estudio: análisis del marco legal sobre términos y...

Estudio:

“Análisis del marco legal sobre términos y condiciones tendientes a realizar estudios de evaluación técnica de

hidrocarburos”

Septiembre 26, 2013

Santiago

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ÍNDICE

Abreviaturas .......................................................................................................................................... 10

Resumen Ejecutivo ............................................................................................................................. 12

CAPÍTULO I

ANÁLISIS DE DERECHO COMPARADO

§1. Consideraciones sobre los títulos jurídicos habilitantes para el aprovechamiento de los hidrocarburos en el Derecho Comparado .......................................................................... 18

I. Introducción ................................................................................................................................................ 18 II. Clasificación general ................................................................................................................................. 19 III. Análisis particular de cada modelo ....................................................................................................... 19

1. Modelo concesional ................................................................................................................................................. 19 1.1. Aspectos generales. La concesión tradicional ............................................................................................. 20 1.2. La concesión moderna .................................................................................................................................... 22 1.3. Los Oil & Gas Leases ...................................................................................................................................... 23

2. Modelos contractuales ............................................................................................................................................. 23 2.1. Contratos de Trabajo ....................................................................................................................................... 23 2.2. Contratos de Participación en la Producción (Production Sharing Contract -PSC-)........................... 24 2.3. Contratos de Servicio (Service Contracts) ................................................................................................... 26

a) Precisión terminológica ................................................................................................................................. 26 b) Orígenes ........................................................................................................................................................... 27 c) Concepto .......................................................................................................................................................... 27 d) Tipos ................................................................................................................................................................. 28 e) Naturaleza jurídica .......................................................................................................................................... 29

2.4. Contratos de Asociación ................................................................................................................................. 30 §2. Análisis de ordenamientos comparados ............................................................................ 31

I. Colombia...................................................................................................................................................... 31 1. Régimen jurídico general ........................................................................................................................................ 31 2. Los Contratos de Evaluación Técnica (TEA) ..................................................................................................... 33

2.1. Orígenes ............................................................................................................................................................. 33 2.2. Concepto............................................................................................................................................................ 33 2.3. Procedimientos de suscripción ...................................................................................................................... 34

3. Principales cláusulas de los TEA ........................................................................................................................... 35 3.1. Objeto principal ................................................................................................................................................ 35

a) Evaluación técnica .......................................................................................................................................... 36 b) Programa de evaluación ................................................................................................................................ 37

3.2. Área de evaluación ........................................................................................................................................... 37 3.3. Duración ............................................................................................................................................................ 38 3.4. Retribución ........................................................................................................................................................ 38 3.5. Principales derechos del contratista .............................................................................................................. 38

a) Exclusividad ..................................................................................................................................................... 38 b) Derecho de conversión ................................................................................................................................. 39 c) Derecho de prelación ..................................................................................................................................... 39 d) Derecho de nominación ................................................................................................................................ 39 e) Derecho de cesión .......................................................................................................................................... 39 f) Derecho a la liberación parcial de áreas ...................................................................................................... 39

3.6. Principales obligaciones del contratista ........................................................................................................ 40 a) Pago de derechos por uso del subsuelo ...................................................................................................... 40 b) Compromiso de entrega de participación en la producción ................................................................... 40 c) Compromiso de pago de otras retribuciones económicas ...................................................................... 40 d) Respeto a áreas sujetas a protección oficial ............................................................................................... 40 e) Deber de entrega de información técnica .................................................................................................. 41 f) Cauciones y seguros ........................................................................................................................................ 41

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3.7. Manejo de información ................................................................................................................................... 42 3.8. Fuerza mayor .................................................................................................................................................... 42 3.9. Solución de controversias ............................................................................................................................... 43 3.10. Multas ............................................................................................................................................................... 43 3.11. Terminación del contrato ............................................................................................................................. 44

II. Perú ............................................................................................................................................................. 45 1. Aspectos generales ................................................................................................................................................... 45 2. De las diversas formas convencionales de evaluación ...................................................................................... 46

2.1. Antecedentes ..................................................................................................................................................... 46 2.2. Convenios de Evaluación para Promoción (CEP) ..................................................................................... 47 2.3. Convenios Especulativos por Información (SPEC) .................................................................................. 48 2.4. Convenios de Valor Agregado a la Información (CVA) ........................................................................... 48 2.5. Convenios de Evaluación Técnica (CET).................................................................................................... 48

III. Brasil .......................................................................................................................................................... 50 1. Aspectos generales ................................................................................................................................................... 50 2. Medios de evaluación de hidrocarburos .............................................................................................................. 52

2.1. Antecedentes ..................................................................................................................................................... 52 2.2. La Resolución ANP Nº11/2011 ................................................................................................................... 54

a) Aspectos generales .......................................................................................................................................... 54 b) Autorización de adquisición de datos ......................................................................................................... 55 c) Régimen de confidencialidad ........................................................................................................................ 56 d) Régimen sancionatorio .................................................................................................................................. 57 e) Extinción de la autorización ......................................................................................................................... 58

IV. Canadá ....................................................................................................................................................... 58 1. Aspectos generales ................................................................................................................................................... 58 2. La Canada Petroleum Resources Act ................................................................................................................... 59

2.1. Licencia de exploración ................................................................................................................................... 59 2.2. Licencia de Significant Discovery.................................................................................................................. 60 2.3. Licencia de producción ................................................................................................................................... 60

3. La Canada Oil and Gas Operations Act .............................................................................................................. 60 4. La Geophysical operation authorization .............................................................................................................. 61

4.1. Conceptos .......................................................................................................................................................... 61 4.2. Otorgamiento .................................................................................................................................................... 61 4.3. Derecho de acceso a tierras ............................................................................................................................ 62 4.4. Información....................................................................................................................................................... 62 4.5. Cauciones ........................................................................................................................................................... 64 4.6. Suspensión y revocación ................................................................................................................................. 64

V. Nueva Zelanda .......................................................................................................................................... 64 1. Aspectos generales ................................................................................................................................................... 64 2. Crown Minerals Act de 1991 ................................................................................................................................. 65

2.1. Petroleum Prospecting Permits (PPPs) ........................................................................................................ 65 a) Objeto ............................................................................................................................................................... 65 b) Solicitud del permiso ..................................................................................................................................... 66 c) Exclusividad ..................................................................................................................................................... 66 d) Duración .......................................................................................................................................................... 67 e) Preferencia para el acceso a otros títulos .................................................................................................... 67 f) Información ..................................................................................................................................................... 67 g) Revocación y renuncia ................................................................................................................................... 68

2.2. Petroleum Exploration Permits (PEPs) ....................................................................................................... 69 2.3. Petroleum Mining Permits (PMPs) ............................................................................................................... 69

VI. Australia .................................................................................................................................................... 70 1. Aspectos generales ................................................................................................................................................... 70 2. Títulos particulares de aprovechamiento ............................................................................................................. 71

2.1. Petroleum exploration permit ........................................................................................................................ 71 2.2. Petroleum drilling reservation ........................................................................................................................ 71 2.3. Petroleum production licence ........................................................................................................................ 71 2.4. Petroleum retention lease ............................................................................................................................... 71 2.5. Special prospecting authority ......................................................................................................................... 72

