Es loable el esfuerzo que ha hecho el gobierno colombiano en mejorar las condiciones contractuales para la exploración offshore.

El esfuerzo exploratorio se ha enfocado en el mar caribe, la costa pacífica no ha tenido un impulso notorio como lo ha tenido la costa caribe.  

En la actual coyuntura por la que atraviesa el país, debido a la falta de claridad si se podrá o no explotar los yacimientos no convencionales, realizar un mayor impulso a la exploración en el pacífico puede ser una buena alternativa.

¿Como se ha comportado el entorno a la exploración en las costas del océano pacifico, será que esta falta de interés es un fenómeno regional?

Este escrito tiene el propósito de realizar una descripción general del entorno suramericano colombiano frente a los contratos de exploración Costa Afuera en el pacífico suramericano, así como el llamado a realizar mayores esfuerzos en la exploración Costa Afuera dichas cuencas.

INTRODUCCIÓN

Cuando hablamos de exploración Costa Afuera en Colombia primero debemos definir que es Costa Afuera. El articulo 4 numeral 9 de La resolución 40687 del 2017 del Ministerio de Minas y Energía la define como aquella porción que “Comprende el mar territorial, la zona económica exclusiva y la plataforma continental de la Nación conforme a lo establecido en la Ley 10 del 4 de agosto de 1978, por medio de la cual se dictan normas sobre mar territorial, zona económica exclusiva, plataforma continental, y se establecen otras disposiciones”.

A partir de esta definición se estructura todo un segmento de la industria de los Hidrocarburos distinta y separada de lo que conocemos como la exploración y producción de hidrocarburos continental.

1. ANTECEDENTES EXPLORACIÓN COSTA AFUERA

La exploración y producción Costa Afuera en el mundo es tan vieja como la exploración continental. Para finales del siglo IXX en las costas de Santa Barbara, California, Estados Unidos comenzaron las primeras exploraciones que podríamos clasificar Costa Afuera. Se construyeron una serie de muelles separados por unos 100 metros en madera donde se levantaron las torres de perforación igualmente construidos en madera, estos muelles tenían la posibilidad de ser extendidos dentro del mar cientos de metros. Ya para el año 1897 el primer pozo perforado producía crudo y 22 compañías se unieron al boom en aquellos años construyendo más de 14 muelles  perforando unos 400 pozos en los siguientes 5 años dentro del campo Summerland, el cual produjo crudo durante unos 25 años.

En 1938 la compañía Superior Oil construyó la primera plataforma independiente en el golfo de México, es decir no estilo muelle conectada a la playa. Para esta labor, contrataron a Brown & Roots, quien construyó una plataforma de 100 metros por 50 metros, hecha en madera sobre una capa de agua de 5 metros, distante unos mil seiscientos metros de la costa en el Estado de Lousiana.

Hasta 1947 la exploración y producción Costa Afuera siempre se desarrolló “a la vista” de tierra firme. A partir de esta fecha, y buscando la existencia de yacimientos más prolíferos, las compañías diseñaron plataformas para ir más allá de la vista de la costa y construyeron una cuya ubicación estaba 10 millas mar adentro y a 43 millas de Morgan City en Louisiana. Si bien esto requirió del diseño de buques de suministros y plataformas con dormitorios y facilidades para el personal, la profundidad de la capa de agua no se incrementó mucho pues el primer pozo de este estilo, denominado “Kermac 16” tenía una capa de agua de 6 metros.

De allí en Adelante, comenzó el boom de construcción de pozos costa afuera y para el año 1949 11 compañías ya se encontraban realizando actividades de estas características, perforando entonces unos 44 pozos[1] Las plataformas de perforación móviles fueron introducidas en 1954 e igualmente en ese año se diseñó y utilizó el primer Jack up Rig, que consiste en Una plataforma auto elevada provisto de varias patas móviles, capaces de elevar su casco sobre la superficie del mar.

