamentos oficiales23.

Sin duda, la Cláusula 45 del Contrato no agrega nada a las disposiciones imperativas sobre la materia; en efecto, el Contrato está sometido a la ley colombiana, puesto que fue suscrito por dos personas jurídicas domiciliadas en Colombia y su objeto debe ejecutarse dentro de su territorio. Es verdad que las partes en la cláusula décimoquinta: “ Precios y Condiciones de los Precios ”, se refirieron a los cambios de legislación como eventos de fuerza mayor con las consecuencias sobre ajustes de precios allí previstas. Para efectos del propósito del Contrato, las partes definieron en esta disposición, y con motivo del Otrosí N° 9 de 1° de febrero de 1996, los conceptos de Ley Aplicable y Autoridad Gubernamental24 , incluyendo en el primero los reglamentos emanados de la segunda. Encuentra también el Tribunal que tanto el texto original que corresponde al Contrato celebrado el día 4 de marzo de 1994, como la versión integrada del mismo suscrita por las partes el 9 de febrero de 1996, é stas previeron la fuerza normativa de las decisiones de las comisiones de regulación energética, la CRE en el primer caso y la CREG en el segundo25 , sin que haya debate sobre el tema.

Significa lo visto que las partes, desde el comienzo, fueron absolutamente conscientes de la autoridad de las resoluciones de la CRE y/o de la CREG en la vida jurídica del Contrato y, así mismo, que al momento de su celebración tuvieron el convencimiento de que la Resolución 10 de la CRE, en su Artículo 3° referente a la limitación de dos años al término de los contratos de venta y suministro de energía eléctrica, no pertenecía a su campo normativo 26.

El Tribunal, entonces, se atiene al entendimiento de las partes sobre los aspectos analizados para concluir:

A pesar de tratarse la Resolución 10 de diciembre 17 de 1993 de un acto administrativo con autoridad regulatoria en las actividades del sector energético, su fuerza normativa no integra el ámbito del Contrato 94.016, en cuanto al término de su duración, por no corresponder su alcance mandatorio a la especial y extraordinaria situación que generó la celebración del Contrato en estudio, así como sus fases previas de convocatoria, licitación, y adjudicación.

Finalmente, al Contrato 94.016 celebrado el 4 de marzo de 1994 no le es aplicable la Resolución 10 de 17 de diciembre de 1993, publicada en el Diario Oficial de 10 de marzo de 1994, por no estar vigente a la fecha de su celebración y menos aún por estar ya derogada tácitamente para la época en que el término de 20 años del suministro de energía y potencia se comenzaba a contar, esto es “ a partir de puesta en operación comercial definitiva de la Central ;”27 , período previsto en 36 meses después del perfeccionamiento del Contrato28.

3.- La Ley 142 de 1993 y el plazo del Contrato

Considera EBSA que el plazo de 20 años para la operación de suministro de energía y de potencia por parte de CES a EBSA, pactado en el Contrato, es violatorio de las disposiciones de la ley de servicios pú ;blicos domiciliarios en lo referente a las disposiciones que consagran la prohibición de prácticas discriminatorias, abusivas o restrictivas desarrolladas por agentes con posición dominante en el campo de la prestación de los servicios públicos. Señala que el Artículo 34 de la Ley 142, al enunciar una serie de prá cticas que se consideran indebidas para el propósito de la polí tica estatal, que es el de la libre competencia de los agentes en este mercado de bienes y servicios, también está transgredido por el té rmino pactado en el Contrato; ello por razón del reenvío que hace la norma al Artículo 133 del mismo estatuto, que precisamente incluye como una presunción de abuso de posición dominante la estipulación de cláusulas contractuales que obliguen al suscriptor o usuario a continuar el contrato por más de dos años o por un plazo superior del autorizado por la Comisión (133.19); también se refiere a aquéllas cláusulas que suponen renovaciones tácitas del contrato por períodos superiores a un año (133.20), o que obligan al suscriptor o usuario a dar preaviso superior a dos meses para la terminación del contrato (133.21).

La parte convocada afirma que las disposiciones citadas no son aplicables al Contrato 94.016, por cuanto se refieren a contratos de condiciones uniformes; además, que ninguna de las partes contratantes tiene posición dominante en el mercado mayorista de energía eléctrica, y de otra parte, que las normas invocadas por EBSA tienen el carácter de presunciones, cuyo efecto permite ser desvirtuado, al tener justificació n en el equilibrio del Contrato habida cuenta de su propósito integral, que es fundamentalmente la construcción de la planta de energía por CES y el pago de su inversión por parte de EBSA.

Acerca de este punto son pertinentes las siguientes consideraciones:

Al haberse definido por el Tribunal el marco normativo del Contrato 94.016 por razón del régimen de excepción que rigió su convocatoria, adjudicación y celebración, es suficiente el análisis ya elaborado sobre sus condiciones particulares con relación a la no sujeción a normas tendientes a la formació ;n y establecimiento de un mercado estable de energía eléctrica, regido por condiciones económicas de oferta y demanda y participación de diversos agentes en operaciones de libre competencia.

Como se vió en detalle, al estudiar en este laudo la naturaleza y los especiales elementos del Contrato objeto del proceso, su propósito esencial fue el de darle respaldo al sistema energético nacional, mediante la construcción de la planta Termopaipa IV, con el fin de fortalecer el sector y responder al país en las épocas de crisis de generación de energía eléctrica. También quedó establecido que el acordado plazo de 20 años de suministro de energía y de disponibilidad de potencia por parte de CES a EBSA, responde al cálculo del tiempo necesario para que CES recupere la inversión económica efectuada en la construcción de la planta. Todo lo anterior, dentro de un esquema de contrato BOOM, también analizado en aparte anterior del presente laudo.

Las partes a lo largo de su relación han introducido variaciones al Contrato y han fijado pautas mediante la firma de “Otrosíes” y otros documentos de acuerdo. El 9 de febrero de 1996 formalizaron la versión integrada del Contrato 94.016 para el Suministro de Energí ;a y de Disponibilidad de Potencia, con el fin de incluir en el texto contractual las modificaciones adoptadas en el Acta de Entendimiento de 20 de noviembre de 1995 y en el Otrosí N° 9 de 1° de febrero de 1996.

Es evidente que en este nuevo texto las partes incorporaron al Contrato una serie de estipulaciones originadas, precisamente, en las recientes regulaciones legales del mercado energético. Sin embargo, en ninguna parte se refirieron a la variación de su objeto, ya que este era inmodificable a la luz de la licitación que le dio origen. Igualmente no se refirieron al plazo, puesto que las condiciones económicas acordadas tampoco habían cambiado, lo que indica al Tribunal que la modalidad del Contrato 94.016 permanece inalterada y, por lo tanto, no se sujeta, en cuanto al término de duración, a las normas para preservar la libre competencia que el actor considera quebrantadas. Todo esto libera al Tribunal de referirse a la calidad de las partes y a su posición en el mercado como agentes generadores y comercializadores de energía elé ctrica, para concluir que la disposición contractual, que prevé un término de veinte años de duración del suministro de energía y de disponibilidad de potencia, no vulnera las normas de la ley 142 de 1994 que EBSA considera violadas.

Por lo que se refiere a la Ley 143 de 1994, no encuentra el Tribunal que disposición alguna de la misma haya resultado violada como consecuencia del plazo pactado en el Contrato 94.016.

4.- La nulidad absoluta de los literales “a” y “d (ii)” de la Cláusula 8.3 y de los numerales 1 y 2 del literal “b” de la Cláusula 8.5 del Contrato

A juicio de EBSA, el Contrato objeto de este arbitraje, al determinar los eventos del incumplimiento del contratante que generan su terminación por parte del contratista, incluyó los eventos de disolución de EBSA que ocurran “según la ley ” (8.3, a), así como “ Una decisión de liquidación del CONTRATANTE por parte de un juzgado o autoridad competente” (8.3, d. (ii)).

Estas disposiciones, afirma, tienen objeto ilícito, pues en el primer caso, de ocurrir la hipótesis de que la ley ordene a una autoridad declarar la liquidación de EBSA, por darse la causal prevista por el legislador, la entidad pública no puede lícitamente, obligarse a no permitir a que se cumpla tal determinación. Asumir la obligació ;n señalada en la estipulación 8.3. a., significa que EBSA se comprometió a realizar actos que no le están permitidos. En el segundo evento, es decir el relativo a la liquidación de EBSA por los actos provenientes de autoridad, sostiene el actor que las autoridades administrativas y judiciales tienen la obligación de adoptar las decisiones que ordena la ley, inclusive en forma discrecional en algunas ocasiones; por tanto, el obligarse EBSA a evitarlas implica ir en contra de disposiciones de orden público y de obligatorio cumplimiento.

Con base en lo anterior, EBSA solicita la declaratoria de nulidad de tales cláusulas contractuales, así como la de las que contemplan la consecuente indemnización a cargo de EBSA, de ocurrir los mencionados eventos (Cláusula 8.5, literal b, numerales 1 y 2).

CES sostiene que la interpretación de EBSA para fundar las pretensiones de nulidad en estudio, se derivan de una distorsión del contenido, tanto de las normas contractuales como de las disposiciones legales que sustentan su proposición. En efecto, replica, lo pactado en las cláusulas enjuiciadas está permitido y autorizado legalmente, pues su sentido es precaver la extinción de la existencia y capacidad del contratante durante toda la vida del contrato, para asegurar su cumplimiento, lo cual es válido y lícito por parte de todo contratista.

En cuanto a la norma de orden público que EBSA considera vulnerada por las aludidas disposiciones, es decir, la invocada disposición contenida en el Artículo 1518 del Código Civil, CES señala que esta regla en su inciso primero, se refiere “a cosas” que están fuera del comercio y en su inciso tercero hace referencia a “hechos física y moralmente imposibles”. Por ello, las cláusulas demandadas al no versar sobre “cosas”, ni sobre los particulares hechos a que se refiere la norma invocada por EBSA, no pueden ser declaradas nulas. CES agrega que a la luz de los Artículos 1604 y 1731 del Có ;digo Civil, a las partes se les permite asumir contractualmente consecuencias derivadas de asuntos constitutivos de fuerza mayor, como sería el caso de una decisión de autoridad competente que decretara la terminación de EBSA. Sustenta lo anterior en diversas decisiones jurisprudenciales y en doctrina nacional y extranjera, que cita a espacio.

La controversia así planteada – considera el Tribunal –, orienta su labor como juez del contrato en este proceso arbitral, a interpretar el contenido de las citadas disposiciones con el fin de definir su validez o nulidad. Es evidente que esta actividad generada en la pretensión que se analiza, recae sobre una parte específica del Contrato, lo que determina al juzgador, en primer lugar, a analizar el sentido y alcance de las cláusulas cuestionadas en relación con la totalidad del negocio jurídico.

Las pautas de interpretación para los negocios civiles, a las que se hizo alusión con anterioridad, están contenidas en el Tí tulo XIII del Libro Cuarto del Código Civil (Artículos 1618 a 1624); las cuales son aplicables también a los negocios mercantiles, según la expresa remisión del Artículo 822 del Có digo de Comercio, junto con las normas propias de este estatuto, todas las cuales son aplicables para la interpretación del Contrato que se estudia, por corresponder su régimen jurídico al del derecho privado, según el Decreto 700 de 199229 .

Considera el Tribunal que el debate en cuestión gira alrededor de las interpretaciones de las partes acerca del contenido de la obligación asumida por EBSA en tales disposiciones, y del derecho del contratista a la consecuente indemnización en los eventos allí contemplados.

Aunque en el presente caso los términos de las cláusulas debatidas son claros, pues objetivamente no hay lugar a confusión respecto al evento que genera el incumplimiento y por ende la indemnización, la divergencia estriba en la interpretación del contenido de la obligación asumida por EBSA. Entiende el Tribunal, entonces, que una vez mas debe acudir al primer criterio de interpretació ;n establecido por el legislador cual es el contenido en el Artículo 1618 del Código Civil según el cual “ Conocida claramente la intención de los contratantes debe estarse a ella más que a lo literal de las palabras”.

Al efecto, el Tribunal considera, en primer lugar, que le asiste razón a la parte convocada en cuanto al propósito de las cláusulas en cuestión. Tal como fue concebido el Contrato, por razón de la política estatal de la época -reflejada claramente en el documento CONPES 2641 de 16 de febrero de 1993, entre otros-, los lineamientos básicos de la contratación en el sector eléctrico determinaban que “ los contratos pueden estar compuestos de una tarifa para la potencia, la cual incluye los costos fijos de la inversión…” 30 . Esto determinó que la tarifa pactada contractualmente para el pago de disponibilidad de potencia correspondiera a la amortización de la inversión realizada por CES para construir la planta de energía eléctrica objeto del Contrato; así también, el plazo de veinte años acordado, además de seguir con las citadas directrices gubernamentales, era el necesario para el retorno financiero de los costos que CES asumiría en desarrollo del objeto contratado.

Visto así integralmente el Contrato, es fácil advertir que el propósito o intención de las partes al acordar las clá usulas impugnadas, no era otro que el de precaver la cesación de la existencia de EBSA durante los veinte años necesarios para el pago de la construcción de Termopaipa IV, con el fin de que CES recuperara su inversión patrimonial, todo lo cual constituye un propósito lícito que no genera reproche alguno. Es evidente que, dentro de los parámetros de la buena fe contractual y del principio de la protección de la confianza legítima, es válido que los contratantes busquen, en desarrollo de sus relaciones negociales, la inclusión de disposiciones que impongan la reparación integral de los daños que puedan surgir como consecuencia de eventos que alteren la vida del contrato, aún por circunstancias que les resulten extrañ ;as o ajenas.

El punto a determinar en este caso es el alcance de esta obligación, además de analizar si a EBSA le estaba permitido asumirlo y, jurí dicamente, incluirlo en el Contrato en estudio.

La disolución y liquidación de una empresa industrial y comercial del estado, como lo es EBSA, ocurre por decisión de sus accionistas o como consecuencia de una decisión judicial o administrativa tomada por la autoridad correspondiente en cumplimiento de la ley. Es indudable que EBSA está en la obligación de acoger tal determinación o de oponerse, mediante los medios que la ley le otorga para ello. En el caso de que se trate de una decisión en la cual EBSA no tiene injerencia alguna, por corresponder a políticas gubernamentales, es obvio que no está ; facultada para evitarla o para oponerse a ella, pero también es claro que este suceso implicaría la terminación del Contrato.

Por lo anterior, infiere el Tribunal que las partes estimaron conveniente acordar que EBSA asumiera los efectos de esos eventos consignados en las cláusulas que se impugnan, los cuales pueden considerarse como circunstancias de fuerza mayor entendidas como “… el obstáculo a la ejecución de una obligació n, como resultado de una fuerza extraña… 31.

El Decreto 700 de 1992, fuente normativa como se sabe del Contrato 94.016, dispuso que los contratos celebrados bajo su régimen incluirían estipulaciones regidas por el derecho privado, “ … además de las que las partes estimen convenientes.32 , lo que indica que les estaba permitido a los contratantes pactar un ré gimen de responsabilidad particular, como el contenido en las cláusulas que se analizan. El Artículo 1604 del Código Civil exime de responsabilidad al deudor por la ocurrencia del caso fortuito; sin embargo, en su inciso final permite estipulaciones en contrario. En otras palabras, en el presente caso, por razón del régimen de derecho privado del Contrato, además de la expresa disposición del Decreto 700 referida, a los contratantes les estaba permitido pactar un régimen de responsabilidad más riguroso que el dispuesto en la ley, con el fin de obtener el cumplimiento del objeto contratado, el cual, según lo visto, era de interés general.

Tanto en el texto contractual suscrito el 4 de marzo de 1994, como en la Versión Integrada de 9 de febrero de 1996, se aprecia que las partes establecieron un régimen especial para determinar los efectos de la ocurrencia de eventos constitutivos de fuerza mayor. Para ello, definieron en la cláusula Trigésima Cuarta el concepto de fuerza mayor y excluyeron de sus efectos liberatorios una serie de hechos concretos provenientes del contratista, con el fin de puntualizar la responsabilidad a su cargo33 . En aquella versión de 1996, que recogió diversas modificaciones plasmadas en acuerdos complementarios, entre ellas las contenidas en el Otrosí N° 9 de 1° de febrero de 199634 , las partes ampliaron el alcance de los eventos constitutivos de fuerza mayor, agregando hechos provenientes del contratante, y regularon sus consecuencias 35.

Advierte entonces el Tribunal que este régimen de responsabilidad no solamente está convenido en las estipulaciones cuya nulidad se pide sea declarada en la demanda; también en la Cláusula Dé cimaquinta (precios y condiciones de los precios, literal c)), las partes regularon las consecuencias de presentarse eventos considerados contractualmente como de fuerza mayor. Puede verse que allí tambié ;n asimilaron los cambios de legislación a eventos constitutivos de tal índole y asimismo regularon las consecuencias de su ocurrencia. De todo este análisis se deriva la licitud de las estipulaciones atacadas, pues además de estar permitida su inclusión en el Contrato, son coherentes con la estructura integral y el propósito final que tuvieron en mira las partes al celebrarlo.

Finalmente, el Tribunal no comparte con la parte actora la interpretació n que invoca de la conducta que implica para EBSA haber pactado las disposiciones objeto de petición de nulidad. En parte alguna se comprometió EBSA a evitar los efectos de la ley o de las decisiones de autoridad competente; según lo visto, el compromiso de indemnizar a CES, al ocurrir las situaciones previstas en las cláusulas que se analizan, sólo puede entenderse como parte integral del propósito de cumplimiento del Contrato dentro de los parámetros señalados por la política estatal respecto del sector eléctrico, enmarcados en los principios rectores de la buena fe y de la confianza legítima.

Asi las cosas, las anteriores consideraciones serían suficientes, por sí solas, para rechazar las pretensiones contenidas en el literal b) de la Pretensión Segunda de la Demanda de EBSA.

Sin embargo, el Tribunal encuentra que, en adición a lo expuesto, existen otros argumentos que permiten arribar a la misma conclusión, por razones distintas, en relación con los siguientes aspectos:

5.- El Orden Público que debe tenerse en cuenta para la declaratoria de nulidad por objeto ilícito, es el orden público actual.

No sobra subrayar, de otra parte, que EBSA fundamenta su petición de declaratoria de nulidad absoluta del Contrato con el argumento de que se violó una norma imperativa de la Resolución 10 de diciembre 17 de 1993 de la CRE. Esta Resolución, visto está, tuvo una existencia efímera, pues entró en vigor el 10 de marzo de 1994, y solo conservó su vigencia durante un breve lapso, mientras se establecí ;an las bases del nuevo mercado mayorista de energía, y fue derogada tácitamente por el artículo 42 de la Ley 143 de 1994 y por otras resoluciones posteriores de la CRE como la 024 de Julio de 1995 y la 020 de 1996.

Esto muestra que, para cuando se llevó a cabo la puesta en operación comercial de la planta (Marzo de 1997), que marcaba el punto de partida del período de 20 años del suministro de energí a y disponibilidad de potencia a cargo de CES, ya había dejado de producir efectos el artículo 3° de la Resolución 10 de diciembre de 1993, el cual limitó a dos años los contratos de suministro de energía y potencia.

Asi las cosas, para resolver esta pretensión de EBSA, de ser procedente, el Tribunal estaría llamado a declarar una nulidad absoluta en observancia de una norma que dejó de regir hace diez años y que ya no estaba vigente para cuando comenzó a correr el lapso de 20 años pactado para el suministro previsto en el Contrato.

Lo anterior quiere decir que hoy no subsisten las razones de utilidad pú blica que otrora justificaron la limitación temporal de los acuerdos de suministro de energía y potencia. Recuérdese, en relación con esta materia, que las normas imperativas se inspiran en consideraciones de interés general, de suerte que justifican el establecimiento de limitaciones a la libertad de contratación en beneficio de la colectividad, lo que impide que los contratantes las deroguen mediante sus estipulaciones.

Dentro de la idea de orden público en general se encuentra la noción de orden público económico y social, el cual se aplica primordialmente al intercambio de bienes y servicios. Esta noción es esencialmente variable, de suerte que para su eficacia es menester que los poderes públicos se adapten constantemente a las circunstancias imperantes, es decir, a la coyuntura, lo que exige una tarea eminentemente experimental y empírica36 . Así las cosas, dentro del devenir del mencionado concepto puede afirmarse que “el orden público económico y social de dirección se encuentra actualmente animado por un principio nuevo: el de la libertad de precios y de la competencia”37

De ahí que el profesor Ghestin puntualice que es innegable que el legislador contemporáneo tiene una marcada preferencia por la aplicación inmediata, a los contratos en curso, de las leyes imperativas nuevas, lo que pone en evidencia una cierta declinación de la autonomía de la voluntad38.

Las anteriores explicaciones que se apoyan en el carácter cambiante de la noción de orden público económico, el cual obliga al legislador a introducir ajustes frecuentes en las metas que persigue para el logro de una determinada concepción del Estado y de la sociedad, justifican la aplicación inmediata de las leyes que buscan la realización efectiva de tales propósitos. No tendría sentido conservar una idea estática del orden público econó ;mico para determinar la validez de acuerdos celebrados al amparo de normas vigentes hace lustros e incluso décadas, cuando ya los objetivos anhelados de interés colectivo y los medios empleados para llegar a ellos, han cambiado sustancialmente, incluso en la legislación posteriormente expedida.

El derecho colombiano no es ajeno a la tendencia descrita, tal como se observa, de manera elocuente, en lo dispuesto en el artículo 106 del Có digo de Comercio, el cual, al referirse a las causales de nulidad del contrato de sociedad, dispone:

Artículo 106. La nulidad proveniente de ilicitud del objeto o de la causa no podrá sanearse. No obstante, cuando la ilicitud provenga de una prohibición legal o de la existencia de un monopolio oficial, la abolición de la prohibición o del monopolio purgarán el contrato del vicio de nulidad”.

Obsérvese que se trata de la infracción de norma imperativa, que genera nulidad absoluta del acto por objeto ilícito. Sin embargo, si después de celebrado el contrato, desaparece la prohibición o la norma imperativa de que se trata, el negocio queda purgado del vicio que, de otra forma, lo habría llevado a su aniquilamiento. Lo relevante, para nuestro caso, es que la validez del acto no se determina con base en la legislación aplicable al tiempo de su celebración (artí culo 38 de la Ley 153 de 1887), sino a la luz de la ley posterior, que derogó la disposición imperativa violada, con lo cual ha de concluirse que el orden público que el legislador quiere preservar es el actual, esto es, el imperante al momento de dictar sentencia, y no un orden público artificial o meramente teórico que quedó atrás, superado no solo por las circunstancias, sino por los cambios mismos del ordenamiento.

Así las cosas, las razones que vienen de exponerse apuntalan aún más la decisión del Tribunal de no acceder a la declaratoria de nulidad.

6.- El Contrato 94.016 no tiene la naturaleza de un contrato de suministro

La Resolución 10 de 1993 de la CRE, mediante su artículo 3°, limitó la autonomía de la voluntad privada de las “empresas generadoras que pertenecen al sistema interconectado nacional”, así ; como de las “distribuidoras y comercializadoras que pertenezcan a aquellas o a estas”, toda vez que restringió, a dos años, la duración de los contratos de suministro de energía y potencia que celebren.

Debe el Tribunal, en consecuencia, acudir una vez más a la naturaleza jurídica del contrato que nos ocupa, para precisar si corresponde a un negocio de suministro de energía y potencia, que es el tipo negocial al que se le impuso la restricción.

Para llevar a cabo esta tarea, revisten particular significado los criterios fijados por la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia al señalar que “ cuando por disentimiento de las partes en el punto se discute judicialmente la naturaleza jurídica del contrato, y, por ende, la de las obligaciones que por emanar de él han de asegurarse en su cumplimiento, corresponde al juzgador, a fin de determinar el alcance de las prestaciones debidas, interpretar el contrato, o sea, investigar el significado efectivo del negocio jurídico ”; y, que en esa labor de hermenéutica contractual no debe olvidar el juez “… que la naturaleza jurídica de un acto no es la que las partes que lo realizan quieran arbitrariamente darle, ni la que al fallador le venga en gana, sino la que a dicho contrato corresponda legalmente según sus elementos propios, sus calidades intrínsecas y las finalidades perseguidas39.

El contrato de suministro, que es el negocio objeto de la limitación temporal establecida por el artículo 3° de la Resolución 10 de 1993 de la CRE, está definido por el artículo 968 del Có ;digo de Comercio, así:

El suministro es el contrato por el cual una parte se obliga, a cambio de una contraprestación, a cumplir en favor de otra, en forma independiente, prestaciones periódicas o continuadas de cosas o servicios”.

De la anterior definición se deducen los elementos que conforman el mencionado negocio, a saber:

    a. Prestaciones periódicas de cosas o servicios: se requiere que una de las partes se encuentre obligada a cumplir con una determinada prestación, cada cierto tiempo.
    b. Independencia de las partes: no debe existir entre ellas una relación de subordinación o dependencia; cada una de ellas debe obrar por cuenta propia en relación con la otra.
    c. Permanencia o estabilidad: la relación debe tener vocación de estabilidad en el tiempo. “ Su eficacia no se puede agotar en un solo acto, puesto que las necesidades de los contratantes son precisamente, la previsión futura, el mantenimiento en el tiempo. En este contrato, como en los demás contratos de duración, el interés de las partes solamente queda satisfecho cuando la prestación se prolonga en el tiempo 40.
    d. Se debe tener en cuenta que el contrato de suministro es uno de los llamados “contratos normativos”, esto es, un contrato que sirve de marco para la realización de varias prestaciones que individualmente consideradas tendrían su propia calificación jurídica (venta, arrendamiento, etc.). Así pues, “ El suministro de cosas, implica en cada una de sus prestaciones un contrato de compraventa mirado aisladamente41.

Con todo, el Contrato celebrado entre EBSA y CES tiene un alcance mucho más amplio que el de un mero suministro, pues si bien éste se encuentra presente, no es menos cierto que la convocada asumió diversas obligaciones adicionales de un esencial significado jurídico y económico, toda vez que también se comprometió – y como pasos previos e imprescindibles para el suministro de energía y disponibilidad de potencia – a la financiación, diseño, construcción, instalación y puesta en servicio de una central termoeléctrica a carbón, de acuerdo con las especificaciones técnicas definidas por EBSA, las cuales fueron puntualmente plasmadas en el Contrato. Solo con la cabal ejecución de todas estas prestaciones, CES contaría con la planta termoeléctrica requerida, la que a su vez le permitiría cumplir con los demás compromisos adquiridos, consistentes en el suministro, durante 20 años, de la energía y la disponibilidad de potencia, lo cual le exige, complementariamente, operar las instalaciones, darles mantenimiento y repararlas.

Es claro para el Tribunal que la prolongada duración de los suministros -20 años- no fue un capricho, ni una imposición de CES, sino el término necesario para reembolsarle una inversión muy cuantiosa, junto con la rentabilidad esperada, toda vez que el Estado no contaba con recursos para la construcción de estas plantas, de manera que decidió invitar al sector privado, ofreciéndole, como contraprestación, el pago mensual de una tarifa por disponibilidad de potencia, durante todo el lapso de duración del Contrato.

Las obligaciones contraídas por CES ponen en evidencia que el negocio celebrado está conformado por prestaciones que corresponden a diversos contratos y que obviamente exceden el marco normal de un contrato de suministro.

En efecto, para simplificar el análisis puede decirse que existe, de una parte, un grupo de prestaciones a cargo de CES, enderezadas a la construcción de la Planta, de acuerdo con las especificaciones exigidas, para ponerla a disposición de EBSA; y, de otra, la obligación de generar y suministrar energía eléctrica a la Convocante, cuando ésta lo requiera.

Ahora bien, la remuneración para CES, como contraprestación por las obligaciones relativas a la construcción de la Planta, es satisfecha por EBSA en forma dilatada en el tiempo, pues ella se obtiene a través de la tarifa mensual pactada para retribuir la disponibilidad de potencia de la Planta, independientemente de que produzca energía, o no.

De acuerdo con lo anterior, el Contrato que analizamos está compuesto por elementos correspondientes a diversos contratos, siendo uno de ellos el de suministro (de energía).

Nos encontramos, así, ante una combinación de elementos correspondientes a diversos contratos. Este fenómeno le ha planteado a la doctrina jurídica no pocas preocupaciones y debates tendientes a demostrar su recta inteligencia.

Se dice que cuando las partes combinan elementos, fundiendo prestaciones de diversos tipos contractuales en un contrato único, éste resulta ser atípico. Estos contratos han sido llamados por la jurisprudencia “complejos” o “mixtos”. La unicidad de este tipo de contratos depende del hecho de que las partes lo han querido como unitario, lo que, según la jurisprudencia, es una cuestión de hecho que en cada caso se debe apreciar.

Así por ejemplo, el contrato de “leasing”, esta conformado por la yuxtaposición de elementos correspondientes a diversos contratos tipificados, tales como el mandato, la compraventa y el arrendamiento, sin que aquél pueda confundirse, para efectos de determinar su régimen, con ninguno de éstos, pues ninguno de tales contratos es suficiente para regir íntegramente las distintas relaciones jurídicas que nacen del leasing; por ello, y hasta tanto el legislador le dé el cará cter de entidad contractual autónoma, y por ende un régimen particular, será necesario que las relaciones jurídicas que se derivan del leasing sean gobernadas por los pactos lícitos de las partes y por las normas propias de los distintos tipos contractuales que lo forman, según sea el caso.

Sin embargo, no podría afirmarse que en el leasing existen tres contratos distintos, cada uno con vida y tratamiento independiente, pues como lo ha sostenido la Corte Suprema de Justicia42 una convención jurídica ajustada entre las partes puede presentar combinadas prestaciones correspondientes a diversos contratos nominados ” y dentro de la clasificación acogida por la Corte, de uniones de contratos, se encuentra la de la “ unión con dependencia unilateral o bilateral, en la cual los distintos contratos que aparecen unidos son queridos como un todo, estableciéndose entre ellos una recíproca dependencia en el sentido de que el uno se subordina al otro u otros ”. Este es el caso del leasing, en el cual la sociedad financiera accede a adelantar las gestiones para la adquisición de los equipos y posteriormente formaliza su compra porque tiene el compromiso firme e irrevocable de su cliente de que éste los tomará en arrendamiento. En estos casos de unión de contratos, ha afirmado la Corte en la sentencia mencionada, que a dicha unión no pueden “ aplicarse íntegramente y sin excepción las reglas establecidas para un tipo determinado de contrato cuando el que se celebró, no obstante pertenecer a este tipo, exija un trato divergente, debido a su fin especial, articulado en la convención misma”.

Distinta del contrato complejo o mixto es la situación que resulta de los contratos funcional y teleológicamente coligados y recí procamente interdependientes. Las partes pueden querer contratos distintos, y al mismo tiempo pueden subordinar la eficacia del uno a la del otro, o pueden también querer que aquellos sean mutuamente interdependientes. Si dos contratos son coligados, cada uno de ellos debe ser dotado de íntegros los requisitos de validez que le son propios y además, pierde eficacia si el otro contrato es ineficaz43.

Para determinar el régimen aplicable a los contratos mixtos o complejos existen diversas teorías. Para algunos, debe acudirse al contrato que dentro de la combinación de elementos se presenta como determinante (teoría de la absorción). Para otros se deben observar las reglas relativas a los varios elementos, es decir aquellas de los respectivos contratos típicos que intervienen (teoría de la combinació n). Numerosos autores consideran que en los contratos mixtos, en los cuales se insertan elementos típicos de varias figuras contractuales, nada impide que pueda darse aplicación a la normatividad inherente a cada uno de ellos, según el caso, lo que coincide con la teoría de la combinación. Finalmente, en ocasiones debe acudirse a las normas del contrato típico más afín (teoría de la aplicación analógica)44.

Estas teorías tienen defensores y detractores que realzan lo bueno de cada una o subrayan sus defectos. Sin embargo, de acuerdo con cada caso específico, todas ellas, independientemente, o combinadas entre sí ;, pueden servir para despejar las dudas sobre el régimen aplicable.

Ahora bien, la teoría de la absorción, es decir, aquella en que se aplica a todo el contrato el régimen de la prestación o del elemento prevalente (que en el leasing sería el arrendamiento y el caso que nos ocupa es la puesta a disposición de la capacidad generadora de la Planta), no puede acogerse en su integridad, pues en rigor con ello desaparecería el contrato mixto. Pero sí serviría, por ejemplo, para determinar la preceptiva aplicable a un aspecto que corresponda o interese al contrato en su totalidad, y no a una función especí fica de uno de los elementos que lo conforman.

La teoría de la combinación, por su parte, presenta notorias ventajas, pues se adecua mejor a la naturaleza real del contrato mixto, permitiendo que cada elemento o prestación sea regulado por las disposiciones del contrato legal o socialmente típico del cual proviene.

Finalmente, la teoría de la aplicación analógica, que se funda en una concepción del contrato mismo como innominado, hace que a estos contratos les sean aplicables las reglas generales sobre contratos y la disciplina esencial del contrato tipo más afín con el mixto.

Con las anteriores precisiones puede afirmarse que en el negocio celebrado entre EBSA y CES - a diferencia de lo que acontece con el resto de ví nculos contractuales que junto con dicho contrato integran la operación de financiamiento del proyecto carboeléctrico Paipa IV con el alcance explicado a espacio en la primera parte de estas consideraciones-, está presente un contrato único y mixto, pues no se trata de varios contratos distintos y coligados, ya que se advierte la voluntad de las partes de mezclar en un único contrato elementos propios de los varios actos jurí dicos que lo conforman.

Cabe señalar que el diseño y la construcción de la Planta tienen como propósito último el permitir la ejecución de la fase de puesta a disposición de la capacidad generadora de la Planta y suministro eventual de energía eléctrica; siendo asi que tales prestaciones (las de diseño y construcción de la Planta), se remuneran a través de la tarifa pactada para la disponibilidad de potencia. Esto demuestra la estrecha interrelación entre las distintas prestaciones que caracterizan cada etapa contractual, interrelación que lleva a la conclusión que nos hallamos ante un contrato único, mixto y por tanto atípico, por cuanto es innegable que se presenta yuxtaposición de prestaciones provenientes de varios contratos con tipicidad legal o social, dando lugar, como se dijo, a un contrato mixto o complejo en el cual se aprecia la combinación de elementos extraí dos de distintos contratos nominados, dentro de un contrato diferente y obviamente atípico.