VII. Marruecos ............................................................................................................................................... 72 1. Aspectos generales ................................................................................................................................................... 72 2. Títulos particulares de aprovechamiento ............................................................................................................. 73

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2.1. Reconnaissance License .................................................................................................................................. 73 2.2. Exploration Permit .......................................................................................................................................... 74 2.3. Exploitation Concession ................................................................................................................................. 74

CAPITULO II

EVALUACIÓN TÉCNICA, CONTRATOS ESPECIALES DE OPERACIÓN PETROLERA, CONCESIONES ADMINISTRATIVAS Y CONTRATOS DE

SERVICIOS

§1. La técnica de la publicatio.................................................................................................. 77 I. Concepto...................................................................................................................................................... 77

1. Consideraciones generales ...................................................................................................................................... 77 2. La publicatio en el ordenamiento jurídico chileno ............................................................................................. 78

II. Su alcance material en la Constitución Política respecto de las ―minas‖: la publicatio minera ........ 80 1. Consideraciones generales sobre el artículo 19 Nº 24 de la CPR: naturaleza jurídica de la riqueza mineral estatal................................................................................................................................................................ 80 2. Contenido particular del artículo 19 Nº 24 de la CPR ...................................................................................... 83

III. Su alcance material en la Constitución Política respecto de los hidrocarburos líquidos y gaseosos ........................................................................................................................................................... 85

1. Consideraciones generales ...................................................................................................................................... 85 2. Los ―depósitos‖ de hidrocarburos como objeto del dominio estatal ............................................................. 85 3. La actividad hidrocarburífera como actividad minera ....................................................................................... 86 4. Los hidrocarburos liquidos y gasesos como objeto de la inconcesibilidad judicial ...................................... 87

§2. Medios y títulos jurídicos de aprovechamiento de los hidrocarburos líquidos y gaseosos ................................................................................................................................... 90

I. Antecedentes en el ordenamiento jurídico nacional ............................................................................. 90 1. Normas dictadas hasta el DL Nº1.089, de 1975 ................................................................................................. 90 2. El DL Nº1.089, de 1975 ......................................................................................................................................... 93

2.1. Aspectos generales ........................................................................................................................................... 93 2.2. Disposiciones relevantes ................................................................................................................................. 94 2.3. Naturaleza jurídica de los contratos de operación ..................................................................................... 96

II. Régimen jurídico constitucional y legal ................................................................................................. 97 1. Régimen constitucional de los hidrocarburos líquidos y gaseosos en la CPR: aspectos generales ............ 97 2. De los medios y títulos jurídicos habilitantes para el aprovechamiento de las sustancias no concesibles judicialmente ............................................................................................................................................ 99

2.1. Actuación directa por parte del Estado ........................................................................................................ 99 a) Actuación por medio de órganos del Estado ............................................................................................ 99 b) Necesidad de ley de quórum calificado .................................................................................................... 100 c) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento .................................................................... 100

2.2. Actuación por medio de Empresas del Estado ........................................................................................ 101 a) Concepto de Empresa del Estado ............................................................................................................. 101 b) La Empresa Nacional del Petróleo ........................................................................................................... 102 c) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento .................................................................... 103

2.3. Concesiones Administrativas ....................................................................................................................... 104 a) Concepto ........................................................................................................................................................ 104 b) Naturaleza jurídica de la concesión administrativa................................................................................. 105 c) Derechos que emanan de la concesión: los derechos reales administrativos ..................................... 106 d) Situación de las concesiones administrativas sobre sustancias no concesibles judicialmente ........ 108 e) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento .................................................................... 109

2.4. Contratos Especiales de Operación ............................................................................................................ 110 a) Consideraciones generales ........................................................................................................................... 110 b) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento .................................................................... 111 c) Especial referencia al DFL Nº2, de 1986 ................................................................................................. 112 d) Naturaleza jurídica de los contratos especiales de operación ............................................................... 115

2.5. Los Contratos de Servicios ........................................................................................................................... 119 a) Antecedentes ................................................................................................................................................. 119 b) Objeto ............................................................................................................................................................ 120

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c) Elementos ...................................................................................................................................................... 121 d) Naturaleza jurídica........................................................................................................................................ 122 e) Régimen jurídico ........................................................................................................................................... 125

§3. El concepto de “exploración” de hidrocarburos en la Constitución Política y en el ordenamiento jurídico ............................................................................................................ 128

I. El artículo 19 Nº24 de la CPR y su contexto normativo .................................................................. 128 II. La exploración en sede minera ............................................................................................................ 129

1. La Ley Nº18.097 y el Código de Minería ........................................................................................................... 129 1.1. LOCCM ........................................................................................................................................................... 129 1.2. Código de Minería .......................................................................................................................................... 131 1.3. Conclusión ....................................................................................................................................................... 132

2. Reglamento del artículo 7º de la Ley Nº 19.137 ............................................................................................... 132 3. Tratado sobre Integración y Complementación Minera suscrito entre la República de Chile y la República Argentina ................................................................................................................................................... 133 4. Reglamento de Seguridad Minera........................................................................................................................ 133 5. Reglamento de la Ley de Cierre de Faenas Mineras ........................................................................................ 134 6. Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental .................................................................... 134

III. Concepto de exploración en la Ley Nº19.657, sobre concesiones de energía geotérmica ....... 135 1. Consideraciones generales .................................................................................................................................... 135 2. Dimensiones técnica y jurídica de la exploración geotérmica ........................................................................ 137 3. La discrecionalidad en la Ley de concesiones de energía geotérmica ........................................................... 138 4. El fin de la concesión de exploración de energía geotérmica: un supuesto de discrecionalidad técnica ........................................................................................................................................................................... 139 5. Conclusiones ........................................................................................................................................................... 140

IV. La exploración en el D.F.L. Nº2, de 1986 ........................................................................................ 140 1. Distinción entre investigación y exploración .................................................................................................... 141 2. Posibilidad de recurrir a la ―facultad de catar y cavar‖ como posible facultad que permita realizar labores de evaluación técnica de hidrocarburos .................................................................................................... 141

2.1. Antecedentes ................................................................................................................................................... 142 2.2. Aplicabilidad en materia de hidrocarburos ................................................................................................ 144

V. Conclusiones del presente apartado .................................................................................................... 144 §4. CEOP, concesiones administrativas y contratos de servicios como medios para la realización de estudios de evaluación técnica ....................................................................... 145

CAPÍTULO III

FACULTADES DEL MINISTERIO DE ENERGÍA

§1. Potestades y competencia ................................................................................................ 147 I. Aspectos generales sobre las potestades y la competencia ............................................................... 147

1. Las potestades ......................................................................................................................................................... 147 2. Las potestades puestas en movimiento: el acto administrativo y sus elementos ........................................ 148

II. En particular, de la competencia ......................................................................................................... 151 1. Concepto y elementos ........................................................................................................................................... 151 2. Técnicas de atribución competencial .................................................................................................................. 151