De allí en adelante, otras fronteras se abrieron, como la construcción de pozos offshore en el mar del norte con capas de agua superiores a los mil pies, los pozos construidos costa afuera en Brasil, Angola, Trinidad y Tobago y Arabia entre otros. Se diseñaron, además, equipos para mayores profundidades hasta llegar a los equipos de hoy en días, que son capaces de perforar con capas de agua de más de 2.5 kilómetros

En Colombia, la historia de la búsqueda de crudo en Costa Afuera en el caribe es más reciente, se remonta a los años 70 y coincide con la modificación del sistema de contratación petrolero. Recordemos que hasta 1974 en Colombia era el Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía el que, vía contrato de concesión, asignaba las áreas para exploración.  En 1974 se firmó el Contrato de Asociación Catalina con la Texas Petroleum Company, siendo la exploración exitosa y encontrando unas reservas de aproximadamente 7 terapíes cúbicos en los campos de Chuchupa y Ballenas[2].

Después se firmaron otros contratos Costa Afuera en Colombia, cuyos resultados no fueron lo que las compañías esperaban, incluyendo la explosión de un pozo denominado Cartagena 1, el cual fue perforado por Texaco en el año 1977.

Por su parte, Amoco en los años 90 suscribió tres Contratos de Asociación para la exploración y explotación de hidrocarburos Costa Afuera pero no alcanzó a perforar ningún pozo realizando solo estudios geológicos sobre las áreas. Con la compra que hizo BP de AMOCO, aquella no mostro interés en continuar con la exploración en estas áreas.

Con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el año 2003, Petrobras, ExxonMobil y Ecopetrol suscribieron el primer contrato de Exploración y Explotación Costa Afuera denominado “Bloque Tayrona” y a partir de ese momento, otras empresas se han mostrado interesadas y firmado varios contratos, como Anadarko, Shell y Noble Energy, entre otras.  Los pozos hasta ahora perforados y que han resultado con producción, han comprobado la existencia de cuencas gasíferas sin que hasta la fecha se haya declarado la comercialidad en ninguno de estos descubrimientos. Es decir, 17 años después aun no es posible saber el futuro de dicha cuenca ni su verdadero potencial.

En relación con la exploración Costa Afuera en el Pacífico Colombiano, la información geológica es muy pobre, no ha existido a la fecha un interés muy entusiasta sobre las cuencas ubicadas en esa costa. Se han desarrollado varios proyectos sísmicos y perforado unos pocos pozos. Funcionarios de empresas de exploración en congresos han manifestado que la exploración y producción de los bloques en el pacífico podrían desarrollarse en el mediano y largo plazo[3]. Inclusive funcionarios de la ANH han dejado en claro que aún falta información para establecer realmente el potencial de dichas cuencas.

La exploración en estas áreas sería más costosa en comparación con la exploración en el mar caribe, debido por un lado a la falta de infraestructura necesaria, y por el otro lado, debido a la existencia de zonas de protección ambiental que implica tener que explorar aguas profundas y ultra profundas, ya que las áreas más cercanas a la costa son reserva ambiental. 

EXPLORACIÓN EN EL PACIFICO COMPARATIVO CON OTROS PAÍSES

1. ECUADOR

Aunque el mayor potencial en la actualidad en Ecuador se encuentra al oriente de la cordillera, Ecuatoriana, desde los años 60 Ecuador ha venido realizando exploraciones Costa Afuera en el sur del Pacífico cerca de Guayaquil.

El bloque 6 donde se ubica el campo La Amistad es productor de gas. Desde 1960 se inició la búsqueda en este bloque con el pozo Santa Clara que salió seco. Diez años después, se perforo el pozo Amistad 1 que fue el pozo descubridor. A la fecha se han perforado 17 pozos de los cuales en la actualidad 4 son productores. Su producción actual es de 38 MMPCD y las reservas 1P se calculan en 260.850 MMPD[4]

Existen otros dos bloques actualmente en exploración.

2. PERÚ[5]

Perú ha tenido un desarrollo interesante en la exploración Costa Afuera. La cual comienza en noviembre del año 1863, con la perforación junto a la línea de playa en la localidad de Zorritos del primer pozo petrolero en la costa pacífica de la actual Región de Tumbes (frontera con Ecuador) y el primero en Sudamérica, debido a los afloramientos de gas y petróleo que ocurrían en esta zona.