Con todo, el elemento o fase más importante del Contrato no es el suministro de energía, sino la puesta a disposición de EBSA de la capacidad de generación de la Planta. Como se dijo, el cumplimiento de esta prestación se remunera a través de la tarifa de disponibilidad de potencia, mediante la cual CES obtiene el reembolso de su inversión, junto con la utilidad esperada. De esta forma, el suministro de energía, si se quiere, tiene una menor entidad, pues las partes previeron que la generación no sería permanente, sino ocasional, o incluso esporádica, toda vez que en nuestro País las plantas térmicas están llamadas a servir de respaldo o apoyo a la generación hidroeléctrica. Por tanto, puede decirse, para emplear las expresiones de la Corte, que existe dependencia unilateral de las distintas prestaciones pactadas en el Contrato, con respecto a la de la puesta a disposición de la capacidad generadora de la Planta, pues éste es el objetivo esencial buscado con el Contrato.

A pesar de la existencia de la relación jurídica de suministro de energía, no puede colegirse que todo el Contrato tenga esta naturaleza, pues la incorporación de prestaciones también principales y pertenecientes a otros contratos, en adición al de suministro, convierten el acto jurídico celebrado en un negocio distinto, sui generis y atípico.

Obviamente, no podrían aplicarse las reglas del suministro a todas las etapas del Contrato (teoría de la absorción), pues sería un contrasentido que el diseño y la construcción de la Planta se rigieran por dichas reglas. En consecuencia, a cada fase se le deben aplicar las normas del contrato típico a que pertenezcan (teoría de la combinación).

Esta apreciación, que considera que en el negocio celebrado hay un solo y único contrato -y no varios contratos separados o bien coligados e interdependientes- concuerda con las apreciaciones de la Corte en el sentido de que “ por cuanto ordinariamente el contrato se presenta como unidad, para conocer la verdadera voluntad de las partes deben apreciarse todas sus estipulaciones en forma coordinada y armónica; si con el desprecio de este procedimiento se aíslan unas de otras como entes autónomos, cuando por sí ; solas carecen de vida propia e independiente, se corre el riesgo de romper la unidad y de hacerle producir al negocio jurídico efectos contrarios a los que de su conjunto realmente se deducen45 .

Así las cosas, no teniendo el Contrato que nos ocupa la naturaleza del contrato típico de suministro, no le era aplicable la limitación temporal establecida en el artículo 3° de la Resolución N° 10 de 1993 de la CRE, de manera que no se presenta ninguna causal de invalidez respecto del mencionado negocio.

7.- Principio de la confianza legítima

Los hechos demostrados en este proceso llevan al Tribunal a formular ciertas reservas respecto de la conducta de la Convocante, reflejada a través de la pretensión de la nulidad absoluta del Contrato 94.016, por considerar que con dicha conducta, más aun cuando es asumida por una entidad estatal, como lo es EBSA, se quebranta la confianza legítima creada en todas aquellas firmas que participaron en la licitación que concluyó con la adjudicación del aludido Contrato -entre ellos obviamente la Convocada-, toda vez que las alegaciones y planteamientos enderezados a lograr la declaratoria de invalidez del negocio jurídico que nos ocupa, contradicen de manera palmaria las manifestaciones, estudios y compromisos de los distintos organismos estatales que diseñaron, adoptaron y pusieron en marcha, en los primeros años de la década de los noventa, la estrategia encaminada a lograr la participación de inversionistas privados en el ensanche de la capacidad de generación térmica en el país, con el fin de contar con un sector elé ctrico más confiable y sólido, al reducir su marcada dependencia del elemento hídrico.

Debe tomarse en cuenta, tal y como se ha reiterado a lo largo de esta providencia, que en razón del racionamiento del servicio de energí ;a ocurrido en 1992, el cual afectó seriamente el desarrollo de las actividades económicas, el Gobierno expidió disposiciones de emergencia, en particular el Decreto 700 de 1992, con el fin de incentivar la inversión privada en la generación eléctrica a travé ;s de normas expeditas que permitieran poner en marcha, sin dilaciones, los proyectos que de tiempo atrás venían siendo analizados en las correspondientes instancias gubernamentales.

Adicionalmente, para hacer atractivas las inversiones en el campo mencionado, en una época de transición entre un mercado monopolístico estatal y uno de libre competencia, era necesario superar buena parte de las incertidumbres que normalmente rodean el desarrollo de esta clase de proyectos, para lo cual se decidió que los inversionistas privados serían exonerados de afrontar ciertos riesgos de importancia, en particular el de comercialización -consistente básicamente en los altibajos de la demanda de energía y las oscilaciones de los precios-; el riesgo cambiario; el riesgo regulatorio y el riego de insolvencia, toda vez que a la sazón se hallaba en ciernes la implementación de un mercado mayorista en el que imperaría un sistema competitivo, con libre acceso e igualdad de oportunidades para los participantes. Para cumplir este objetivo, se optó por ofrecer a los inversionistas un esquema contractual BOOM-PPA, que cubría los riegos comerciales, regulatorios y cambiarios, complementado con una garantía de la FEN, que cubría el riesgo crediticio que representaban las empresas de energía regionales que serían escogidas en cada caso para adelantar los proyectos.

De otra parte, dado que el sector público no contaba con recursos para financiar la construcción de las nuevas plantas térmicas, era menester que el reembolso de las inversiones efectuadas por los particulares se hiciera mediante el pago mensual de una tarifa que remuneraba la disponibilidad de potencia que ofrecieran tales plantas al sistema interconectado nacional. Esta forma de reembolsar las inversiones y la utilidad esperada por los inversionistas, demandaba contratos a largo plazo, de entre 15 y 20 años, que fue el período de duración que tuvo en mente el CONPES en los diferentes documentos en que se fue diseñando la política de ensanche de la generación térmica con la participación del sector privado.

Así las cosas, el Estado expidió las normas que estimó pertinentes para llevar a cabo la mencionada política; y con respaldo en tales normas estructuró un esquema contractual que luego ofreció a los inversionistas particulares para persuadirlos de intervenir en la construcción y el financiamiento de plantas termoeléctricas. Con base en lo anterior, los particulares aceptaron participar y, en el caso bajo estudio, CES hizo las inversiones necesarias para la construcción de la Planta, la cual entró a operar. Paralelamente, las autoridades gubernamentales continuaron implementando los cambios regulatorios enderezados a establecer un mercado mayorista, en el cual imperara la libre competencia. Después del acaecimiento de todos estos eventos y ya en operación la planta generadora, se demanda la nulidad del negocio, arguyendo la entidad estatal que el término de duración del Contrato -el cual fue ofrecido como punto esencial al inversionista particular-, viola ciertas disposiciones transitorias expedidas por las autoridades gubernamentales, y constituye una presunción de abuso de posición dominante, según ciertas normas legales, por lo que solicita que todo lo convenido quede sin efecto, a pesar de que, como resulta claro para el Tribunal, fue el esquema ofrecido por el Gobierno Nacional al inversionista privado lo que constituyó el móvil determinante para que éste accediera a intervenir en el proyecto.

Esto lleva al Tribunal a considerar que el comportamiento de las autoridades estatales, cuyos voceros, por lo demás, tienen asiento en la junta directiva de EBSA, constituye un claro quebranto al principio que prohí be el “venire contra factum proprium ” y lesiona la legítima confianza creada en el contratista, que decidió participar en el negocio atraído por las manifestaciones y promesas de las aludidas autoridades.

No sobra traer aquí a colación, a modo de argumento de autoridad, algunas antecedentes jurisprudenciales, tanto del Consejo de Estado, como de la Corte Constitucional, que reiterada y enfáticamente han reprobado conductas contradictorias, similares a las aquí analizadas.

Es así como, citando al profesor Karl Larenz, la sección Tercera del Consejo de Estado ha puntualizado:

El ordenamiento jurídico protege la confianza suscitada por el comportamiento de otro y no tiene más remedio que protegerla, porque PODER CONFIAR, como hemos visto, es condición fundamental para una pacífica vida colectiva y una conducta de cooperación entre los hombres y, por tanto, de la paz jurídica. Quien defrauda la confianza que ha producido o aquella a la que ha dado ocasión a otro, especialmente a la otra parte en un negocio jurídico, contraviene una exigencia que el Derecho -con independencia de cualquier mandamiento moral- tiene que ponerse así mismo porque la desaparición de la confianza, pensada como un modo general de comportamiento, tiene que impedir y privar de seguridad el tráfico interindividual. Aquí entra en juego la idea de una seguridad garantizada por el Derecho, que en el Derecho positivo se concreta de diferente manera… 46.

En el mismo sentido “ … se enseña que es un mandamiento moral no defraudar la confianza nacida del mismo comportamiento de las partes 47.

… el principio de confianza legítima que el Estado propugna con sus conductas tienen que tener un efecto vinculante en las relaciones sociales. Dicho de otro modo este principio conduce a que no resulta justo desamparar a quien actuando de buena fe, cree, dada la conducta del Estado, tener legitimidad48.

… los principios que rigen la conducta de los particulares cuando se comprometen a honrar ciertos compromisos jurídicos, a saber: la buena fe, la lealtad entre las partes y la confianza mutua, han de ser verificados, incluso con mayor rigor, cuando es un ente estatal el que participa en el perfeccionamiento de un negocio jurídico, pues aquí, sin duda, el particular contratante presta su consentimiento con el convencimiento de que lo que pacta se cumplirá…

… la confianza que el administrado deposita en la estabilidad de la actuación de la administración, es digna de protección y debe respetarse…49

Se trata, ciertamente, de un postulado íntimamente relacionado con el principio de la buena fe que exige, a las autoridades y a los particulares, mantener una coherencia en sus actuaciones, un respeto por los compromisos a los que se han obligado y una garantía de estabilidad y durabilidad de la situación que objetivamente permita esperar el cumplimiento de las reglas propias del tráfico jurídico, como quiera que “ así como la administración pública no puede ejercer sus potestades defraudando la confianza debida a quienes con ella se relacionan tampoco el administrado puede actuar en contra de aquellas exigencias é ticas50.

La buena fe (…) exige que la actividad pública se adelante en un clima de mutua confianza que permita a aquellos (los particulares) mantener una razonable certidumbre en torno a lo que hacen, según elementos de juicio obtenidos a partir de decisiones y precedentes emanados de la propia administración51.

… todos los organismos y funcionarios del Estado se hallan obligados a observar y a aplicar en sus actuaciones el principio de la buena fe (C.P., art. 83), que exige, entre otros aspectos, reconocer con lealtad a los administrados aquello que han alcanzado sobre la base que le confieren las directrices y pautas trazadas por la propia administración.

Para la Corte es claro que el Estado traiciona los principios constitucionales y se burla de los gobernados -haciéndose por ello responsable- cuando por actos o promesas suyas los induce a creer que la sujeción a un proceso o a unas reglas de juego definidas habrá de producir determinadas consecuencias y luego, como los malos perdedores, desconoce los resultados correspondientes.

Sustento esencial de la democracia y factor insustituible del Estado de Derecho es la certidumbre fundada del ciudadano en la palabra oficial. Si ésta pierde credibilidad, se afecta de manera grave la convivencia y se complican en sumo grado las futuras acciones de las autoridades públicas52.

Este principio constitucional (de la confianza legítima) garantiza a las personas que ni el Estado, ni los particulares, van a sorprenderlos con actuaciones que, analizadas aisladamente tengan un fundamento jurídico, pero que al compararlas, resulten contradictorias. En estos casos, la actuación posterior es contraria al principio de la buena fe, pues resulta contraria a lo que razonablemente se puede esperar de las autoridades estatales, conforme a su comportamiento anterior frente a una misma situación …53

… no sólo debe existir la mutua certidumbre de la leal actitud sino que la Constitución otorga al gobernado la posibilidad de exigir que los supuestos creados por el propio Estado, y de los cuales parte legí tima y fundadamente para obrar, sean respetados en las posteriores decisiones de los entes públicos, ya que las actuaciones de la propia administración establecen un marco de referencia indispensable que señala a los particulares la conducta que se les permite, se les impone o se les estimula, por lo cual, dados los presupuestos trazados por la propia autoridad pública, no le es lícito desconocerlos, para deducir después conclusiones o medidas negativas que afecten a quien obró de buena fe, basado en aquellos”.54

Por todo lo expuesto, el Tribunal no declarará las nulidades solicitadas en el literal b) de la Pretensión Segunda de la Demanda reformada por EBSA, por lo que no hay lugar a resolver las Pretensiones Tercera, Cuarta y Quinta Principales, por ser éstas consecuenciales de la Pretensió n Segunda, la cual conforme a las consideraciones anteriores no prospera.

III.- ANÁLISIS DEL PRIMER GRUPO DE PRETENSIONES SUBSIDIARIAS

Siguiendo el orden señalado por la convocante en su demanda y en cumplimiento de las reglas sobre congruencia en las sentencias judiciales, por cuanto no recibe despacho favorable la Segunda Pretensión Principal y tampoco ninguna de las que le son consecuenciales, pasa el Tribunal a ocuparse del primer grupo de pretensiones subsidiarias acumuladas, atinentes a la resolución del contrato por incumplimiento del pacto arbitral, las que son del siguiente tenor:

“2.- PRIMER GRUPO DE PRETENSIONES SUBSIDIARIAS

Solicito que:

--Si el Tribunal no accede a la pretensión de nulidad de todo el contrato;

--o que si solo declara nulos todos o algunos de los literales a) y d) del numeral 8.3. de la cláusula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la cláusula 8.5,

además de atender la pretensión PRIMERA principal, se atiendan, en subsidio, y para reemplazo de las pretensiones SEGUNDA, TERCERA, CUARTA, QUINTA y SEXTA principales, las pretensiones siguientes:

SEGUNDA : Que se declare que la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP., incumplió en forma grave el contrato 94.016 cuando se abstuvo de pagar, en la oportunidad debida, los costos y gastos del arbitramento señalados por el Tribunal en su sesión del 30 de agosto del 2002.

TERCERA : Que, en consecuencia, y por virtud del artículo 870 del Código de Comercio, el Tribunal decrete la terminación del contrato 94.016 tan pronto quede en firme el laudo; y que ordene la liquidación del contrato ;

CUARTA: Que, en consecuencia, para efectos de la liquidación del contrato 94.016, ordene que se tengan en cuenta, en forma exclusiva, como obligaciones pendientes a cargo de EBSA, las que se hayan causado y facturado hasta la fecha a cargo de EBSA, de acuerdo con la costumbre establecida en la ejecución del contrato 94.016, yque estén pendientes de pago;

QUINTA : Que, en consecuencia, y por virtud del artículo 870 del Código de Comercio, y de lo dispuesto en la cláusula vigésima novena del contrato 94.016, el Tribunal decrete que la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP. debe pagar a EBSA t odos los perjuicios derivados del incumplimiento y, por lo menos, el valor de la cláusula penal pecuniaria al que se refiere la cláusula indicada.

SEXTA: Que se condene en costas a la sociedad demandada, si se opone a estas pretensiones.”

Pretende EBSA, subsidiariamente a la declaración de nulidad del contrato 94.016, que se declare su terminación por incumplimiento, y se ordene la consiguiente liquidación, indemnizándole los perjuicios en la forma prevista en la cláusula 29, por las siguientes razones: (i) CES se negó a negociar los problemas financieros derivados del contrato y decidió impedir el arbitramento, y (ii) CES se abstuvo de pagar en la oportunidad debida los costos y gastos señalados por el Tribunal, circunstancias estas ante las cuales, sostiene la convocante, se abre paso el instituto resolutorio que, en la modalidad de terminación del ví nculo contractual, consagra el Art. 870 del Código de Comercio, para el evento de incumplimiento de una de las partes en los contratos bilaterales de ejecución continuada o prolongada en el tiempo.

Señala EBSA que dichas conductas, aunadas a la interposición de una demanda de reconvención por la suma de USD $710 millones, constituyen un “sabotaje financiero” al contrato por parte de CES, y una estrategia de incumplimiento deliberado. Para EBSA, la obligación de pagar el crédito es diferente a la obligación de consignar a tiempo, y sostiene que: (i) se encuentra probado que CES contaba con la disponibilidad –en una sola de sus cuentas corrientes– para efectuar la consignación proporcional de los honorarios y gastos fijados por el Tribunal; (ii) un día antes del vencimiento del plazo, esto es, el doce (12) de septiembre de 2002, contaba con la autorización para consignar las mencionadas sumas; (iii) inclusive, desde el mes de junio de ese año tenía conocimiento del monto a su cargo, pudiendo haber separado las sumas contablemente en tanto disponía de los fondos por el uso del sistema de presupuestos trimestrales; (iv) la cláusula compromisoria forma parte integrante del contrato; (v) el deber de efectuar los pagos – que se diferencia de la forma de organización del Tribunal–, es de la naturaleza del pacto arbitral; (vi) el artículo 13 de la Ley 270 de 996 y la Ley 446 de 1998 señalan que las partes pueden estipular normas procesales para los arbitramentos; (vii) por “disposiciones legales vigentes” deben entender se tanto las normas sustanciales como las procesales (artículo 38 Ley 153 de 1887); (viii) la excepción prevista en el artículo 38 de la Ley 153 de 1887 no puede extenderse a las obligaciones pecuniarias que las leyes procesales imponen; (ix) el arbitramento debió adelantarse en la forma prevista por la ley vigente al momento de celebración del pacto mientras ella no haya cambiado, como sucede en el caso en cuestión, puesto que las normas actuales son las mismas, esto es, el Decreto 2279 de 1989 y la Ley 23 de 1991; (x) la cláusula compromisoria es parte sustantiva del contrato y de la estructura de riesgos en él prevista; (xi) la negativa a negociar constituye el propósito de impedir una solució ;n arbitral, esto es, configura una conducta para “bloquear las ví as para la solución de conflictos”, circunstancia que genera desconfianza en la relación negocial en lo que a CES respecta; (xii) no puede incumplirse la obligación de una de las partes de actuar de buena fe para luego alegar el cumplimiento tardío de la obligación; (xiii) con su conducta CES buscaba forzar a EBSA a tramitar un proceso ordinario.

Frente a estos argumentos CES responde: (i) las obligaciones contractuales son diferentes de las cargas procesales que se imponen a las partes; (ii) el pacto arbitral no es accesorio sino que constituye un contrato independiente, razón por la cual no puede solicitar EBSA, dentro de este proceso, que se declare su incumplimiento; (iii) CES consignó las sumas en los términos de ley, pues no solamente canceló a EBSA la parte proporcional que le correspondía, sino que lo hizo con los intereses moratorios a la tasa máxima, tal como lo señala el artí culo 114 del Decreto 1818 de 1998; (iv) los árbitros no tienen competencia para pronunciarse sobre esta petición de EBSA so pena de nulidad del laudo arbitral, puesto que la cláusula compromisoria fue pactada para dirimir las controversias surgidas con ocasión del Contrato 94.016 y no aquellas derivadas del contrato independiente que es el pacto arbitral; (v) EBSA no ha acreditado el supuesto perjuicio sufrido; (vi) CES en momento alguno incumplió el contrato, y prueba de ello es que nunca fue requerida por tal razón; (vii) conforme a la Ley 153 de 1887, en todos los contratos se entienden incorporadas las leyes vigentes al momento de su celebración, salvo aquellas que señalan el modo de reclamar en juicio los derechos correspondientes; (viii) el pago de honorarios es una circunstancia exógena al pacto arbitral; (ix) frente al argumento de la desconfianza que produce en EBSA el hecho de un supuesto incumplimiento de la cláusula compromisoria, CES señala que no existen acciones declarativas de incumplimiento pro-futuro, razón por la cual EBSA no debe preocuparse; (x) los acreedores de las sumas que debía consignar CES eran los árbitros y el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio y no EBSA; (xi) en caso de que el Tribunal considere que la conducta de CES configura una causal de incumplimiento del contrato, éste en todo caso no sería “total”, además de no estar contemplado en el contrato como causal de terminación del mismo, razones por las cuales la petición de EBSA es infundada y desproporcionada; (xii) al encontrarse los recursos de CES afectos a un patrimonio autónomo, necesita autorización previa para cualquier desembolso que deba efectuarse, y se encuentra imposibilitada de incurrir en endeudamiento; como consecuencia, no le fue posible acudir a otras instancias para la obtención del dinero, y pese a solicitar los recursos con antelación –teniendo como base la suma estimada–, no le otorgaron el desembolso por no contar con una orden en firme para tal efecto. Lo anterior, aunado a la obtención posterior de la autorización por parte de terceros, constituye una causal de fuerza mayor eximente de responsabilidad; (xiii) EBSA, al iniciar el trámite arbitral, debió haber previsto la posibilidad de tener que consignar la totalidad de las sumas por concepto de gastos y honorarios del Tribunal de Arbitramento; (xiv) EBSA no agotó la etapa de arreglo directo para solucionar esta controversia; (xv) CES tuvo que pagar intereses moratorios y no puede ser sancionada dos veces por el mismo hecho.

Incumplimiento de la Cláusula Compromisoria

    1. Bien sabido es que el pretender valerse con éxito de facultades jurídicas que como la consagrada en el Artículo 870 del Có digo de Comercio, tiene contenido resolutorio – expresión esta última empleada en su sentido amplio –, supone la concurrencia de varios requisitos de cuyo cumplimiento depende la constitución del correspondiente derecho que en tal concepto se hace valer, uno de los cuales, y no el de menor importancia, es el que Josserand definía diciendo que, fundándose la resolución en la presunta voluntad de las partes, “ … no es una inejecución cualquiera la que abre el derecho a pedir resolución; se precisa que ella sea también suficientemente grave para que, en la idea de las partes, tenga que desempeñar el papel de una verdadera condición resolutoria… 55 , haciendo ver el mismo autor que la resolución del contrato “ … aun cuando constituya una sanción inherente a la ley contractual, no es en modo alguno de orden público, sino interpretativa de la voluntad de las partes…”.

Contra lo que podría sostenerse en sentido contrario de estarse a aquello que a primera vista se desprende del texto del precepto mercantil citado y del que hace sus veces en la legislación civil (Artículo 1546 del Código Civil), el remedio en mención, si bien es cierto que tiende a proteger de la manera mas eficaz el interés del acreedor insatisfecho, no se propone favorecerlo perjudicando sin justificación el interés del deudor, toda vez que si se admitiera que la resolución es de recibo sin importar la entidad del incumplimiento que invoca quien persigue por esta vía el aniquilamiento de la relació ;n contractual, apuntaba con acierto Mario J. Bendersky, “ … se haría servicio a los hombres de mala fe; sacarían partido los especuladores para liberarse – fingiendo una hipócrita preocupación por la cláusula mas insignificante – de las penosas consecuencias de un mal negocio… 56.

En síntesis, en lo que a este punto específico hace referencia, la virtualidad resolutoria de determinado comportamiento tiene que ser apreciada por los jueces, o por quienes hicieren sus veces en la función de árbitros, considerando las posiciones legítimas de ambos contratantes y, otra vez, las exigencias de la buena fe, directrices estas con arreglo a las cuales habrá lugar a definir si se trata o no de una contravención esencial a la “ley del contrato”, anomalí a ésta que únicamente es predicable de aquellos incumplimientos capaces, atendida su significación objetiva, de perjudicar en su configuración total la relación obligatoria recíproca engendrada por el contrato, alterando así, de modo sensible, los resultados patrimoniales en consideración a los cuales las partes expresaron su consentimiento. Y no son raros, por supuesto, los eventos en que esta tarea de ponderación de las circunstancias particulares del caso ni siquiera puede llevarse a cabo en razón a que, por obra de disposiciones legales generalmente de naturaleza procesal y por ello de aplicación necesaria, el recurso resolutorio ha sido indirectamente excluido.

En estos supuestos a que acaba de aludirse, el legislador ha implantado remedios de otra estirpe que, al permitir superar con facilidad el incumplimiento, convierten en excesiva y carente de justificación la resolución o terminación, por esencia aniquiladoras de negocios jurídicos que, valga repetirlo una vez mas en este laudo a riesgo de ser reiterativos, en lo lícitamente posible, el juez debe esforzarse por conservar; la razón de estabilidad y seguridad se lo impone, especialmente en sede de aplicación de mecanismos como los de cará ;cter resolutorio a los que se viene haciendo alusión. Por ello, si es preciso denegar la resolución ante incumplimientos cuya falta de entidad pongan en evidencia los hechos circundantes de cada caso en particular, con mucha mayor razón habrá que hacerlo si, como ocurre con el tipo de incumplimiento que le imputa la convocante a la convocada en la especie de autos, opera un sistema legal que permite con facilidad subsanarlo a satisfacción del contratante acreedor, conforme pasa a verse enseguida.

2. El pacto arbitral57 , es decir, el convenio de las partes de sustraer del juez natural del contrato sus divergencias en torno a su relación sustancial, para someterlas a la decisión de árbitros, aparece en el presente caso estipulado en la cláusula Cuadragésima séptima del Contrato 94.016. No hay en la actualidad duda en la ley, en la jurisprudencia o en la doctrina, acerca de la autonomía de tal pacto frente al negocio jurídico que vincula a las partes, por cuanto se ha determinado claramente la naturaleza procesal del primero58 . En efecto, a diferencia de los convenios de estirpe material, es decir, de aquellas relaciones jurídicas cuyo objeto es la satisfacción de los intereses de quienes se vinculan para lograr sus propósitos mediante la imposición de obligaciones y la atribución de derechos, los convenios procesales constituyen acuerdos de carácter instrumental para la obtención de un fin que se proyecta únicamente en el campo del proceso jurisdiccional. Es verdad que se trata de un ámbito limitado, dada la naturaleza imperativa de las normas que lo integran; sin embargo, en los eventos en que la misma ley procesal lo permite, su finalidad es la obtención de resultados procesales por la asunción de determinadas conductas de igual naturaleza. Así, la renuncia de té ;rminos, la suspensión el proceso, los pactos sobre costas, etc., son acuerdos de las partes para obtener unos resultados específicos en el proceso, mediante los cuales éstas buscan la satisfacción de sus propios intereses.

A esta categoría genérica corresponde el pacto arbitral en cuanto que, sin hallar encaje por entero en la normativa contractualista ni tampoco en los esquemas procesales, su origen es producto de la autonomía de la voluntad de los agentes compromitentes, al paso que los efectos que despliega son genuinos del campo procesal, característica que entre otras cosas, claramente lo diferencia en su objeto del contrato al cual dicho pacto hace referencia. Por ello, tratándose de la cláusula compromisoria que un sector mayoritario de doctrina identifica con el denominado “ pactum de compromittendo ” o precontrato compromisario, es preciso no perder de vista que, no obstante la independencia jurídica que legalmente le es reconocida a esta clase de estipulaciones por el artículo 116 de la Ley 446 de 1998 recién citado, el vínculo funcional que las une con aquella relación contractual concreta sobre la cual habrá de versar en el futuro el eventual arbitraje pactado, no desaparece ni deja en modo alguno de ser relevante; la cláusula compromisoria, así entendidas las cosas, es un convenio procesal completo, con vocación de sustantividad propia, cuya autonomía circunscrita a los fines previstos en el precepto mencionado, no tiene el alcance absoluto que en el caso presente - no de modo constante por cierto sino cuando estimó que era conveniente para sus intereses hacerlo-, adujo la compañía convocada para oponerse al reconocimiento en el laudo de las pretensiones de cuyo estudio se ocupa este aparte.

Por tal razón, el Tribunal es competente para conocer de la pretensión que se analiza, pues a pesar de la autonomía del pacto arbitral frente al contrato, por razón de su objeto no puede considerársele como un acto jurídico separable, con vida propia y sin conexión con la relación subyacente. Esto no significa que exista una vinculación de principal a accesorio entre el contrato y su cláusula compromisoria, pues es sabido que la validez del pacto arbitral no siempre depende de la validez del contrato, ya que puede el pacto arbitral preservarse en algunos casos, precisamente para obtener la declaratoria arbitral de inexistencia o de nulidad del negocio jurídico subyacente.

Originadas en el pacto arbitral, se constituyen entre las partes compromisorias un género de relaciones jurídicas que, a diferencia de las obligaciones -cuyo cumplimiento redunda en beneficio del derecho ajeno-, se estipulan en beneficio de quien deba ejecutar las conductas o comportamientos que se derivan del pacto.

Esta distinción es la que ha generado la noción de carga, entendida como un acto necesario para obtener la satisfacción de un interés propio y cuya inejecución, de carácter lí cito, genera consecuencias desfavorables a quien incurre en su inobservancia. Se diferencia entonces, el acto debido del acto necesario, para aplicar el primero al concepto de obligación y el segundo al concepto de carga 59 . Esta noción pertenece a la teoría general del derecho, aunque su principal aplicación ocurre en el campo del derecho procesal.

Es evidente que el pacto arbitral tiene un único propósito, cual es el de evitar un proceso ante la jurisdicción estatal y dar cabida a un proceso arbitral para obtener la decisión de los conflictos surgidos de la relación material que vincula a las partes. Se trata entonces de un acuerdo de carácter instrumental que redundará por igual frente al interés de cada contratante. No responde su estructura al esquema elemental de la obligación que coloca al deudor en la necesidad de realizar una prestación a favor del acreedor. Ninguno de los compromisarios está asumiendo tales calidades frente al otro; en verdad, las conductas que las partes deben desplegar para atender lo estipulado en el pacto no se pueden ubicar en la categoría de los “actos debidos”, es decir en el campo de las obligaciones contractuales, pues no existe el poder del cocontratante para exigir coercitivamente su cumplimiento. Por el contrario, las conductas que se derivan del pacto arbitral corresponden a “actos necesarios” para obtener el objeto del pacto arbitral, es decir el proceso arbitral60 . Tales comportamientos son idénticos para ambos o todos los contratantes y su inobservancia, por cualquiera de ellos, genera nuevas cargas para quien persista en la existencia y efectividad del pacto arbitral.

Puede decirse que el compromiso de no demandarse ante la jurisdicción estatal, que es la primera consecuencia del pacto arbitral, de no ser tenido en cuenta por cualquiera de los compromisarios, origina para el cocontratante la carga de formular la excepción previa correspondiente ante aquella jurisdicción con el fin de obtener la terminación de dicho proceso y hacer permanecer los efectos del pacto arbitral. Así mismo, la falta de colaboración de una de las partes para la designación directa de los árbitros, de estar ello pactado, genera para la otra parte la carga de adelantar el trámite correspondiente frente a la autoridad competente para tal propósito; de la misma manera, el no consignar alguna de las partes la suma decretada a su cargo en la oportunidad legalmente fijada, origina para la otra la carga de realizar tal pago, con el fin de preservar el arbitramento acordado.

En otras palabras, todas las conductas que por el pacto arbitral se generan para los compromisarios se ubican en la categoría de las “cargas procesales”, y el atenderlas o dejar de hacerlo se orienta al propó sito único de preservar el arbitramento o de evitarlo. Como puede verse, es el beneficio propio el que persigue quien realiza la conducta a su cargo, o la generada por la inobservancia de la otra61 .

De otro lado, en línea con lo anterior la Corte Constitucional sostuvo que los aspectos relativos al pago de honorarios en el proceso arbitral “ …pertenecen a la regulación de los derechos y obligaciones que surgen para las partes del pacto arbitral que, como todo acto o negocio jurídico, es susceptible de regulación dispositiva o imperativa por medio de la ley…”, y que “ …la firmeza del pago es la regla general, lo que no obsta a que contra la parte que lo haya recibido se puedan enderezar las acciones judiciales a que haya lugar en el evento de que no de cumplimiento a sus obligaciones propias…”, para concluir que “ …el cumplimiento o pago de la obligación es un suceso distinto y separable, en el terreno teórico y práctico, de su configuración legal…62.

En otras palabras, la ley prevé expresamente la situación jurídica procesal de cada una de las partes en términos de pago de honorarios y gastos del Tribunal de Arbitramento, esto es, traza, en una norma de carácter especial, la pauta de conducta de los sujetos intervinientes, fijando una consecuencia específica por inobservancia de dicha pauta. Sobre el particular, el Artículo 144 del Decreto 1818 de 1998 señala:

En firme la regulación de gastos y honorarios, cada parte consignará, dentro de los diez (10) días siguientes lo que a ella corresponda. El depósito se hará a nombre del Presidente del Tribunal, quien abrirá una cuenta especial.

Si una de las partes consigna lo que le corresponde y la otra no, aqué lla podrá hacerlo por ésta dentro de los cinco días siguientes, pudiendo solicitar su reembolso inmediato. Si este no se produce podrá el acreedor obtener el recaudo por la vía ejecutiva ante las autoridades jurisdiccionales comunes, en trámite independiente al del arbitramento. Para tal efecto bastará presentar la correspondiente certificación expedida por el presidente del Tribunal, con la firma del secretario, y en la ejecución no se podrá alegar excepción diferente a la de pago.

De no mediar ejecución, las expensas por gastos y honorarios pendientes de reembolso se tendrán en cuenta en el laudo para liquidar costas. A cargo de la parte incumplida, se causarán intereses de mora a la tasa más alta autorizada desde el vencimiento del plazo para consignar y hasta el momento en que efectivamente cancela la totalidad de las sumas liquidadas a su cargo. El Tribunal podrá en el laudo ordenar compensaciones.

Vencidos los términos previstos para efectuar la consignación total, si ésta no se realizare, el Tribunal declarará mediante auto concluidas sus funciones y se extinguirán los efectos del compromiso, o los de la cláusula compromisoria para este caso, quedando las partes en libertad de acudir a la justicia ordinaria”.

Así las cosas, la carga procesal de consignar proporcionalmente las sumas correspondientes es, pues, un imperativo que se erige en interés propio de cada una de las partes y que, en caso de omisión, acarrea para quien incumple una desventaja y, por ende, un perjuicio propio.