2.1. La atribución expresa ..................................................................................................................................... 151 2.2. Las denominadas ―competencias implícitas‖ ............................................................................................ 152

§2. Competencias del Ministerio de Energía ......................................................................... 154 I. Generalidades ........................................................................................................................................... 154 II. Competencias relacionadas con hidrocarburos................................................................................. 154

1. Atribuciones generales .......................................................................................................................................... 154 1.1. Facultades generales ....................................................................................................................................... 155 1.2. Contratos de estudios .................................................................................................................................... 157

2. Atribuciones específicas en hidrocarburos ........................................................................................................ 157 2.1. Contratos especiales de operación petrolera y sobre materiales atómicos naturales ......................... 157 2.2. Contratos de servicio para actividades de exploración ............................................................................ 158 2.3. Concesiones administrativas......................................................................................................................... 159

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CAPÍTULO IV

PROPUESTA DE CLÁUSULAS ESENCIALES DE CONTRATO O DECRETO

§1. Delimitación del área de los trabajos ............................................................................... 162 I. Identificación del área ............................................................................................................................. 162

1. Zonas On-Shore ..................................................................................................................................................... 162 2. Zonas Off-Shore .................................................................................................................................................... 162

II. Situación de existencia de títulos habilitantes previos ..................................................................... 164 1. Ejercicio de actividades exploratorias o de explotación por ENAP ............................................................. 164 2. Ejercicio de actividades exploratorias o de explotación por otros titulares................................................. 164

§2. Identificación de los tipos de trabajos a realizar .............................................................. 166 I. La evaluación técnica .............................................................................................................................. 166 II. La evaluación técnica como actividad exploratoria .......................................................................... 167

§3. Presentación de un plan de trabajo y medidas de seguimiento ....................................... 167 I. Plan de trabajo ......................................................................................................................................... 167 II. Medidas de seguimiento........................................................................................................................ 167

§4. Plazo de vigencia del título .............................................................................................. 168 §5. Regulación de los derechos del titular ............................................................................. 168

I. Exclusividad del título ............................................................................................................................ 168 II. Retribución ............................................................................................................................................. 168

1. Pago de suma alzada .............................................................................................................................................. 168 2. Derecho a la venta de la información (actividades especulativas) ................................................................. 168

III. Derecho a acceder a un título exploratorio o de explotación (otros supuestos) ....................... 169 IV. Fuerza mayor ........................................................................................................................................ 169 V. Renuncia .................................................................................................................................................. 169

§6. Regulación de los deberes del titular ............................................................................... 169 I. Entrega de cauciones .............................................................................................................................. 169 II. Deber de entregar la información técnica recopilada ...................................................................... 170 III. Deber de comercializar la información............................................................................................. 170 IV. Deber de pagar un fee ......................................................................................................................... 170

§7. Confidencialidad .............................................................................................................. 170 §8. Causales de revocación del título ..................................................................................... 171 §9. Multas y sanciones ........................................................................................................... 171

CAPÍTULO V

ANÁLISIS DE PERMISOS O AUTORIZACIONES MEDIOAMBIENTALES O SECTORIALES QUE PUDIERAN REQUERIRSE

§1. Normativa medioambiental básica .................................................................................. 173 I. Ley Nº 19.300 de bases del medioambiente y su Reglamento ......................................................... 173

1. Ingreso al SEIA por la naturaleza del proyecto ................................................................................................ 173 2. Ingreso al SEIA por la ubicación del proyecto ................................................................................................. 174

II. Guía para la evaluación de impacto ambiental de proyectos de desarrollo minero de petróleo y gas ............................................................................................................................................... 174 III. Aplicabilidad a los estudios de evaluación técnica .......................................................................... 175

§2. Ley Nº20.283, sobre Recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal ................... 176 I. Necesidad eventual de un plan de manejo aprobado por CONAF ................................................ 176 II. Limitaciones y prohibiciones establecidas en la Ley de Bosque Nativo ....................................... 177

1. Limitaciones establecidas a favor del bosque nativo de preservación .......................................................... 177 2. Prohibición establecida a favor del bosque nativo que se encuentre próximo a glaciares ........................ 178

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§3. Ley Nº 20.551, sobre Cierre de Faenas Mineras ............................................................... 179 I. Régimen legal ........................................................................................................................................... 179 II. Reglamento de cierre de faenas de hidrocarburos ............................................................................ 180 III. Aplicabilidad a los estudios de evaluación técnica .......................................................................... 181

§4. Convenio 169, sobre Pueblos Indígenas y Tribales en paises independientes ................ 182 I. Limitaciones establecidas en la Ley N° 19.253, de 1993 ................................................................... 182 II. Procedimiento de consulta contenido en el Convenio 169 OIT ................................................... 184 III. Jurisprudencia internacional ............................................................................................................... 186

3.1. La consulta debe ser realizada con carácter previo ....................................................................................... 187 3.2. La buena fe y la finalidad de llegar a un acuerdo ........................................................................................... 188 3.3. La consulta adecuada y accesible...................................................................................................................... 189 3.4. Estudio de Impacto Ambiental ........................................................................................................................ 189 3.5. La consulta debe ser informada ....................................................................................................................... 190

IV. Aplicabilidad a los estudios de evaluación técnica .......................................................................... 190 §5. Autorizaciones de la Dirección General de Aguas ........................................................... 192

I. Títulos generales de aprovechamiento ................................................................................................. 192 II. Aplicabilidad a los estudios de evaluación técnica............................................................................ 192

§6. Autorizaciones del Servicio Hidrográfico y Oceanográfico de la Armada de Chile ........ 193 I. Aspectos generales .................................................................................................................................. 193 2. Reglamento de investigaciones científicas .......................................................................................... 193

2.1. Personas Nacionales ........................................................................................................................................... 194 a) Solicitud y plan de trabajo ................................................................................................................................ 194 b) Otorgamiento de la autorización .................................................................................................................... 194 c) Participación de extranjeros ............................................................................................................................ 194

2.2. Personas Extranjeras .......................................................................................................................................... 194 a) Solicitud y plan de trabajo ................................................................................................................................ 194 b) Otorgamiento de la autorización .................................................................................................................... 195 c) Ingreso y salida de nave extranjera de investigación ................................................................................... 196

III. Aplicabilidad a los estudios de evaluación técnica .......................................................................... 196 §7. Autorización de la Dirección de Fronteras y Límites del Estado .................................... 198

I. Normas aplicables ................................................................................................................................... 198 II. Régimen jurídico .................................................................................................................................... 198 III. Aplicabilidad a los estudios de evaluación técnica .......................................................................... 199

CAPÍTULO VI

ELECCIÓN DE LA FIGURA MÁS ADECUADA PARA INCENTIVAR LA REALIZACIÓN DE EVALUACIONES TÉCNICAS SEÑALANDO LAS

VENTAJAS COMPARATIVAS DE LA FIGURA SELECCIONADA

§1. Delimitación del área de los trabajos ............................................................................... 201 I. Identificación del área ............................................................................................................................. 201 II. Situación de existencia de títulos habilitantes previos ..................................................................... 202