En el siglo pasado la perforación exploratoria en el área costa fuera comenzó en la cuenca Tumbes y se inició el 7 de octubre de 1971, cuando la empresa Tenneco Oil Company perforó el Pozo 8-X-1 Albacora, mediante un equipo montado en una barcaza. El pozo explotó e incendió la barcaza al sufrir un golpe de gas a la profundidad de 750 pies.  Esto no desanimo a la compañía Teneco que perforo 8 pozos adicionales durante los años 1972 a 1975 en 4 estructuras.  Desafortunadamente esta perforación no tuvo éxito para explotación de crudo en cantidades comerciales. De allí hasta nuestros días diversas empresas entran y salen sin que a la fecha hayan hecho descubrimientos importantes en la costa pacífica peruana.

Hacia el sur de la cuenca de tumbes se encuentra la cuenca de Talara, esta cuenca se encuentra parcialmente en territorio continental y una gran parte en la plataforma continental. En 1953 La compañía Petrolera del Pacífico suscribió 10 concesiones con 50 mil hectáreas de área aproximadamente. Posteriormente se unió con la Compañía Douglas Oil de California, que perforó pozos direccionales desde la playa y logró una producción que en corto tiempo alcanzó 40,000 bls/d.

Por esta misma época, la Compañía Richfield Oil Corp. de California inició operaciones de perforaciones Costa fuera desde su buque El Rincón, pero en 1956 suspendió estas perforaciones.

Mas adelante, en la historia reciente se han sacado a licitación varios bloques y una parte de la Cuenca de Talara se encuentra en exploración.

Adicional a las cuencas antes mencionadas y hacia el sur del Perú existen las cuencas de Sechura, Trujillo, Salaverry, Lima y Pisco. Todas ellas con boques exploratorios contratados y con un mayor grado de exploración.

3. CHILE[6]

En más de 50 años de búsqueda de hidrocarburos en Chile la única producción importante de hidrocarburos en Chile se ha encontrado en la Cuenca de Magallanes (Estrecho de Magallanes), donde se han perforado más de 3.000 pozos.

A pesar de haberse perforado del orden de 100 pozos, en el resto de Chile sólo se han encontrado producciones de gas no comerciales, ya sea por sus volúmenes menores o por su alta relación costo/beneficio.

Desde el 2006, la ENAP (Empresa Nacional del Petróleo Chilena) ha ejecutado una gran campaña de exploración en el estrecho de Magallanes con adquisición de sísmica tridimensional y pozos. Además, se dividió la región en bloques y se invitó a otras compañías a explorar. Ya hay 8 compañías trabajando en la región, por su cuenta o asociadas con ENAP.

Hasta ahora, el reemplazo de reservas no ha cubierto totalmente la producción. Esperan que cuando

entren en producción todos los yacimientos descubiertos, se equilibrará la curva.

4. ARGENTINA[7]

Argentina posee varas cuencas Costa Afuera, tales como La Colorada Marina, Magallanes en la Cuenca de Malvinas, Valdes, Blawson, Malvinas Norte, Malvinas oriental y San Julian entre otras.  El gran interés exploratorio se encuentra en la cuenca Malvinas cerca del Estrecho de Magallanes donde existe una gran prospectividad de Shale Gas y Crudo. Actualmente importantes compañías se encuentran explorando en esta cuenca y en la cuenca de Colorada Malvinas, ubicada en el Norte del País.

EL CONTRATO COSTA AFUERA EN COLOMBIA [8]

De acuerdo con el panorama regional expuesto, vemos como Colombia en la cuenca del pacifico es el país con menor desarrollo e interés exploratorio de todos los países del continente, y los esfuerzos han sido muy tímidos. La ANH en la Ronda 2021 indica que va a sacar cinco Bloques.