Como conclusión, no puede imputarse incumplimiento con la significación resolutoria integral que pretende la convocante en este caso, a quien acude al mecanismo previsto en la norma para consignar la suma que le corresponde, asumiendo – como efectivamente lo hizo CES –, la sanción consistente en el pago de intereses moratorios.

2. En el presente caso, se solicita por EBSA la declaratoria del incumplimiento contractual de CES, por razón de no haber consignado oportunamente los costos del proceso arbitral; es decir, se pide catalogar esta conducta en el campo de las obligaciones sustanciales asumidas por CES en desarrollo del Contrato, con el fin de determinar su incumplimiento y ordenar su terminación, además de la correspondiente indemnización de perjuicios.

Vistas las consideraciones jurídicas en torno a las diferencias entre las nociones de obligaciones y cargas, el Tribunal advierte en los planteamientos de las partes:

La cláusula Cuadragésima séptima del Contrato 94.016 contiene el pacto arbitral acordado como mecanismo para la solución de las controversias originadas en el citado negocio jurídico. Su carácter es procesal y obedece a un acuerdo de voluntades diferente del objeto material del Contrato, esto es, el relativo a la construcción de la planta generadora de energía eléctrica y al suministro de disponibilidad de potencia y de energía en los términos allí consignados. En efecto, su propósito es el sustraer de la jurisdicción estatal la decisión de las diferencias surgidas con ocasión del Contrato, para deferirlas al conocimiento y solución de árbitros mediante el proceso arbitral.

Así, el alegado incumplimiento de CES corresponde a la inobservancia de una carga procesal generada en la aplicación de la cláusula compromisoria. La conducta asumida por EBSA al consignar los honorarios decretados a cargo de CES, en el término adicional que la ley otorga para ello, también se ubica en la categoría de las cargas procesales, ya que su observancia perseguía la satisfacción de un interés propio, cual era la constitución del tribunal arbitral para la resolución de las controversias planteadas en su demanda.

Riñe con este esquema de cargas procesales, el concepto de daño y de perjuicio que reclama la parte convocante. En efecto, la consecuencia desfavorable que implicó para CES desatender dicha carga procesal consistió en arriesgar la permanencia del Tribunal de Arbitramento, que era la opción procesal escogida espontáneamente mediante la cláusula compromisoria. El tener CES que cancelar a EBSA su partida de costos, adicionada con los intereses causados por el retardo, no puede asimilarse a reparación o indemnización de daños o perjuicios, ya que lo que constituye es el reembolso de un dinero pagado por su cocontratante, éste sí, susceptible de ser ejecutado judicialmente.

Al no acoger el Tribunal el esquema de obligación contractual invocado por EBSA en la pretensión que se decide, es irrelevante el aná lisis de los hechos alegados para demostrar el incumplimiento de CES, así ; como el de los hechos que esta parte invocó en su defensa.

Por las consideraciones anteriores, el Tribunal de Arbitramento negará la prosperidad de las pretensiones que integran el primer grupo de pretensiones subsidiarias.

IV.- ANÁLISIS DEL SEGUNDO GRUPO DE PRETENSIONES SUBSIDIARIAS

Habida cuenta de lo anterior, procede examinar a continuación el segundo grupo de pretensiones subsidiarias formuladas en tal concepto por EBSA en su escrito de demanda reformado, las cuales dicen relación con la revisión o terminación del Contrato 94.016 en aplicación del artículo 868 del Código de Comercio, y fueron planteadas en los siguientes términos:

“3.- SEGUNDO GRUPO DE PRETENSIONES SUBSIDIARIAS

Solicito que si el Tribunal no accede a :

--la pretensión de nulidad de todo el contrato, o que si solo declara nulos todos o algunos de los literales a) y d) del numeral 8.3. de la clá ;usula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la clá usula 8.5,

--ni tampoco a la pretensión de declaración de incumplimiento y terminación del contrato,

además de atender la pretensión PRIMERA principal, se atiendan, en subsidio de las pretensiones SEGUNDA, TERCERA, CUARTA, QUINTA Y SEXTA PRINCIPALES, y de las pretensiones SEGUNDA, TERCERA, CUARTA, QUINTA, Y SEXTA del grupo de las primeras subsidiarias, para remplazo de ellas, las siguientes pretensiones:

SEGUNDA : Que se declare que la evolución del mercado de energía y su impacto sobre las finanzas de la empresa, a partir del perfeccionamiento del contrato y en el futuro previsible, han sido para EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP circunstancias extraordinarias que al iniciar la licitación y al suscribir y perfeccionar el contrato eran imprevisibles, y que alteran y agravan las prestaciones de futuro cumplimiento para la empresa hasta el punto de resultarle excesivamente onerosas porque pueden ocasionar su disolució ;n.

TERCERA : Que, en consecuencia, y por virtud del artículo 868 del Código de Comercio, el Tribunal:

        • revise el contrato, ordenando que a partir de la ejecutoria del laudo, la EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACÁ S.A. ESP solo debe pagar por la energía y potencia que la COMPAÑÍA ELECTRICA DE SOCHAGOTA S.A. ESP le suministre, precios fijados según el método y los criterios que el Tribunal determine, en forma motivada y equitativa, y que permitan a la empresa seguir operando y atendiendo sus obligaciones sin incurrir en pé rdidas relacionadas con ese contrato;
        • o, si tal revisión no es posible, que decrete la terminación del contrato y su liquidación, sin indemnización para ninguna de las partes.
CUARTA : Que se condene en costas a la sociedad demandada, si se opone a estas pretensiones.”

1.- Aspectos Generales de la Teoría de la Imprevisión

1.1.- La revisión o terminación del contrato por excesiva onerosidad sobreviniente

La pretensiones Segunda, Tercera y Cuarta formuladas bajo el Segundo Grupo de Pretensiones Subsidiarias en el libelo de la demanda de EBSA están enderezadas a que el Tribunal ordene la modificación de las prestaciones económicas a cargo de EBSA, originadas en el contrato 94.016, o la terminación de este negocio jurídico, por haber sobrevenido, a juicio de la convocante, circunstancias imprevisibles y extraordinarias que han hecho excesivamente oneroso el cumplimiento de las obligaciones futuras asumidas por ella, a tal punto que está destinada a quedar incursa en causal de disolución por pérdidas patrimoniales que la llevarán indefectiblemente a la insolvencia.

Las pretensiones mencionadas se basan en la llamada “teoría de la imprevisión”, la cual se encuentra consagrada en el artículo 868 del Código de Comercio, en los siguientes términos:

ART. 868 .- Cuando circunstancias extraordinarias, imprevistas o imprevisibles, posteriores a la celebración de un contrato de ejecución sucesiva, periódica o diferida, alteren o agraven la prestación de futuro cumplimiento a cargo de una de las partes, en grado tal que le resulte excesivamente onerosa, podrá ésta pedir su revisió n.

El juez procederá a examinar las circunstancias que hayan alterado las bases del contrato y ordenará, si ello es posible, los reajustes que la equidad indique; en caso contrario, el juez decretará la terminación del contrato.

Esta regla no se aplicará a los contratos aleatorios ni a los de ejecución instantánea.

1.2.- Noción, naturaleza jurídica y elementos de la teoría de la imprevisión.

Con fundamento en los elementos contenidos en la disposición transcrita, la doctrina ha definido la imprevisión como “ un instituto jurídico autónomo, aplicable como principio general de derecho, fundado en la equidad, la buena fe y la función social de los derechos subjetivos, cuyo ejercicio permite a la parte para la cual la ejecución de una obligación de futuro cumplimiento se ha convertido en excesivamente onerosa, por el acaecimiento de hechos sobrevinientes, imprevistos e imprevisibles, no imputables a quien lo alega, ni acaecidos durante su mora, solicitar la revisión judicial, buscando su terminación, resolución, suspensión o modificación 63.

La doctrina se ha esforzado por encontrar un fundamento teórico general a la aludida teoría, habiendo propuesto múltiples tesis al respecto, entre las que se destacan las siguientes:

    a. Teoría de la presuposición (Windscheid): Se basa en la noción de presuposición subjetiva, la cual se constituye como una condición no desarrollada. Aunque las partes consagran distintos aspectos en el contrato, también existen otros aspectos que son presupuestos de los contratantes que no son exteriorizados. Es evidente que por más diligentes y precavidas que sean las partes, nunca será posible que estas expresen todo lo que han considerado internamente a la hora de contratar por el hecho de que dan de antemano ciertas circunstancias por presupuestas, razón por la que no son estipuladas en el contrato como tal. Las partes contratantes siempre tienen expectativas sin las que no hubieran dado su consentimiento. Es decir, que de no existir dichos presupuestos que configuran la voluntad contractual, el acto perdería toda validez y las obligaciones se extinguirían al no existir causa. Es así, que los contratantes de haber podido prever lo imprevisible, lo hubieran consagrado como causal para disolver el acto64 .
    b. Teoría de la base del negocio65/ 66 : Cuando se celebra un contrato las partes tienen en cuenta aspectos bá sicos del negocio, por lo que al presentarse un cambio en dichas bases, el acto cae al desaparecer las premisas en que se fundamentaron. Para algunos (Oetermann), tales bases son subjetivas, entendidas como las circunstancias en las que las partes apoyan la eficacia del contrato. Para otros (Larenz), son objetivas, dado que se refieren a las circunstancias cuya existencia es objetivamente necesaria para la subsistencia del contrato como estipulación dotada de sentido.
    c. Teoría del equilibrio de las prestaciones: El juez basado en principios de equidad y justicia debe restablecer el equilibrio prestacional entre las partes, buscando así que estas obtengan la utilidad que esperaban al momento de contratar (Giorgi y Maury)67.
    d. Teoría de la buena fe: Cuando hechos sobrevinientes afectan directamente la ejecución del contrato, éste no se puede interpretar literalmente, ya que de otra manera se estaría atentando contra la buena fe (Von Tuhr y Alsina Atiensa)68.
    e. Teoría de Betti: En el evento de presentarse una excesiva onerosidad la solución radica en conservar el costo inicial de la prestación, con lo cual se responde a la exigencia de equidad mediante “la cooperación entre deudor y acreedor en cuanto a la distribución de los riesgos que exceden del aleas normal del contrato” 69.
    f. Teoría del medio económico jurídico: Todo contrato es celebrado en un determinado medio económico-jurídico, de manera que, de presentarse hechos imprevistos e imprevisibles que afecten dicho medio, las partes estarían ante un nuevo contrato y por tanto no se podría exigir el cumplimiento del contrato primitivo (Forniels) 70.
    g. Teoría del abuso del derecho: En el evento de existir un hecho sobreviniente que afecte de forma directa la ejecución del contrato, no se puede exigir el cumplimiento literal de las obligaciones derivadas del mismo, porque ello constituiría un ejercicio abusivo de los derechos subjetivos (Spota)71.
    h. Teoría de Llambías: Este autor se basa en la teoría de la presuposición, y en la del medio económico jurídico. Explica que al ser celebrado un contrato existe un ambiente económico y jurídico determinado, de manera que si se presentan hechos imprevistos e imprevisibles que distorsionen la economía del contrato y que afecten el cumplimiento de las prestaciones, convirtiéndolas en excesivamente onerosas, la parte afectada podrá pedir la terminación o revisión del contrato con el propósito de eximirse del cumplimiento de obligaciones futuras, toda vez que dichas obligaciones no tendrían causa al ser sustancialmente diferentes a las que el deudor tuvo en cuenta al dar su consentimiento72 .

De acuerdo con lo expuesto, se puede inferir que la teoría de la imprevisión se fundamenta en principios generales, tales como la equidad, la buena fe73 y la función social de los derechos74 , que impide el ejercicio abusivo de los mismos. Por tanto, en la celebración y en la ejecución de los distintos negocios se deben respetar los principios anteriormente mencionados, ya que resultaría contrario a la equidad y a la buena fe que se le exigiera a una de las partes el cumplimiento de una obligación, a pesar de que circunstancias imprevistas e imprevisibles, posteriores a la celebración de dicho negocio, conviertan el cumplimiento de tal obligación en excesivamente oneroso75.

Así mismo, se subraya el hecho de que la ley consagra la igualdad de los particulares frente a la ley, igualdad que debe estar presente tanto en la celebración como en la ejecución del contrato, de manera que la teoría de la imprevisión busca mantener la igualdad entre las partes y la equidad en las distintas relaciones jurídicas, al buscar corregir los efectos del cambio en las circunstancias de hecho posteriores a la celebración del contrato, que rompan tanto el equilibrio contractual como la igualdad entre las partes76.

En cuanto a la teoría de la imprevisión y su relación con el principio de la autonomía de la voluntad privada, es preciso aclarar que aquella constituye un límite y no una excepción a este principio, dado que la mencionada teoría pretende conservar la situación jurídica y económica prevista por las partes, así como mantener un equilibrio y una igualdad entre las mismas en las diferentes relaciones jurídicas. Esto significa que una adecuada aplicación de la teoría, contribuye a que se preserve la igualdad entre las partes, impidiendo una aplicación sesgada y mecánica de los contratos. En consecuencia, la teoría de la imprevisión no vulnera el principio de la autonomía de la voluntad, ya que a través de éste último las partes crean los diferentes negocios jurídicos que requieren, acordando libremente sus té rminos y condiciones, mientras que la imprevisión busca regular aspectos de facto, posteriores a la celebración del contrato, que afectan lo estipulado. De manera que lo que se pretende con la teoría de la imprevisión es regular situaciones no previstas por las partes al momento de perfeccionar su relación, con el propósito de controlar circunstancias sobrevinientes inesperadas, acaecidas luego de la celebración del contrato y que afectan la voluntad de los contratantes 77.

Según expresión del profesor Llambías, es necesario, para la aplicación de la teoría de la imprevisión, que se trate de la afectación de derechos fluyentes, esto es, “ poderes subjetivos que requieren ser fecundados por la acción del tiempo, por ejemplo, el precio de la locación de cosas, o los intereses del capital ”. Así, en el supuesto de no tratarse de un derecho fluyente, la teoría no tendría aplicación cuando hechos imprevistos e imprevisibles afecten directamente la ejecución del contrato 78.

En este orden de ideas se precisa que la parte de la relación obligatoria susceptible de revisión es aquella que se encuentre pendiente de ejecución, de manera que para que proceda la aplicación de la teoría de la imprevisión, es menester que la obligación – cuyo cumplimiento, a raíz del acaecimiento de circunstancias extraordinarias e inesperadas, se hubiere convertido en excesivamente oneroso – no sea exigible aún, ni haya sido cumplida por el deudor. En otras palabras, la prestación en cuestión debe estar pendiente de ejecución, por encontrarse aún dentro de los términos de su cumplimiento.

Con esto se busca mantener la seguridad jurídica, toda vez que en el supuesto en que se pudiera alegar la imprevisión después de haber sido cumplida la obligación, se produciría inevitablemente un clima de inseguridad al conservarse el vínculo jurídico entre el deudor y el acreedor con posterioridad a la extinción de la obligación. La teoría de la imprevisión pretende evitar exorbitantes cargas para las partes en obligaciones no cumplidas y no la revisión de obligaciones ya ejecutadas buscando su reparación 79.

Por otra parte, con el objeto de precisar el ámbito de aplicación de la teoría de la imprevisión, es importante establecer las diferencias existentes entre ésta y el caso fortuito y la fuerza mayor. El hecho sobreviniente en el caso fortuito hace imposible el cumplimiento de la obligación, mientras que en la teoría de la imprevisión lo hace excesivamente oneroso; el caso fortuito extingue la obligación por hacerse imposible su pago, en cambio, en la teoría de la imprevisión, se extingue la obligación por ausencia de causa 80 . También se dice que el campo de aplicación del caso fortuito es mayor, dado que es utilizado como un eximente de responsabilidad tanto en el cumplimiento de obligaciones, como en actos ilícitos, mientras que la teoría de la imprevisión se aplica como un eximente para un determinado tipo de contratos, esto es, los de tracto sucesivo que generan derechos fluyentes81/ 82.

Se exige también, como condición necesaria para la aplicación de la teoría de la imprevisión, la inimputabilidad de quien la solicita, en el sentido de que las circunstancias imprevisibles no deben haber sido el resultado del dolo ni de la culpa de quien invoca dicho instituto jurídico como eximente de responsabilidad. Tampoco podrá formular esa pretensión o excepción si se encontrare en mora de cumplir las prestaciones a su cargo 83.

Con todo, un sector de la doctrina considera que es posible aplicar la teoría de la imprevisión cuando la mora es irrelevante en la generación de la excesiva onerosidad, es decir, en el caso de que aún sin mora, de todas maneras se hubiere presentado una clara y severa dificultad de cumplir la obligación, dada su excesiva onerosidad 84/85.

De acuerdo con lo explicado, los efectos nocivos generados por hechos sobrevinientes imprevisibles y extraordinarios, no han de ser soportados en principio por uno solo de los contratantes, que, sin culpa, se vio abocado a ellos, toda vez que los mayores costos así resultantes deberán ser asumidos por las dos partes en observancia del principio de equidad y dentro del espíritu de solidaridad y cooperación que debe presidir la ejecución de buena fe de los negocios jurídicos. Esto, siempre que las partes no hubieren pactado libremente un régimen específico de distribución de riesgos, de acuerdo con el cual una de ellas deba asumir las secuelas de tales hechos sobrevinientes.

Del texto del Artículo 868 del Código de Comercio, el cual, como se indicó, consagra expresamente la teoría de la imprevisió ;n en el derecho privado colombiano, la doctrina ha deducido los elementos necesarios para la aplicación de la mencionada teoría, a saber: ha de tratarse de hechos extraordinarios, imprevistos o imprevisibles, pero en el entendido que el deudor no debe haber incurrido en culpa al no haber previsto aquello que por su experiencia e idoneidad estaba en capacidad de haber anticipado con razonable diligencia. El hecho debe ser ajeno al deudor, de manera que ni este ni sus dependientes o subordinados han debido tener participación en su ocurrencia. Como consecuencia del acaecimiento del hecho, el cumplimiento de la obligación ha de hacerse excesivamente oneroso para el deudor y dicha mayor onerosidad ha de ser inevitable para el obligado.

2.- La influencia de la distribución – legal y convencional – de los riesgos derivados del contrato, respecto de la aplicación de la teoría de la imprevisión.

La Convocante, para respaldar las pretensiones que formuló, enderezadas a que con base en la teoría de la imprevisión se admita la revisión de los términos económicos del contrato, o su terminación, plantea un primer argumento en el sentido de que para observar la norma que consagra el instituto jurídico en comento, esto es, el Artículo 868 del Código de Comercio, no es del caso entrar a dilucidar el problema del reparto de los riesgos, toda vez que el citado artículo “ supone que hay claridad sobre qué riesgos pertenecen a cada parte ”, de manera que el debate se centra en el hecho de que “ los riesgos que corresponden a una de ellas (las partes) representan hoy cargas excesivamente onerosas”.

Esta misma tesis la reitera EBSA en las conclusiones de su alegato final, al puntualizar:

Cuando EBSA pide la revisión o terminación del contrato por excesiva onerosidad sobreviniente, no plantea un tema de reparto de riesgos.

El artículo 868 del Código de Comercio no se emplea para definir a quién corresponde un riesgo u otro; se emplea, si, para señalar que si los riesgos que corresponden a una parte, le resultan excesivamente onerosos, sin que el exceso de onerosidad hubiese sido previsto como probable, el contrato debe terminar”.

CES se opone a esta interpretación, pues considera que la teoría de la imprevisión no permite cambiar la estructura de riesgos, ni la ecuación original del contrato, pues no sería procedente trasladarle al contratista, como aquí se pretende, “ los riesgos que tomó para si la demandante ”, lo que constituyó un motivo determinante para que la Convocada aceptara celebrar el contrato.

En este sentido CES puntualiza que, del riesgo de mercado o de comercialización, así como del de cambios regulatorios y del de devaluación, fue expresamente excluida, de manera que no puede ser afectada por su eventual ocurrencia, razón por la cual se adoptó, para ponerla a salvo de esas potenciales vicisitudes, una estructura contractual de un PPA-BOOM, con garantía de la FEN, en donde “ la remuneración al inversionista privado se hace mediante una tarifa por disponibilidad de potencia que se paga de manera independiente de la energía que se genere y de la forma y condiciones como esta se comercialice ”. Mediante dicha tarifa mensual y fija, se remuneran al contratista las prestaciones que debe cumplir en ejecución del contrato, esto es, la financiación, diseño y construcción de la planta de 150 MW, su puesta en marcha, operación y mantenimiento para que permanezca disponible, a fin de que genere energía cuando EBSA lo requiera.

La demandada precisa, a este respecto, que fue EBSA, siguiendo los lineamientos del CONPES, quien determinó la aludida distribución de riesgos establecida en el contrato, mediante la adopción de un negocio en condiciones BOOM86 . Se trata por tanto, a juicio de CES, de un “contrato a riesgo excluido”, en lo que se refiere a los eventos sobrevinientes en que EBSA apoya su pretensión.

CES subraya, en particular, que el mecanismo empleado en el contrato para excluir al inversionista privado de los riesgos que se debaten en este proceso, fue a través del contenido y forma de pago de la tarifa de disponibilidad de potencia, prevista en el literal a de la cláusula Décima Quinta, la cual debe pagarse en todo evento, siempre que exista la disponibilidad de generación, e independientemente de la energí ;a producida, o de que la planta se despache o no. A través de dicha tarifa CES recupera la inversión que efectúo, junto con los respectivos gastos financieros, para la construcción de la planta, así como todos los costos directos e indirectos en que debe incurrir para la operación y mantenimiento de la misma.87 Esto demuestra que el objetivo primordial que EBSA buscaba a través del contrato era contar con una planta térmica y no un suministro de energía. Por ende, el negocio no tiene por objeto la compraventa de energía, ni de potencia, sino la disponibilidad de generación de una planta específica.

Este esquema de remuneración, arguye la Convocada, pone en evidencia que ella no asumió ninguno de los riesgos que invoca EBSA en respaldo de su pretensión de revisión o terminación del contrato, vale decir, riesgo comercial o de mercado, riesgo de cambios regulatorios y riesgo cambiario. En este sentido sostiene CES, que para ella son por completo ajenos los sucesos aleatorios que debiere afrontar la Convocante respecto del volumen de ventas de su energía, o de los precios que obtuviere, o de los resultados financieros a los que llegare. En otras palabras, puntualiza la Convocada que, según lo estipulado, a ella no le corresponde asumir las consecuencias derivadas del comportamiento de la demanda y la oferta de energía, ni de los niveles de precios en el respectivo mercado, ni de la evolución de la tasa de cambio. Todos estos aspectos, así como los relativos a cambios normativos y alteraciones en el crecimiento de la economía, constituyen, a su juicio, materias atinentes a la comercialización y venta de energía y potencia, por cuya ocurrencia ella no puede ser afectada, lo que significa que ninguno de los eventos aleatorios mencionados tiene la virtualidad de alterar la remuneración reconocida al contratista, mediante la tarifa mensual de disponibilidad de potencia.

Agrega CES que la asunción de los riesgos mencionados por parte de la entidad estatal contratante, y la garantía de la FEN, fueron los dos mecanismos contemplados por las autoridades gubernamentales, en particular el CONPES, para atraer inversionistas privados y extranjeros a participar en el montaje de plantas térmicas, protegiéndolos de las secuelas de factores exógenos, a fin de que decidieran invertir en el país con el objeto de darle respaldo y firmeza al sistema eléctrico nacional, disminuyendo su dependencia del elemento hídrico que lo hacia muy vulnerable ante las perspectivas de racionamientos en épocas de escasez de agua.

En síntesis, en su alegato final, concluye CES que “ un contrato cuyo objeto no es la venta de energía, que no está sometido a las reglas del mercado de energía, que no hace parte del mercado de energía, que la contraprestación que se paga al contratista se efectúa a través de la tarifa de disponibilidad de potencia, que es fija y firme y no depende de la energía que se genere, ni de los niveles de ventas de energía de EBSA, ni de los precios a los que EBSA pudiera vender la energía, ni de las fluctuaciones de la demanda de energía, ni de variables macroeconómicas, modalidad de contrato cuya causa fue precisamente excluirle al inversionista privado el riesgo comercial o de mercado, no puede ser objeto de revisión por supuestas afectaciones en el mercado de venta de energía producidas por unos cambios económicos, para transferirle ahora al contratista cumplido, los riesgos que originalmente se le habían excluido ”. Agrega la Convocada que esa revisión conduciría a “ un contrato distinto, diametralmente opuesto al contrato 94010, a las causas y motivos que llevaron a las partes a celebrarlo, a las prestaciones de cada parte, revirtiendo la exclusión de riesgos…

Frente a las argumentaciones de las partes, que vienen de reseñarse, es del caso, ante todo, traer a colación de nuevo las previsiones contractuales que determinan la forma como se remunera al contratista por las obligaciones que contrajo en el negocio jurídico que nos ocupa, la mayor parte de las cuales ya las cumplió en su integridad, al haber construido la planta requerida en el pliego de condiciones, y subsistiendo otras, en particular las relacionadas con el mantenimiento y operación de dicha planta.

Las aludidas previsiones están contenidas en las cláusulas Décima Tercera Literal b. y Décima, numeral 10.4, cuyo tenor es el siguiente:

Cláusula Décima Tercera, Literal b. EL CONTRATANTE, garantiza al CONTRATISTA la compra y el pago de mil cuatrocientos cuarenta (1.440) MW mes de potencia disponible, para cada año energético. (i) Sin tener en cuenta los montos de energía realmente utilizados o despachados por EL CONTRATANTE, EL CONTRATANTE adquirirá y pagará a EL CONTRATISTA un cargo de potencia mensual sobre la base de toda la potencia disponible hasta 150 MW tal como se declara y se registra de acuerdo con lo establecido en la Cláusula 14(b) y (c) durante el mes anterior hasta el momento tal en que la Planta logra una potencia disponible de 1440 MW-mes en total dentro del Año Energético correspondiente 88.

Cláusula Décima, numeral 10.4., literal b.: “ Si como consecuencia de una falla del Sistema Interconectado externo a la Central a partir del punto de conexión de la subestación Paipa, la Central sale de operación, la potencia disponible registrada será la misma que hubiese reportado EL CONTRATISTA para este perí odo. En este evento se continuará reportando, registrando y pagando la potencia disponible. En este caso la energía requerida para el arranque, será suministrada por EL CONTRATANTE, sin costo alguno 89.

De las estipulaciones transcritas se desprende que el contratista tiene derecho, de manera firme e incondicional, a percibir una tarifa mensual que remunera la potencia disponible de la planta, sin que esta contraprestación a cargo de EBSA esté supeditada a la generación efectiva de energía, ni al despacho que se haga o se deje de hacer de la aludida planta. Tampoco está condicionada la señalada remuneración al comportamiento de factores endó genos o exógenos relacionados con EBSA, o con sus actividades y negocios, ni con la evolución del mercado de energía, ni con la de los índices macroeconómicos del país. Por tanto, la forma como se paga la tarifa de potencia disponible permite deducir que el contratista no está llamado a afrontar las vicisitudes comerciales derivadas de las oscilaciones de la oferta y/o la demanda de energía y potencia, ni de las que se desprenden del nivel de precios en el mercado; ni de las resultantes de los buenos o malos negocios que realice EBSA. Tampoco le corresponde asumir las secuelas provenientes de modificaciones regulatorias que afecten las transacciones de energía y potencia, ni los cambios erráticos en el crecimiento de la economía, ni en el consumo del país.

Puede concluirse, entonces, con base en las estipulaciones arriba transcritas sobre la forma de pago de la tarifa que remunera la potencia disponible, que CES no asumió las consecuencias provenientes de riesgos de comercialización de la energía y potencia ofrecidas por EBSA al mercado, ni las derivadas de la oferta y demanda de las mismas, ni de las oscilaciones de sus precios; ni de cambios regulatorios, ni de la evolución de la tasa de cambio; ni de los resultados financieros, buenos o malos, que pudieren producir los negocios de la Convocante, ni de los cambios que experimentaran los índices macroeconómicos, como crecimiento de la economía, nivel de consumo, etc.

Corresponde ahora determinar si es lícita esa distribución de riesgos implícita en las estipulaciones de los contratantes y si, en caso afirmativo, dicha distribución impide o no la revisión de las condiciones económicas pactadas, cuando circunstancias sobrevinientes - que agraven los riesgos asumidos por una de las partes, más allá de lo que razonablemente podía prever al momento de celebrar el contrato – hagan mucho más oneroso el cumplimiento de las obligaciones contraídas por dicha parte.

En primer lugar, para resolver esos interrogantes dentro del marco del derecho privado, ha de acudirse a lo previsto en el artículo 1732 del Có digo Civil, según el cual “ si el deudor se ha constituido responsable de todo caso fortuito, o de alguno en particular, se observará lo pactado”.

Esta norma pone en evidencia que en materia de distribución de riesgos, el principio de la autonomía de la voluntad privada tiene un total y absoluto respaldo del legislador, toda vez que de la disposición en comento se desprende la licitud del acuerdo que en este campo sería el más radical, esto es, aquél por el cual el deudor asume el riesgo de uno, algunos o de todos los eventos de fuerza mayor que hagan imposible el cumplimiento de la obligación. En esta última hipótesis, es decir, en la de la asunción de todos los riesgos, el deudor en el fondo le otorga al acreedor una garantía incondicional, o una especie de seguro, en el sentido de que de no poder cumplir la obligación le reparará los perjuicios, sin exoneración ni defensa alguna, pues el obligado se ha hecho responsable por todo acontecimiento imprevisible e irresistible.

Así las cosas, la teoría de la imprevisión solo cabe frente a ocurrencias extraordinarias respecto de las cuales las partes no hayan hecho estipulaciones, al momento de contratar, respecto de quien habría de asumir las consecuencias de su acaecimiento. En caso contrario, esto es, si los contratantes pactaron, dentro de la distribución de riesgos acordada, que por tal ocurrencia y por sus secuelas habría de responder una ellas, en este supuesto la parte afectada por el advenimiento del evento riesgoso en cuestión, no puede invocar la teoría de la imprevisión para así dejar de asumir las consecuencias de la contingencia por la que se comprometió a responder.

Es esto lo que plantea la doctrina, en los siguientes términos:

…las partes pueden redactar un contrato completo si tienen toda la información de lo que va a ocurrir, o incompleto si, como sucede habitualmente, el futuro les resulta imprevisible. Estos hechos sobre los que no se tiene información no son regulados por el plan de prestació n, pero pueden redactarse cláusulas que dispongan quien los soporta. Si las partes no dispusieron quien soporta el hecho futuro imprevisible, actúa la “imprevisión”… 90

Para ilustrar esta posición, los comentaristas traen a colación una jurisprudencia argentina en la que se determinó que no era procedente aplicar la teoría de la imprevisión “ cuando se ha pactado la cláusula de precio fijo e inamovible, ya que se entiende que su incorporación supone que el vendedor ha asumido el riesgo inflacionario creando una expectativa sobre ello y seguramente justipreciando ese riesgo en el precio ”. Se admite en cambio la aplicación de la mencionada teoría “ ante circunstancias anormales que no entran dentro de esa álea asumida 91.

Con todo, se admite que, en algunos casos puntuales y en virtud de disposiciones especiales, es posible invocar la excesiva onerosidad sobreviniente, no obstante haberse establecido el carácter fijo e inamovible del precio pactado92.

Este tema de la asunción de riesgos se encuentra muy próximo al de la renuncia del derecho a reclamar la revisión o la terminació n del contrato por excesiva onerosidad sobreviniente. A este respecto se puntualiza que la norma que consagra la teoría de la imprevisión no es imperativa, de manera que es válida la renuncia anticipada a ejercer la acción de revisión por onerosidad sobreviniente, dado que “ se trata de un derecho supletorio y que la ley autoriza la asunción del caso fortuito”. Por ende, “ en los casos de renuncia de situaciones futuras no previsibles, las partes administran el riesgo y lo distribuyen, de manera que es por lo general una cláusula lícita”.93

No obstante lo anterior, dicha renuncia ha de ser pactada libre y espontá ;neamente por las partes, y no impuesta por una de ellas, como podría suceder, por ejemplo, en los contratos celebrados por adhesión a condiciones generales94.

En esta línea interpretativa se señala que cuando es la parte fuerte del contrato la que manifiesta renunciar anticipadamente a invocar la teoría de la imprevisión, esta estipulación “ no es pasible de objeciones en cuanto a su validez 95.

Sin embargo, algún sector de la doctrina considera que, por la naturaleza jurídica de la disposición que consagra los efectos de la teoría de la imprevisión, ha de tenerse a esta como una norma imperativa, por “ lo cual resultaría improcedente la renuncia generalizada y anticipada de invocarla96 . Aún así, estos comentaristas no niegan de manera absoluta la posibilidad de estipular una renuncia anticipada, pero para ello manifiestan que “ se debería entrar al análisis medular del contrato y mantener vigente la libertad de contratación, observando la razonabilidad de esa renuncia a la luz de los ítems de la negociación 97.

Si bien el negocio bajo examen está sometido al derecho privado, no sobra, de otro lado, analizar, en el régimen de contratación de las entidades públicas, el tratamiento relativo a los límites impuestos a los contratantes en los pactos sobre distribución de riesgos, el cual no ha sido uniforme ni constante, observándose cambios de marcada significación en la jurisprudencia contencioso-administrativa y en las decisiones arbitrales.

Es así como en ciertas jurisprudencias la Sección Tercera del Consejo de Estado, ha considerado que el contratista sólo puede asumir los llamados riesgos normales, vedándole la posibilidad de que también pacte afrontar los extraordinarios.