1. Ejercicio de actividades exploratorias o de explotación por ENAP ............................................................. 202 2. Ejercicio de actividades exploratorias o de explotación por otros titulares................................................. 203

§2. Identificación de los tipos de trabajos a realizar .............................................................. 204 I. La evaluación técnica como actividad exploratoria............................................................................ 204

§3. Presentación de un plan de trabajo y medidas de seguimiento ....................................... 204 I. Plan de trabajo y medidas de seguimiento ........................................................................................... 204

§4. Plazo de vigencia del título .............................................................................................. 205 §5. Regulación de los derechos del titular ............................................................................. 205

I. Exclusividad del título ............................................................................................................................ 205 II. Retribución ............................................................................................................................................. 206

1. Pago de suma alzada .............................................................................................................................................. 206

8

2. Derecho a la venta de la información (actividades especulativas) ................................................................. 206 2.1. Consideraciones sobre la titularidad de la información ........................................................................... 206 2.2. Posibilidad de comprometer una convocatoria a un proceso de licitación.......................................... 209

III. Derecho a acceder a un título posterior para la exploración o explotación ............................... 210 IV. Fuerza mayor ........................................................................................................................................ 211 V. Renuncia .................................................................................................................................................. 212

§6. Regulación de los deberes del titular ............................................................................... 214 I. Entrega de cauciones .............................................................................................................................. 214 II. Deber de entregar la información técnica recopilada ...................................................................... 214 III. Deber de comercializar la información............................................................................................. 215 IV. Deber de pagar un fee ......................................................................................................................... 215

§7. Confidencialidad .............................................................................................................. 217 I. Carácter público de la información en poder del Estado ................................................................. 218 II. Aplicabilidad de las cláusulas de confidencialidad ............................................................................ 218

§8. Causales de revocación del título ..................................................................................... 220 §9. Multas y sanciones ........................................................................................................... 220 §10. Otros aspectos relevantes ............................................................................................... 221

I. Régimen de ocupación predial .............................................................................................................. 221 II. Régimen de invariabilidad tributaria y otros beneficios ................................................................... 222 III. Régimen de retribución ....................................................................................................................... 223 IV. Exigencias regulatorias ........................................................................................................................ 224

§11. Conclusiones: elección de la figura más adecuada......................................................... 225 I. Cuadro Sinóptico ..................................................................................................................................... 225 II. Elección de la figura más adecuada .................................................................................................... 226

CAPÍTULO VII

CONTENIDO, CONDICIONES Y REQUISITOS DE LA FIGURA SELECCIONADA

§I. Elementos generales de la concesión en tanto que acto administrativo .......................... 228 §2. Elementos específicos de la concesión de evaluación técnica ........................................ 229

I. Elementos formales ................................................................................................................................ 229 II. Contenido específico ............................................................................................................................. 229

CAPÍTULO VIII

IDENTIFICACIÓN DE LOS ACTOS ADMINISTRATIVOS REQUERIDOS PARA QUE EL MINISTERIO DE ENERGÍA PUEDA AUTORIZAR LA

EVALUACIÓN TÉCNICA; ESTABLECIMIENTO DE PROCEDIMIENTO DE IMPLEMENTACIÓN Y ESTIMACIÓN DE PLAZOS ESPECÍFICOS Y

GLOBALES

§1. Procedimiento de implementación de actos .................................................................... 234 I. Aplicabilidad del Procedimiento Administrativo Común ................................................................. 234 II. Etapas del Procedimiento Administrativo Común .......................................................................... 234

1. Solicitud ................................................................................................................................................................... 234

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2. Instrucción .............................................................................................................................................................. 235 3. Conclusión del procedimiento ............................................................................................................................. 235 4. Publicidad ................................................................................................................................................................ 236

§2. Actos de implementación ................................................................................................. 236 I. Elaboración y dictación de Decreto Supremo de concesión............................................................ 236

1. Elaboración ............................................................................................................................................................. 236 2. Tiempo estimado ................................................................................................................................................... 238

II. Autorización de la DIFROL ................................................................................................................ 238 1. Solicitud ................................................................................................................................................................... 238 2. Tiempo estimado ................................................................................................................................................... 238

III. Envío al Ministerio Secretaría General de la Presidencia para revisión y suscripción por S.E. el Presidente de la Republica ............................................................................................................. 239

1. Envío ........................................................................................................................................................................ 239 2. Tiempo estimado ................................................................................................................................................... 239

IV. Envío del Decreto Supremo a Toma de Razón por la CGR ........................................................ 239 1. Envío ........................................................................................................................................................................ 239 2. Tiempo estimado ................................................................................................................................................... 240

V. Publicación del Decreto Supremo en el Diario Oficial ................................................................... 240 VI. Tiempo estimado total de tramitación .............................................................................................. 240

CAPÍTULO IX

FORMATO DE ARTICULADO DE CONCESIÓN ADMINISTRATIVA

Bibliografía ..........................................................................................................................................254

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ABREVIATURAS

AA.VV. Autores Varios Art. Artículo Arts. Artículos CA Código de Aguas CC Código Civil (Chile) CCHEN Comisión Chilena de Energía Nuclear CGR Contraloría General de la República CEOP Contrato(s) Especial(es) de Operación Petrolera CM Código de Minería CNE Comisión Nacional de Energía COCHILCO Comisión Chilena del Cobre Coord. Coordinador o coordinadores CPR Constitución Política de la República (Chile) D.F.L. Decreto con Fuerza de Ley DIFROL Dirección de Fronteras y Límites del Estado Dir. Director o directores D.L. Decreto Ley DO Diario Oficial D.S. Decreto Supremo ed. Edición Ed. Editorial id. Idem IVA Impuesto al Valor Agregado LBGAE D.F.L. 1/19.653, de 2000, del Ministerio Secretaría

General de la Presidencia, Ley Orgánica Constitucional de Bases Generales de la Administración del Estado

LCC Ley Nº 19.886, de Bases sobre Contratos Administrativos de Suministro y Prestación de Servicios

LOCCM Ley Nº18.097, Orgánica Constitucional sobre Concesiones Mineras

LPA Ley Nº19.880, que Establece Bases de los Procedimientos Administrativos que rigen los Actos de los Órganos de la Administración del Estado

N° (n°) Número Of. Oficio Ord. Ordinario p. Página pp. Páginas RCA Resolución de Calificación Ambiental RChD Revista Chilena de Derecho RSM Reglamento de Seguridad Minera SEC Superintendencia de Electricidad y Combustibles

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SEIA Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental SII Servicio de Impuestos Internos STC Sentencia del Tribunal Constitucional ss. Siguientes T. Tomo TC Tribunal Constitucional Trad. Traductor o traductores UNAM Universidad Nacional Autónoma de México Vol. Volumen

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RESUMEN EJECUTIVO

I. ANTECEDENTES

Por Resolución Exenta Nº53 A, de fecha 8 de mayo de 2013, de la Subsecretaría de Energía, se aprobaron las bases administrativas y técnicas que rigieron el proceso de licitación pública para contratar los servicios profesional destinados a la ejecución del estudio ―Análisis del marco legal sobre términos y condiciones tendientes a realizar estudios de evaluación técnica de hidrocarburos‖, para la Subsecretaría de Energía.