En relación con los contratos para la exploración Costa Afuera en Colombia, existen diferencias tanto en los términos contractuales, como en las situaciones económicas entre los contratos Costa Afuera y aquellos para exploración Continental, tal y como se indica a continuación: 

TÉRMINOS CONTRACTUALES

Para la Ronda 2021 la ANH está proponiendo un nuevo esquema exploratorio aún no definido por lo que este trabajado se enfocara en el modelo vigente hasta mayo del 2021.

Fase Exploratoria

En términos generales el modelo Continental tiene unos periodos de tiempo más cortos mientras que el modelo Costa Afuera que tiene unos periodos de tiempo más extensos. El contrato Continental tiene un periodo exploratorio de seis años divido en dos fases de 36 meses cada una. El contrato Costa Afuera tiene una duración de 9 años. El programa exploratorio posterior en el contrato Continental es de 24 meses mientras que en la Costa Afuera de 36 meses, pero pudiendo extenderse por otros 36 meses.

El programa de evaluación en el Costa Afuera depende de la profundidad de la capa de agua así: 3 años para pozos en aguas de menos de 500 metros, 5 años para guas entre 500 y 1500 metros y 7 años para pozo en aguas con una capa de agua superior a los 1500 metros, mientras que en los contratos continentales es de uno o dos año dependiendo de ciertas situaciones.

Retención del descubrimiento. Ambos contratos en algunas cláusulas hacen referencia a la retención del descubrimiento, pero en la minuta del contrato Continental no se desarrolla el concepto mientras que en la minuta Costa Afuera si, dando la oportunidad al explorador de retener los descubrimientos por periodos de 4 años con un máximo de 12 años.  

Producción

Los contratos Continentales tienen una duración de 24 años pudiendo ser renovados y otorgando ciertos beneficios económicos adicionales y hasta la finalización de la explotación económica. Los contratos Costa Afuera tienen en cambio, una duración de treinta años.

El desarrollo de Infraestructura en el contrato Costa Afuera se da en 5 años para que el contratista pueda desarrollar la infraestructura necesaria, mientras que en los contratos Continentales es más corta.

Incentivos tributarios

Los contratos Costa Afuera tienen unos incentivos tributarios que los contratos Continentales no tienen.  Así las cosas, el decreto 2682 de 2014 modificado por el decreto 2129 de 2015 establece el establecimiento de zonas francas marinas para los proyectos Costa Afuera, indicando que los usuarios de las zonas francas Costa Afuera tendrán una renta del 15% y pagarán el impuesto sobre la renta para la equidad (Cree), cuyas tasas son del 5, 6, 8 y 9 %, según la Ley 1607 de 2012, para 2016, 2017 y 2018, lo que significa que los proyectos Costa Afuera pagarán una renta del 24 %, es decir, 17 puntos por debajo de lo que paga una compañía en Territorio Aduanero Nacional

Regalías

La ley estableció el pago de unas menores regalías para los proyectos Costa Afuera, de conformidad con lo establecido en el parágrafo 1 del artículo 16 de la ley 756 del 2002.

En cuanto a los derechos Económicos

Existen igualmente diferencias en cuanto a los Derechos Económicos. El uso del subsuelo tiene índices de pago menores, por ejemplo para el caso de contratos Continentales, el factor de multiplicación es de US$ 1.19, mientras que para los contratos Costa Afuera, dicho factor depende de la profundad de capa de agua, oscilando en todo caso entre USD$ 0.77 y 0.59 dólares por hectárea. Igualmente, el disparador por precios altos es ostensiblemente más alto, pues mientras en los contratos Continentales de 5 millones de barriles, en los contratos Costa Afuera es de 200 millones de barriles y 300 millones de barriles.

¿SON LOS INCENTIVOS CONTRACTUALES ACTUALES SUFICIENTES PARA INCENTIVAR LA EXPORACIÓN DE HIDROCARBUROS EN LA COSTA PACÍFICA?