Ejemplo de esta interpretación es el siguiente aparte:

La Sala no pretende desconocer que todo contratista con el Estado, asume la obligación de soportar un riesgo contractual de carácter normal y si se quiere inherente a todo tipo de contratación pública. Pero tampoco podría admitirse que en una relación contractual de derecho público, el contratista deba asumir riesgos anormales o extraordinarios, de suficiente entidad como para afectar la estructura económica del contrato, hasta el punto de impedirle obtener los beneficios, utilidades o provechos pecuniarios contractualmente presupuestados. Aquellas contingencias implicarían en su contra un indebido sacrificio frente a la satisfacción de un interés general, cuya beneficiaria si bien directamente lo es la comunidad, viene a serlo pero por gestión de la propia administración, pero con clara desproporción económica del contrato como consecuencia inmediata de la pérdida del equilibrio financiero del mismo, cuyo restablecimiento en últimas corresponde disponerlo al juzgador a falta de acuerdo conciliatorio entre las partes98.

Ha de tenerse en cuenta que la jurisprudencia considera que el derecho a la preservación del equilibrio económico de los contratos estatales se inspira en consideraciones de orden público, pues obedece a razones de interés general, por cuanto los contratos de las entidades del Estado son uno de los medios a través de los cuales estas cumplen sus funciones administrativas y aseguran la debida prestación de los servicios públicos. Así las cosas, antes que una prerrogativa para el contratista, el derecho en cuestión tiene un indudable interés para la comunidad toda.

Dado su carácter de orden público, el mencionado derecho al equilibrio económico no puede ser renunciado anticipadamente por el contratista, de manera que éste no tiene autonomía para disponer de él, pues se trata de un principio que informa la contratación estatal, lo que impide que sea objeto de disposición convencional. Es por esto que el contratista no puede asumir los aludidos riesgos extraordinarios o anormales, pues por esta vía terminaría renunciando anticipadamente al derecho que le asiste para exigir la preservación de la ecuación económica del negocio.

Por esto se dice que el principio del equilibrio económico encuentra sustento en la equidad, de suerte que a través de él el contrato asegura el más alto rendimiento social, sin detrimento de los intereses de los particulares que contratan con la Administración.

Los anteriores planteamientos han servido de respaldo al Consejo de Estado para sostener que el mantenimiento de la ecuación financiera del contrato es un derecho del contratista, que no puede derogarse por convenios particulares, por estar interesado en ello el orden público, tal como lo dispone el artículo 16 del Código Civil.

En este mismo orden de ideas, otros pronunciamientos del Consejo de Estado han hecho puntualizaciones del siguiente tenor:

(…) Pero lo que si no tiene presentación es que un contratista al hacer su propuesta se haga cargo de costos y gravámenes eventuales que puedan concretarse por voluntad futura del legislador. Eso equivaldría a renunciar, en forma general, a la indemnización de perjuicios originada en el hecho del príncipe. Renuncia que sería nula…99.

Por su parte, decisiones arbitrales también han coincidido con las tesis expuestas, manifestando que no son de recibo las estipulaciones que impidan el mantenimiento o el restablecimiento del equilibrio financiero. Tales decisiones han sido apoyadas con los siguientes razonamientos:

(…) En este análisis jurídico, forzosamente se llega a la conclusión de que a las partes, en general, y en particular a una entidad administrativa, no les es permitido estipular, en convenios de ejecución de un contrato de obra pública encaminados al reconocimiento y pago al contratista del precio de la obra realizada, clá ;usulas que en una u otra forma alteren, afecten o sean contrarias al mantenimiento del equilibrio financiero de las mutuas prestaciones que las partes originalmente establecieron en su contrato, relación econó mica que ellas deben respetar y que la administración además, está obligada a preservar, cláusulas que tengan por ejemplo el alcance de desconocer o impedir que el contratista acceda a la justa y plena remuneración por la obra realizada en ejercicio de derechos que la ley o el propio contrato le confieran, que resultan contrarias al propio contrato y a preceptos de orden público que consagra la ley y que hoy, la propia ley 80 de 1993 (Art. 50-3), expresamente prohíbe.

(…) El punto en síntesis, se mueve dentro del análisis que el juzgador debe hacer respecto de la asunción de los diferentes riesgos del contrato y en general de la responsabilidad que pueda corresponderle al Estado tanto en lo contractual como en lo Extra contractual, pues la Constitución Política no diferencia para efectos de ordenar la reparación del daño antijurídico la relación jurídica que exista o deje de existir entre el perjudicado y el Estado.

(…) desde el momento en que se consideró al contratista de la administración como su colaborador, aunque interesado pecuniariamente y subordinado jurídicamente, el derecho público ha venido consagrando con base, además, en los fundamentos de la buena fe contractual, la equidad y el principio de igualdad ante las cargas pú blicas, el principio general del equilibrio económico y financiero del contrato. Al contratista debe respetársele la utilidad esperada en todos los casos en que el daño se haya causado sin su voluntad, porque esos principios deben presidir la responsabilidad de la administración tanto contractual como extracontractual100 .

Con todo, de los antecedentes judiciales y arbitrales reseñados, no puede deducirse que mediante la teoría de la imprevisión puedan dejarse de lado los pactos válidamente celebrados en torno a la distribución de riesgos entre los contratantes. Por el contrario, los riesgos asumidos dentro del ámbito permitido por el ordenamiento constituyen un factor que hace parte de la ecuación económica del negocio y que, dentro de la órbita de lo estipulado, no es susceptible de revisión por el acaecimiento de circunstancias sobrevinientes.

A este respecto, decisiones arbitrales han señalado:

No debe perderse de vista, sin embargo, que todo contrato conlleva una distribución de riesgos entre las partes, las cuales suelen preverlos de conformidad con lo que es usual y ordinario y según su particular experiencia en el negocio de que se trate. Esos riesgos los asumen los contratantes dentro del ámbito de libre estipulación que les ofrece el postulado de la autonomía de la voluntad. Por tanto, esos riesgos calculados, o que al menos han debido serlo, entran a formar parte de la ecuación financiera del contrato, esto es, de la ponderación que se hace, al momento de formarse el negocio jurídico, entre derechos, obligaciones y riesgos de cada uno de los contratantes. Esto significa que el contratista siempre tendrá a su cargo esos riesgos asumidos, de manera que el principio que aquí analizamos, de preservación del equilibrio financiero del contrato, no puede relevarlo o exonerarlo de las consecuencias derivadas de la cristalización de esos riesgos aceptados, pues de otra manera la ecuación se rompería en detrimento de la entidad pública. Por ende, el principio aludido no ha de interpretarse en el sentido de que el contratista no asume riesgo alguno por la variación de las circunstancias imperantes al momento de la celebración del contrato”.101

Este mismo rumbo de reflexión ha sido seguido en jurisprudencia muy reciente del Consejo de Estado, en la que se explicó:

La aplicación de la teoría del equilibrio financiero del contrato está condicionada a la conservación de la estructura original del contrato, esto es, a que se mantengan las obligaciones y derechos originales que surgieron para los co-contratantes, muchos de los cuales están determinados por los riesgos o contingencias que asumieron.

En estas condiciones no es dable considerar que el contratista, por las variaciones ocurridas con posterioridad a la celebración del contrato, está eximido de atender los riesgos que asumió.

Dicho en otras palabras, so pretexto del restablecimiento del equilibrio financiero del contrato, no puede modificarse el régimen de riesgos acordado, para incorporar o excluir derechos u obligaciones que se originaron para cada una de las partes al contratar.

La Sala ha manifestado que, por regla general, el contratista asume “un riesgo contractual de carácter normal y si se quiere inherente a todo tipo de contratación pública”, pero ello no significa que, en un contrato particular, el contratista no pueda asumir riesgos adicionales a los denominados riesgos normales, como sucedió en el presente caso.

La entidad regula la distribución de riesgos cuando prepara los documentos formativos del contrato, según sus necesidades y la naturaleza del contrato, diseñado para satisfacerlas. Y es el contratista el que libremente se acoge a esa distribución cuando decide participar en el proceso de selección y celebrar el contrato predeterminado.

Como se indicó precedentemente, los riesgos externos, extraordinarios o anormales, configuran la teoría de la imprevisión y, por tanto, deben ser asumidos, con las limitaciones indicadas, por la entidad.

De manera que la teoría del equilibrio financiero del contrato, fundada en la imprevisión, sólo se aplica cuando el contratista demuestre que el evento ocurrido corresponde al álea anormal del contrato, porque es externo, extraordinario e imprevisible y porque alteró gravemente la ecuación económica del contrato, en su perjuicio.

Es por lo anterior que deben precisarse las obligaciones asumidas por el contratista en cada caso para definir el álea normal del contrato, esto es, los riesgos normales que asumió. 102

En esta misma jurisprudencia se manifiesta que “ …el contratista asumió riesgos adicionales a los que normalmente asume quien celebra el contrato de obra pública, lo cual significa que debe soportar los efectos nocivos derivados de hechos relacionados con los mismos, que hayan ocurrido con posterioridad a la celebración del contrato y no estén cobijados por la teoría de la imprevisión (…)

…las obligaciones asumidas por las partes no pueden modificarse durante la ejecución del contrato, con fundamento en que se presentaron causas de rompimiento del equilibrio financiero del contrato. Dicho en otras palabras, si al momento de contratar el contratista asumió contingencias o riesgos, que podían presentarse durante la ejecución del contrato, no le es dable solicitar a la entidad que los asuma y cubra los sobrecostos que hayan podido generar.103

La anterior sentencia del Consejo de Estado tiene una especial relevancia, dado que, por una parte, establece que para el restablecimiento de la ecuació ;n primigenia del contrato, no es del caso ignorar los riesgos vá lidamente asumidos por las partes, toda vez que estos intervienen en la formación de dicha ecuación. Por tanto, cada contratante debe seguir soportando las secuelas adversas de las contingencias que libre y espontáneamente tomó a su cargo. De otra parte, la providencia en comento ensanchó el margen de maniobra de las partes para la distribución y asunción de riesgos, por cuanto admite que se pacte la asignación al contratista de contingencias que van más allá de las usuales, es decir, que, a diferencia de jurisprudencias precedentes, se permite la asunción de “ riesgos adicionales a los denominados riesgos normales ”, a condición de que el contratista convenga autónomamente en aceptarlos.

Si lo anterior es lícito y vinculante para el beneficiario del principio del restablecimiento del equilibrio económico del contrato, esto es, para el contratista privado que asume riesgos mayores a los usuales, con mayor razón será obligatorio para la entidad pública que diseña y ofrece un esquema determinado de distribución de riesgos, reservándose algunos para sí, de manera que si las contingencias asociadas con ellos llegaren a acaecer, la entidad pública no puede pretender evadir las consecuencias de lo pactado, es decir, no le es permitido trasladarle, en todo ni en parte, a su co-contratante las consecuencias económicas de las vicisitudes por las que se obligó a responder.

Los criterios jurisprudenciales y doctrinarios que vienen de exponerse, permiten inferir que la distribución de riesgos convenida en el Contrato 94.016 es válida y vinculante, de manera que cada parte debe soportar los efectos de los eventos aleatorios que asumió como propios.

Esto es así, por cuanto los acuerdos sobre asunción de riesgos, en el caso bajo estudio, fueron fruto de la libre y espontánea voluntad de los contratantes, sin imposición de ninguna naturaleza, toda vez que EBSA, en desarrollo de los lineamientos fijados por el CONPES, planteó, en los pliegos de condiciones de la licitación, un esquema de riesgos que el contratista aceptó, quedando así plasmado en el Contrato. Según dicho esquema EBSA asumió ciertas contingencias y otras fueron trasladadas a CES. Por lo demás, el criterio de reparto se justificaba plenamente en cuanto a su razonabilidad, dado que a través del régimen de riesgos se quería atraer empresas privadas, nacionales y extranjeras, para que invirtieran en generación té rmica, para darle firmeza y confiabilidad al sistema energético nacional, reduciendo su dependencia del recurso hídrico. Para ese propósito era menester dejar a salvo a los mencionados inversionistas de la potencial ocurrencia de determinadas eventualidades, como las concernientes a la comercialización de la energía, cambios regulatorios y devaluación.

Adicionalmente, el régimen de riesgos así establecido se adecua perfectamente a los lineamientos del sistema de financiamiento ( Project Financing ) que se adoptó para el desarrollo del proyecto, toda vez que con dicho régimen, en la medida en que se mantenga la disponibilidad de la Planta en los términos estipulados, se garantiza un flujo de ingresos para el contratista, fijo y firme, que le permite contar con los recursos suficientes para el reembolso de los créditos a las entidades financiadoras y para la obtención de las utilidades presupuestadas.

Lo anterior lleva al Tribunal a la conclusión de que, en el caso concreto bajo estudio, no es procedente la acción de revisión o terminación del Contrato 94.016 por circunstancias sobrevinientes de la especie de las alegadas por la Convocante en esta litis. Examinada en detalle la prueba obrante en autos, esta conclusión resulta confirmada ampliamente como pasa a verse.

Las estipulaciones y pruebas que reflejan la asunción de los riesgos indicados por parte de EBSA, son entre otras, las siguientes:

En cuanto al llamado riesgo comercial , ha de señalarse que éste involucra las oscilaciones de la demanda y las fluctuaciones de las tarifas, causadas por diversas circunstancias, tales como las repercusiones de ciclos económicos, el cambio en los hábitos de consumo, el incremento de precios, el cambio en el crecimiento de la economía, la competencia imperante en el mercado, el aumento de la capacidad de generación, etc.

De estas eventuales vicisitudes fue excluida CES, a través del pago estipulado en su favor de la tarifa de disponibilidad de potencia, pago que se le hace independientemente de la cantidad de energía que genere la planta y de la que comercialice y venda EBSA. Tal exclusión se complementó y respaldó con la garantía otorgada por la FEN, con la cual se busca que el contratista quede indemne de toda álea derivada del riesgo comercial o de mercado asi como del riesgo crediticio que representa EBSA como deudora.

Sobre este tema se pronunciaron los peritos economistas al dar respuesta a la Aclaración N° 2 a la pregunta 1.9, en la cual se les solicitó ; examinar diversos documentos de entidades públicas y de organizaciones privadas, anteriores a Octubre de 1994, entre ellos estudios y análisis del CONPES, Planeación Nacional, Minminas y la FEN, para determinar si en ellos se daba cuenta de eventuales riesgos a cargo de EBSA, en particular riesgos de comercialización y de cambios regulatorios. Al respecto respondieron los peritos:

El examen de los documentos… permite concluir que la ejecución del proyecto Paipa IV entrañaba riesgos identificados para EBSA por la incertidumbre involucrada en la colocación de la energía, la no venta de energía a tarifas que recuperen costos y a la incertidumbre con respecto a la demanda de energía”.

También se pidió a los peritos economistas, en la Aclaració ;n N° 1 a la Pregunta 2.38 del Dictamen, que precisaran si los compromisos asumidos por la FEN en la garantía que otorgó para respaldar las obligaciones a cargo de EBSA, estaban condicionados a la existencia de un cierto nivel de demanda de energía, o a variaciones de la misma en una determinada magnitud. Sobre esta inquietud, los expertos puntualizaron lo siguiente:

De los documentos CONPES, del texto de la garantía FEN y de las Actas de la Junta Directiva se infiere que los aspectos de la garantía mencionados en la pregunta no estaban condicionados a la demanda de energía nacional o local, o a variaciones de ella en el futuro ”.

En igual sentido, varios de los testigos, varios de ellos calificados por su especial preparación técnica y a cuyas declaraciones ya se ha hecho alusión en esta providencia, coincidieron en que, dadas las circunstancias en que se determinó ensanchar la generación térmica en el país a mediados de la década de los noventa, con el fin de darle respaldo y confiabilidad al sistema energético nacional y para disminuir su dependencia del elemento hídrico, las autoridades gubernamentales diseñaron un esquema de contratación para atraer a inversionistas privados, en el cual se preveía que tales inversionistas no asumirían riesgos relacionados con la comercialización de la energía y la potencia, con la oscilación de precios, con cambios regulatorios o con la fluctuación del tipo de cambio.

Es así como cabe mencionar, dentro de los aludidos testigos, al doctor César Vallejo, quien señaló:

Por la naturaleza del contrato los constructores no tenían riesgos, no se veían amenazados por una futura competencia”.

A pesar de que “ se abrió el mercado y la competencia, esa circunstancia no trajo ningún riesgo para el inversionista de Termopaipa IV, pues no estaba expuesto a riesgo comercial ni de mercado”.

… el inversionista privado se decidió a hacer la inversión gracias a la seguridad que le daba la garantía de la FEN”.

Y preguntado acerca de si los inversionistas privados afrontaban algún riesgo sobre la oscilación de las tarifas en el mercado, contestó :

No, ellos no están corriendo ese riesgo”.

Lo propio manifestó el doctor Carlos García, a quien se le preguntó si los inversionistas asumían algún riesgo de comercialización o de modificación en la demanda, a lo que respondió que tales inversionistas “ no asumían ningún riesgo”, pues “ básicamente había una remuneración en donde se minimizaban los riesgos ”. Agregó que a través de dicha remuneración se le garantizaba al inversionista el reembolso de su inversión con una determinada rentabilidad.

El doctor Rafael Hertz explicó que el Gobierno decidió que las empresas estatales “ contrataran la construcción, operación y mantenimiento de plantas de generación principalmente térmicas por el sector privado con unos contratos de compraventa a largo plazo en los que ante la inexistencia del marco regulatorio del mercado abierto… lo que ocurría era que estos contratos implicaban que el riesgo comercial o de mercado lo asumí a todavía la … empresa estatal…”.

Y más concretamente, para el proyecto que nos ocupa, precisó:

En estos proyectos de transición y Termopaipa IV específicamente el riesgo comercial lo asumió la empresa ejecutora del proyecto ”.

Para el doctor Luis Fernando Alarcón, los pagos de la tarifa estipulada, le permiten al inversionista “ recuperar sus inversiones y obtener la rentabilidad de un proceso licitatorio competitivo ”. Precisó que se trata de una remuneración fija que se obtiene “ independientemente de que el producto… se consumiera o no se consumiera… es decir independientemente de que usted lo utilice, de que usted lo tome usted paga, que es lo que está reflejado en estos contratos”.

… su remuneración no depende … de que… la planta generadora se utilice o no, que exista o no demanda, es decir que se le eximió de asumir cualquier tipo de riesgo comercial relacionado con el proyecto”.

Igualmente el doctor Neil Pinto declaró “ que EBSA estaba asumiendo todos los riesgos de comercialización ”.

Así, pues, la prueba que obra en el proceso permite concluir que CES no asumió ningún riesgo de comercialización o venta de la energía producida por la Planta, ni de la potencia disponible de la misma, de suerte que le son extrañas las vicisitudes relacionadas con el incremento o la disminución de la oferta y la demanda de esos bienes, así como con la oscilación de sus precios en el mercado. Según las estipulaciones contractuales, todos esos eventos aleatorios corren por cuenta de EBSA.

De otra parte, en cuanto al riesgo de cambios regulatorios , en la prueba aportada al proceso y de la cual se hizo igualmente referencia con anterioridad, se encuentra lo siguiente:

En el documento CONPES 2678 del 11 de noviembre de 1993 104, se puntualizó:

INSTRUMENTOS FINANCIEROS: Para impulsar el desarrollo de un primer grupo de generación termoeléctrica por parte del sector privado, el CONPES definió instrumentos para asegurar mediante garantías financieras a empresas públicas otorgadas por la FEN, la celebración de contratos de compra-venta a largo plazo. Estos instrumentos se consideran indispensables para fomentar la inversión privada mientras se completa el nuevo esquema regulatorio y comercial, y para asegurar la realización oportuna de proyectos térmicos. Es así, que las garantías son instrumento temporal para un nú mero de MW determinado. Se considera indispensable extender el esquema de garantías definido por el CONPES para la componente térmica del Plan de 750 MW hasta 1470 MW.

Unos meses antes del escrito citado, ya el CONPES, mediante el documento 2641 de febrero de 1993, se había pronunciado sobre la misma materia, así:

(…) Las inversiones en proyectos de generación eléctrica están sujetas a mayores riesgos e incertidumbres que otros proyectos industriales. Algunos de los riesgos más relevantes están relacionados con: (…) (ii) la estabilidad y transparencia del marco regulatorio. (…) En la actualidad el sector eléctrico requiere de instrumentos para disminuir los riesgos y asegurar que las inversiones requeridas en expansión, se lleven a cabo por parte de empresas pú ;blicas y privadas. Estos instrumentos son principalmente: i) contratos de compra o suministro de energía y combustibles a largo plazo; y (ii) garantías financieras a los contratos de compras de energía. (…)105.

Los peritos economistas se refirieron al tema de la asignación del riesgo de cambios regulatorios, lo cual hicieron a través de la Aclaración N° 3 a la pregunta 1.20 del dictamen. Para este efecto, los expertos analizaron la cláusula Décima Quinta del contrato 94.016, en particular el literal c). En esta estipulación se califican los cambios en la legislación o en los reglamentos, ocurridos con posterioridad al 22 de octubre de 1993, como eventos de fuerza mayor. Así ; las cosas, sobre el interrogante planteado los peritos expresaron:

Este texto del contrato es claro en el sentido de que el riesgo de los cambios en regulación es asumido por EBSA

En cuanto a la prueba testimonial, es del caso hacer notar de nuevo lo señalado por el doctor Rafael Hertz, quien, en la época en que el CONPES decidió la ejecución de Termo Paipa IV, tenía el cargo de jefe de la Unidad de Infraestructura del Departamento Nacional de Planeación. El mencionado testigo manifestó:

Precisamente para evitar que este sector privado dependiera primero de un sistema regulatorio que si bien se venía elaborando todavía no lo conocía a fondo y segundo todavía no tenía la experiencia con el mismo, para que este ejecutor privado, digamos para que dieran estos proyectos sin que él asumiera este riesgo regulatorio, se dieran estos contratos de compra venta a largo plazo…

… bien sea por necesidad efectiva o por percepción, sea cual sea esos proyectos se necesita ejecutar y para ese fin entonces se dieron estos contratos de compraventa a largo plazo para que precisamente el ejecutor privado no asumiera el riesgo comercial de posibles cambios en el precio de energía que se pudieran dar una vez se estableciera el mercado de energía como tal que era un propósito obviamente a partir de las leyes y del marco regulatorio que se pretendía establecer…

De acuerdo con lo anterior, para el Tribunal es claro que el riesgo de que durante la ejecución del contrato se introdujeran cambios en la normatividad que gobierna el mercado de energía, fue una contingencia asumida por EBSA y que de la misma quedó excluida CES. Esta conclusión encuentra respaldo en lo previsto en la citada Clá usula Décima Quinta del contrato, en especial en su literal c). También se infiere esta interpretación por la forma de remuneración pactada para la potencia disponible, por tratarse de una contraprestación fija, firme e incondicional, no supeditada al mantenimiento o al establecimiento de una determinada regulación.

Así mismo, es posible interpretar que las repercusiones de los cambios en la normatividad se convierten en contingencias de índole comercial, pues, por ejemplo, la terminación del monopolio estatal en la generación y distribución de energía, y su sustitución por un mercado más abierto, ha de conllevar una mayor competencia, el incremento de inversiones en infraestructura de generación y transmisión; el aumento de la oferta, etc., todo lo cual puede llevar consigo alteraciones en los precios y cambios en la participación que en el mercado podría tener una empresa en particular, entre otros. Vistas así las cosas, esto es, si el riesgo de cambios regulatorios se considera como una variante del riesgo de comercialización de la energía, cabe reiterar que este ú ltimo evento aleatorio fue asumido íntegramente por EBSA y que de él se exoneró a CES.

Finalmente, en relación con el riesgo cambiario , ha de señalarse que diversas estipulaciones lo colocan en cabeza de EBSA.

Esto se observa en los Términos de Referencia de la Convocatoria Pública Internacional Decreto 700 de 1992, la cual fue el origen del contrato 94.016.

En efecto, los literales a) y b) del Artículo 3.9 de los indicados Términos de Referencia, establecen que el monto de la potencia disponible deberá facturarse y pagarse en dólares de los Estados Unidos.

Y lo propio se dispuso en la Cláusula Sexta del proyecto de Minuta del contrato que hacia parte de los Términos de Referencia.

En desarrollo de lo anterior, en la Cláusula Décima Quinta del Contrato 94.016 se convino el pago de la tarifa de potencia disponible, por KW-mes, en dólares de los Estados Unidos para toda la duración del negocio.

Esto lo verificó la FEN, en el documento DC-001-94 de Enero de 1994, mediante el cual evaluó la viabilidad financiera del proyecto TermoPaipa IV. En este escrito, respecto del señalado riesgo cambiario, se dijo:

6. El Riesgo Cambiario.

Las tarifas a pagar al privado están pactadas en dólares, por lo cual la tasa de devaluación puede afectar la situación financiera de la Electrificadora” (EBSA)

De lo analizado hasta se deduce, sin duda alguna, que los hechos sobrevinientes alegados por la parte convocante, han de mirarse como el acaecimiento de riesgos o contingencias por los cuales y por sus consecuencias, se obligó ; a responder EBSA, habiendo quedado CES eximida de todas sus secuelas.

Por tanto, esto sería suficiente para denegar las pretensiones de la demanda que persiguen la revisión de los términos econó micos del contrato, o su terminación por excesiva onerosidad sobreviniente, por cuanto, según quedó explicado, es menester – para que proceda la aplicación de la teoría de la imprevisión- que quien busque este remedio no haya aceptado asumir los riesgos de cuya ocurrencia se deriva la excesiva onerosidad; sin embargo, para mayor abudamiento, conviene efectuar otras consideraciones adicionales que conducen al mismo resultado decisorio.

3.- Las circunstancias sobrevinientes extraordinarias e imprevisibles

EBSA arguye que están presentes y demostrados en el proceso todos los elementos requeridos para la aplicación de la teoría de la imprevisión, entre ellos la ocurrencia de hechos sobrevinientes, extraordinarios e imprevisibles que tornaron excesivamente onerosas las prestaciones de futuro a cargo de la Convocante.

Al respecto EBSA arguye que probó el acaecimiento de circunstancias imprevisibles, como los cambios regulatorios ocurridos, los cuales no podían anticiparse con precisión y la crisis sin precedentes que tuvo lugar a finales de la década del noventa, la que trajo consigo la caída de la demanda de energía.

3.1. El carácter imprevisible de los eventos ocurridos

Para EBSA las previsiones que se hicieron sobre los posibles cambios regulatorios que podrían ocurrir como consecuencia de la Constitución de 1991, de la creación de la CRE y de los proyectos de ley que cursaban en el Congreso (que dieron lugar a las Leyes 142 y 143 de 1994), fueron previsiones muy generales, sin ninguna concreción.

Lo mismo afirma respecto de la evolución de la economía, y de la secuencia de sus ciclos de expansión y contracción, pues las predicciones que se hicieron “ no pasaban de ser informaciones muy generales y abstractas, que de ninguna manera permitían conocer con mediana precisión su efecto sobre el contrato”.

Cita en su apoyo la Sentencia de Casación Civil del 23 de junio de 2000 (Expediente 5475), en la cual se sostiene que lo imprevisible no es lo inimaginable, esto es, lo imposible de contemplar con anticipación, toda vez que muchos eventos de fuerza mayor “son imaginables y, por ende, pasibles de representación mental, o de observación previa”. Agrega la Corte que lo imprevisible debe determinarse caso por caso, sin generalizaciones.

Según EBSA todos los criterios establecidos por la jurisprudencia para definir cuando un acontecimiento es imprevisible (vale decir los criterios de normalidad, frecuencia y probabilidad frente a los de excepcionalidad y sorpresa) están presentes en el caso que nos ocupa.

Sostiene en este sentido la Convocante que si bien desde 1993 se esperaban cambios en el sector eléctrico, como el establecimiento de un mercado mayorista, que estimularía mayor eficiencia y competencia, no es menos cierto que tales cambios no se podían anticipar en forma especí fica y concreta.

Cita, dentro de los cambios más significativos ocurridos, que no podían contemplarse previamente con nitidez, la fijación de límites al valor de la energía que EBSA adquiere para el mercado regulado; el establecimiento de procesos regulatorios para la compra de energía destinada al mercado regulado y la implantación de fórmulas tarifarias que impiden trasladar a los usuarios los costos del contrato 94.016. Sobre este particular afirma la Convocante que por razó n de la nueva organización del mercado no puede trasladar a sus usuarios todos los costos en que incurre, a lo que se suma el hecho de que sus competidores tienen costos inferiores, de manera que EBSA debe vender la energía a pérdida.

Especial relevancia le da la Convocante a la desaparición del mercado de potencia, como una de las secuelas de los cambios regulatorios, desaparición que, en su entender, se debió al establecimiento del cargo por capacidad que paga el sistema en su conjunto. Este hecho lo presenta EBSA como demostración del carácter imprevisible de los efectos de las modificaciones en las regulaciones del mercado de energía, toda vez que los contratantes supusieron en sus estipulaciones que el mercado de potencia subsistiría, como según la Convocante se desprende de la Cláusula Décimo Séptima del Contrato 94.016.

En síntesis, la Convocante afirma que no podía prever el desarrollo regulatorio con exactitud, ni tampoco la evolución de los ciclos económicos. Agrega que las imprevisiones fueron de las dos partes, como lo demuestra la errada creencia de que el mercado de potencia permanecería y el hecho de que CES tampoco advirtió en su momento que el contrato sería ruinoso para EBSA.

Arguye la demandante que la previsibilidad no tiene que ver con la culpa, pues lo que se exige es determinar objetivamente si el hecho en cuestión era o no previsible, de manera que una determinada circunstancia seguirá siendo previsible, aún si diligentemente no se anticipo, pudié ndose. Puntualiza, igualmente, que la revisión del contrato, por excesiva onerosidad sobreviniente, no es una sanción para el acreedor, sino un alivio para el deudor.

3.2. El análisis de las argumentaciones y pruebas sobre el cará cter extraordinario y la imprevisibilidad de los hechos sobrevinientes en que funda EBSA sus pretensiones de revisión o terminación del contrato.

Para este examen ha de tenerse en cuenta que la previsibilidad es una cuestión de hecho que el juez debe apreciar concretamente en cada situación, basándose para este propósito en el criterio de la normalidad o frecuencia del acontecimiento o, por el contrario, en su rareza y repentinidad. En este sentido, si dicho acontecimiento es frecuente, si suele ocurrir habrá de decirse que era previsible o que ha debido ser previsto106 . Pero si se trata de un acontecer de rara ocurrencia, si es súbito, sorpresivo, extraordinario o excepcional, se dirá que no podía preverse.

La capacidad de prever no es un criterio absoluto, sino relativo, por cuanto depende de las condiciones particulares de la persona llamada a hacer la previsión, lo que significa que dicha capacidad está en relación directa con su profesión, con sus conocimientos generales y especializados y con su experiencia, de suerte que si un individuo se ocupa habitualmente de un negocio o actividad, estará en mejor posición que un profano para anticipar los riesgos y vicisitudes propias o inherentes a ese negocio. Así las cosas, si quien tiene la idoneidad para prever un acontecimiento no lo hace, a pesar de ser ello posible, da a entender que asumió su acaecimiento, o que se obligó temerariamente. En este sentido la falta de previsibilidad se aproxima a la culpa, pues la aptitud de prever se mide de acuerdo con el comportamiento de una persona diligente. De otra parte, una de las definiciones de la noció ;n de culpa es el error de conducta consistente en no prever las consecuencias dañosas de una acción, o habiéndolas previsto, confiar imprudentemente en poder evitarlas. De ahí que la jurisprudencia de la Corte haya considerado que “ es fundamento de la culpa la capacidad de prever 107.

De acuerdo con lo expuesto, la determinación de la imprevisibilidad exige un doble examen: el primero, subjetivo, relativo al comportamiento diligente del contratante en el sentido de determinar, hasta la medida de lo posible, las circunstancias adversas que eventualmente podrían afectarle ; el segundo, objetivo, mediante el cual se analiza en concreto el hecho como tal para calificar si se trata de un evento normal o de frecuente ocurrencia, o si de una circunstancia inusual y extraordinaria.

Con todo, un sector de la doctrina puntualiza que el análisis de la imprevisibilidad no se debe realizar sobre el hecho como tal, sino sobre sus efectos, de manera que en este supuesto se podría llegar a presentar el caso de hechos previsibles para las partes, cuyos efectos, sin embargo, hayan sido imprevisibles, teniendo el juez que valorar la incidencia de estos en la ejecución del contrato. Por el contrario, otros comentaristas aseguran que en el supuesto en que se puedan prever los hechos, es evidente que se pueden prever sus secuelas o consecuencias. No obstante, se argumenta que en la actualidad, con los constantes avances en las distintas ciencias, resultan menos imprevisibles los efectos de los hechos, que los hechos mismos 108.

En cuanto a la especificidad y minuciosidad con que deben preverse los eventos generadores de la mayor onerosidad, debe recordarse que cuando el legislador exige anticipar determinados eventos, no requiere que esa representación mental de los mismos sea absolutamente puntual y detallada, sino apenas aproximada o en términos generales. Es así como la doctrina explica – respecto del principio consagrado en el Artículo 1616 del Código Civil, según el cual el deudor sólo responde de los perjuicios directos previsibles derivados del incumplimiento de las obligaciones por él contraídas– que para este efecto no es menester que el obligado haya previsto el daño preciso, pues basta que haya podido prever que iba a producirse un perjuicio por el acto u omisió ;n que le son imputables109.