Por medio de Resolución Exenta Nº74 A, de fecha 14 de junio de 2013, de la Subsecretaría de Energía, la ejecución del referido estudio fue adjudicada al proveedor Vergara y Cía. Ltda., suscribiéndose con fecha 8 de julio de 2013 el respectivo contrato de prestación de servicios, por medio del cual la Subsecretaría de Energía encomendó a Vergara y Cía. Ltda. la ejecución del ejecución del estudio antes referido.

El referido contrato fue aprobado por medio de Decreto Exento Nº309, de fecha 29 de julio de 2013, sin perjuicio de lo cual, de acuerdo con lo dispuesto en la cláusula décimo cuarta del contrato, los servicios comenzaron a prestarse el día 18 de julio de 2013, según consta en el ―Acta de Inicio‖ suscrita en dicha fecha, entre el Jefe de la División de Seguridad y Mercados de Hidrocarburos y el Jefe de Proyecto, fijándose como fechas de presentación de los informes de avance y final, el día 19 de agosto de 2013, y el 26 de septiembre, respectivamente.

Con fecha 2 de septiembre fue recibida vía correo electrónico el ―Acta de Observaciones Informe Parcial‖, fijándose como plazo de entrega del informe corregido el día 10 de septiembre de 2013.

Con fecha 10 de septiembre se presentó en la Oficina de Partes del Ministerio de Energía el respectivo Informe corregido, con los respectivos antecedentes solicitados, dando cumplimiento a lo solicitado por el Ministerio de Energía.

Finalmente, con fecha 26 de septiembre de 2013, de acuerdo con lo acordado entre las partes, se presentó en la Oficina de Partes del Ministerio de Energía el Informe Final del Estudio, con los antecedentes y anexos respectivos.

II. RESUMEN DEL ESTUDIO

El estudio se desarrolló en los exactos términos solicitados en las correspondientes bases de licitación y ofertados en la propuesta técnica presentada por Vergara y Cía. Ltda.

El análisis comenzó con un estudio general de los diversos títulos jurídicos habilitantes que se aprecian actualmente en el contexto comparado, a fin de encuadrar la realidad normativa existente en nuestro país, y poder comprender mejor los títulos reconocidos en nuestro ordenamiento. Dicho análisis se centró en los diversos títulos concesionales y contractuales existentes, destacando sus características y diferencias esenciales, adelantado así que, en general, en los

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ordenamientos comparados, tanto el modelo concesional como el contractual es el utilizado para el aprovechamiento de los hidrocarburos.

Posteriormente, se prosiguió con el estudio de 7 jurisdicciones comparadas debidamente acordadas con la contraparte técnica del Ministerio de Energía. Dicho análisis se centró en los ordenamientos de Colombia, Perú, Brasil, Canadá, Nueva Zelanda, Australia y Marruecos, en los cuales se constató la existencia de normas que regulaban la realización de actividades de evaluación técnica. En el estudio se puso especial énfasis en la normativa colombiana, más desarrollada en la regulación de los denominados ―Contratos de Evaluación Técnica‖. Lo relevante del análisis comparado efectuado dice relación con la deducción de una serie de normas comunes apreciadas en las diversas jurisdicciones, que permitieron delinear a grosso modo los contornos de la figura de la evaluación técnica. Dicha figura se basa esencialmente en un aspecto fundamental: el deber de entregar la información obtenida por el contratista/concesionario al Estado. A partir de dicho dato común, las diversas regulaciones norman de variadas maneras los títulos jurídicos para la realización de actividades de evaluación técnica, en base a si el modelo tiene por objeto la realización de actividades de investigación especulativa, vale decir, el levantamiento de información y su posterior disposición a favor de terceros (por medio de su venta o licenciamiento), a cambio de un precio, o simplemente el levantamiento de información geológica para el Estado, otorgándosele al contratista/concesionario un derecho a acceder eventualmente a un título posterior de exploración y explotación. Junto a ello, cabe asimismo destacar otro elemento común y esencial: la escasa duración temporal del título. En efecto, las legislaciones comparadas contemplan variados plazos de vigencia para los títulos para la realización de actividades de evaluación técnica, los cuales van desde los 6 meses, pasando por los títulos de carácter anual, bi-anual, hasta títulos con una duración de hasta 4 años. Y en tercer lugar, un elemento común en las legislaciones comparadas dice relación con el deber de presentar informes de seguimiento y un informe final, en el cual se presentan al Estado los resultados de las actividades realizadas por el contratista/concesionario.

Posteriormente se analizó con detalle la regulación constitucional y legal de los títulos de aprovechamiento de las sustancias no concesibles, en particular, de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. El análisis se centró en las concesiones administrativas, en los Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP), y en los Contratos de Servicios para la ejecución de actividades relacionadas con la exploración de hidrocarburos, figura contemplada en nuestro ordenamiento jurídico hace varios años, completamente olvidad por la doctrina y la autoridad administrativa. Junto con el estudio del régimen jurídico de dichos títulos, se desarrolló la idea de ―exploración‖ en nuestro Derecho de Recursos Naturales (ordenamiento minero, geotérmico y petrolero), a fin de determinar si es posible incluir en dicho término la idea de ―evaluación técnica‖. De los desarrollos efectuados cabe desprender que el ordenamiento jurídico nacional contempla variadas disposiciones en las que alude a diversos tipos de actividad exploratoria. Más allá de la mayor o menor intensidad de dichas actividades, lo cierto es que su consideración como actividad exploratoria no dice relación con la propia actividad individualmente considerada, sino que más bien con la finalidad a la que la misma se encuentra dispuesta. Así se aprecia en la CPR, en la LOCCM y en el CM, en donde pese a encontrar diversas referencias a variadas formas de actividad de investigación,

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en la actualidad todas ellas pueden ser enmarcadas bajo el concepto general de ―exploración‖, lo cual, según los desarrollos efectuados, ha sido asimismo reconocido por el TC. La misma idea se aprecia en la legislación geotérmica, en donde la exploración apunta expresamente a la determinación de la potencialidad de un reservorio geotérmico con independencia a las actividades que en forma particular se deseen utilizar (salvo las actividades mínimas de perforación que la propia ley pareciera contemplar). Y finalmente, las mismas ideas se aprecian en una serie de normas reglamentarias, en las que, nuevamente, la exploración se refiere a actividades que, en general, apunten al descubrimiento de sustancias minerales. En virtud de ello, se concluye que la evaluación técnica puede considerarse como parte integrante de la ―exploración‖, pudiendo por tanto utilizarse los títulos jurídicos habilitantes previstos para ésta, para la ejecución de dichas labores de evaluación.