La cuenca del Caribe Colombiano tiene una mejor infraestructura en tierra, a lo largo de su costa existen varias capitales de departamento, hoteles y servicios de todo tipo. Adicionalmente, existen aeropuertos internacionales, con capacidad de servir de base para helipuertos y muelles internacionales. Inclusive Barranquilla, tiene la intención de convertirse en un Hub para la exploración Costa Afuera. Por el otro lado, la costa pacífica no tiene infraestructura de ningún tío salvo el puerto de Buenaventura.

Adicionalmente, la costa Caribe por su cercanía con el Golfo de México se torna más accesible a taladros barcos, suministros para perforación, facilidades tempranas entre otras muchas otras cosas. Llevar la infraestructura de este tipo a la Cuenca del Pacifico es más difícil y costoso porque es necesario cruzar por el Canal de Panamá, dar la vuelta por el estrecho de Magallanes o movilizarlo desde el Oriente.

Por su parte, la prospectvidad pareciera ser mayor en la Costa Afuera del Caribe que en la del Pacifico. Lo cierto es que a la fecha en la Cuenca del Pacifico no se han hecho descubrimientos significativos y la información geológica es escasa y por ende se debe partir los estudios desde lo fundamental, lo cierto es que las líneas sísmicas existente se concentran es el sur en las costas de Nariño. Lo demás permanece virtualmente inexplorado.

Finalmente, el nivel de las aguas en el Caribe puede ser desde aguas razas de 12 metros hasta aguas ultra profundas. En la costa del Pacifico prácticamente todo el litoral es zona de conservación ambiental, siendo necesario que los bloques se ubiquen en aguas profundas.

CONCLUSIONES

Todo lo anterior nos hace pensar que si realmente queremos impulsar esta cuenca del pacifico debemos realizar un mayor esfuerzo, en especial en los siguientes aspectos:

1. Modificar el Government Take para hacer estas actividades más atractivas en un contexto internacional. En Colombia el government take es alto de alrededor del 70%, frente a países como Perú del 42%[9]
2. Como la actual situación del país impide cualquier reforma tributaria es necesario buscar estas reformas en el contrato mismo. Es necesario hacerlos más atractivos.
3. Se podría pensar en el incentivo exploratorio a manera de un reembolso parcial de los costos exploratorios en caso de ser exitosos tal y como sucedía en los contratos de asociación. Si bien la filosofía del contrato era distinta puesto que a la larga se reembolsaba el 50% de los mismos al ser exitoso ya que Ecopetrol y el privado se volvían “socios”. Acá se puede encaminar este reembolso a disminuir el riesgo exploratorio.
4. Se puede considerar la opción de eliminar el “x” en los factores económicos
5. La cláusula de precios altos se podría modificar aumento el precio disparador disminuyendo así el pago solo en los casos en que realmente el crudo este con precios realmente altos por ejemplo más de 80 dólares el Barril.
6. Finalmente, sería útil que la ANH realice una campaña sísmica agresiva para “calentar” las áreas volviendo publica la información para ser interpretada por las compañías.

En efecto, desde el acuerdo de Paris (2015) cuyo objetivo es “descarbonizar la economía migrando de energías fósiles a fuentes no convencionales de energías renovable”, diversos sectores se han separado de este tipo de actividades. Varios fondos de inversión están desinvirtiendo en el sector carbonero. Glencore, por ejemplo, ha decido migrar a inversiones para producir materias primas esenciales para la transición energética. Así mismo, el Banco Mundial cerró todas las líneas de crédito para la financiación de proyectos de exploración y explotación de carbón, petróleo y gas.

Ante las negras sombras, y no propiamente de crudo, que se ciernen sobre la Industria extractiva, vale la pena detenerse un momento para ver como estamos en materia de energía renovables y mas exactamente en materia de energía eólica en Colombia.

La energía del viento es de las fuentes de energía de mayor crecimiento en el mundo, parte debido a la disminución de sus costos de instalación, saltando de 7.5 GW/h en 1997 instalados a 564 GW/h en el 2018 y parte, debido a las mayores eficiencias de los generadores que hacen que los proyectos floten económicamente. (Datos tomados de IRENA).