Sirve para ilustrar esta materia lo dispuesto por la jurisprudencia del Consejo de Estado, respecto de la alegada imprevisión de la variación de circunstancias climáticas, así:

No obstante, estima la Sala que en tratándose de dificultades resultantes del factor climático, el mismo no resulta extraño en esa y en casi todas las regiones del país, dada su ubicación geográfica, a causa de la cual la permanencia de una temporada de invierno o de verano casi siempre es incierta y susceptible de inesperadas variaciones. Tal circunstancia no podía pasar desapercibida para las partes y de manera especial para la contratista, empresa que debía ser conocedora de las múltiples dificultades que podían sobrevenir durante la construcción del oleoducto, pero de manera muy especial y relevante, respecto de la topografía montañosa y de la severidad y variación climática propia de esta zona geográfica. Así las cosas, desde el momento mismo de la oferta la firma demandante ya sabía de esos probables inconvenientes de la naturaleza, conocí ;a lo escabroso del terreno en la cordillera oriental, estaba obligada a conocer el rigor de las bajas temperaturas, pero por sobre todo debía saber que la programación de la obra en cuanto al clima o a la temporada invernal no ofrecía ninguna garantía, que la pluviometría no era físicamente fácil de establecer y, en fin, que se trataba de un álea que asumió desde el instante mismo en que se comprometió en la construcción del oleoducto . Se infiere de las anteriores consideraciones que la mayor permanencia de la contratista en la obra le resulta jurídicamente atribuible a ésta por causa de la temporada invernal o lluviosa (subrayado fuera del texto). 110

Nótese que de acuerdo con esta providencia, no era menester que el contratista pudiera anticipar de manera específica y puntual la é poca precisa y la intensidad excepcional con que se presentaría la temporada invernal, así hubiera esta excedido las estadísticas promedio para la región, pues en sentir de la Sala era suficiente que, según las informaciones disponibles, se pudiera deducir la posibilidad de los cambios climáticos y la incertidumbre acerca de la duració n de las condiciones meteorológicas y de la magnitud de sus eventuales e inopinadas variaciones, para considerar que los hechos acaecidos eran previsibles.

Con los anteriores criterios, entonces, el Tribunal procederá a examinar los distintos eventos alegados por la Convocante como extraordinarios e imprevisibles.

3.2.1.- Las modificaciones regulatorias expedidas después de la celebració ;n del Contrato 94.016

De acuerdo con los planteamientos de CES, formulados en su alegato final, las mencionadas modificaciones normativas se encontraban ordenadas en diversas disposiciones de la Constitución de 1991, de manera que, desde su expedición, eran previsibles.

Con esto se opone a las alegaciones de la Convocante, para quien, si bien a la sazón se hallaban en curso los proyectos de las que serían las leyes 142 y 143 de 1994, no se sabía con certeza si esos proyectos se convertirían en leyes y cual sería su texto definitivo. Tampoco se podía anticipar, según sus palabras, qué desarrollos reglamentarios se les darían, ni cómo se estimularía la competencia en el mercado a través de las resoluciones de la CRE. Así las cosas EBSA considera que para ser previsibles en la época de la negociación y celebración del contrato, los cambios regulatorios debían poderse anticipar con detalle y precisión, al igual que sus desarrollos ulteriores.

Al respecto cabe señalar que en el artículo transitorio 48 de la Constitución Nacional de 1991 ya se vislumbraban modificaciones legislativas, como las que en efecto se realizaron. En dicha disposición se estableció que el Gobierno Nacional, en un lapso de 3 meses contados a partir de la instalación del Congreso, presentaría diversos “ proyectos de ley relativos al régimen jurídico de los servicios públicos; a la fijación de competencias y criterios generales que regirán la prestación de servicios públicos domiciliarios, así como su financiamiento y régimen tarifario… y al señalamiento de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios”.

En relación con esta materia, el documento CONPES 2641, de Febrero de 1993 -el cual estimó viable el proyecto Termopaipa IV- da cuenta de que para esa época el Gobierno ya había presentado al Congreso los proyectos de los que serían las leyes 142 y 143 de 1994 y manifiesta: “ … el Congreso estudia los proyectos de ley de servicios públicos domiciliarios y la ley eléctrica, con los cuales se consolida el nuevo marco regulatorio del sector. Cabe resaltar que estos proyectos deben ser considerados prioritarios para lograr la meta de establecer reglas claras y unificadas para la participación de los diversos agentes econó micos”.

En consecuencia, se hallaba el país por aquel momento en una fase de transición, toda vez que se encontraban en preparación -y ello se sabía- diversas disposiciones encaminadas a introducir cambios significativos en el mercado de energía, entre ellos la abolición del sistema monopólico y su sustitución por un régimen de competencia.

Dadas las inquietudes que suscitaban las modificaciones en ciernes, el Gobierno, para atraer inversionistas privados, optó por mantenerlos al margen de las consecuencias adversas que de otra manera podría generarles el cambio del marco regulatorio.

De ahí que en el citado documento CONPES 2641, de Febrero de 1993, se hubiera señalado – como uno de los mayores riesgos que afrontan las inversiones en proyectos de generación eléctrica – el de “la estabilidad y transparencia del marco regulatorio”.

Al respecto agregó el aludido documento: “ en la actualidad el sector eléctrico requiere de instrumentos para disminuir los riesgos y asegurar que las inversiones requeridas en expansión, se lleven a cabo por parte de empresas públicas y privadas. Estos instrumentos son principalmente: i) contratos de compra o suministro de energía y combustibles a largo plazo; y ii) garantí as financieras a los contratos de compra de energía”.

Con el fin de darle desarrollo a este último instrumento, el CONPES autorizó el otorgamiento de garantías por parte de la FEN para respaldar el cumplimiento de las prestaciones contraídas mediante los contratos PPA. Sobre este particular, en el documento CONPES 2678 de 1993 se manifestó:

Para impulsar el desarrollo de un primer grupo de generación termoeléctrica por parte del sector privado, el CONPES definió instrumentos para asegurar, mediante garantías financieras a empresas públicas otorgadas por la FEN, la celebración de contratos de compraventa a largo plazo. Estos instrumentos se consideran indispensables para fomentar la inversión privada mientras se completa el nuevo esquema regulatorio y comercial, y para asegurar la realización oportuna de proyectos térmicos”.

El propósito de este esquema, enderezado a superar las incertidumbres propias de la mencionada fase de transición, fue reconocido por el doctor Rafael Hertz, por aquella época funcionario de Planeación Nacional, al señalar en su declaración lo siguiente:

… en esta transición del mercado público cerrado y monopólico de antes de la constitución de 1991 y frente a la expectativa de un mercado abierto, competitivo y con diferentes agentes ofreciendo energía se había señalado que había que ejecutar unos proyectos de manera inmediata para suplir las necesidades del sistema eléctrico colombiano”.

Así mismo son muy ilustrativos los comentarios de quien fuera presidente de la FEN, respecto de la finalidad perseguida por el CONPES al autorizar la constitución de garantías por parte de la mencionada financiera, para respaldar las obligaciones asumidas a través de los contratos PPA. Estas son sus palabras:

La autorización de garantizar al generador privado por todo riesgo, es limitada y transitoria. Limitada, porque se circunscribe a la generación indispensable para afirmar el sistema, dada su fragilidad comprobada durante la crisis del año 92. Transitoria, porque solo se otorgarán para estos cinco proyectos y siempre que se inicien antes del año 2000, cuando seguramente estarán… debidamente implementadas las reglas del sector y absolutamente claro el marco institucional en que habrá de desarrollarse”.

…el instrumento de la garantía se creó sólo como un mecanismo transitorio para permitir la inversión privada mientras se complementa el nuevo esquema regulatorio y comercial del sector…111.

Ahora bien, es indiscutible que en la época en que se estructuró la licitación que dio origen al contrato 94.016, así como durante la negociación y celebración de éste, se conocieron los documentos que se han mencionado, así como estudios y análisis académicos y evaluaciones de los organismos gubernamentales directamente concernidos, sobre los inminentes e importantes cambios que habrían de introducirse en el sector eléctrico.

Así lo advirtieron los peritos economistas en la aclaración N° 3 a la pregunta 1.8 del Dictamen, en la cual precisaron: “ Los documentos citados en la aclaración son anteriores a Octubre de 1994 e indican que los cambios mencionados se venían discutiendo con anterioridad a esa fecha”.

Lo anterior demuestra, a juicio del Tribunal, que para la época en que se estructuró, negoció y perfeccionó el contrato 94.016, era evidente el advenimiento de profundos cambios regulatorios, y que mediante ellos se establecería un mercado competitivo, que pondría fin al sistema monopólico anterior, como en efecto ocurrió. Se sabía en esa época, que desde octubre de 1992 el Gobierno había presentado al Congreso los proyectos de ley destinados a regular la prestación de servicios públicos domiciliarios y el sector eléctrico, en los cuales ya se perfilaban los regímenes que habrían de establecerse. Era tan consciente el sector público de las incertidumbres que generaba esa transición normativa en curso, que a ella se refirió explícitamente en sus documentos, precisando que el riesgo que de ella se derivaba debía ser asumido por las empresas estatales, a fin de estimular la inversión privada en la generació ;n térmica, razón por la cual, según quedó ya advertido en aparte anterior de esta providencia, adoptó dos instrumentos dirigidos a ese propósito: los contratos PPA a largo plazo y las garantías constituidas por la FEN para asegurar el cumplimiento de las obligaciones surgidas de esos contratos.

Así pues EBSA, como empresa experta en la generación y comercialización de energía y como entidad estatal que es, tenía que conocer minuciosamente los proyectos normativos que se hallaban en preparación y anticipar cuáles podían ser sus posibles repercusiones sobre la oferta y demanda de energía y potencia y sobre la oscilación de los precios, sobre todo ante la inminencia de un mercado abierto y competitivo como el que se había instaurado por aquella época en diversos países. Por tanto, EBSA no podía hacer sus proyecciones ignorando estas expectativas que ya tenían un avance importante de gestación, de manera que su existencia real podía ser considerada como muy probable. En otras palabras, la Convocante no podía asumir, al hacer sus predicciones, que las condiciones hasta entonces imperantes habrían de persistir en el futuro.

También reviste una señalada trascendencia en esta materia, el hecho de que las partes suscribieron en 1996 la llamada “versión integrada del contrato 94.016”, cuando ya habían sido expedidas las leyes 142 y 143 y cuando ya estaba establecido el actual sistema de mercado de energía, a pesar de lo cual se mantuvo el mismo régimen de riesgos que había sido diseñado desde un principio.

Así las cosas, los cambios regulatorios que se han presentado después de la celebración del contrato 94.016 no tienen, a juicio del Tribunal, el carácter de hechos imprevisibles.

La parte Convocante arguye que los cambios regulatorios llevados a cabo tuvieron diversas y marcadas repercusiones sobre las transacciones del sector eléctrico, en especial las relativas a la enajenación de energía y potencia, las cuales sufrieron alteraciones, en particular como consecuencia del establecimiento de un mercado abierto y competitivo, que trajo consigo un incremento de la oferta y la afectación de los precios. Dentro de las mencionadas repercusiones EBSA destaca en especial las siguientes:

3.2.2.- La imposibilidad de trasladar la totalidad de los costos del contrato 94.016 a los usuarios de EBSA

En el alegato de conclusión la Convocante manifiesta que ella “ tiene que comprar energía en condiciones de competencia, y no puede trasladar a los usuarios sus ineficiencias”.

Para respaldar esta argumentación trae a colación un informe del ingeniero Oscar Mejía112 , en el que se lee:

La reglamentación actual, posterior a la expedición de las Leyes 142 y 143 de 1994, se basa en una libertad vigilada de mercado que permita los mejores precios posibles para los usuarios de la energía, especialmente de los usuarios no regulados. Por este motivo, las empresas del sector eléctrico tienen obligación de buscar los mejores precios posibles en el mercado, a través de licitaciones o de negociación directa de compra de energía, y por lo tanto no es posible tener un mercado cautivo, ni abusar de posición dominante, ni trasladar costos ineficientes por medio de tarifas. Sin embargo, como en cualquier ré gimen de libre competencia, las Empresas del Sector Eléctrico pueden y deben recuperar sus costos y dar utilidades razonables por medio de tarifas, siempre que sean eficientes y mantengan las tarifas dentro de límites normales”.

Así mismo, EBSA sostiene en su demanda que, como secuela de las modificaciones normativas, debe abrir licitaciones para adquirir la energía destinada a sus usuarios regulados con precios que no pueden exceder determinados límites, de manera que con este régimen no puede recuperar la totalidad de los costos en que incurre.

Sobre este particular, la actora asegura que las Resoluciones CREG 9 y 12 de 1994, posteriores a la celebración del contrato 94.016, le impusieron la obligación de organizar licitaciones para adquirir energía destinada a sus usuarios regulados, con precios que han de observar lí mites infranqueables. De esta forma, afirma la Convocante, quedó sometida, para efectos de la compra de energía, a “ procedimientos que aseguren condiciones transparentes y que estimulen la competencia entre oferentes”.

Respecto de estas alegaciones, ha de señalarse que la prueba que obra en el proceso acredita que con anterioridad a la celebración del contrato 94.016, se preveía, como una muy seria posibilidad, que en el futuro inmediato se implantaría un sistema que obligaría a las empresas de servicios públicos a comprar los bienes que comercializan mediante procedimientos que estimulen la libre competencia entre oferentes.

Sobre este particular, los peritos economistas en la Aclaración N° 10 a la pregunta 1.7 del dictamen – después de examinar los proyectos que dieron origen a las leyes 142 y 143 de 1994, que cursaban en el Congreso desde antes de Octubre de 1994 – manifiestan que en los citados proyectos se establecía la exigencia de que las empresas de servicios públicos adquirieran los bienes o servicios objeto de distribució n, “ previa invitación pública que permita a todos los interesados presentar ofertas en igualdad de condiciones ”; en tanto que el proyecto de ley eléctrica hablaba de “ mecanismos que estimulen la libre competencia.

El mismo examen adelantaron los peritos, en la aclaración N° 11 a la pregunta 1.7 del experticio, respecto de los textos definitivos de las leyes 142 y 143 de julio de 1994. En la primera de esas leyes, y para la hipó tesis en cuestión, se exigen en el artículo 35 “ procedimientos que aseguren posibilidad de concurrencia… en igualdad de condiciones…” y se establece que “ las comisiones de regulación podrán exigir, por vía general, que se celebren (los contratos) previa licitación pú blica, o por medio de otros procedimientos que estimulen la concurrencia de oferentes”.

La ley eléctrica, por su parte, se refiere en el artículo 42 a las compras de electricidad por parte de las empresas distribuidoras, puntualizando que “ tales contratos se celebrarán mediante mecanismos que estimulen la libre competencia”.

Con apoyo en el cotejo efectuado, bien puede afirmarse que entre los proyectos de ley y el texto definitivo de las normas expedidas no hay diferencias sustanciales.

Con estos antecedentes, y teniendo en cuenta que las resoluciones CREG 9 y 12 de 1994 fueron expedidas con fundamento y en desarrollo de los citados artículos 35 de la Ley 142 de 1994 y 42 de la Ley 143 del mismo añ ;o, ha de concluirse que el establecimiento de licitaciones y otros procedimientos competitivos para la adquisición de la energía, no eran circunstancias imprevisibles para la época en que se celebró ; el contrato 94.016.

Esta percepción se ve reforzada con el dicho de los peritos economistas, quienes, habiendo examinado diversos documentos técnicos allegados al proceso, manifestaron que los significativos cambios regulatorios que se vislumbraban en 1993 y 1994, fueron objeto de un amplio análisis público, al cual tuvieron acceso entidades estatales y privadas de los sectores involucrados, debate que no pudo haber ignorado EBSA, dado su carácter profesional en el campo de la generación y distribución de energía, sobre todo entratándose de una empresa cuya accionista mayoritaria es la nación, la cual diseñ ó el nuevo régimen normativo y, a través del CONPES, determinó la realización del proyecto que nos ocupa.

En relación con este tema, en la Aclaración N° 15 a la pregunta N° 1.7 del dictamen, los peritos dijeron:

En ese momento era claro que se iban a adoptar cambios de la mayor importancia en la estructura del sector, en particular en lo referente a régimen tarifario, estos cambios son infrecuentes y producto de una deliberación pública larga tanto en el Gobierno como en el Congreso, como por parte de los interesados en el sector. Cambios en estructura y, en particular, en nivel tarifario son mucho más frecuentes, y son de esperarse que ocurran con alguna frecuencia, tanto antes como después de los cambios de las leyes básicas 142 y 143”.

Otro aspecto alegado por EBSA, en relación con la mencionada resolución CREG 12 de 1994, es el establecimiento por ésta de un límite al precio al cual se debía comprar la energía, lo que lleva a la Convocada a argüir en su demanda que para ella “ la regulación, que protege a los usuarios, tiene como efecto prá ctico la imposibilidad de trasladar los costos generados por el contrato 94.016 a los usuarios del mercado regulado que es su más importante mercado.

Con todo, la mencionada Resolución CREG 12, de diciembre de 1994 – en lo que atañe al establecimiento del límite impuesto al precio de compra de energía para usuarios regulados – fue un acto administrativo inocuo para EBSA, dado que tenía un carácter eminentemente transitorio, pues sólo habría de subsistir mientras entraba en funcionamiento el mercado mayorista, habiendo cesado de producir efectos desde el 1° de mayo de 1995, según lo establece el artículo 5° de la Resolución CREG 9 de 1994. A partir de esta fecha, los precios los determinan libremente los contratantes.

Lo anterior significa que el precio máximo que había sido establecido en diciembre de 1994, dejó de regir antes de que la planta entrara en operación comercial y antes de que EBSA comenzara a pagar las prestaciones que contrajo mediante el contrato 94.016, lo cual ocurrió en Enero de 1999.

Por tanto, la imposición transitoria de un límite al precio de compra de energía, fue para EBSA un evento por completo inane, pues en nada incidió para hacer más onerosas las obligaciones asumidas por la Convocante.

De otra parte, la Convocante no demostró en qué normas o actos administrativos vigentes se exige la apertura de licitaciones u otros mé todos concursales para la compra de energía. En efecto, si bien los peritos economistas señalaron que las resoluciones CREG-112 y CREG-113 de 1996 y CREG-079 de 1997, constituyen las “ regulaciones vigentes, para el sector eléctrico, de acuerdo con las cuales EBSA está obligada a abrir licitaciones (o procedimientos de concurrencia) para comprar energía con destino a los usuarios regulados… ”, no es menos cierto que el análisis del texto de las aludidas resoluciones muestra que ninguna de ellas se refiere a los procedimientos ni a las condiciones para la compra de energía.

De otra parte, CES afirma en su alegato final que la normatividad imperante sí le permite a EBSA trasladar a los usuarios los costos de generación, toda vez que dicha normatividad no contiene restricciones, ni prohibiciones para ese propósito. También sostiene que existen otras formas para recuperar los costos, distintas a la enajenación de energía a los usuarios regulados.

Los peritos economistas coinciden con este planteamiento, según se aprecia en los siguientes apartes:

En la aclaración N° 2 a la pregunta N° 1.7 del dictamen se precisa:

La formula tarifaria para usuarios regulados incluye el costo de compra de energía, en la forma de un promedio móvil de los precios del MEM, este promedio puede variar debido a muchas razones, entre ellas fluctuaciones en la demanda y en la hidrología, y estas variaciones se transmiten al consumidor final, con un rezago y en forma amortiguada, al tratarse de un promedio móvil”.

Complementariamente, en la aclaración N° 3 a la misma pregunta 1.7, se solicitó a los expertos puntualizar “ en que aparte de la estructura tarifaria establecida se prohíbe trasladar a los usuarios regulados y a los usuarios no regulados los costos de generación en que incurre”. A lo cual respondieron:

Para los usuarios no regulados no existe ninguna reglamentación, para los regulados en ninguna parte de la estructura tarifaria se mencionan los costos de generación, lo que aparece son los precios del Mercado de Energía al por Mayor. Hay que recordar la separación de funciones entre generador y comercializador, de tal manera que la mayor parte de los comercializadores no generan energía”.

De acuerdo con los apartes transcritos del dictamen pericial económico, la fórmula tarifaria utilizada no limita la posibilidad de trasladar a los usuarios regulados el costo de la energía resultante de las transacciones de adquisición llevadas a cabo en el mercado mayorista.

Lo señalado permite deducir que no es la normatividad vigente lo que impide trasladar a los usuarios la totalidad de los costos de generació n. Dicha limitación surgiría eventualmente de las condiciones mismas del mercado, dado que en virtud de la competencia imperante, no es factible establecer precios superiores a los ofrecidos por otros comercializadores, so pena de no poder colocar la energía. Esto es aún más crítico en épocas de sobreoferta de energía, debido a altos niveles de hidrología, evento en el cual los precios se deprimen.

No sobra señalar que las dificultades reseñadas para trasladar los costos a los usuarios, fueron previstas desde antes de la celebració n del contrato que nos ocupa.

Así se observa en el informe de Agosto de 1993 de Kennedy and Donkin, firma como se sabe, contratada para la evaluación de las propuestas. En dicho informe se indicó que las garantías de la FEN ú nicamente aliviaban parcialmente los temores de los prestamistas respecto del proyecto, y se agregó: “ los cargos de disponibilidad que son demasiado altos aumentarán el riesgo de inestabilidad financiera puesto que se entiende que la capacidad de trasladar los costos a los consumidores no es ilimitada 113.

Iguales predicciones se encuentran en un informe elaborado para la FEN, del 18 de mayo de 1993, sobre la ampliación de TermoPaipa bajo un esquema BOOM 114, en el que se lee:

a. Si la empresa contrata la ampliación de TermoPaipa bajo un esquema BOOM enfrentaría mayores precios de compra que incrementarían la brecha con las tarifas residenciales y que si se pretendiera transferir al sector industrial podría incidir en la pérdida de mercado ”.

En otros documentos de la FEN se contempla de manera especifica la hipó tesis bajo estudio, vale decir, la imposibilidad para EBSA de trasladar a sus usuarios la integridad de los costos de la energía, en razón de la situación del mercado y previendo ya la libertad de contratació ;n de que gozarían los grandes consumidores, dentro de un marco de competencia.

Esto se advierte en el documento DC-011-93 del 27 de mayo de 1993, en el que se expresa:

… el costo de la energía comprada al proyecto BOOM es superior al de la tarifa de compra al sistema interconectado nacional y a la tarifa media de venta a los usuarios residenciales, con lo cual solo quedaría el sector industrial para absorber los mayores costos de dicho Proyecto.

Sin embargo las modificaciones planteadas para el sector eléctrico, en el sentido de que los grandes consumidores puedan contratar libremente la compra de energía y potencia, conllevan un riesgo muy grande para la Electrificadora ya que puede perder este tipo de consumidores, con lo cual su situación financiera sería más grave aún como lo indican los resultados del tercer escenario”.

Similares inquietudes se plantearon en el Documento FEN VC-DASEC-004-93 del 28 de mayo de 1993, en el cual se precisan y evalúan los principales riesgos del proyecto, entre ellos el de no vender la energía; el de la pérdida de parte del mercado y el de vender la energía a tarifas no adecuadas.

Respecto de esta última alea, el documento señala:

Puede suceder que la Electrificadora no pueda aplicar las tarifas adecuadas en sus ventas a sus propios usuarios y/o en las eventuales ventas a otras empresas, así:

a. Ventas a sus propios usuarios:

(…) Bajo el supuesto FEN, de incrementos reales del 5%, o con las nuevas disposiciones de la Comisión de Regulación Energética, es probable que las tarifas del sector residencial sean más bajas que las de compra al privado.

b. Ventas a otras empresas

Bajo el esquema de libertad tarifaria para generación, planteado en el proyecto de Ley Eléctrica, que se espera esté operando cuando entre en funcionamiento TermoPaipa IV, las ventas entre empresas se podrá ;n realizar mediante contratos de largo plazo o en el mercado Spot.

Las tarifas a aplicar en los contratos tienen como referencia el costo económico del servicio, mientras que las del mercado spot están asociadas al valor de oportunidad.

Para los contratos existen diferencias significativas entre los niveles tarifarios del contrato de TermoPaipa IV y los del sistema interconectado nacional…

… con el mercado actual es claro que la Electificadora no puede absorber toda la energía generada por los dos proyectos (Termopaipa III y IV) y existe el riesgo de que no pueda colocarla en el sistema a las tarifarias adecuadas”.

Los documentos a que se ha hecho alusión dejan en claro que desde antes de la celebración del Contrato 94.016 se preveía la posibilidad de que EBSA no pudiera trasladar la integridad de los costos asumidos mediante dicho contrato, no porque disposiciones legales o reglamentarias se lo prohibieran, sino por las condiciones del mercado, pues se contemplaba, desde entonces, el establecimiento de un mercado abierto y competitivo.

Esta conclusión tiene igualmente respaldo en el dictamen de los peritos economistas, quienes en la aclaración N° 4 a la pregunta 1.5 manifestaron:

Antes de celebrar el contrato 94.016 era razonable esperar que EBSA no pudiese recuperar la totalidad de los costos del contrato en los años 1999 a 2003 por medio de ventas de energía y potencia.

Los hechos y los datos son suficientes para afirmar que EBSA hubiera debido tener serias dudas sobre la dificultad de recuperar los costos del contrato 94.016 entre los años 1999 y 2003 con la sola venta de energía y potencia antes de la celebración del contrato.

Es claro que con las condiciones prevalecientes anteriormente, las tarifas no permitían recuperar la totalidad de los costos. También es claro que existían dudas muy razonables sobre que la apertura a la competencia permitiese esa recuperación, todo permitía pronosticar que, como en efecto sucedió, las tarifas se ajustaran a la baja. Además se presenta muy claramente la posibilidad, también materializada de pérdidas de los segmentos más atractivos del mercado, dado el alto costo de la energía generada en desarrollo del contrato”.

Los peritos admitieron, igualmente, que un generador tiene otras alternativas, distintas a las de vender energía a usuarios regulados, para recuperar los costos de generación. Esto lo explicaron en la Aclaración N° 8 a la pregunta 1.7, en los siguientes términos:

La forma usual que tiene un generador de recuperar costos, dentro del esquema actual, es mediante venta a otros agentes, a través de la bolsa o de contratos de largo plazo, con otros agentes del sector eléctrico o a usuarios no regulados. Es frecuente que el generador no sea también comercializador al por menor, que son los que venden a usuarios regulados ”.

Por lo demás, los negocios con usuarios no regulados no tienen condicionamientos, limites ni cortapisas regulatorias, pues en ellos impera la autonomía de la voluntad privada, según lo puntualizaron los peritos economistas en la aclaración N° 5 a la pregunta 1.7 del Dictamen, al decir: “ … las regulaciones vigentes establecen que las transacciones con agentes no regulados son libres, en eso consiste el ser no regulados”.

3.2.3.- La desaparición del mercado de disponibilidad de potencia

EBSA plantea que otra de las consecuencias imprevisibles generadas por los cambios regulatorios introducidos después de la celebración del contrato, y que la afectó económicamente, de manera muy apreciable, fue la abolición, en la práctica, del mercado de potencia disponible. El origen de la desaparición de dicho mercado, a juicio de la Convocante, fue la implantación del cargo por capacidad, lo que trajo como secuela que los contratos de disponibilidad de potencia se acabaran, toda vez que el aludido cargo remunera a las plantas de respaldo del sistema. Agrega que el mercado no le asigna un valor independiente a la potencia, de modo que allí solo se transa energía.

De lo anterior deduce que al no existir un mercado, EBSA no tiene a quien venderle la potencia, mientras que el cargo por capacidad no le produce suficientes ingresos para cubrir los costos del contrato 94.016. Este cargo es la forma a través de la cual el mercado mayorista, en su conjunto, remunera la disponibilidad de las plantas de respaldo.

Arguye igualmente la Convocante en su demanda que la “ nueva organización del mercado, la Bolsa de Energía y el mercado mayorista no contemplan contratos de “potencia”; y hay una capacidad instalada de generación que excede las necesidades del mercado. Por ello, en la práctica EBSA no puede vender a terceros “ disponibilidad de potencia”. Entonces, para EBSA la única forma de cumplir su objeto social y recuperar los costos que le ocasiona el Contrato 94.016 sería mediante la venta de energía que produjera la Central Paipa IV. Pero tampoco esta venta es posible en forma que permita a EBSA recuperar los costos del contrato 94.016”.

Debe recordarse a este respecto que, tal como se explica en otros apartes de este laudo, el propósito fundamental del Contrato 94.016 estaba dirigido a dotar al sistema interconectado nacional de una capacidad generadora adicional, destinada a darle respaldo y firmeza, principalmente en é pocas de escasez hídrica, para reducir así su dependencia de este elemento, a fin de disminuir las probabilidades de racionamientos como los ocurridos en el pasado reciente. De ahí que el objeto del negocio jurídico fuera la disponibilidad de potencia que ofrecía la nueva planta, y que la forma de remunerar al inversionista privado consistiera en el pago de una tarifa fija mensual independiente de la energía generada. Por ello se montó un esquema contractual conocido como PPA-BOOM, mediante el cual se aseguraba al contratista el reembolso de su inversió n con una determinada rentabilidad. Por ello también – y en virtud de la fase de transición que se adelantaba como consecuencia de los cambios regulatorios que se hallaban en ciernes – se relevó al contratista de los riesgos derivados de las inminentes reformas normativas y de las vicisitudes del mercado, tales como la fluctuación de la demanda y la oscilación de los precios. Por tanto, el pago de la contraprestación en favor del inversionista no se supeditó a que EBSA pudiera vender o no la potencia o la energía resultantes de la ejecución del contrato, ni se condicionó a que obtuviera determinados precios en esas transacciones.

Eso significa que la suerte que pudiera correr EBSA en la enajenación de esos bienes, constituye un factor que es por completo ajeno a CES, como lo es también la eventual desaparición del mercado de disponibilidad de potencia, la creación del cargo por capacidad y sus repercusiones.

Aún así, debe tenerse en cuenta que del planteamiento de la Convocante se infiere que antes de la celebración del contrato existía en el país un mercado para la potencia, independiente del de energía; que las contratantes supusieron que ese mercado subsistiría y que en él EBSA enajenaría la disponibilidad de potencia, perspectiva que se habría esfumado con la desaparició ;n de ese mercado debido a la ocurrencia de circunstancias sobrevinientes imprevistas, posteriores a la celebración del negocio, en particular por la implantación del cargo por capacidad, que habría hecho perder el interés de adquirir disponibilidad de potencia.

Sin embargo, no quedaron demostrados en el proceso los extremos de esa argumentación, por cuanto no se acreditó la existencia del mercado de potencia con anterioridad a la celebración del contrato, ni que dicho mercado hubiera desaparecido por el establecimiento del cargo por capacidad; tampoco se probó que ya no haya necesidad, ni interés por adquirir potencia disponible, ni que no pueda transarse ese bien.

No puede afirmarse, en efecto, que antes de la introducción de los cambios regulatorios de 1994 existiera un verdadero mercado independiente de potencia con libertad de acceso y donde rigiera la ley de la oferta y la demanda. Lo que existía, como lo explicó el testigo Elkin Darío Yepes, eran ciertos acuerdos de intercambio de potencia entre quienes participaban en el sistema interconectado nacional, pero no un mercado como tal. Allí no imperaban las fuerzas del mercado, sino “ unas reglas de un club de amigos ”, que era el Comité de Operación de ISA, mediante las cuales se determinaba “ en qué proporciones se va a intercambiar la energía, en qué ; forma van a generar… ”. De esta manera, agrega el testigo, “ se intercambian energía los diferentes socios… allí se fijan los lineamientos generales de la operación y existen unos acuerdos de intercambio de energía a largo plazo… los beneficios de la operación se reparten entre los sistemas… es un mercado totalmente cerrado, sin fuerzas de mercado, son acuerdos de amigos como se maneja el mercado antes del 94, en el período previo a la entrada en vigencia del mercado de energía mayorista”.

No había, por ende, la libre intervención de agentes compradores y vendedores, sino un grupo de empresas estatales que actuaban mediante unas reglas para definir las cantidades de energía y potencia objeto del intercambio y del precio de estas operaciones. Dadas estas circunstancias, no puede hablarse de la existencia de un mercado previo de disponibilidad de potencia.

De otra parte, tampoco se demostró que con posterioridad al establecimiento del mercado mayorista hubieran quedado abolidas las transacciones sobre disponibilidad de potencia, ni que el mercado hubiera dejado de “ reconocer un valor independiente a la potencia y la energía ”, ni que hubiere desaparecido el interés de los agentes por adquirir potencia.

Sobre el primero de estos aspectos, cabe señalar que la legislació ;n vigente, en particular la ley eléctrica (Ley 143 de 1994), prevé que la potencia es uno de los bienes que se transan en el mercado mayorista, al disponer en su artículo 11 que dicho mercado es “ el mercado de grandes bloques de energía eléctrica, en que generadores y comercializadores venden y compran energía y potencia, en el sistema interconectado nacional, con sujeción al reglamento de operación”.

El doctor Oscar Mejía Vallejo, al dar respuesta a la pregunta 66 de su dictamen, señaló:

De acuerdo con la legislación vigente EBSA puede ofrecer y vender la disponibilidad de potencia recibida en desarrollo del contrato 94.016 a otros generadores”.

Por lo demás, al expediente se allegaron pruebas documentarias para acreditar que EBSA ha hecho uso de esa prerrogativa, toda vez que ha celebrado contratos -con posterioridad al establecimiento del mercado mayorista y a la implantación del cargo por capacidad- que versan sobre el suministro de potencia (MW). Este es el caso de los contratos GCC-003-2001 del 7 de mayo de 2001115 ; GC-001-01-9 del 1° de noviembre de 2001116 y DC-10-2002 del 8 de marzo de 2002117 .

También debe señalarse que el régimen tarifario vigente sigue reconociéndole un valor específico a la potencia, a través de la llamada tarifa binomia, prevista en la Resolución CREG 113 de 1996, que autoriza a la empresa comercializadora de energía eléctrica a aplicar a los usuarios finales regulados tanto un cargo por energía (por cada kilovatio hora de consumo), como “ un cargo por unidad de potencia utilizada por el usuario en horas de má xima demanda…

Tampoco es exacto afirmar que el mercado perdió todo interés en las operaciones sobre potencia disponible, en razón de una supuesta sobreinstalación de capacidad generadora, como lo sostiene la Convocante, toda vez que en los estudios y proyecciones gubernamentales se sigue hablando de la necesidad de incrementar la generación té rmica. Es así como en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 200-2015, de la UPME 118 , se señala que no puede hablarse de que exista un excedente innecesario de capacidad, pues si bien admite que el sector eléctrico ha logrado reducir su vulnerabilidad a la hidrología, aún necesita “ contar con un importante margen de capacidad instalada que permita afrontar los periodos climáticos extremos cumpliendo con los criterios de confiabilidad y seguridad establecidos…”.