Posteriormente se procedió a estudiar las competencias del Ministerio de Energía en materia de CEOP, Contratos de Servicios y concesiones administrativas. Se concluyó que aun cuando las competencias del Ministerio son claras en materia de CEOP y Contratos de Servicios, existen mayores dificultades tratándose de las concesiones administrativas, dado que la ley orgánica de dicha Secretaría de Estado (Decreto Ley Nº2.224, de 1978) no contempla una competencia específica en la materia, y las atribuciones generales de dicha ley se refieren a planes, políticas y normas. Lo anterior representa un problema dado que las concesiones administrativas constituyen verdaderos actos administrativos creadores de derechos que no son susceptibles de calificarse como planes o políticas a efectos de atribuir al Ministerio de Energía competencias específicas a su respecto. Y asimismo, tampoco son catalogables como ―normas‖, entendidas éstas como disposiciones reglamentarias, ya que las referidas concesiones precisamente carecen de la referida naturaleza. Sin embargo, frente a lo expuesto sería posible sostener que el Ministerio de Energía podría llegar a poseer facultades en la materia en virtud de la letra k) del artículo 4º del DL Nº2.224, que dispone como atribución de dicho Ministerio el ―Cumplir las demás funciones y tareas que las leyes o el Gobierno le encomienden concernientes a la buena marcha y desarrollo del sector energía‖, pensándose así en la posibilidad de que el Gobierno encomiende al Ministerio de Energía el otorgamiento a través de un Decreto de dicho Ministerio de una o más concesiones administrativas para la exploración o explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos en virtud de la citada disposición.

Seguidamente se abordaron los términos que, de acuerdo con los desarrollos efectuados, se estimaron como esenciales de un título jurídico habilitante para la realización de actividades de evaluación técnica. En el análisis se estimaron relevantes los siguientes aspectos: delimitación del área de trabajos , abordándose lo relativo a si las actividades de evaluación se efectuarán en zonas on-shore u off-shore; situación de existencia de títulos habilitantes previos, particularmente, el ejercicio de actividades exploratorias o de explotación por ENAP y la existencia de actividades exploratorias o de explotación por otros titulares (concesionarios mineros, geotérmicos, de derechos de aprovechamientos de aguas);identificación de las actividades que de acuerdo con las experiencias comparadas se consideran como de evaluación técnica, asumiendo que las mismas son encuadrables en la ―exploración‖; necesidad de presentar un plan de trabajo, con sistemas de seguimiento de avance y la necesidad de presentar un informe final; vigencia del título jurídico habilitante,

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teniendo en consideración que los mismos, según lo señalado, son de plazos limitados que no exceden los 4 años; exclusividad del título; diversas formas de retribución, abordando el pago de suma alzada, el derecho a la venta de la información (actividades especulativas), y el derecho a acceder a un título exploratorio o de explotación; la inclusión de cláusulas de fuerza mayor; la renuncia como causal de terminación del título; los deberes del titular, abordando la entrega de cauciones, el deber de entregar la información técnica recopilada, el deber de comercializar la información, y el deber de pagar un fee; la confidencialidad debida en el manejo de la información técnica; causales de revocación del título; y la imposición de multas y sanciones.

Seguidamente se abordaron las autorizaciones medio ambientales y de otra índole que pudieran requerirse para la realización de las actividades de evaluación. Al respecto se concluyó básicamente que, eventualmente, puede requerirse contar con las siguientes autorizaciones o permisos:(i) Resolución de Calificación Ambiental, en caso que concurra alguna causal de ingreso al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, en particular, en caso de realizarse las labores en un área sujeta a protección oficial; (ii) de un plan de manejo aprobado por Corporación Nacional Forestal; (iii) deberá cumplirse con el deber de consulta a los pueblos afectados de acuerdo con las previsiones del Convenio Nº169; (iv) autorización previa de la Corporación Nacional de Desarrollo Indígena, en caso que para la realización de las actividades de evaluación sea necesario gravar tierras indígenas por medio de títulos de carácter voluntario; (v) del Servicio Hidrográfico y Oceanográfico de la Armada, para la realización de actividades de evaluación técnica en zonas costa afuera; y (vi) de la Dirección de Fronteras y Límites del Estado, para el otorgamiento de concesiones o contratos sobres bienes nacionales de uso público sobre zonas fronterizas.

Luego, sobre base del contenido esencial previamente identificado, se compararon los 3 títulos jurídicos habilitantes identificados en nuestro ordenamiento jurídico. Del análisis comparativo resultó que la concesión administrativa era el título que de mejor manera se aviene a lo que son las actividades de evaluación técnica. Ello se desprende esencialmente de tres aspectos fundamentales: (i) la posibilidad de contemplar en la concesión el derecho a un título posterior de aprovechamiento, opción la cual se encuentra vedada por la Constitución Política a los Contratos Especiales de Operación, dado que los requisitos y condiciones de éstos deben fijarse caso a caso por el Presidente a la República, no pudiendo comprometerse en un Decreto los términos de otro posterior; (ii) estimamos que la concesión administrativa posee menores exigencias regulatorias que los CEOP, dado que aquellas no requerirían de la necesidad de un Decreto de Requisitos y Condiciones, como sí se requiere tratándose de los Contratos Especiales de Operación, lo cual elimina un trámite administrativo, y permite por tanto el otorgamiento del título en un plazo menor, el cual se ha estimado aproximadamente en 7 meses; y (iii) en el estado actual de la regulación legal, el régimen de retribución de los CEOP constituye un elemento que no puede eliminarse o modificarse, por cuanto, de acuerdo con lo señalado por la Contraloría General, tal aspecto escaparía a la reserva administrativa que el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la Constitución Política consagra a favor del Presidente de la República. Así, al preverse en el DFL Nº2, de 1986, que los CEOP contemplan una

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retribución, y que esta sólo puede ser pagadera en hidrocarburos (los cuales no se contemplan en los estudios de evaluación técnica) o en dinero (opción descartada verbalmente por el Ministerio de Energía), la posibilidad de recurrir a los CEOP para la ejecución de labores de evaluación técnica queda vedada. Sin perjuicio de ello, las concesiones administrativas presentan una falencia importante, de difícil solución: la carencia de un régimen de servidumbres prediales. Debido a ello, la posibilidad de ocupación de los predios superficiales privados queda entregada a la mera voluntad de su titular, el cual puede sin más negarse a otorgar una autorización a tal fin. Tratándose de suelos públicos, en la medida que en el Decreto de concesión se contemple el derecho del concesionario a obtener una servidumbre o autorización de uso predial para la ejecución de las labores de evaluación, estimamos que es posible acudir al Ministerio de Bienes Nacionales a fin de obtener la respectiva autorización.

Finalmente, se ha abordado la posibilidad de implementar a través de una concesión administrativa los términos de evaluación técnica previamente estudiados, concluyendo que los mismos son en esencia reproducibles en dicho título. En base a ello, se ha desarrollado el procedimiento de otorgamiento de la concesión respectiva, las autorizaciones que pudieran requerirse, estimándose que la única que puede requerirse durante la tramitación administrativa de la concesión es la que ha de ser emitida por la DIFROL, por expresa disposición legal, procediéndose finalmente a proponer un texto articulado de concesión administrativa.