Para darnos una idea de las dimensiones, Colombia tiene instalados un total de 17. 312 MW/h o sea unos 17.3 GWs de capacidad de generación eléctrica total y 19.5 MW de energía eólica únicamente. Con estos números podemos visualizar el tamaño de Colombia en ejecución de proyectos eólicos, teniendo en cuenta que en el mundo se generaban 564 GW/h de energía eólica para finales del año 2018.

De acuerdo con la UPME, (boletín de proyectos semana 7 2021) existen registrados 39 proyectos eólicos para la Guajira. De estos, 25 no están vigentes, es decir, ya se cumplió el tiempo establecido de la fase en que el proyecto se encontraba y los interesados no radicaron solicitud alguna de cambio de fase. En otras palabras, están en el refrigerador. Los restantes están vigentes, es decir, se encuentran aun dentro de los términos del tiempo que establece la norma para desarrollar la etapa (1,2 o 3). Los proyectos vigentes, de seguir adelante, tendrán en total una capacidad instalada de 2.031 MW/H. 

De acuerdo con la UPME, el potencial eólico en la costa atlántica colombiana es de alrededor 20.000 MW, potencial prometedor que de desarrollarse convertiría a esa región en un centro de generación eléctrica esencial para Colombia. Esos 20.000 MW equivalen a más o menos a la generación de 20 represas de Chivor para darnos una idea de las magnitudes que estamos hablando.

Hoy en día la capacidad instalada de energía eléctrica originada en fuentes de carbón en Colombia es de unos 1.612 MW/H con lo cual se podría concluir que los actuales proyectos registrados en la UPME de energía eólica, al menos en el Excel, estarían en condiciones de sustituir las fuentes originadas en carbón. No se puede decir lo mismo de las fuentes originadas en Gas cuya capacidad instalada es de 2 129 MW/h. Todo esto, sin entrar en un detallado análisis de ubicación geográfica de las fuentes, capacidad de transmisión etc. Esto nos llevaría a una primera conclusión, bajo las actuales circunstancias continuaremos siendo dependientes del gas por un largo periodo de tiempo.

Pero si a esto le agregamos que la Energía producida en Colombia, (tomando la Energía eléctrica como una fuente de energía), depende mayoritariamente de los combustibles fósiles, y que en el futuro se vislumbra un cambio en el uso de estos como fuente energética por energías más limpias lo que lleva indeclinablemente a un aumento del consumo de la energía eléctrica, tendríamos que concluir que muy probablemente la energía eólica no seria un reemplazo sino un complemento para atender la mayor demanda.

Pero de estos números sacamos otra conclusión, y esta es, que el país se encuentra en pañales en materia de transición energética y que estamos dando pasitos de infante mientras que son necesarios pasos de atleta toda vez que la conversión energética se nos acerca a pasos agigantados.

En Conclusión, Colombia posee un potencial eólico importante, la eficiencia de los generadores eólicos avanza día a día, el costo de producción del kilovatio también baja, haciendo que esta energía sea una alternativa visible para el país. Lo retos son grandes esperemos que no queden en el aire.

La Ley 2080 de 2021, reformatoria del CPACA, también introdujo importantes cambios a la Ley 1150 de 2007 en materia de contratación estatal.

Todas estas modificaciones recogen múltiples propuestas, inquietudes y problemáticas prácticas evidenciadas en los últimos años por funcionarios y empleados judiciales, abogados litigantes y académicos, y tienen como criterios orientadores el fortalecimiento de la especialidad contenciosa administrativa para lograr una pronta justicia y la redistribución de las competencias de los despachos en procura de agilizar la resolución de los conflictos.

La prenotada Ley 2080 entró en vigencia de manera inmediata, sin embargo, las reglas sobre la competencia allí contenidas se aplicarán respecto de las demandas presentadas después de un año de publicada esta norma, es decir, el 25 de enero de 2022. En el marco de la vigencia y transición normativa debe anotarse que las reglas relativas al dictamen pericial se aplicarán para los procesos iniciados en vigencia del CPACA (Ley 1437 de 2011) desde el 25 de enero de 2021, siempre y cuando no se hayan decretado las pruebas, de lo contrario, la legislación anterior seguirá rigiendo lo atinente a la experticia.