Finalmente, no aparecen en el proceso medios demostrativos que acrediten que el establecimiento del cargo por capacidad fue una ocurrencia imprevisible, ni probanzas que establezcan la relación causal entre la implantació n de dicho cargo y la desaparición del mercado de disponibilidad de potencia, así como del interés de los agentes en adquirir potencia disponible.

Es del caso precisar que el cargo por capacidad se estableció con anterioridad a la suscripción por las partes de la versión integrada del contrato, lo cual ocurrió el 9 de febrero de 1996, cuando llevaban más de año y medio de vigencia las leyes 142 y 143 de 1994. Con todo, en esta ocasión EBSA no hizo ningún planteamiento, ni formuló reserva alguna acerca del supuesto cambio drástico de condiciones que se habría producido como consecuencia de la implantación del cargo por capacidad.

3.2.4.- Cambios en las circunstancias económicas

Al decir de EBSA, la evolución de la economía colombiana en los años posteriores a la celebración del contrato constituyó otra circunstancia imprevisible, que afectó la ejecución de las obligaciones a su cargo, al hacerlas mucho más onerosas de lo que originalmente eran.

Al respecto manifiesta que a finales de los años noventas se presentó una crisis sin precedentes en el País, que ha sido reconocida como un hecho notorio, que produjo la caída de la demanda de energía.

Para respaldar estas afirmaciones, la Convocante puntualiza que las proyecciones de la Unidad de Planeación del Ministerio de Minas y Energía (UPME), hechas en 1994119 , estuvieron muy lejos de cumplirse, toda vez que según dichas predicciones habría un aumento de la demanda entre 1993 y el año 2000, de alrededor del 6% anual, mientras que en la realidad no hubo ningún crecimiento en el período 1997-2002.

Por su parte, el documento CONPES-2678-DNP-UINF-DIMEN-MINMINAS- “REVISION DEL PLAN DE EXPANSION DE REFERENCIA DEL SECTOR ELECTRICO INTERCONECTADO PERIODO 1993-2000”, de noviembre de 1993, estimó que para el aludido período habría un incremento de la demanda de energía del 5.2%, con crecimientos proyectados del PIB del 5% anual 120 . Según el documento de NM Rothschild & Sons, “Empresas de Energía Eléctrica en Colombia”121 , que la Convocante cita en su apoyo, desde 1980 hasta 1998, la demanda de energía creció en promedio 4.63% anual.

De ahí que, en palabras de EBSA, el proyecto Termopaipa IV se hubiera estructurado teniendo en cuenta tasas de crecimiento de la demanda de energía, “no solo positivas sino realmente altas”.

De la comparación entre lo proyectado y lo ocurrido deduce que “ es evidente que una tasa de crecimiento de cero (0), como la que se presentó entre los años 1997 y 2002, constituye una circunstancia imprevisible y no la manifestación ordinaria de un ciclo de características previsibles de la economía ”. Indica que ese carácter anormal de la evolución económica, fue reconocido por los peritos, así:

La demanda de energía creció desde Octubre de 1994 a una tasa considerablemente menor de la que había sido normal anteriormente. Como una muestra de este bajo crecimiento puede decirse que entre diciembre de 1997 y junio de 2002 la tasa de crecimiento de la demanda fue 0”. 122

De acuerdo con lo anterior, la Convocante señala que lo que ocurrió no fue “ un simple desequilibrio de las proyecciones… sino un total vuelco de la situación económica que existía, y se preveía, cuando se firmó el contrato”; así, pues, argumenta que “ ;la caída de la demanda de energía, fue un hecho imprevisto, que contribuye a explicar la excesiva onerosidad sobreviniente del contrato 94.016 ”.

Para oponerse a las anteriores argumentaciones de EBSA, la Convocada formula diversas alegaciones, para cuya demostración se apoya en determinadas pruebas documentales que obran en el proceso, así como en el dicho de peritos, a todo lo cual se refiere el Tribunal a continuación.

En primer lugar CES afirma que los cambios en la evolución econó mica del país, cambios estos en los que la Convocante fundamenta sus pretensiones de revisión y terminación del contrato 94.016, no constituyen circunstancias extraordinarias y no podían considerarse, a la celebración del contrato, como eventos imprevisibles. Agrega que, en todo caso, la Convocada no logró probar sus afirmaciones al respecto.

Reitera que la tarifa por disponibilidad de potencia, cuyo pago mensual no está condicionado a la energía que genere la planta, ni a la comercialización y venta de dicha energía, pone en evidencia que CES quedó exonerada de los riesgos de mercado, de manera que la disminución del ritmo de la economía que genere la eventual reducción de la demanda o la variación de los precios son eventos aleatorios que no pueden afectarla. Este régimen de distribución de riesgos, que según la Convocada fue móvil determinante para que esta aceptara participar en el proyecto, se complementa con la constitución de la garantía de la FEN, que le asegura la satisfacción de sus derechos, dejándola así a salvo de los aludidos riesgos de mercado y comercialización, y aún del riesgo de crédito que representaría la solvencia de EBSA.

Puntualiza igualmente CES que EBSA no demostró que los cambios en la economía y en la demanda de energía hubieran deprimido sus ventas. Por el contrario, afirma que este resultado es consecuencia de la continua pérdida que ha experimentado de sus usuarios industriales, y que en los años de mayor caída del PIB y de reducción de la demanda de energía, EBSA vio crecer sus ventas. Asimismo que en este período obtuvo precios con tendencia al alza y por encima de los que se habían previsto.

La demandante apoya su alegación de imprevisibilidad de los cambios en la demanda de energía en los documentos CONPES 2606 y 2678 de agosto de 1992 y noviembre de 1993, respectivamente, en los cuales se hicieron proyecciones del crecimiento anual del PIB y de la demanda de energía. Con base en estas predicciones EBSA afirma en su demanda que “ la demanda de energía ha tenido un crecimiento muy inferior al esperado ”.

A esto replica la Convocada señalando que el no cumplimiento de los pronósticos gubernamentales es algo usual, y no constituye prueba de la imprevisibilidad alegada, toda vez que la sobreestimación de las proyecciones de la demanda de energía, efectuadas por las entidades estatales, era de ocurrencia normal. Esto significa que el no logro de las metas pronosticadas era lo habitual y previsible.

Dentro de ese marco ordinario de sobreestimación de la demanda, CES señala que las proyecciones hechas por el CONPES en los documentos arriba indicados se han comportado dentro de lo normal y anticipable.

La Convocada trae a colación la sentencia de la Corte Constitucional C-122/97 del 12 de marzo de 1997, de la que se deduce que el no cumplimiento de los pronósticos hechos por las autoridades económicas no constituye per se un evento extraordinario, ni significa por si solo una perturbación del orden económico.

Para CES, la Convocante no podía, al hacer la evaluación del proyecto, darle plena confianza y credibilidad a las predicciones gubernamentales sobre crecimiento de la demanda de energía, toda vez que no ofrecen credibilidad, dada su conocida sobreestimación.

Los peritos economistas reconocieron, en la Aclaración N° 15 a la pregunta 1.9, que las predicciones sobre la evolución de la demanda de energía nunca se han cumplido en su verdadera magnitud. Al efecto manifestaron:

Los crecimientos proyectados de la demanda de energía no se han dado en la realidad por caídas de varios puntos en la demanda real, ni en la década de los setentas, ni en la década de los ochentas. Tampoco se han presentado durante la década de los noventa…

Así mismo, los peritos dictaminaron que la sobreestimación de la demanda de energía en las proyecciones oficiales, es un hecho de normal ocurrencia en el país, de manera que lo usual y previsible es que no se cumplan. Al respecto elaboraron el cuadro N° B34 que aparece en la Aclaración N° 11 de la pregunta 1.9 del dictamen.

En este cuadro se compara, para el período 1983-2000, la tasa de crecimiento real total anual, con la tasa de crecimiento de la proyecció n efectuada por el Departamento Nacional de Planeación y se muestra la diferencia en términos porcentuales. Allí se observa que de los dieciséis años que conforman el período analizado, en la mayor parte de ellos se presentaron diferencias negativas muy significativas, lo que pone en evidencia el marcado desajuste entre lo pronosticado y lo real.

Por tanto, argumenta CES, si EBSA para la evaluación del proyecto supuso que las proyecciones del CONPES en sus documentos 2606 de 1992 y 2678 de 1993 se iban a cumplir, incurrió en una conducta negligente, pues como experta debía esperar que esas predicciones no se cumplieran en una medida apreciable, más aún cuando para el período 1991-2002 se basó en el escenario alto de crecimiento de la demanda de energía, (5% anual) sin sustitución de gas 123 , cuando era inminente la ejecución del programa de masificación del uso de este combustible.

Aún así, a juicio de CES, las proyecciones del CONPES se comportaron en forma normal, esto es, tal como podía preverse, de acuerdo con la tradicional sobreestimación y desfase de los pronó sticos.

Sobre el particular, explica que en el documento CONPES 2606 de agosto de 1992 se estimó un crecimiento de la demanda de energía en un rango entre 3% y 5.1% anual para el período 1992-2011. La predicción inferior, esto es, la de un incremento del 3%, la compara con la información resultante de los cuadros B32, B33 y B34 que aparecen en las aclaraciones Nos. 9, 10 y 11 a la pregunta 1.9 del Dictamen Económico, así como con los datos suministrados por la UPME sobre el crecimiento real de la demanda de energía entre 1992 y 2002 124.

Así mismo, se confronta el anterior cotejo contra los desfases usuales que, antes de la celebración del contrato, se presentaban entre las predicciones del CONPES y la realidad. Para este ejercicio se toman las proyecciones contenidas en los documentos CONPES 1350 de marzo de 1976 125; 1582 de agosto de 1979 126 y 2106 de mayo de 1984127.

En este ejercicio se observa, en efecto, una marcada diferencia entre las predicciones precedentes del CONPES sobre la evolución de la demanda de energía y la demanda real que se presentó en los diferentes años a que se refiere la comparación.

Se pone así en evidencia que EBSA al hacer la evaluación de las perspectivas del proyecto, no podía esperar que las predicciones sobre el aumento de la demanda de energía se cumplieran puntualmente, pues lo que podía anticipar una empresa experta, como ella, era una apreciable diferencia entre lo pronosticado y lo verdadero. Esa previsión era absolutamente lógica, no solo por los antecedentes conocidos, sino porque para cuando se negociaba el contrato 94.016 ya se sabía que, respecto del año 1993 (un año después de hechas las predicciones en el documento CONPES 2606) se había presentado un desfase entre lo proyectado y lo real de -55.65%.

Según el ejercicio referido, que aparece en el cuadro de la pá gina 316 del alegato de conclusión de CES, los desfases que se presentaron entre lo real y las proyecciones elaboradas por el CONPES en diferentes épocas son los siguientes:

Documento CONPES1350 de marzo de 1976. Desfase promedio para el período 1976-1986: -26.74%.

Documento CONPES1582 de agosto de 1979. Desfase promedio para el período 1980-1990: -21.84%.

Documento CONPES2106 de mayo de 1984. Desfase promedio para el periodo 1984-1994: -28.46%

El nivel de estos desfases es perfectamente compatible con el mostrado en el período 1992-2002 que fue del orden de -28.41%. Para esta última comparación se toman las proyecciones contenidas en el documento CONPES 2606 en el que EBSA basa sus alegaciones.

Con esto se deduce que el comportamiento de los pronósticos del CONPES, vertidos en el documento 2606, fue coincidente con el mostrado precedentemente por otras proyecciones de dicho organismo.

Se reitera así la percepción de que EBSA debía considerar en sus análisis que se presentaría, en un lapso de más o menos 10 años, un desbalance promedio de alrededor de -25% entre lo pronosticado y lo real.

Toda vez que lo ocurrido respecto de las predicciones del documento CONPES 2606 estuvo dentro del rango de lo usual, no puede considerarse como extraordinaria ni imprevista la evolución de la demanda de energía que se presentó en la realidad en el período 1992-2002.

CES plantea que a la misma conclusión ha de llegarse respecto de las proyecciones del otro Documento CONPES en que EBSA apoya sus argumentaciones, vale decir, el 2678 de noviembre de 1993 (“Revisión del Plan de Expansión de Referencia del Sector Eléctrico Interconectado. Período 1993-2000”). En este caso se hizo un estimativo del incremento de la demanda de energía del 5.2% anual, con crecimiento del PIB del 5% promedio para el período 1993-2000. En este escenario no se contempla la sustitución de la energía eléctrica por gas, pero EBSA si ha debido tomar este aspecto en consideración, dado que en 1993 se hablaba ya de la puesta en ejecución en 1997 del programa para el uso masivo de gas128.

Igualmente arguye la Convocada que el comportamiento de las proyecciones contenidas en el Documento CONPES 2678, sigue el patrón de los desfases usuales de los pronósticos gubernamentales en comparación con los datos reales de evolución de la demanda de energía.

Para demostrar este aserto señala que para el año 2000 la demanda real de energía representó el 80% de lo proyectado por el CONPES en el documento 2678 de 1993. Este cálculo lo hace dividiendo la demanda real que se presentó en el año 2000, según los datos de la UPME129 (42.460.1GWH) por la demanda estimada para ese año en el aludido documento CONPES2678 (53.000 GWH).

Este resultado lo coteja con los desfases que tuvieron lugar respecto de las predicciones del CONPES para el final de los períodos objeto de pronóstico, señaladas en el documento 1350 de 1976 -que fue del 58%130 - y en el Documento 1582 de 1979 -que fue del 55%131 -.

Lo anterior significa que el porcentaje del 20%, correspondiente al desfase ocurrido en el año 2000 – entre lo previsto por el CONPES en Documento 2678 y la evolución real de la demanda de energía – ; refleja un comportamiento coincidente con lo que ha sido usual en el país, de manera que se trata de un acaecimiento previsible.

Por lo demás, para los próximos años la Unidad de Planeación del Ministerio de Minas y Energía (UPME) pronostica tasas de crecimiento de la demanda de energía hasta el año 2011, en porcentajes que oscilan entre el 3.70% en 2004 y el 5.90% en el 2010, con un promedio para el período de 3.41%132 . Estos resultados, de lograrse en la práctica dentro del promedio tradicional de desfases y teniendo en cuenta la parte en que el gas haya sustituido a la energía, habrán de acercarse razonablemente a las proyecciones ponderadas de EBSA para el mismo periodo, lo que pone en evidencia que lo ocurrido en la realidad y lo que posiblemente acaecerá en el futuro próximo, no pueden considerarse como circunstancias extraordinarias e imprevisibles.

De otra parte, arguye CES que la incertidumbre acerca de la evolución de la demanda de energía fue una circunstancia conocida por las partes cuando negociaron el contrato 94.016 y que fue tenida en cuenta de manera específica por el CONPES cuando decidió que se llevara a cabo el proyecto Termopaipa IV.

Sobre el particular menciona el documento CONPES 2641 del 16 de febrero de 1993 133, en el que se precisa que “ las inversiones en proyectos de generación eléctrica está n sujetas a mayores riesgos e incertidumbre que otros proyectos industriales ”, indicando, dentro de los riesgos más relevantes, el de la “ determinación de la demanda futura”, toda vez que “ las proyecciones sobre la demanda, aún a corto plazo, son difí ciles de cuantificar con precisión…

Esto pone en evidencia que EBSA, al hacer la evaluación del proyecto y en especial al proyectar el desarrollo de la demanda de energía, debía sopesar el factor de la marcada incertidumbre, pues se trata de un rasgo característico del sector eléctrico, de manera que debía tomar con cautela las tradicionalmente optimistas predicciones gubernamentales.

Se reiteran estos planteamientos en el “Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión de ISA” 134, en el que se expresa que “ existen elementos de incertidumbre relativos a la oferta y a la demanda de electricidad y comprenden aspectos económicos, sociales y ambientales, entre otros”.

En el mismo sentido, los peritos economistas en la respuesta a la aclaración N° 17 a la pregunta 1.9, puntualizaron:

En el Plan de Expansión de Referencia de Generación de 1992, en el que se previó la realización del proyecto TERMOPAIPA IV, se señaló que las proyecciones de demanda de energía allí contenidas no permitían certeza en las mismas. En dicho Plan se indicó que la demanda de energía es una de las variables de incertidumbre utilizada en el respectivo análisis de flexibilidad.

Como es claro de las citas, esta no es una situación anormal, en cualquier proyecto la proyección de la demanda es una de las fuentes de incertidumbre y esta incertidumbre afecta la que existe respecto a la viabilidad del proyecto”.

Adicionalmente, en la Aclaración N° 6 a la pregunta 1.9, los peritos economistas señalaron:

A partir de las manifestaciones del CONPES… se observa que: antes de “ ;octubre de 1994” se había advertido la dificultad de proyectar la naturaleza y magnitud de los cambios en la demanda y el mercado de energí ;a”.

Agregan los peritos en la Aclaración N° 2 a la Pregunta 1.9: “ … la ejecución del proyecto Paipa IV entrañaba riesgos identificados para EBSA por la incertidumbre involucrada en la colocació n de la energía, la no venta de energía a tarifas que recuperen costos y a la incertidumbre con respecto a la demanda de energía ”.

Esto permite inferir que los contratantes sabían perfectamente que lo que debían esperar o contemplar como desarrollo normal, y por ende previsible, era un escenario en el que no se cumplieran las proyecciones, es decir, donde se presentara una marcada diferencia entre los pronósticos y lo real. De ahí que cobre una especial importancia el régimen de distribución de riesgos pactado en el negocio, según el cual al inversionista privado se le excluyó del riesgo comercial o de mercado, lo que lo coloca al margen de las vicisitudes derivadas de estos eventos aleatorios, tales como el mayor o menor nivel de demanda, o las oscilaciones de los precios. De todo esto quedó a salvo el contratista, mediante las estipulaciones del contrato PPA-BOOM, así como con el respaldo de la FEN, con el cual se eliminaba adicionalmente el riesgo crediticio que representaba EBSA para CES.

Debe tenerse en cuenta que EBSA también argumenta, en respaldo de la aplicación de la teoría de la excesiva onerosidad sobreviniente, que el no cumplimiento de los pronósticos sobre el crecimiento de la economía , medido a través de la evolución del PIB, constituye igualmente una circunstancia imprevisible, toda vez que las tasas proyectadas resultaron muy distintas a las reales. Estas afirmaciones las apoya la Convocante en dos fuentes de información: el Plan Nacional de Desarrollo El Salto Social para los años 1995 a 1999 y la Revista Dinero. Según la actora, estos pronósticos fueron hechos antes de Octubre de 1994.

CES critica la falta de rigor en las proyecciones de la Revista Dinero, pues mientras ésta pronosticó un crecimiento del PIB para 1999 del 4%, el Gobierno solo estimó una tasa del 2%135 , en tanto que ANIF y FEDESARROLLO predijeron crecimientos del 1% y 0.8% respectivamente136.

Con fundamento en los mencionados documentos, los peritos economistas en la Aclaración N° 1 a la pregunta 1.11 del Dictamen, puntualizaron que “… ningún analista, ni el gobierno previeron la magnitud de la caída en el PIB que ocurriría a finales de la década, ni desde 1992, 1993, 1994, etc. hasta 1999”.

De igual manera, los peritos economistas señalaron, al dar respuesta a la Aclaración N° 5 a la pregunta 1.11, que “ … en el contexto de largo plazo nadie predijo en Colombia antes de Octubre de 1994 que la economía colombiana tendría una caída de más del 4% en 1999 y un déficit del gobierno nacional central superior al 7% en ese año. Cuando se habla de sostenibilidad de un crecimiento del 4% en el análisis de coyuntura se está indicando que hay desequilibrios “cíclicos” en la economía que pueden derivar en caídas del PIB y en déficit fiscal, pero en ningún caso se previó la magnitud de la caída de final de la década”.

En el mismo orden de ideas, los peritos, en la síntesis que hicieron de las aclaraciones a las preguntas 1.10 y 1.11 del Dictamen, reiteran que “ …los cambios ocurridos en la economía colombiana entre 1994 y 1999 fueron muy significativos y… ningún analista en Colombia proyectó la magnitud de estos cambios…

Con todo, los peritos admiten que desde antes de Octubre de 1994, algunos organismos gubernamentales y entidades especializadas en temas econó micos advirtieron acerca de una posible recesión o desaceleración en el ritmo económico hacia el final de la década. Esto lo anticiparon FEDESARROLLO y el CONPES137 , lo que lleva a los peritos a manifestar que dichas advertencias, en el sentido de que “ el crecimiento económico registrado hasta ese momento no era sostenible ”, debían haber sido consideradas al evaluar las perspectivas del proyecto138.

En efecto, FEDESARROLLO en Julio de 1993 elaboró cinco escenarios respecto del crecimiento del PIB. En el más pesimista de ellos se contemplan tasas negativas de -1% y -0.5% para 1997 y 1999, respectivamente 139.

De otra parte, la caída del PIB experimentada en 1999 (-4%), no es a juicio de CES un evento imprevisible en nuestro país, dado que en el pasado se presentaron caídas similares, lo que demostraría que se trata de los altibajos propios de los ciclos normales de la economía, los cuales ocurren en todos los países, siendo previsibles las fases recesivas de los mismos. A este respecto indica que los peritos reconocieron que en el período 1982-1987 se presentó una apreciable desaceleración en el PIB de más de siete puntos porcentuales 140.

A esto se suma el hecho, alegado por CES, de que desde 1993 varias instituciones reconocidas y analistas especializados venían pronosticando cambios adversos de significación en la evolución de la economía.

En efecto, varias publicaciones 141 coincidieron en subrayar el preocupante ritmo de crecimiento del gasto público, con el consecuente déficit fiscal, que a juicio de los expertos no podría mantenerse, so pena de causar gravísimas secuelas en las finanzas públicas. Se anticipaba que el desempeño que por aquella época mostraba la actividad productiva, estimulado por el inusitado incremento del gasto público, no podría mantenerse, de manera que la necesaria desaceleración de dicho gasto, afectarí ;a a la demanda y el crecimiento.

Asi las cosas, si bien los pronósticos gubernamentales de mediados de los noventas eran optimistas respecto del ritmo de crecimiento econó mico, no es menos cierto que ya ciertas voces especializadas disentían de esas proyecciones, llamando la atención acerca de la eventual desaceleración del mencionado ritmo, dado que no era posible esperar que se mantuviera el crecimiento de la demanda, estimulado por el preocupante novel del gasto público.

En este sentido, diversos artículos publicados a partir de 1993, en especial por FEDESARROLLO y Coyuntura Económica, así como documentos del CONPES, mostraban su escepticismo sobre la preservación del alto ritmo de crecimiento de los primeros años de la década de los noventa, de manera que, a la sazón, los evaluadotes de proyectos recibieron calificadas advertencias sobre un muy probable enfriamiento de la actividad económica, lo que impide afirmar con certeza que lo ocurrido en los últimos años de los noventas tuviera el carácter de inesperado e imprevisible.

De otra parte, en relación con la magnitud de la desaceleración que experimentó el país, son ilustrativos los datos estadí sticos que se encuentran en el dictamen pericial elaborado por el doctor Javier Fernández Riva allegado por la Convocada. Tales datos le sirven de respaldo para manifestar que la alegada crisis no fue extraordinaria, comparada con otros cambios económicos acontecidos en el País, ni con lo ocurrido en países similares, toda vez que lo acaecido habría sido consecuencia del carácter cíclico de las economías de mercado, en las que suelen alternarse periodos de auge con periodos de recesión.

A este respecto se señala que para evaluar proyectos de inversión deben contemplarse escenarios en donde se considere la posibilidad de “ que se presenten recesiones que afecten la tasa media de crecimiento del PIB, aunque no pueda saberse cuándo se presentarán o cuál será su profundidad”.

Es asi como para el caso colombiano se puntualiza, con base en la información analizada en el dictamen, que “ en períodos de 20 años, que es la duración del contrato 94.016, es razonable y previsible esperar que se presente al menos una crisis ”.

Para sustentar lo anterior se presenta un ejercicio comparativo de lo ocurrido en Colombia en 1999, con los eventos acaecidos en países desarrollados y en países en vía de desarrollo, lo que permitiría deducir que la recesión local habría sido moderada y que si se le mira dentro de un contexto de una década o más, podría ser considerada como un evento más o menos corriente en la mayoría de los países, especialmente de Latinoamérica. En dicho ejercicio se muestra que Colombia tuvo una caída de 4.2% del PIB en 1999, que la sitúa en el puesto 46 entre 87 países, lo que significa que “ ; 41 países tuvieron entre 1982 y 2001 caídas del PIB anual mayores que la observada en Colombia”.

Con esto se pone en duda el carácter imprevisible y extraordinario de la recesión económica que tuvo lugar al final de la década de los noventa, pues no podría calificarse como particularmente grave ni inusual, viéndose, más bien, como resultado de las variaciones cíclicas que experimentan las economías de mercado.

Vistos los planteamientos debatidos en este aparte, el Tribunal considera que la Convocante no logró demostrar de manera fehaciente e inequí voca que la desaceleración mostrada por la economía colombiana a finales de la década de los noventa, y con ella el decaimiento del ritmo de crecimiento del PIB y la caída de la demanda, fueran acontecimientos verdaderamente anormales, extraordinarios y por fuera de la previsión razonable relacionada con la secuencia de los ciclos económicos. Por el contrario, de la prueba allegada al proceso se desprende que desde 1993, las revistas especializadas anticiparon un marcado decaimiento del ritmo de expansión económica, como una consecuencia inevitable del incremento exorbitante del gasto público, cuya inaplazable reducción habría de afectar la tasa de crecimiento que vení ;a apoyándose en la magnitud insostenible de las expensas estatales. Igualmente, los medios demostrativos que obran en el expediente ponen en duda la severidad extraordinaria y el carácter inusual de la crisis que tuvo su mayor expresión en 1999, dado que tales medios permiten pensar que lo ocurrido quizás no fue tan excepcional dentro del ámbito de la economía nacional, ni en el contexto de los países en vías de desarrollo, toda vez que la baja que experimentó el PIB en nuestro País ya había ocurrido en el pasado, y sería un acontecimiento cíclico en la esfera internacional.

3.2.5.- Evolución de la Tasa de Cambio

Sobre este último aspecto, relacionado con la devaluación , EBSA, en la demanda, lo señaló como uno de los factores generadores de la excesiva onerosidad del contrato 94.016. En este sentido solicitó a los peritos economistas, dentro de las aclaraciones al Dictamen, que precisaran si “ dentro de los principales cambios en la economía colombiana, desde 1994 hasta hoy, se encuentra la evolución de la tasa de cambio ”, y si esa evolución se ajusta a las proyecciones que se hacían en los años 90-94. A esta inquietud los peritos respondieron señalando que tanto el sistema cambiario como las tendencias de la tasa de cambio “ han fluctuado de manera importante en la década del 90, lo cual es válido también para el subperiodo de 1994 hasta hoy”.

Así mismo puntualizaron los peritos “ que las tasas proyectadas por EBSA y FEN fueron superiores a las registradas entre 1992 y 1996, período en el que predominó con altibajos un proceso de reevaluación de la tasa de cambio real, tal como se explicó antes. En cambio las tasas proyectadas por EBSA y por FEN entre 1997 y 2002 fueron inferiores a las efectivamente registradas ” y “ Dado que la operación comercial de Termopaipa IV se inicia en 1999 y que las tasas de cambio proyectadas fueron inferiores a las registradas a partir de ese año, como se aprecia en el Cuadro N° A1, esto significa mayores costos en pesos para EBSA al convertir las tarifas en dólares a pesos”.

Sin embargo, deben tenerse en cuenta, de otra parte, los aspectos que a continuación se mencionan, los cuales quedaron probados en el proceso.

En primer término, en el Pliego de Condiciones de la licitación, EBSA estableció que la tarifa de disponibilidad de potencia del Contrato 94.016 sería pagada en dólares, lo cual quedó luego plasmado en la Cláusula Décima Sexta del mismo. Esto significa que por propia iniciativa de la Convocante esta asumió el riesgo de la devaluación que pudiere experimentar el peso colombiano frente a la divisa norteamericana. Así las cosas, habiendo EBSA puesto a salvo al contratista de las consecuencias de este evento aleatorio, no puede ahora pretender trasladarle las secuelas de la mayor devaluación que pudiere haberse presentado.

Es claro, por lo demás, que la tarifa pactada en dólares no ha sufrido ninguna alteración, tal como lo reconocieron los peritos economistas, quienes, al dar respuesta a la pregunta 2.3.2 del cuestionario de CES, puntualizaron, respecto del período que lleva de ejecución el contrato, que “ el precio de la potencia disponible no ha variado, manteniéndose en USD31.6 por kw-mes ”, lo que demuestra que, tal como se pactó, esta tarifa es fija y no está sujeta a indexación, ni a otros reajustes.

También se acreditó que, a pesos constantes, EBSA paga actualmente un monto inferior al que estaría pagando si la tarifa se hubiera establecido en pesos ajustables por inflación desde el comienzo, de manera que su denominación en dólares le resulta más favorable a la Convocante, en razón de la evolución que ha mostrado la tasa de cambio.

Este cálculo aparece en la página 406 del alegato de conclusión de CES, en el que se señala que la tarifa estipulada de USD31.6 correspondía, a Junio de 1993, cuando se cerró la licitación, a $24.872,99, a una tasa de cambio de $787,12 por dó lar. El mencionado valor en pesos se actualiza con el índice de variación del IPC del período, esto es, hasta el 30 de abril de 2004, arrojando una suma de $98.563,94 pesos, la cual se compara con la tarifa (USD31.6) convertida a pesos según la tasa de cambio del 30 de abril de 2004 (2.649.99) lo que da un valor de $83.644,98. Esto pone en evidencia que la tarifa actualmente pagada, convertida a pesos, es un 15.1% inferior a la que EBSA estaría pagando si el contrato hubiere establecido la tarifa en pesos ajustados por inflación.

En este orden de ideas, en lo concerniente a la evolución de la tasa de cambio a lo largo del lapso de ejecución contractual, en el dictamen elaborado por el doctor Javier Fernández Riva142 se explica:

c) Tarifa de CES a precios constantes en pesos y a precios constantes en dólares.

La tarifa que ha venido pagando EBSA a CES bajo el contrato 94.016 no ha sufrido incrementos coyunturales, tal como se confirmó en la respuesta 2.3 al cuestionario de CES para los economistas Juan Manuel Ramírez y Alberto Zuleta, pág. 121 del dictamen, en la cual se menciona que ésta no ha variado, manteniéndose en términos nominales de USD31.60 kw-mes desde enero de 1999 hasta marzo de 2003. Sin embargo, en términos reales, referidos tanto a la inflación interna como a la de los Estados Unidos, dicha tarifa si disminuyó durante el perí odo…

… Como es natural, una tarifa constante en dólares nominales pierde continuamente poder adquisitivo en el mercado externo, pues la inflació n externa no es nula. En dólares constantes de Junio de 1993 la tarifa de CES cayó de 31.60 en Junio de 1993 a 24.67 en Octubre de 2003, de manera que perdió 21.9% de su poder adquisitivo en el mercado de Estados Unidos.

En pesos nominales y reales la tarifa es más inestable como consecuencia de la inestabilidad cambiaria, y de la pobre relación entre la devaluación y la inflación en períodos cortos. Tomando todo el período, (1993-2003), como resulta razonable hacer en un proyecto de largo plazo, se aprecia que la tarifa, medida a pesos constantes de junio de 1993, cayó de 24.872.99 al inicio del período de referencia a 24.049.57 en octubre del 2003, es decir, perdió 3.3% de su poder adquisitivo”.

Esto pone en evidencia que lo ocurrido con la tasa de cambio no puede considerarse como un evento extraordinario, ni imprevisible, ni generador de una mayor onerosidad para la Convocante, dado que, por el contrario, le ha resultado ventajoso.

3.2.6.- La evolución de los precios de la energía

Otra circunstancia que, a juicio de EBSA, tiene el carácter de sobreviniente e imprevista, es la de la evolución de los precios de la energía después de la celebración del contrato 94.016. Al respecto señala en el alegato de conclusión que, según los peritos, de 1996 a 2002, los precios promedio de energía en bolsa y por contratos fueron excepcionalmente bajos, de manera que, para el caso particular de la Convocante, no cumplieron sus expectativas.

Dado el deterioro de los precios en el mercado, EBSA señala que, según manifestación de la Superintendencia de Servicios Pú blicos, los PPA(s) se convirtieron en “funestos ”, toda vez que se negociaron en condiciones de presión por la situación de racionamiento que imperaba en esa época.

Agrega que los precios que paga de acuerdo con lo estipulado en el contrato, permanecen inalterados, en valores nominales, pero que en pesos se han incrementado por la devaluación, lo cual contrasta con el precio de la energía que vende EBSA, el cual es más bajo que el proyectado.

Analizando de manera concreta las argumentaciones de EBSA – enderezadas a demostrar que la evolución de precios en el mercado de energía constituye una circunstancia extraordinaria e imprevisible en la época de negociación y celebración del contrato, que ha incidido de manera directa en la mayor onerosidad de sus obligaciones – se tiene que la Convocante específica estos planteamientos en los numerales 2.7 a 2.10 de su demanda, en los que afirma que, de acuerdo con el régimen tarifario precedente, “ si las empresas del sector eléctrico se mantenían dentro de ciertos niveles de costos, la regulación aseguraba que pudieran recuperarlos en buena medida por medio de tarifas ”, de manera que por ello el proyecto se consideraba rentable para EBSA”. Y en esta línea de reflexión asegura que “ la tradición regulatoria permitía tener como hipótesis razonable que EBSA podría esperar vender la energía a tarifas que tomarían en cuenta, como elemento principal, los costos en que incurriese la empresa para prestar el servicio ”, con lo que concluye que “ dentro de ese contexto, era razonable suponer que los costos en los que incurriría EBSA podrían trasladarse a los usuarios ”. Este pronóstico lo contrasta con lo acaecido en la realidad, indicando que los precios a los que EBSA podría vender la energía en el mercado, como res ultado de la tarifa del contrato 94.016, no son competitivos.