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CAPÍTULO I

ANÁLISIS DE DERECHO COMPARADO

(ART.3.1. LETRA C) DE LAS BASES TÉCNICAS)

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§1. CONSIDERACIONES SOBRE LOS TÍTULOS JURÍDICOS HABILITANTES PARA EL APROVECHAMIENTO DE LOS

HIDROCARBUROS EN EL DERECHO COMPARADO1

I. INTRODUCCIÓN

De manera tradicional, en el Derecho Comparado es posible distinguir la concurrencia de diversos títulos jurídicos que facultan a su titular para el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos que son su objeto (en este caso, petróleo, gas y sus derivados). Según destaca la doctrina comparada, en general, los títulos de aprovechamiento que en la actualidad son de más ocurrente utilización son los títulos concesionales por una parte, y por la otra, los títulos de origen contractual. Si bien en los comienzos los títulos concesionales eran el medio indiscutido para poder acceder al aprovechamiento de bienes que se estimaban de propiedad de la Corona, con el devenir de los años se ha abierto paso la utilización de otros títulos jurídicos habilitantes, de naturaleza diversa, esencialmente contractual.

A muy grosso modo, la diferencia esencial entre ambos modelos ha sido descrita de la siguiente manera:

“Como todo instrumento contractual, las concesiones y contratos petroleros muestran el horizonte de la voluntad, las restricciones y la libertad de las partes que participan en ellos. Desde el punto de vista puramente técnico jurídico, el elenco de derechos y obligaciones dentro de un contrato o una concesión petrolera muestra distintos grados de control estatal sobre la industria. Del lado del signo de menor control, un sistema de concesiones, competitivo y, por tanto, con la presencia de actores múltiples de todos tamaños, corresponde a un modelo de menor intervención y de mayor apertura estatal. En la participación de este último, el Estado actúa como «policía», manifestándose en el cobro de impuestos y de regalías y a resguardar, cuando ello sea aplicable, la participación de una empresa estatal en la industria nacional. Este no es el caso de los sistemas contractuales en los cuales el Estado mantiene, al menos en el papel, el control sobre el proyecto. Con sus variantes, en el sistema contractual, el Estado, a través de un órgano gubernamental, como las llamadas agencias petroleras, y frecuentemente con la participación de la empresa estatal, es el que delinea los planes de trabajo petroleros a ser adoptados por el contratista. A cambio de la ejecución exitosa de los trabajos petroleros, el contratista (a quien ya debemos de llamar por su nombre) recibe una compensación ya sea en crudo o en efectivo. En el primer caso (compensación en crudo) se trata de un Contrato de Producción Compartida; y, en el segundo, se trata de un Contrato Riesgo (compensación en efectivo). En ambos casos, si el Estado desempeña debidamente su papel de regulador y de enforcer de su política petrolera, no existen motivos –al menos inherentes– para que el Estado pierda control o dirección de su industria, ni tampoco hay razones ineludibles para que el Estado sufra mermas en su patrimonio, ni en lo

1 El desarrollo de los modelos comparados de aprovechamiento de hidrocarburos puede verse

en MARDONES OSORIO y AYLWIN CHIORRINI (2012).

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tocante a su abasto de recursos ni en sus finanzas públicas. En los casos donde el Estado elige operar su industria bajo un sistema de contratos, si el Estado es fuerte, las empresas son contratistas del Estado; esto es, bajo este esquema las empresas extraen los recursos para el Estado y son pagados ya sea con un porcentaje de la producción o con su equivalente en efectivo. No hay mayores misterios”.2

Desde ya cabe advertir que en general, en esta materia la terminología suele ser confusa, sin que exista una absoluta claridad conceptual en cuanto al uso de ciertas denominaciones y a las consecuencias que se desprenden de dicha calificación. Así, en ocasiones existen figuras calificadas nominalmente como concesiones, pero que en los hechos esconden una figura contractual, o viceversa3. De ahí que la exposición que aquí se realiza no puede considerarse como definitiva, de forma que cualquier aproximación a un ordenamiento comparado requiere analizar no solo la terminología utilizada en su Derecho Positivo, sino que además demanda un análisis de los elementos que integran el título en cuestión, a fin de determinar su verdadera sustancia.

II. CLASIFICACIÓN GENERAL

El siguiente esquema grafica en forma clara los diversos títulos concurrentes:

III. ANÁLISIS PARTICULAR DE CADA MODELO

1. MODELO CONCESIONAL

2GRUNSTEIN (2010) p.27. 3 A este respecto, vid. SMITH y WELLS (1975) pp.561-562.

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1.1. Aspectos generales. La concesión tradicional

Este es el modelo que en forma histórica ha sido utilizado para la exploración y explotación de hidrocarburos, dominando la escena mundial esencialmente durante la década de los 40‘s y 50‘s del siglo XX. Sus orígenes suelen situarse en los países del Medio Oriente, concretamente, en Iraq, en donde con fecha 14 de marzo de 1925, la Iraq Petroleum Company habría suscrito un contrato para la exploración y explotación de petróleo en dicho Estado4. Sin embargo, ya en 1901 (28 de mayo) se suscribió entre el Gobierno Imperial del Shahde Persia y el ciudadano inglés William Knox d‘Arcy una concesión petrolera, conocida tradicionalmente como la ―d’Arcy Concession‖. Esta concesión le otorgó a su titular el derecho a explorar y explotar en forma exclusiva, por un plazo de 60 años, la práctica totalidad del territorio iraní, con excepción de las 5 provincias del norte, las cuales entonces se entendían formar parte del ámbito de influencia de Rusia. En el año 1909 esta concesión pasaría a ser explotada por la ―Anglo-Persian Oil Company‖, posteriormente denominada ―Anglo-Iranian Oil Company‖, en la actualidad, British Petroleum5.

En general, este sistema fue muy usado en el Medio Oriente, en donde la concesión constituía el elemento regulatorio básico (y casi único) en la materia6, dada la inexistencia de mayores desarrollos normativos sobre la materia, con cláusulas que beneficiaban profundamente al concesionario, en detrimento de los intereses nacionales. Así, los sistemas concesionales otorgaban el dominio de los hidrocarburos al titular de la concesión7, invistiéndolo además de un amplio control y libertad en relación a las operaciones petroleras, asumiendo los riesgos asociados a ellas, de manera que las decisiones respecto a cuándo, dónde y cómo explorar o explotar quedaban entregadas a la plena discrecionalidad del titular concesional8. Asimismo, los modelos concesionales originales se caracterizaban por la gran duración de las concesiones (normalmente, sobre los 60 años) y la gran extensión territorial abarcada por ellas9. Adicionalmente, en estos sistemas, usualmente el otorgamiento de la concesión tenía como contraprestación el pago de un fee inicial y en ocasiones la entrega valorizada de cierta porción del petróleo producido por el concesionario (royalty) u otros royalties o cargos basados en diversos criterios (valor de la producción, o más usualmente, volumen de producción), los cuales fueron evolucionando desde el esquema del royalty hacia las participaciones en los beneficios (income tax arrangements), mezclando ambos elementos (parte royalty, parte impuesto)10.