Sin lugar a dudas, los cambios efectuados al CPACA estuvieron inspirados en la injerencia e impactos de la pandemia en la justicia en general y en el conocido Decreto 806 de 2020 expedido en el marco de la declaratoria de emergencia, pues, se involucran los canales de atención e identificación virtual como derechos de las personas ante las autoridades y se busca implementar la virtualidad que tanto reclama la época en la que nos encontramos.

En este contexto, entre otras tantas modificaciones, resaltamos que el procedimiento administrativo sancionatorio fiscal sufrió varias transformaciones. Entre ellas, resulta curioso que, si la apelación de la decisión que puso fin al trámite administrativo no se resuelve dentro de los 3 meses siguientes a la interposición del recurso, se entenderá que la decisión es favorable al recurrente. Aspecto paradójico porque el término con el que cuenta el superior para fallar, teniendo en cuenta interposición, concesión, envío, traslado y demás trámites, será muy corto y, entre otras cosas, esto podría conllevar a casos de malas prácticas en las actuaciones disciplinarias fiscales; sin embargo, se parte de la buena fe del legislador y de cada funcionario que en su momento tomará la decisión.

Además, se crearon salas especiales en el Consejo de Estado que se encargarán de efectuar un control de legalidad sobre los fallos de responsabilidad fiscal cuando éstos emanen de la Auditoría o Contraloría General de la República. Y cuando la decisión provenga de las contralorías territoriales, la competencia será de los tribunales administrativos.

Ahora, en cuanto a las funciones de la Sala Plena de lo Contencioso Administrativo del Consejo de Estado, está la de unificar jurisprudencia según los criterios de importancia jurídica, trascendencia económica o social, necesidad de sentar o unificar jurisprudencia o precisar su alcance o resolver divergencias que ameriten la emisión de una sentencia o auto jurisprudencial. Si bien la unificación de jurisprudencia estaba ya en cabeza del Consejo de Estado, en el CPACA no se hablaba de esta figura para autos ni se contemplaba para efectos aclaratorios o de resolución de divergencias.

Anteriormente los jueces colegiados, excepto en los procesos de única instancia, debían dictar las decisiones a que se refieren los numerales 1, 2, 3 y 4 del artículo 243 del CPACA que, en esencia, eran los que rechaza la demanda, el que decrete una medida cautelar, el que ponga fin al proceso y el que apruebe conciliaciones judiciales o extrajudiciales que solo podrá hacerlo el ministerio público. Con la reforma se adicionan y modifican estos parámetros para dictar providencias cuando se trate de jueces colegiados, las cuales serán, entre otras, los que resuelvan recursos de súplica, impedimentos, recusaciones, las que decidan sobre las solicitudes de extensión de jurisprudencia y, entre otras, paradójicamente los autos que resuelvan el recurso de apelación del auto que decreta, niegue o modifica una medida cautelar serán de sala, pero los que se emitan en primera instancia no se dictarán por la sala. Con el CPACA el legislador era más concreto y delimitaba la expedición de autos proferidos por las salas de decisión; ahora se cambió esta perspectiva y se les da mayores atribuciones a las decisiones de cuerpos colegiados, lo que eventualmente podría congestionar el proferimiento de este tipo de decisiones.

Frente al trámite y decisión de los impedimentos y recusaciones, aspecto que en muchos eventos paralizaba y torpedeaba la emisión de providencias en el marco de los procesos, se agilizó la conformación de las salas de decisión cuando en éstas exista un togado impedido para actuar dentro del litigio y se afecte el quorum decisorio. Algo positivo porque deja como última opción el sorteo para los conjueces. Por otra parte, se estableció que en aquellos casos en que toda la subsección o sección se declare impedida, el proceso no pasará al magistrado, sala o subsección que le siga en turno, sino conforme lo reglamente el Consejo de Estado. Y, finalmente, cuando todo el tribunal se declare impedido, el expediente pasará a la sección del Consejo de Estado que conozca de la materia (antes era la que esté relacionada o sea que le da un carácter imperativo al reglamento que se creará) para que decida de plano y, haga el sorteo de conjueces o devuelva el expediente en caso de ser infundado.