CES se opone a todas estas manifestaciones de EBSA, pues sostiene que están estructuradas sobre supuestos equivocados, toda vez que en 1993-1994 no se podía suponer que el régimen tarifario, a la sazón vigente, en el que los precios eran fijados por las autoridades gubernamentales, habría de permanecer, pues se sabía – y el sector y todos los interesados estaban advertidos – que era inminente un cambio normativo, que terminaría con los mercados cautivos de las empresas electrificadoras, sustituyéndolo por un esquema de competencia, con libertad de acceso para los diferentes agentes, con lo cual, dada la espontánea confrontación que habría entre oferta y demanda, se lograrían más altos niveles de eficiencia y la reducción de las tarifas para los usuarios. Por tanto, las tarifas no serían determinadas en función de los costos de una empresa en particular, sino como resultado de las fuerzas del mercado.

En el mismo sentido puntualiza la Convocada que, por la época en cuestión, se encontraba ya prevista la estructura actual del mercado mayorista de energía, a través de transacciones de energía en bolsa y en contratos de largo plazo. Con todo, CES señala que también era sabido que EBSA no podría recuperar la totalidad de los costos del proyecto Termopaipa IV a través de la venta de energía en el mercado mayorista, pues al menos en periodos de abundancia de recursos hídricos, como los que han ocurrido, no habría demanda suficiente para su energía.

En diversas disposiciones, proyectos de ley y en estudios especializados se hablaba en efecto, con anticipación a la celebración del contrato 94.016, del establecimiento de un esquema de competencia en el sector eléctrico, que le pondría fin a los monopolios, caracterí sticos del régimen que venía rigiendo.

En efecto, el Artículo 365 de la Constitución Nacional preveía la finalización del monopolio estatal en la prestación de los servicios públicos domiciliarios, para introducir un régimen de competencia en ese campo.

Por su parte, el Decreto 700 de 1992 ya contemplaba la participación privada en la actividad de generación.

Iguales propósitos se encontraban en los proyectos de ley sobre servicios públicos (Ley 142) y régimen eléctrico (Ley 143). Es así como en el primero de esos proyectos se otorgaba a los usuarios el derecho a elegir entre los diversos prestadores de los servicios, dándoles a estos la libertad de entrada para competir en igualdad de condiciones, terminando así con el monopolio de las empresas estatales.

De ahí que en el Decreto 2119 de 1992, que creó y organizó la Comisión de Regulación Energética (CRE), se le hubiera asignado a ésta, dentro de sus funciones, la de propiciar la competencia del sector.

Así mismo, en documentos y publicaciones especializados se daba cuenta de los desarrollos que habrían de presentarse en el sector, que en efecto ocurrieron, en particular respecto del régimen de competencia que se instauraría y de la libertad que se tendría para participar en el mercado y para negociar los precios143.

Tiene también relevancia sobre esta materia, específicamente respecto de la libertad de los precios de energía que estaba pró xima a establecerse, el Documento de la Comisión de Regulación Energética-CRE MMECRE-011 de Diciembre 1993144 , en el que se recalca que en el futuro próximo tendría lugar la “creación de un mercado de electricidad competitivo ”, en el que “ oferentes y demandantes podrán negociar libremente contratos en el plazo y condiciones que estimen”.

Con esto coinciden los peritos economistas, quienes al dar respuesta a las Aclaraciones N° 5 y 7 a la pregunta 1.8 del Dictamen, señalaron que desde antes de Octubre de 1994 se venían discutiendo los cambios que habrían de introducirse en el mercado de energía, entre ellos el establecimiento de un mercado mayorista y la bolsa. Así mismo indicaron que “ en el estudio de COOPERS & LYBRAND de Febrero de 1994 se simula y analiza la creación de un mercado de energía. La creación de un mercado de energía también se preveía en el proyecto de ley 127 de 1992 del Senado y en el Documento CRE 011 de Diciembre de 1993: “Desregulación de las ventas de energía a grandes usuarios ”.

Consecuentemente, a partir de los anuncios relativos a la implantación de un mercado competitivo, era lógico deducir la seria posibilidad de que las tarifas cayeran, pues ese es un efecto que normalmente se desprende de las transacciones libremente estipuladas, dentro de un marco concurrencial. Por esta razón, el proyecto de ley de servicios públicos, desde finales de 1992, ya hablaba de la reducción de los precios de energía como una repercusión propia del mercado competitivo. Lo mismo se lee en otros documentos de la época145 .

Especial significación tiene en esta materia el dicho de los peritos economistas, a quienes se les pidió determinar -en la Aclaración N° 4 a la pregunta 1.5- si era razonable que EBSA, dentro de sus aná ;lisis y proyecciones, esperara recuperar la totalidad de los costos del contrato 94.016, mediante la sola venta de energía y potencia, a lo cual respondieron:

… es claro que existían dudas muy razonables sobre que la apertura de la competencia permitiese esa recuperación, todo permitía pronosticar que, como en efecto sucedió, las tarifas se ajustarí an a la baja…

Esto demuestra que las suposiciones de EBSA, sobre las que basó sus proyecciones, estaban equivocadas, pues no podía contemplar como escenario plausible aquel en el que el régimen tarifario que vení a operando, en el cual las autoridades gubernamentales fijaban los precios seguiría vigente, por cuanto era inminente que en el futuro pró ximo se establecería un mercado competitivo, que haría reducir los precios de energía en favor de los usuarios, con lo cual EBSA no podía razonablemente creer que tendría garantizada, en buena medida, la recuperación de sus costos de generación, a través de las tarifas.

Aún así, para evaluar la alegada mayor onerosidad sobreviniente, es del caso tener en cuenta que según el dictamen pericial econó mico, los precios promedio mensuales a los cuales efectivamente se transó ; la energía en bolsa (en el período Julio 2000-Marzo 2003), han sido superiores a los pronosticados en Febrero de 1994 por la firma consultora Coopers & Lybrand, la cual fue contratada por el gobierno para llevar a cabo la reestructuración del sector eléctrico. Esto se observa en la Aclaración N° 10 a la Pregunta 1.5 del experticio, en la que con base en el Cuadro N° B17, que contiene el ejercicio comparativo mencionado, se concluye:

Los estimativos de Coopers & Lybrand, resultaron inferiores a los precios promedio mensuales que registró la bolsa entre Julio de 2000 y Marzo de 2003”.

Esta misma manifestación de los peritos aparece en la Aclaración N° 6 a la pregunta 1.8 del dictamen.

También es particularmente relevante la respuesta de los expertos a la Aclaración N° 11 a la ya citada pregunta 1.5, con la cual queda en claro que desde comienzos de 1994 se preveía que las plantas de generación, como la del proyecto que aquí interesa, podrí an recuperar, a través de los precios obtenidos en ventas de energía, alrededor del 44.2% de sus costos anuales. Esto demuestra que no podrían reembolsarse las inversiones efectuadas para la construcción de estas plantas térmicas teniendo como única fuente la venta de energía. Sobre esta materia, en la aludida aclaración dijeron los peritos:

En el cuadro N° 35 del estudio de Coopers & Lybrand se estima que los costos de las plantas de generación, y específicamente Termopaipa IV, tienen un nivel de recuperación anual del 44.2%.

La insuficiencia de generación de recursos mediante la venta de energía para la recuperación de los costos de las plantas generadoras, fue un evento contemplado en 1993 y 1994, como secuela del establecimiento de un mercado competitivo, con libertad de estipulación de tarifas, que presionaría a la baja los precios de la energía.

Así se contempló en varios documentos de la FEN producidos en el período mencionado, en los cuales se encuentran puntualizaciones de siguiente tenor:

“Como se observa en el cuadro anterior, en todos los escenarios el Proyecto BOOM deteriora la situación financiera de la Electrificadora: la utilidad se torna crecientemente negativa y la generación interna de fondos sería insuficiente para atender adecuadamente sus obligaciones.

Esta situación se debe a que el costo de la energía comprada al Proyecto BOOM es superior al de la tarifa de compra al sistema interconectado nacional y a la tarifa media de venta a los usuarios residenciales, con lo cual solo quedaría el sector industrial para absorber los mayores costos de dicho Proyecto.

Sin embargo las modificaciones planteadas para el sector eléctrico, en el sentido de que los grandes consumidores puedan contratar libremente la compra de energía y potencia, conllevan un riesgo muy grande para la Electrificadora ya que puede perder este tipo de consumidores, con lo cual su situación financiera sería más grave aún como lo indican los resultados del tercer escenario.”.

Se puede concluir por tanto que hay un riesgo muy grande de que la Electrificadora no pueda atender oportunamente sus compromisos de pago con el contratista del Proyecto BOOM y la FEN tenga que honrar la garantía” ;.

VII. CONCLUSIONES

(…) - Las evaluaciones financieras considerando el efecto del Proyecto BOOM, con los supuestos indicados anteriormente, muestran que la Electrificadora no puede soportar el impacto financiero del Proyecto y por consiguiente existe un riesgo muy grande de que no pueda atender oportunamente sus compromisos de pago con el contratista. 146.

En otro documento de la FEN -también de Mayo de 1993- se señ aló:

En los cuatro escenarios de compra de energía al BOOM, la Electrificadora de Boyacá resulta financieramente no viable, presentando una generación interna neta negativa que no le permite cubrir sus obligaciones financieras…147.

Pero el documento más diciente de la FEN es el DC-001-94 de Enero de 1994, intitulado “Garantía a la Electrificadora de Boyacá para el contrato de potencia proyecto Paipa IV”148 .

En este documento se presenta un análisis de los riesgos que habrí ;a de afrontar EBSA como consecuencia de las obligaciones contraídas mediante el contrato 94.016. Allí se perfilan con nitidez los eventos aleatorios que se anticipaban, dado el inminente establecimiento del mercado competitivo mayorista, que podría dificultarle a la Convocante la venta de la totalidad de la energía y más aún a precios adecuados para recuperar sus costos. Era de esperar, incluso, la posibilidad de que EBSA perdiera buena parte de sus usuarios del sector industrial, en razón a que otros competidores más eficientes podían ofrecerles mejores precios, y a que en ese momento se les abría a las industrias la posibilidad de participar en proyectos de autogeneración.

A través de los documentos de la FEN que acaban de reseñarse, se vislumbraba un panorama gris para EBSA, que pone en evidencia que lo ocurrido en los años siguientes no tuvo para nada un carácter inesperado, súbito o extraordinario, pues dichos documentos hacen las veces de crónica de un vía crucis financiero anunciado, que lleva al Tribunal a concluir que lo acaecido no eran, al celebrarse el Contrato, circunstancias imprevistas ni imprevisibles.

Así, pues, obsérvense las siguientes precisiones que se hacen en el indicado documento de la FEN de enero de 1994:

2. Riesgo de no vender la energía.

(…) Se aprecia que hay sobrantes de energía durante el perí odo 1997-2003, que en principio, dependiendo de la forma como se comporte la demanda y la hidrología en el país, podrían venderse a otras empresas del Sistema Interconectado, siendo importante que la Electrificadora asegure los compradores de esta energía.

Por consiguiente la Electrificadora debe hacer grandes esfuerzos en la identificación de los posibles compradores ya que si se mantiene solamente con el mercado actual, se tiene un elevado riesgo de que no pueda vender toda su energía disponible, esto aún sin Paipa III.

Si la Electrificadora dispone de la generación de Termopaipa III, la situación es todavía más preocupante y tendría que buscar un mercado para colocar la energía de Paipa IV o apagar las otras unidades.

3. EL RIESGO DE PERDER PARTE DEL MERCADO

Este es en opinión de la FEN el mayor riesgo del proyecto. En el año de 1992 la Electrificadora tuvo 207.190 usuarios, ventas de 685.3 GWh y facturación por $25.467 millones, desagregados en la siguiente forma:

(…)

(...) Se observa que aumentan significativamente los sobrantes de energí a y se producen sobrantes de potencia siendo muy elevados cuando se incluye la generación de Paipa III. De nuevo, dependiendo de la forma como se comporte la demanda y la hidrología en el país, podrían venderse a otras empresas del Sistema Interconectado; sin embargo dichas empresas no están identificadas y adicionalmente se debe tener en cuenta que un proyecto como el de Acerías Paz de Río significarí a una disminución en la demanda global atendida por las empresas públicas del sector.

(…)

Se concluye de lo anterior que el riesgo de que la Electrificadora no pueda vender toda la energía y potencia que le compre al privado, es significativamente mayor que el descrito en el numeral anterior y es por ende el gran riesgo del proyecto.

Adicionalmente, como las pérdidas de energía eléctrica en distribución para la industria son las más bajas, las pé rdidas globales proyectadas en un 12%, se incrementarían dramá ticamente con repercusiones negativas sobre los ingresos de la Electrificadora.

4. EL RIESGO DE NO VENDER LA ENERGIA A TARIFAS ADECUADAS

Puede suceder que la Electrificadora no pueda aplicar las tarifas adecuadas en sus ventas a sus propios usuarios y/o en las eventuales ventas a otras empresas, (…)”.

Este panorama, de por si sombrío, se complicaba aún más con las premoniciones relativas a las distorsiones que estaban ya generando los contratos PPA en el mercado mayorista, a lo que se sumaba el riesgo de que se instalara una capacidad generadora ociosa, que habría de deprimir los precios, impidiendo el reembolso de las inversiones efectuadas para incrementar la generación.

Estas advertencias se leen en el Documento de la Comisión de Regulación Energética-MMECRE-012 del 1° de diciembre de 1993 149:

Las garantías de compra de energía ofrecidas por el Estado a proyectos de generación privada están distorsionado el mercado al mayoreo. Bajo este esquema, las empresas estatales se ven obligadas a suscribir contratos de compra de energía con privados para los cuales no cuentan con un mercado asegurado, asumiendo por lo tanto, los riesgos del mercadeo de la energía (caso CORELCA e ISA). En una situación como la presente, de aversión al riesgo de racionamiento, se corre el riesgo de instalar más capacidad de la requerida. Como resultado, se deprimen los precios de generación, lo cual pone en peligro el funcionamiento del mercado, pues la competencia de precios no garantizarí ;a niveles suficientes para retribuir las inversiones en generación. Además, se elimina el incentivo para que los responsables de atender el mercado regulado suscriban contratos de suministro a largo plazo con empresas generadoras, pues podrían obtener mejores precios en el mercado de corto plazo.”.

En consideración a lo anterior, era absolutamente lógico y justificable que EBSA, en sus análisis y proyecciones, previera que no le sería posible recuperar los costos que le generarían las obligaciones asumidas a través del contrato 94.016, con el solo producto de la venta de energía y potencia. Debía por ende necesariamente contemplar otras fuentes para el reembolso de la inversión que suponía la construcción del proyecto Termopaipa IV.

Así lo corroboraron los peritos economistas en la Aclaración N° 4 a la pregunta 1.5:

Antes de celebrar el contrato 94.016 era razonable esperar que EBSA no pudiese recuperar la totalidad de los costos del contrato en los años 1999 a 2003 por medio de ventas de energía y potencia.

Los hechos y los datos son suficientes para afirmar que EBSA hubiera debido tener serias dudas sobre la dificultad de recuperar los costos del contrato 94.016 entre los años 1999 y 2003 con la sola venta de energía y potencia antes de la celebración del contrato.

Es claro que con las condiciones prevalecientes anteriormente, las tarifas no permitían recuperar la totalidad de los costos. También es claro que existían dudas muy razonables sobre que la apertura a la competencia permitiese esa recuperación, todo permitía pronosticar que, como en efecto sucedió, las tarifas se ajustaran a la baja. Además se presenta muy claramente la posibilidad, también materializada de pérdidas de los segmentos más atractivos del mercado, dado el alto costo de la energía generada en desarrollo del contrato. ”.

No puede decirse, sin embargo, que las autoridades gubernamentales que decidieron adelantar el proyecto no hubieran tenido en cuenta los desarrollos que ya se presentían para el futuro próximo del mercado de energía. No actuaron con ignorancia, ni con un optimismo ingenuo, sino movidas por el deseo de mejorar la confiabilidad y seguridad del parque generador del país, haciéndolo menos vulnerable a la existencia del recurso hídrico con el fin de precaver otro racionamiento como el ocurrido a comienzo de la década de los noventa.

Por ello el doctor César Vallejo en su declaración ante el Tribunal manifestó:

… cuando se decidió hacer el proyecto, el Gobierno Nacional y la FEN eran perfectamente conscientes de que ese proyecto no era viable. Había otros motivos que justificaban el proyecto… como la necesidad de ofrecer una potencia de respaldo a la generación, que evitara los costos mayores de un eventual racionamiento”.

Junto a los riesgos ya descritos, que no eran de menor entidad, otros igualmente graves se cernían sobre EBSA. Ya se ha dicho al respecto que en virtud de la apertura del sector para recibir inversión privada en generación, la Convocante corría el riesgo de perder parte de sus usuarios, en particular, las empresas industriales, que representaban el segmento más importante de su mercado. Otra alea crucial era el comportamiento de la hidrología en el país.

En relación con el primer aspecto, para 1993 y 1994 ya se vislumbraba la posibilidad de que EBSA, en un entorno de competencia, perdiera frente a electrificadoras más eficientes, que podían ofrecer mejores precios a sus clientes potenciales, parte de las industrias que eran usuarias de la primera. Adicionalmente, desde el Decreto 700 de 1992 se permitía al sector privado participar en proyectos de autogeneración, lo cual abría otro frente de preocupación para EBSA.

En este sentido, en el documento FEN DC-011-93 del 27 de mayo de 1993 150, se puntualiza:

4.3 Aspectos relacionados con la Electrificadora de Boyacá y la Región.

1. Si la empresa contrata la ampliación de Termopaipa bajo un esquema BOOM enfrentaría mayores precios de compra que incrementarían la brecha con las tarifas residenciales y que si se pretendiera transferir al sector industrial podría incidir en pérdida de mercado

6.2 Impacto Financiero del Proyecto BOOM sobre la Electrificadora

(…) 3. En un tercer escenario, teniendo en cuenta comentarios recientes sobre la posibilidad de que los principales usuarios industriales de la Electrificadora acometan proyectos de cogeneración de energía eléctrica, se supone que la Electrificadora perdería a los consumidores industriales conectados a alta tensión que son aproximadamente el 60% del consumo industrial. La energía sobrante en este escenario se colocaría en el sistema interconectado a tarifa de largo plazo.

Esta situación se debe a que el costo de la energía comprada al Proyecto BOOM es superior al de la tarifa de compra al sistema interconectado nacional y a la tarifa media de venta a los usuarios residenciales, con lo cual solo quedaría el sector industrial para absorber los mayores costos de dicho Proyecto.

Sin embargo las modificaciones planteadas para el sector eléctrico, en el sentido de que los grandes consumidores puedan contratar libremente la compra de energía y potencia, conllevan un riesgo muy grande para la Electrificadora ya que puede perder este tipo de consumidores, con lo cual su situación financiera sería más grave aún como lo indican los resultados del tercer escenario”.

En el mismo orden de ideas, el documento FEN VC-DASEC-004-93 de 28 de mayo de 1993151, expresa:

Como complemento a los casos anteriores (2 y 3) se considera un escenario en que la empresa pierde la demanda correspondiente al sector industrial conectado a nivel de alta tensión, dado que existe la posibilidad de que dicho sector pueda ser atendido por otras empresas que ofrezcan menores tarifas o que estos acometan proyectos de cogeneración de energía elé ctrica”.

El documento de la FEN DC-001-94 de Enero de 1994 152 también se refirió a estos riesgos y con iguales planteamientos, así:

(…) Se puede apreciar que los usuarios industriales, que en número son apenas el 0.57%, consumen el 59.5% de la energía vendida y representan el 56% de la facturación. A su vez dentro del sector industrial 5 empresas representan el 44% de la facturación.

Mediante el Decreto 700 de 1992 se dieron facilidades para que los particulares puedan generar y vender energía y el proyecto de Ley Eléctrica estimula aún más esta posibilidad al establecer que la actividad de generación puede realizarse libremente y que los consumidores con carga superior a 2MW podrán adquirir la energía a quien deseen.

Al respecto, la Resolución de la Comisión de Regulación Energética N° 010 del 17 de diciembre de 1993, establece que los grandes consumidores industriales y comerciales podrán participar de los beneficios del mercado de corto y largo plazo de energía y potencia y podrán acordar libremente las tarifas de suministro en los convenios que celebren con los generadores, distribuidores o los comercializadores.

“De las diferentes zonas del país donde puede ser factible pensar en un proyecto similar al de Mamonal, sería en Boyacá dada la concentración de industrias con alta demanda de energía, má ;s aún considerando que ya existe la iniciativa mencionada. Aún en caso de no desarrollarse un proyecto de este tipo, es factible que este mercado se pierda para la electrificadora ante la competencia de otros generadores existentes en el país.”

“Se concluye de lo anterior que el riesgo de que la Electrificadora no pueda vender toda la energía y potencia que le compre al privado, es significativamente mayor que el descrito en el numeral anterior y es por ende el gran riesgo del proyecto”.

Estas predicciones de la FEN se cumplieron en buena medida, pues en razó n del establecimiento del régimen de libre competencia en el mercado, EBSA perdió clientes industriales, atraídos por otras electrificadoras. Con esto se incrementaron las dificultades para que la Convocante pudiera recuperar los costos de generación a través de las ventas de energía, pero este resultado, adverso para ella, no puede considerarse extraordinario, ni imprevisible, toda vez que fue claramente pronosticado.

Un último aspecto, el de la repercusión que tendría sobre la comercialización de la energía de EBSA el comportamiento de la hidrología en el país, fue también previsto y analizado desde un comienzo, de suerte que no puede calificársele de extraordinario ni imprevisible.

Para el Tribunal es claro que las oscilaciones del recurso hídrico fueron la causa para que a mediados de los noventas el Gobierno decidiera incrementar la capacidad de generación térmica en el país, para reducir la dependencia de la generación hidroeléctrica, con el fin de evitar otras crisis como la ocurrida con el apagón de comienzos de la década. Es evidente, entonces, que la abundancia o la escasez de agua habrían de marcar la mayor o menor demanda de energía de origen térmico, lo que a su turno influiría de manera directa en la determinación de su precio.

Por esto la FEN advirtió que si se presentaba abundancia de agua, el valor de oportunidad para las ventas de la energía de EBSA sería bastante bajo, lo que en la práctica ha ocurrido.

Los peritos economistas al dar respuesta a la aclaración N° 16 a la Pregunta 1.5, en relación con lo pronosticado por la FEN, precisaron:

En el documento FEN ya citado de enero de 1994 en el capítulo VI de evaluación de los riesgos de la garantía, numeral 4 relacionado con “el riesgo de no vender la energía a tarifas adecuadas” se dice lo siguiente:

“… Sin embargo, si la hidrología evoluciona favorablemente en el país y no se firman contratos de largo plazo, la Electrificadora debería colocar la energía en el mercado spot.

“En este caso, el valor de oportunidad para las ventas de la Electrificadora de Boyacá puede ser bastante bajo porque sus sobrantes de energía se presentan en la horas de la madrugada cuando todas la empresas interconectadas tienen baja demanda que se puede abastecer con las plantas hidráulicas que operan con el flujo normal de los ríos (sin utilizar agua de los embalses) y la generación obligatoria de algunas plantas térmicas. El costo de oportunidad de esta energía es muy bajo por lo cual hay bastante probabilidad de que en algunas ocasiones la Electrificadora tenga que vender la energía en las horas de baja demanda, a tarifa ínfimas como ha ocurrido en el pasado”.

Sobre este mismo aspecto, el doctor Luis Fernando Alarcón, explicó ;:

… pienso que difícilmente esos proyectos, particularmente los proyectos termoeléctricos podrían financiarse exclusivamente y particularmente en un período corto de tiempo con lo que la Electrificadora de Boyacá posteriormente obtuviera por la venta de esa energía. Aquí entramos en un terreno técnico complejo, pero tiene que ver con lo siguiente: De alguna forma para garantizar la confiabilidad de un sistema eléctrico uno tiene que construir unas plantas que tienen una baja probabilidad de ser utilizadas, porque en ú ltima instancia son plantas que se construyen para que se utilicen en caso de una situación crítica, eso no quiere decir que nunca se vayan a utilizar ni mucho menos, pero que tienen un nivel de utilización relativamente bajo en circunstancias normales promedio, porque como digo el propósito es dar confiabilidad en la situación extrema, por lo demás acordémonos de los siguiente, los proyectos termoelé ctricos tienen la particularidad de que utilizan combustibles que tienen un costo, el carbón tiene un costo y hay que comprarlo, hay que extraerlo de la mina, hay que llevarlo y eso vale plata, mientras que en los aspectos puramente operativos si hay agua disponible el agua cuesta cero…

… ese sistema que ordena o despacha las plantas esta buscando utilizar lo más económico que significa lo que tiene menos costos de combustible…

… si yo puedo utilizar agua en cualquier central hidroeléctrica, frente a utilizar carbón o gas por el cual tengo que pagar o cualquier otro combustible, pues yo utilizó agua. Eso lo que significa es que estas plantas tenían de entrada una baja probabilidad o una utilización promedio de por lo menos en la etapas iniciales relativamente baja que implicaban que no necesariamente la energía que yo pudiera vender iba a permitirme atender los compromisos financieros…

En conclusión, de las reflexiones anteriores del Tribunal se desprende:

- EBSA no podía contemplar como un escenario plausible el mantenimiento del nivel de precios de energía que venía rigiendo, dado que el establecimiento de un mercado mayorista libre y competitivo necesaria o por lo menos muy probablemente generaría una tendencia a la baja.

- Tampoco fue un hecho imprevisto para EBSA el riesgo de no vender energí ;a, o no venderla a los precios proyectados, ni la posibilidad de que perdiera parte del mercado, toda vez que tales eventualidades fueron anticipadas por entidades oficiales, en documentos que necesariamente aquella tenía que conocer.

- En cuanto hace al impacto de las condiciones climáticas sobre el precio de venta de la energía producida por EBSA, se contempló también con anticipación a la celebración del Contrato que en caso de presentarse abundancia de agua en el País, el valor de oportunidad para las ventas de energía de EBSA sería bastante bajo.

3.3. Conclusión del análisis sobre el carácter extraordinario e imprevisible de las circunstancias sobrevinientes

En síntesis, analizados, de manera individual y conjunta, los distintos hechos sobrevinientes que alega la Convocante, el Tribunal ha llegado a la conclusión, con fundamento en los argumentos y en las pruebas reseñadas precedentemente, que no es del caso considerar a tales hechos como circunstancias extraordinarias e imprevisibles, toda vez que para la época en que se estructuró el negocio y se llevó a cabo la licitación que fue abierta al efecto, existía información suficientemente precisa como para que una empresa experta en las actividades y transacciones del sector eléctrico tomara en consideración la seria probabilidad de que ocurrieran los eventos que en la realidad acaecieron.

La más clara prueba de previsión de la evolución que se presentaría, se encuentra en los documentos que elaboró la FEN con ocasión del otorgamiento de la garantía que habría de constituir para respaldar el cumplimiento de las obligaciones contraídas por EBSA mediante el contrato 94.016. Al igual que la FEN, la autoridades gubernamentales que decidieron desarrollar el proyecto, sabían a ciencia cierta no solo de las incertidumbres propias que envuelven los negocios del sector eléctrico, sino de las circunstancias especiales que en este caso eran de esperar, dados los inminentes cambios que podían vislumbrarse como resultado del establecimiento de un nuevo régimen, que aboliría los tradicionales monopolios de las empresas estatales y la fijación de tarifas por parte de entidades oficiales, para sustituirlo por un mercado abierto, regido por el principio de la libre competencia, en el que los precios serían consecuencia directa y espontánea de la confrontación de la oferta y la demanda.

Precisamente por intuir estos cambios y anticipar los riesgos que de ellos podrían derivarse, las señaladas autoridades, para estimular la inversión privada en generación térmica, que era un propósito nacional para hacer más seguro y confiable al sistema en su conjunto, adoptaron la determinación de excluir a los inversionistas de estas vicisitudes, para lo cual establecieron que las electrificadoras que desarrollarían los proyectos, como en este caso EBSA, asumirían los riesgos de comercialización o de mercado; de cambios regulatorios y de devaluación, mediante la celebración de contratos PPA-BOOM, en los que las obligaciones contraídas a través de ellos por la entidad pública serían respaldadas por garantía de la FEN.

Esto impide, como ya fue explicado en otros apartes de esta providencia, que se trasladen ahora al inversionista privado las secuelas adversas generadas por la ocurrencia de los eventos aleatorios de que fue deliberadamente excluido.

4.- La Excesiva Onerosidad

Para la doctrina, la justificación de la excesiva onerosidad como elemento fundamental para configurar la teoría de la imprevisión, consiste básicamente en el principio de equidad, según el cual las partes en la ejecución del contrato deben asumir las cargas y los riesgos propios del alea normal de los contratos, pero los hechos imprevisibles, concernientes al alea anormal o inusual de los negocios, han de llevar a modificar los términos y las condiciones pactadas de forma equitativa, respetando así la voluntad de las partes al celebrar el contrato. En consecuencia, existirá excesiva onerosidad en el evento de que las circunstancias imprevistas, posteriores a la celebración del contrato, generen una drástica perturbación de carácter económico en relación con las estipulaciones acordadas en el momento de dicha celebración, con lo cual el cumplimiento de tales estipulaciones resultaría totalmente injusto153 para una de las partes contratantes. Con todo, esa injusticia debe revestir tal gravedad154 que las partes, de haber conocido la existencia del hecho sobreviniente, no habrían contratado o lo habrían hecho en forma diferente 155/156.

Cabe señalar que el agente afectado, al volverse excesivamente oneroso el cumplimiento de la prestación, ve perfilarse un peligro, esto es, su ruina patrimonial por el excesivo costo de la prestación. Dicho peligro se genera por la carga económica de la prestación debida, de manera que se hace necesaria “ la exigencia de conservar la compleja economía del ajuste de intereses previsto en el contrato, mediante una distribución de los riesgos que exceden a lo que es el aleas normal del contrato, según tipo”. 157

El cumplimiento de las obligaciones derivadas del contrato no necesariamente debe ser imposible, toda vez que la aplicación de la teoría de la imprevisión procede cuando circunstancias imprevistas e imprevisibles conviertan el cumplimiento de las mencionadas obligaciones en excesivamente oneroso para una de las partes y que de dicho cumplimiento se desprenda un grave quebranto patrimonial para el agente afectado158 .

Por otra parte, algunos comentaristas se preguntan si se debe tener en cuenta, para la aplicación de la teoría de la imprevisión, una afectación de la deuda para el deudor únicamente, o si solo se debe aplicar dicha teoría cuando exista un desequilibrio en la relación de equivalencia159/ 160

Según Lorenzetti, para determinar si el hecho sobreviniente genera una excesiva onerosidad, se le debe valorar de forma relacional con la otra prestación; de ahí que señale:

“... disentimos con la idea de tomar en cuenta solamente la situación patrimonial del afectado, pues que se trata de examinar la correlatividad de las prestaciones derivadas del contrato y no una relación patrimonial que no entró en consideración en el programa convencional en concreto161.

De manera que tener en cuenta la ruina como un factor determinante para la aplicación de la teoría sería errado, dado que se puede dar el caso en que el afectado tenga un gran patrimonio y por tanto no se genere la ruina, aunque exista excesiva onerosidad. Además, no es procedente tener como criterio para la aplicación de la mencionada teoría la frustración de la ganancia de una de las partes, ya que el hecho sobreviniente debe generar realmente una excesiva onerosidad que impida la adecuada ejecución del contrato. En cambio, lo que se debe tener en cuenta “ no es la prestación en si misma sino en su relación de equivalencia con la prestación a cargo del otro contratante, cuyo desajuste produce una alteración fundamental de la base económica del negocio162

Cabe resaltar que, para algunos, “ la tolerabilidad no excluye la excesiva onerosidad ”, esto es, que por el hecho de que la parte afectada le dé cumplimiento a la prestación cuando existe una excesiva onerosidad, no implica que no se pueda invocar la teoría de la imprevisión. Lo anterior puede suceder, por ejemplo, cuando el contratante perjudicado ha hecho un esfuerzo inmenso por cumplir con la prestación, pero esto no obsta para que exista una sobreprestación en el marco de la economía del contrato. Lo tolerable de la prestación también sirve como guía para determinar si existen desequilibrios transitorios o no, ya que en el primer supuesto, el esfuerzo no resultaría tan extremo y por lo tanto no tendría aplicación la teoría de la imprevisión. Igualmente se explica que para la aplicación de la teoría “ no cabe mirar las cosas desde la óptica del afectado sino desde el equilibrio logrado en el contrato”, ni “ tampoco cabe mirar las cosas desde fuera del contrato ”, dado que lo realmente significativo es que “ la relación de cambio que sustenta el negocio en su génesis, y que debe perdurar en la etapa de ejecución, es lo que resulta afectado por el acontecimiento extraordinario e imprevisible 163.

Por otra parte, Messineo considera que la excesiva onerosidad no se debe aplicar únicamente cuando se altere el valor de la prestación, sino también cuando se genere una afectación en cuanto a la utilidad de la contraprestación. Con todo, ha de hacerse énfasis en el hecho de que la imprevisión dentro del marco del derecho privado, busca respetar el principio de la equidad, pero en ningún supuesto pretende garantizar que los contratantes obtendrán la utilidad esperada 164.

El juzgador, cuando busque constatar la excesiva onerosidad en un determinado negocio jurídico, deberá aplicar un criterio objetivo, el cual consiste básicamente en establecer el equilibrio inicial de las prestaciones para luego medir el desequilibrio sobreviniente 165 . Así las cosas, deberá presentarse una desproporción manifiesta, la cual debe ser cuantificable económicamente, entre lo que representaba para el agente afectado las obligaciones al momento de la celebración del contrato, y lo que representa su cumplimiento después de la ocurrencia de las circunstancias imprevistas.

Pero, junto al mencionado criterio objetivo, también habrá de tenerse en cuenta la libertad reconocida en el ordenamiento jurídico a las partes para determinar el alcance y el contenido de sus negocios, de manera que se deberá ponderar hasta donde llega el respeto integral a la autonomía de la voluntad privada166.

De otra parte, el juez deberá analizar si el contratante afectado tomó todas las medidas razonablemente a su alcance, para evitar el acaecimiento del hecho o para mitigar sus consecuencias.

De probarse las circunstancias anteriormente descritas, el agente afectado podrá invocar la teoría de la imprevisión para eximirse del cumplimiento de las obligaciones pendientes derivadas del contrato 167.

5.- Análisis del caso concreto

Según el alegato de conclusión de la Convocante -dado que no puede vender energía a un precio que le permita recuperar los costos que se derivan del cumplimiento de las obligaciones que contrajo mediante el contrato 94.016, y teniendo en cuenta que en el futuro tampoco logrará dicha recuperación -EBSA está destinada, irremediablemente, a seguir generando considerables pérdidas, aún si fuera totalmente eficiente, lo que habrá de llevarla, en un futuro próximo, a quedar incursa en causal de disolución. Esto demuestra, a su juicio, la excesiva onerosidad sobreviniente del contrato, la cual, señala, ha sido reconocida en varios estudios.

Plantea igualmente la Convocante que así la Nación haya decidido desarrollar el proyecto, en interés general, los efectos del contrato y del laudo solo deben radicarse en EBSA y no pueden extenderse a la Nació n, en razón de que ésta tiene personería jurídica y autonomía presupuestal.

En esta línea de pensamiento arguye la Convocante que si la Nació n decidiere reembolsar a la FEN los dineros que ésta destine a honrar la garantía que constituyó, aún en este supuesto tanto EBSA como la FEN irían a la insolvencia, pues la Convocante le quedarí a debiendo a su garante los sumas pagadas por ésta y la FEN le saldría a deber a la Nación los recursos que ésta le suministre. Esta situación se evitaría en la medida en que la Nación optare por capitalizar a la FEN, pero esto sería una determinación autónoma, no una obligación de la Nación, de suerte que no hay certeza al respecto. Así las cosas, agrega, que la operatividad de la supuesta garantía de la Nación no hace desaparecer el riesgo de insolvencia de EBSA y de la FEN, pues la primera no tiene obligación de capitalizar esas deudas.

Concluye EBSA manifestando que la Nación no debe resultar sufriendo las consecuencias de este estado de cosas, toda vez que no es parte del contrato, ni del proceso, lo que significa que las secuelas han de repercutir ú nicamente sobre el patrimonio de EBSA, en concordancia con el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, el cual dispone que las empresas que deciden desarrollar proyectos son las llamadas a asumir la responsabilidad í ntegra, así como los riesgos de los mismos.

Frente a estas alegaciones de la Convocante, CES ha planteado diversos contraargumentos, entre ellos, que las circunstancias sobrevinientes no han alterado, ni agravado las prestaciones asumidas por aquella, ni éstas se han convertido en excesivamente onerosas; que los niveles prevalecientes de los precios de la energía han estado determinados por el comportamiento hidrológico, lo que constituye un riesgo asumido por EBSA; que los perjuicios que ésta dice haber sufrido son consecuencia de su propia negligencia, ya que elaboró las proyecciones del proyecto con un optimismo injustificado y con base en supuestos advertidamente sobreestimados, habiendo mostrado una conducta posterior que ha agravado su situación financiera; que ha actuado con ineficiencia al no cumplir sus propias metas de control de gastos de funcionamiento, dado que sus costos han aumentado; que las pérdidas cuyo resarcimiento se persiguen en el proceso no se encuentran debidamente acreditadas, toda vez que en la contabilidad de EBSA no se pueden precisar los ingresos, egresos y perdidas atribuibles al contrato 94.016; y en fin, que el deterioro de la situación financiera de EBSA estaba advertido y era previsible desde antes de la celebración del contrato 94.016, de manera que su eventual disolución no puede considerarse como demostración de una inopinada mayor onerosidad, ni dar lugar a la revisión de los términos económicos del contrato.

Los señalados planteamientos de EBSA, como las correspondientes defensas de CES, miran en concreto o se enfocan en las repercusiones que las alegadas circunstancias sobrevinientes habrían generado, de manera directa e inmediata, en el patrimonio de la Convocante, dado que el debate gira en torno a si el contrato 94.016 ha afectado en forma grave la situación financiera de la demandante al extremo de colocarla en situación de insolvencia, que habría de llevarla a su irremediable disolución y liquidación.

Con todo, el Tribunal, habiendo sopesado cuidadosamente el acervo probatorio que obra en el proceso, ha llegado a la conclusión que los efectos económicos producidos por el contrato 94.016 no pueden evaluarse dentro del marco restringido que se ha descrito, es decir, no puede circunscribirse -para balancear ponderadamente sus ventajas y costos- al análisis de lo que le haya ocurrido a EBSA, toda vez que las finalidades y móviles que llevaron a las autoridades gubernamentales a desarrollar el proyecto Termopaipa IV van más allá del resultado de los negocios de la Convocante, pues transcienden sus estados financieros para inscribirse dentro de un propósito de alcance nacional y de indudable interés pú blico.

En otras palabras, el examen que ha de llevarse a cabo no ha de hacerse en una dimensión microeconómica, esto es, limitada a las consecuencias puntuales que el contrato produjo en las finanzas de EBSA, sino en una dimensión macroeconómica, basada en la interpretación teleológica del negocio jurídico diseñado y puesto en marcha por el Gobierno Nacional.

Al respecto debe recordarse que la construcción de la planta que nos ocupa, hizo parte de la estrategia elaborada, en los primeros años de la década de los noventa por diversas entidades oficiales, del más alto nivel, para precaver de manera efectiva otra crisis como la producida por el apagón que venía de experimentar el país, el cual afectó de manera grave las distintas actividades económicas, reduciendo la tasa de crecimiento del PIB nacional.

Así las cosas, para evitar otra emergencia similar, se decidió reducir la marcada dependencia del elemento hídrico que tenía el sector de generación de energía. Para ello se optó por incrementar la capacidad de producción de energía térmica, mediante la construcción de plantas a carbón y a gas, las cuales servirían de respaldo a la generación hidroeléctrica cuando quiera que se presentara escasez de agua.

Por tanto, las nuevas plantas no estaban llamadas a operar permanentemente, sino a servir de respaldo para darle mayor confiabilidad y solidez al sistema, de suerte que su producción efectiva de energía dependía de la mayor o menor disponibilidad de agua, dado que la generación con base en este insumo habría de preferirse, por cuanto el agua resulta más barata que el carbón o que el gas.

De lo anterior se infería que las nuevas plantas no podrían financiarse íntegramente con la venta de energía, por cuanto no estaban destinadas a una generación constante, sino temporal, o incluso esporádica. De ahí que se pensara en acudir a otras fuentes para completar los recursos necesarios para el reembolso de las inversiones correspondientes, tal como se observa en el Documento CONPES 2641 del 16 de febrero de 1993168 , en el cual se hace referencia a aportes de la Nación y a la repartición de los costos en cuestión entre todas las empresas del sector eléctrico. Es así como allí se habla, para estimular las inversiones privadas, de que la FEN garantizaría el reembolso de las mismas, agregando que “ para asegurar la viabilidad del esquema, la Nación respaldará, a su vez, a la FEN ”. También se precisa que los ingresos de las empresas compradoras de energía se destinarían a pagar a los generadores privados, pero, en caso de resultar insuficientes, “ la Nación… se comprometerá a aportar en el año siguiente… un monto igual al faltante pagado por la FEN. De esta manera, los contratos estarían respaldados hasta en un 100% por parte de la Nación, siempre y cuando se hallen constituidas las contragarantí as a satisfacción del Ministerio de Hacienda”.

Se señala igualmente en el citado documento CONPES que “ en conjunto, estos proyectos proporcionan la confiabilidad a todo el sistema, reduciendo el riesgo de racionamiento futuro. Por ende, los costos de estos contratos deberán ser asumidos, de manera adecuada, por las empresas del sector. El Ministerio de Minas y Energía discutirá y pondrá en marcha los esquemas necesarios para lograr este objetivo ”.

Como resultado de las anteriores reflexiones, en el aludido documento CONPES se formulan, entre otras, las siguientes recomendaciones:

7. Solicitar a Ministerio de Hacienda y Crédito Público presentar al Congreso la aprobación de las apropiaciones presupuestales anuales para respaldar a la FEN los giros efectuados para cubrir posibles faltantes en el pago de los contratos de compra o suministro de energía.

8. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía adelantar las gestiones necesarias para definir el esquema de repartición de costos entre las empresas del sector para los proyectos sugeridos.

Fue precisamente en desarrollo de lo anterior, que se perfeccionó el convenio de respaldo presupuestal de la Nación del 11 de marzo de 1994 169.

Es evidente, entonces, que el plan de expansión que contemplaba la construcción de plantas de generación térmica, era una estrategia de alcance y propósitos a nivel nacional, que en verdad atendía intereses generales, pues su finalidad esencial estaba enderezada a dotar de una mayor confiabilidad y solidez al parque generador, para así evitar otras crisis energéticas como la ocurrida en 1992 y 1993.

Vistas así las cosas, el interés público o general que estaba envuelto en el desarrollo de estos proyectos, convertía la escogencia de la empresa regional específica que hubiera de celebrar los contratos para la construcción y puesta en marcha de cada una de las plantas térmicas previstas, en un factor secundario o meramente instrumental, pues lo realmente esencial era que el país contara con un sistema de generación confiable y sólido que evitara ulteriores racionamientos, de manera que la ubicación puntual de la planta, o la electrificadora regional a la que se le asignara el negocio, eran aspectos de una menor importancia, pues la empresa escogida era solo un medio para el logro del propósito nacional perseguido.

Lo anterior quiere decir que la alegada mayor onerosidad sobreviniente del contrato 94.016 debe examinarse dentro del contexto general de las metas a que estaba dirigido, vale decir, sin circunscribir el análisis a las repercusiones producidas en los estados financieros de EBSA, sino cotejando sus costos con sus verdaderos beneficios, que van más allá, obviamente, de la puesta a disposición de la Convocante de la capacidad de potencia de la nueva planta. Por ende, las ventajas del contrato que deben entrar en la evaluación son aquellas que el Gobierno vislumbró al proyectar la expansión de la generación térmica, especialmente la de contar con un sistema de generación más robusto y más confiable, reduciendo su dependencia del elemento hí ;drico para así evitar nuevas crisis, como las que se habían presentado en el pasado reciente. Y esa expectativa se cumplió, pues hoy el sistema es en efecto más confiable, lo que lo expone menos a las vicisitudes de futuras sequías, y ya en el pasado se vieron los frutos de esa política providente, pues según se señaló en el proceso, de no haber sido por el respaldo térmico, a finales de la década de los noventa el país hubiera experimentado, por fenómenos climáticos conocidos, otra etapa de racionamiento que le hubiera producido serios trastornos y el decaimiento del ritmo de crecimiento económico.

Estas reflexiones llevan a concluir que la evaluación de un proyecto como el que nos ocupa no puede hacerse sobre el mero cálculo de su rentabilidad, tal como lo haría un inversionista particular, pues se trata de una inversión efectuada en interés general, que buscaba un beneficio económico y social para la comunidad toda, beneficio que por si solo justificó llevar a cabo la construcción de la planta Termopaipa IV, a pesar de que se sabía a ciencia cierta, como lo demuestran los estudios de la FEN de 1993 y 1994, que dicho proyecto no era financieramente viable. Aún así se decidió realizarlo, no por la expectativa de rentabilidad financiera, sino por las razones de interés público que se dejan expuestas y que a la postre determinaron su desarrollo. Tales motivaciones y metas no pueden perderse de vista a la hora de ponderar las ventajas y costos de su realización, pues las decisiones adoptadas al respecto por las autoridades gubernamentales siempre se inspiraron en ellas y las tuvieron como respaldo y fundamento.

Esto explica, paralelamente, que, en razón de la carencia de fondos públicos, y con el fin de atraer recursos privados, para adelantar el imprescindible plan de expansión de generación térmica, se hubiera decidido rodear a los inversionistas de mecanismos jurídicos de protección que les aseguraran el reembolso de sus inversiones con una rentabilidad adecuada. Por esta razón, se ha reiterado con ocasió n del estudio de distintos puntos en este laudo, se les ofreció un esquema contractual PPA-BOOM, complementado con garantía de la FEN, lo que en conjunto les respaldaba el pago de los derechos de crédito que les correspondían, dejándolos a salvo de la perspectiva, cierta y prevista, de que las ventas de energía no produjeran suficientes recursos para dichos pagos, en particular – como se dijo – porque las plantas térmicas estaban destinadas a generar de manera temporal y no permanente. Así mismo, ese esquema de protección para los inversionistas privados los exoneraba de correr riesgos de una señalada importancia, como los de afrontar la incertidumbre de los cambios regulatorios que se avecinaban, los de las fluctuaciones de la tasa de cambio y las vicisitudes propias de la comercialización de la potencia y la energía, en especial las oscilaciones de su demanda y los altibajos de sus precios.

Las seguridades así otorgadas a CES, que sin duda constituyeron mó ;viles determinantes de su voluntad, en el sentido de que sin aquellas no habría accedido a celebrar el contrato 94.016, no pueden arrebatá rsele ex post facto , so pretexto de revisar las condiciones económicas pactadas en virtud de supuestas o reales circunstancias sobrevinientes imprevisibles y extraordinarias, pues con ello se trastocarían, por completo, las bases del negocio, cambiándole al inversionista privado, de manera drá stica e inopinada las reglas de juego y los supuestos del negocio que se le ofrecieron, con base en los cuales dio su consentimiento. El intento de introducir cambios ulteriores en el régimen de distribución de riesgos deliberadamente calculado por el Gobierno, propuesto luego a quienes intervinieron en la licitación y plasmado finalmente en el contrato, no puede ser prohijado por el Tribunal, so pena de constituir un agravio a la seguridad jurídica y a la de los intereses de los contratantes y una flagrante violación al principio de protección de la legí tima confianza creada en los inversionistas.

6.- Conclusión sobre la pretensión basada en la imprevisión

En síntesis, no ha quedado demostrada la existencia de la mayor onerosidad sobreviniente, elemento esencial de la teoría de la imprevisión, toda vez que ese análisis comparativo, a juicio del Tribunal, no podía hacerse en este caso dentro del estrecho marco planteado de las repercusiones económicas experimentadas por EBSA como consecuencia de la ejecución del Contrato 94.016, sino en una perspectiva mucho más amplia y general, en la que se tuvieran en cuenta los móviles determinantes y los verdaderos propósitos de orden nacional y de interés común, perseguidos y atendidos mediante ese negocio jurídico.

Por tanto, de acuerdo con lo expuesto en este capítulo – destinado a examinar la eventual procedencia de la pretensión de modificació ;n de las estipulaciones económicas del negocio, o su terminació n, como resultado del advenimiento de circunstancias extraordinarias e imprevisibles generadoras de una mayor onerosidad en el cumplimiento de las obligaciones contraídas por EBSA a través del contrato 94.016 – el Tribunal no habrá de acceder a las pretensiones formuladas con base en la teoría de la imprevisión, o de la excesiva onerosidad sobreviniente, habida cuenta de que ninguno de sus elementos esenciales quedó demostrado en el proceso.

V.- ANÁLISIS DE LA DEMANDA DE RECONVENCIÓN PRESENTADA POR CES CONTRA EBSA

Pasa el Tribunal a ocuparse del análisis de las pretensiones presentadas por CES en su demanda de reconvención, las cuales son del siguiente tenor:

PRIMERA: Que se declare que el término de duración del Contrato No. 94.016 suscrito entre EBSA y CES constituía una condición obligatoria incluida en los Términos de Referencia de la Convocatoria Pública Internacional para la Contratación de la Construcción de la Unidad IV de la Central Termoeléctrica de Paipa de 150 MW, abierta por EBSA en 1993, y que dicho término igualmente estaba contemplado en la minuta de contrato anexa a los mismos Términos de Referencia.

SEGUNDA: Que como consecuencia de lo anterior, se declare a EBSA responsable de la anulación del Contrato No. 94.016 que llegare a proferir el Tribunal de Arbitramento, y como tal, responsable también de todos los perjuicios que de dicha nulidad se deriven.

SUBSIDIARIA DE LA PRIMERA Y SEGUNDA PRINCIPALES: Que se declare, de conformidad con lo estipulado en las cláusulas décima quinta, letra numeral c., y trigésima cuarta del Contrato No. 94.016, que existió un cambio de ley consistente en la adopció ;n, luego del 22 de octubre de 1993, de una ley o reglamento que impida la disponibilidad de la central.

TERCERA: Que, como consecuencia de las anteriores declaraciones, se condene a EBSA a pagar a CES, tanto el daño emergente, como el lucro cesante, derivados de la nulidad del Contrato No. 94.016, conforme con lo indicado en el Capítulo correspondiente a los perjuicios y a las pruebas que se alleguen al proceso.

CUARTA: Que se condene a EBSA, en caso de oposición a esta demanda, al pago de las costas y gastos del proceso, incluidas las agencias en derecho, en la cantidad que determine el Tribunal Arbitral.”

Respecto de la pretensión Primera, el Tribunal encuentra que el asunto está por fuera de discusión, como quiera que en el numeral 1.5. de los Términos de Referencia se estableció que la convocatoria pública internacional abierta por EBSA, tenía por objeto seleccionar a la firma a la cual esta entidad compraría energía y disponibilidad de potencia durante un periodo de veinte (20) años, lo cual hizo en los siguientes términos:

“El objeto de la presente convocatoria es seleccionar la firma a la cual la Electrificadora de Boyacá S.A., comprará energía y potencia, en las condiciones especificadas, durante un periodo de veinte (20) años.”

Igualmente, la cláusula décima séptima “DURACIÓ ;N” de la minuta del Contrato anexa a los Términos de Referencia, estableció el término de 20 años, así:

“El contrato de suministro de energía y potencia tendrá una duración de veinte (20) años contados a partir de la fecha en la cual el Contratista se obliga a tener disponible y en operación comercial la Central generadora.”

De la misma manera, tanto en el texto del Contrato 94.016 inicialmente celebrado entre las partes, como en la “versión integrada” del mismo que posteriormente convinieron las mismas, se estipuló el término de duración del mismo en veinte años, contados a partir de la fecha de puesta en operación comercial definitiva de la central Termopaipa IV.

En efecto, el término de 20 años fue establecido desde la cláusula contentiva del Objeto del Contrato, en los siguientes té rminos:

“SEGUNDA: OBJETO El objeto del presente contrato es el suministro de energía y de disponibilidad de potencia durante un periodo de 20 años de Acuerdo , por parte del CONTRATISTA al CONTRATANTE de conformidad con las condiciones establecidas en los términos de referencia de la Convocatoria Pú blica Internacional que dio origen a este CONTRATO y en las cláusulas aquí estipuladas (...)”. (Negrilla fuera del texto)

Adicionalmente, la cláusula de PLAZO Y TERMINACIÓN establece puntualmente dicho término:

“OCTAVO: PLAZO Y TERMINACIÓN. 8.1 PLAZO. El plazo total del presente contrato comprende: El período de suministro de energía y potencia: El suministro de energía y potencia tendrán una duración de veinte (20) años de acuerdo contados a partir de la fecha de puesta en operación comercial definitiva de la Central; las partes levantarán un acta en que harán constar esa fecha (...).” (Negrilla fuera del texto)

Finalmente, referencias a dicho término se encuentran a lo largo del texto del Contrato, como puede verse en las cláusulas Primera, Tercera y Quinta.

Lo anteriormente expuesto es suficiente para que el Tribunal declare que el término de veinte (20) años de duración del Contrato fue una condición obligatoria incluida en los Términos de Referencia; y que dicho término fue incorporado en la minuta del contrato anexa a los Términos de Referencia de la Convocatoria que culminó con la celebración del Contrato 94.016.

En cuanto a las pretensiones Segunda y Subsidiaria de la Primera y Segunda Principales de la demanda de reconvención de CES, solicita esta parte que se declare a EBSA responsable de la anulación del Contrato 94.016 que llegare a proferir el Tribunal de Arbitramento, asi como de los perjuicios que de ello se deriven para CES; o que subsidiariamente se declare que existió un cambio de ley consistente en la adopción de una ley o reglamento que impide la disponibilidad de la Central Termopaipa IV.

Como consecuencia de las anteriores declaratorias, de haber lugar a ellas, en las pretensiones Tercera y Cuarta pide CES que se condene a EBSA a pagar el daño emergente y el lucro cesante derivados de la nulidad del Contrato, así como las costas y gastos del proceso, incluidas las agencias en derecho.

El Tribunal entiende, del texto del petitum de la demanda de reconvención, que las pretensiones Segunda y Subsidiaria de la Primera y Segunda Principales estaban llamadas a ser despachadas por el Tribunal solamente en el evento de que en el laudo se declarara la anulación del Contrato 94.016, o de que como consecuencia del resultado de este proceso se impidiera la disponibilidad de la Central. A igual conclusión llega el Tribunal respecto de las pretensiones Tercera y Cuarta, dado su carácter de consecuenciales de las anteriormente nombradas.

Así las cosas, toda vez que las pretensiones de nulidad total o parcial del Contrato 94.016 formuladas por EBSA no habrán de prosperar, y que de la decisiones del Tribunal frente a las pretensiones de la demanda de EBSA tampoco surge un impedimento para la disponibilidad de la Central, por los motivos expuestos en los capítulos precedentes, el Tribunal no habrá de proferir las declaraciones y condenas solicitadas por CES en las pretensiones Segunda, Subsidiaria de la Primera y Segunda Principales, Tercera y Cuarta de su demanda de reconvención.

Por las mismas razones expuestas, el Tribunal tampoco habrá de entrar a analizar las excepciones planteadas por EBSA frente a las referidas pretensiones de la demanda de reconvención de CES.

Cabe advertir, sin embargo, respecto de la demanda de reconvención formulada en el presente proceso, el Tribunal encuentra que la misma, planteada - salvo la pretensión Primera – en forma condicionada a la procedencia de la declaratoria de nulidad impetrada en la demanda principal, no puede calificarse como un ejercicio indebido del derecho a litigar, sino que por el contrario, dadas las circunstancias cómo se planteó el presente debate, constituye un medio de defensa adecuado, por lo que respecto de la demanda de reconvención no habrá lugar a condena en costas para las partes.

CAPÍTULO IV.- COSTAS Y AGENCIAS EN DERECHO

Para efectos de la liquidación de costas y agencias en derecho, el Tribunal tiene en cuenta lo siguiente:

1.- Costas:

Mediante Auto N° 1, proferido en la audiencia de instalación del Tribunal el 30 de agosto de 2002, se establecieron los honorarios y gastos del proceso en relación con la demanda presentada por Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P. contra Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. E.S.P. y con la demanda de reconvenció ;n instaurada por la segunda contra la primera, fijándose los honorarios de los árbitros y del secretario; los gastos de funcionamiento y administración del Centro de Arbitraje y Otros Gastos en la suma de $3.420’000.000, suma ésta que fue cubierta en su totalidad por EBSA, toda vez que CES no depositó la suma a su cargo dentro del término establecido por el Tribunal. No obstante, CES procedió a reembolsar a favor de EBSA la suma de $1.590’300.000 pagados por esta con ocasión de las mencionadas partidas, más los intereses moratorios sobre dicha cantidad, lo cual realizó mediante dos consignaciones el 24 de septiembre de 2002.

En el curso del proceso se practicaron dos dictámenes periciales, cuyo costo fue asumido por las partes de la siguiente manera:

El Tribunal decretó como honorarios por el peritazgo Contable a favor de los peritos Ricardo Sabogal y Eduardo Jiménez la suma de $70’ 000.000 para cada uno, pagadera por partes iguales entre EBSA y CES; y como honorarios por el peritazgo Económico a favor de los peritos Luis Alberto Zuleta y Manuel Ramírez, la suma de $90’000.000 para cada uno, pagadera por partes iguales entre EBSA y CES.

Con ocasión de las aclaraciones y complementaciones a los mencionados dictámenes, el Tribunal decretó honorarios adicionales a favor de cada uno de los peritos, así:

Como honorarios adicionales por el peritazgo Contable a favor de los peritos Ricardo Sabogal y Eduardo Jiménez la suma de $40’000.000 para cada uno, correspondiéndole a EBSA el 20% y a CES el 80%; y como honorarios adicionales por el peritazgo Económico a favor de los peritos Luis Alberto Zuleta y Manuel Ramírez, la suma de $50’000.000 para cada uno, correspondiéndole a EBSA el 20% y a CES el 80%, para un gran total de honorarios de peritos de $500’000.000, de los cuales EBSA sufragó ; $196’000.000 y CES $304’000.000.

Los gastos totales para la elaboración de los dictámenes periciales, netos de devolución de saldos, según las cuentas aprobadas de los respectivos peritos, ascendieron a $109’602.832, de los cuales EBSA sufragó $39’380.736 y CES $70’222.095.

En desarrollo de la etapa probatoria se decretaron algunas traducciones al español de documentos en inglés y en alemán; traducciones por las cuales se pagaron honorarios a favor de los traductores oficiales, Pilar Gamboa y Tomás Urbanek, por un valor total de $42’926.960 de los cuales EBSA sufragó $19’075.040 y CES $23’851.920.

En total, los honorarios de los árbitros y el secretario, los gastos de funcionamiento y administración del Centro de Arbitraje y otros, honorarios de peritos, gastos para la elaboración de los dictá menes y honorarios de traductores ascendieron a $4.072’529.792, de los cuales EBSA sufragó $2.084’155.776 y CES $1.988’374.016.

En consideración a que las decisiones que habrá de adoptar el Tribunal en la parte resolutiva respecto de la demanda de EBSA contra CES favorecen íntegramente, desde el punto de vista de las consideraciones jurídicas y de las consecuencias económicas, la posición esgrimida por la Convocada, y que respecto de la demanda de reconvención formulada por CES contra EBSA no hay lugar a condena en costas, el Tribunal condenará a EBSA a asumir el cien por ciento (100%) de las costas totales del proceso, que ascienden a la suma de $4.072’529.792, por lo que habiendo ya sufragado EBSA $2.084’155.776, le corresponde restituirle a CES la suma de $1.988’374.016.

De lo que debe restituirse a CES por concepto de costas, ha de descontarse la suma de $417.070, cantidad que fue entregada en exceso a CES por parte de los peritos contadores al realizar la devolución de los saldos de la partida de gatos para la elaboración del dictamen pericial a su cargo. Lo anterior, de conformidad con el Auto de 29 de marzo de 2004 (Acta No 27).

En consecuencia, EBSA deberá pagar a CES la suma de mil novecientos ochenta y siete millones novecientos cincuenta y seis mil novecientos cuarenta y seis pesos ($1.987’956.946) por concepto de costas del presente proceso arbitral.

En relación con los pagos para la partida denominada “Otros Gastos”, una vez se liquiden los gastos efectivamente incurridos, los saldos se reembolsarán o se requerirán en su totalidad a EBSA.

2.- Agencias en derecho:

Por las mismas razones expuestas en cuanto a las costas del proceso, el Tribunal fija, por concepto de agencias en derecho, el equivalente al cien por ciento de los honorarios de un árbitro en el presente proceso, es decir, la suma de novecientos veinte millones de pesos ($920’000.000), a cargo de EBSA y a favor de CES

CAPÍTULO V. - PARTE RESOLUTIVA

En mérito de lo expuesto, administrando justicia en nombre de la República de Colombia y por autoridad de la Ley, el Tribunal de Arbitramento


RESUELVE:
    1. Por las consideraciones expuestas en la parte motiva, no proceden las objeciones por error grave formuladas por Compañía Elé ctrica de Sochagota S.A. ESP frente al dictamen pericial rendido en este proceso por los peritos Luis Alberto Zuleta y Manuel Ramírez, ni la tacha formulada por Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP contra el testigo Wilson Julio Uribe Vega.
    2. Por las razones enunciadas en la parte motiva, el Tribunal declara justificada la oposición formulada por Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP respecto de la exhibición de documentos durante la inspección judicial adelantada en sus instalaciones y en consecuencia no aplicará las consecuencias de ley por la renuencia a la exhibición.
    3. El Tribunal declara que la Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP y la Empresa de Energía de Boyacá S.A. ESP están vinculadas por el Contrato 94.016 que se perfeccionó el 10 de octubre de 1994, “para el suministro de energía y de disponibilidad de potencia”, el cual ha sido modificado en varias oportunidades.
    4. Por las razones enunciadas en la parte motiva, el Tribunal rechaza la Segunda Pretensión de las “Pretensiones Principales” de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP, por lo que no declara la nulidad absoluta de todo el Contrato 94.016, ni la nulidad absoluta de los literales “a” y “d (ii)” del numeral 8.3. de la cláusula octava, y el literal “b”, numerales 1 y 2, de la cláusula 8.5, del mismo Contrato.
    5. Como consecuencia de lo resuelto en el Artículo anterior, el Tribunal rechaza las Pretensiones Tercera, Cuarta, Quinta y Sexta de las “ Pretensiones Principales” de la demanda de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP.
    6. Por las consideraciones expuestas en la parte motiva, el Tribunal rechaza la Segunda Pretensión del “Primer Grupo de Pretensiones Subsidiarias” de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP, mediante la cual se solicitó la declaratoria de incumplimiento del Contrato 94.016 por parte de la Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP, al abstenerse de pagar en la oportunidad debida, los costos y gastos del arbitramento señalados por el Tribunal en su sesión del 30 de agosto del 2002.
    7. Como consecuencia de lo resuelto en el Artículo anterior, el Tribunal rechaza las Pretensiones Tercera, Cuarta, Quinta y Sexta del “Primer Grupo de Pretensiones Subsidiarias” de la demanda de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP.
    8. Por las consideraciones expuestas en la parte motiva, el Tribunal rechaza la Segunda Pretensión del “Segundo Grupo de Pretensiones Subsidiarias” de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP, mediante la cual se solicitó la declaratoria de que la evolución del mercado de energía y su impacto sobre las finanzas de la empresa, a partir del perfeccionamiento del contrato y en el futuro previsible, han sido para Empresa de Energía de Boyacá S.A. ESP circunstancias extraordinarias que al iniciar la licitación y al suscribir y perfeccionar el contrato eran imprevisibles, y que alteran y agravan las prestaciones de futuro cumplimiento para la empresa hasta el punto de resultarle excesivamente onerosas porque pueden ocasionar su disolució ;n.
    9. Como consecuencia de lo resuelto en el Artículo anterior, el Tribunal rechaza las Pretensiones Tercera y Cuarta del “Segundo Grupo de Pretensiones Subsidiarias” de la demanda de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP.
    10. En relación con las excepciones de mérito propuestas por Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP contra las pretensiones de la demanda de Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP, no habiendo prosperado ninguna de las pretensiones de la demanda frente a las cuales se opusieron, el Tribunal se abstiene de pronunciarse sobre las mismas.
    11. En relación con la pretensión Primera de la demanda de reconvención de Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. E.S.P., el Tribunal declara que el término de duración del Contrato 94.016 suscrito entre Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP y Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP constituía una condición obligatoria incluida en los Términos de Referencia de la Convocatoria Pública Internacional para la Contratación de la Construcción de la Unidad IV de la Central Termoeléctrica de Paipa de 150 MW, abierta por Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP en 1993, y que dicho término igualmente estaba contemplado en la minuta de contrato anexa a los mismos Términos de Referencia.
    12. En razón de que la Pretensión Segunda de la demanda de reconvención de la Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP se condicionó al evento en que el Tribunal llegare a declarar la anulación del Contrato 94.016, condición que no ocurrió por las razones enunciadas en la parte motiva, como quedó declarado en los Artículos anteriores, el Tribunal no accede a la Pretensión citada.
    13. Como consecuencia de lo resuelto en los dos Artículos anteriores y por las mismas razones, el Tribunal no accede a la Pretensión Subsidiaria de la Primera y Segunda Principales de la demanda de reconvención de Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP.
    14. Como consecuencia de lo resuelto en los tres Artículos anteriores y por las mismas razones, el Tribunal no accede a la Pretensión Tercera de la demanda de reconvención de Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP.
    15. Como consecuencia de lo resuelto en los cuatro Artículos anteriores, el Tribunal se abstiene de condenar en costas a Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP en relación con la demanda de reconvención de Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP.
    16. Teniendo en cuenta lo resuelto en relación con la demanda de reconvención de Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP, el Tribunal se abstiene de pronunciarse sobre las excepciones formuladas por Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP frente a las Pretensiones de la misma.
    17. De conformidad con lo expuesto por el Tribunal en la parte motiva, se condena a Empresa de Energía Eléctrica de Boyacá S.A. ESP a pagar a Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP el cien por ciento (100%) de las costas del presente proceso, incluyendo las agencias en derecho, por lo que deberá restituirle la suma de Mil novecientos ochenta y siete millones novecientos cincuenta y seis mil novecientos cuarenta y seis pesos ($1.987’956.946), correspondiente a las costas, y pagarle la suma de Novecientos veinte millones de pesos ($920’000.000), correspondiente a las agencias en derecho. Estas sumas deberán serle pagadas a Compañía Eléctrica de Sochagota S.A. ESP dentro de los seis (6) días siguientes a la fecha de ejecutoria de esta providencia.
    18. Una vez efectuado el pago por parte de Empresa de Energía Elé ctrica de Boyacá S.A. ESP las partes deberán proveer lo necesario para el ajuste entre ellas de las retenciones practicadas a los beneficiarios de los pagos de las costas.
    19. Protocolícese el expediente en una de las notarías del Cí rculo de Bogotá.

NOTIFÍQUESE.

El Laudo fue notificado en audiencia a los señores apoderados de las partes, a quienes por Secretaría les fue entregada copia auté ntica.

JORGE SUESCÚN MELO MARIA CRISTINA MORALES DE BARRIOS

Presidente Árbitro

CARLOS ESTEBAN JARAMILLO SCHLOSS LUIS DE BRIGARD CARO

Árbitro Secretario





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