De otro lado, en materia de competencia, los tribunales administrativos conocerán en primera instancia de las acciones de grupo únicamente cuando excedan la cuantía de 1.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes y, si emanan de actos administrativos, la cuantía deberá ser de 500 salarios mínimos legales mensuales vigentes. En lo que interesa a la industria, los tribunales administrativos de cada departamento resolverán los asuntos donde se promuevan causas sobre asuntos petroleros o mineros en que sea parte la nación o una entidad territorial o descentralizada por servicios.

En lo que atañe a la competencia por razón de la cuantía, se estableció que la cuantía deberá determinarse incluyendo el valor de los frutos, intereses, multas o perjuicios reclamados como accesorios, causados, cosa que antes no ocurría; y teniendo en cuenta la elevación de las cuantías en los diferentes procesos, se considera controversial esta inclusión de la Ley 2080 en la estimación debido a que puede mantenerse la misma congestión que esta norma propende detener.

Como requisitos previos para demandar, se excluye del requisito de procedibilidad a los medios de control de protección de los derechos colectivos y a la reparación de un grupo. Esta reforma es importante debido a que acoge uno de los postulados normativos de las medidas cautelares del Código General del Proceso para prescindir del requisito de procedibilidad, pero solo en aquellos casos en que las medidas cautelares sean de carácter patrimonial. La conciliación en estos casos será facultativa. Eso sí, el estado sí podrá prescindir de este requisito.

 Asimismo, el legislador contempló expresamente la posibilidad de dictar sentencia anticipada en lo contencioso administrativo, figura que venía implementada con la expedición del Código General del Proceso. En este escenario, se podrá dictar sentencia anticipada en diferentes eventos, dependiendo del estado del proceso. Como requisito indispensable para proceder de esta manera, es deber del juez correr traslado para alegar de conclusión, cosa que en algunos eventos sería inane, como por ejemplo cuando no haya que practicar pruebas, porque sencillamente los alegatos de conclusión son para demostrar con las pruebas practicadas la tesis central del demandante o demandado. Todavía es tímido el legislador en materia de sentencia anticipada porque considera limita el derecho de defensa de las partes, lo cual implica que establezca oportunidades para recular de la decisión y continuar con el proceso.

Sin lugar a dudas, algo que aplaudimos es la posibilidad que se le otorga a los magistrados de convocar a audiencias públicas potestativas cuando esté involucrado el interés general y se vaya a proferir sentencia de unificación jurisprudencial, citando a entidades del Estado, organizaciones privadas o expertos en las materias objeto del proceso, según lo consideren, a fin que presenten conceptos sobre los puntos debatidos. Esta es una oportunidad de oro y un gran reto para los magistrados y jueces administrativos debido a que a través de expertos podrán fallar diferentes causas que tengan un impacto nacional y que no solamente se queden con lo debatido en el proceso que en algunas oportunidades resulta ser insuficiente, bien por la calidad de las partes o por la capacidad económica de éstas.

Finamente, destacamos que el procedimiento para la extensión de la jurisprudencia del Consejo de Estado se torna, con la reforma, mucho más organizada y accesible para las personas en general, con una sola cosa a tener en cuenta para el ciudadano y es que deberá contar con apoderado judicial. Este trámite se surte con la presentación del escrito que podrá ser inadmitido para ser corregido dentro de los 10 días siguientes y se establecen las causales de rechazo del mecanismo.

Esperamos que las modificaciones al CPACA generen verdaderas transformaciones a nivel de lo contencioso administrativo, que disminuya de manera ostensible la congestión judicial que actualmente aqueja a esta especialidad, que se dinamice y agilice el trámite de los diferentes procesos y que la sociedad en general vea realmente materializado el derecho fundamental al acceso a la administración de justicia.