En definitiva, las concesiones petroleras tradicionales se caracterizaban básicamente por abarcar grandes extensiones territoriales, una prácticamente nula injerencia del Estado en las actividades petroleras efectuadas por la empresa concesionaria y la existencia de escasos retornos económicos derivados de las

4AL-EMAI (2010) p.647. 5MAFI (2008) pp.407-430, p.409; NASROLLAHISHAHRI (2010) p.113. 6NASROLLAHISHAHRI (2010) pp.113-115; MORA CONTRERAS (2011) p.23. 7 Elemento que diferenciaría a los modelos concesionales de los contractuales. En este sentido,

vid. JOHNSTON (2003) p.11. 8SMITH (1992) pp.493, 496; LIKOSKY (2009) pp.2-3. 9SMITH y WELLS (1975) p.566; SMITH (1992) pp.495-496; LIKOSKY (2009) pp.2-3. 10SMITH y WELLS (1975) pp.566-569; SMITH (1992) pp.493, 496-497; LIKOSKY (2009) pp.2-3.

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concesiones. Estas características determinaron que los Estados comenzaran a intentar la obtención de nuevos arreglos que suplieran las falencias de los títulos concesionales tradicionales. En dicha línea es que se intentaron introducir modificaciones a los títulos concesionales esencialmente a través de tres vías: las renegociaciones de los clausulados11, la expropiación y las nacionalizaciones12. Dichos intentos se vieron potenciados por una serie de eventos internacionales que propiciaron las posibilidades de modificar los referidos títulos.

En primer lugar, cabe referirse a una seguidilla de Resoluciones de las Naciones Unidas, iniciada en el año 195213, que vinieron a poner énfasis en que el control de los recursos naturales por parte de las empresas extranjeras implicaba un atentado a la soberanía de los Estados14, dotando así a las crecientes exigencias nacionales de un importante soporte normativo. De entre dichas resoluciones, cabe destacar la Resolución 2158 (XXI), de fecha 25 de noviembre de 1966, sobre soberanía permanente sobre los recursos naturales15, que reafirmó el ―derecho inalienable‖ de todos los países a ejercer una soberanía permanente sobre sus recursos naturales en interés de su desarrollo nacional, en conformidad con el espíritu y los principios de la Carta de las Naciones Unidas y como habría reconocido la Resolución 1803(XVII) de la Asamblea General de las Naciones Unidas. Junto a ello, dicha Resolución afirmó que los esfuerzos de la ONU en esta materia debían apuntar a contribuir al máximo aprovechamiento posible de los recursos naturales de los países en desarrollo y a fortalecer su capacidad para emprender tal aprovechamiento por sí mismos, de manera que puedan ejercer efectivamente su libertad de elección decidiendo la forma como deben llevarse a cabo la explotación y la comercialización de sus recursos naturales. Además, la Resolución reconoció el derecho de los países en desarrollo a asegurar y aumentar su participación en la administración de empresas que trabajan total o parcialmente con capital extranjero y a tener una participación mayor y equitativa en las ventajas y beneficios derivados de ellas, habida cuenta de las necesidades y objetivos de los pueblos interesados en materia de desarrollo, así como de las prácticas contractuales mutuamente aceptables, solicitándose expresamente la necesidad de que las empresas extranjeras formen al personal nacional en todos los campos relacionados con la explotación. La consecuencia de la referida declaración fue que ―(…) en la interpretación que de la inalienabilidad van a realizar los países en desarrollo, les llevará a considerar –aunque no siempre lo expresen explícitamente-, la radical nulidad de las concesiones y contratos para la explotación de los recursos, o al menos -y esto sí lo indicarán expresamente-, su revocabilidad o «mutabilidad esencial», de modo que si puedan «emprender ese aprovechamiento (de los recursos) por sí mismos» y «ejercer efectivamente su libertad de acción

11 Camino seguido, por ejemplo, por Arabia Saudita, Kuwait, Abu Dabi y Qatar entre los años

1967 y 1973. AL-EMADI (2010) p.650. 12SMITH (1992) p.499; LIKOSKY (2009) p.3. Vía seguida, entre otros, por Irán (1951), Iraq (1972)

y Chile, por medio de la Ley N° 17.450, que Reformó la Constitución Política de 1925, publicada el 10 de julio de 1971.

13 Resoluciones 626 (VII) de 21 de diciembre de 1952; 1803 (XVII) de 14 de diciembre de 1962; y 2386 (XXIII) de 19 de noviembre de 1968, todas ellas relativas a la soberanía sobre los recursos naturales.

14SMITH (1992) p.500. 15AL-EMADI (2010) p.650.

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decidiéndola forma como deben llevarse a cabo la explotación y la comercialización de sus recursos naturales»‖16.

Junto a lo anterior, en el año 1960 fue creada la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEC), la cual, sobre la base de las citadas resoluciones de las Naciones Unidas, comenzó un procedimiento de presión para obligar a sus Estados miembros a la renegociación de sus concesiones, lo cual finalmente dio paso a una nueva generación de títulos concesionales, denominadas ―concesiones modernas‖.

A lo anterior se sumó la aparición a mediados de los años sesenta del siglo XX, del primer modelo de ―contrato de participación en la producción‖ (PSC), en Indonesia, el cual tuvo como razón de ser la infructuosa operatoria de los denominados ―contratos de trabajo‖ existentes en dicho país hasta esa fecha17, abriendo así un nuevo esquema relacional entre los Estados y las empresas petroleras internacionales.

Las circunstancias expuestas llevaron a las distintas jurisdicciones a efectuar importantes modificaciones en el régimen tradicional de las concesiones, dando origen así a los diversos títulos actualmente existentes para la exploración y explotación de hidrocarburos.

1.2. La concesión moderna

Frente a la concesión tradicional, diversas causas relacionadas básicamente con la necesidad de una mayor intervención estatal en las actividades petroleras, motivaron modificaciones en la configuración del título, dando paso así a lo que la doctrina suele denominar como ―concesión moderna‖, también denominadas ―licencias‖18. Así, la configuración de la moderna concesión constituye una suerte de reacción contra los excesos propios de las concesiones tradicionales.

En las concesiones modernas, según destaca la doctrina, la relación Estado/concesionario no es una de dominación o preeminencia, como sucedía bajo el esquema de las concesiones tradicionales, sino que más bien una de ―participación‖, en la que tiene ya cabida la promoción del desarrollo y bienestar de la Nación, además del beneficio económico del concesionario19.

Asimismo, se sostiene que, en general, en las concesiones modernas parte de los términos y condiciones del título se encuentran establecidos en la legislación, sin perjuicio de la existencia de determinados elementos que son objeto de negociación caso a caso. Además, se destaca que bajo el esquema concesional el Estado retiene una considerable libertad para modificar en cualquier momento los términos y condiciones de la concesión que no fueron objeto de negociación, sino que resultado de lo dispuesto en la legislación, lo cual se aprecia particularmente en

16SÁNCHEZ-APELLÁNIZ VALDERRAMA (1981) p.10; GÓMEZ-ROBLEDO VERDUZCO (2008)

pp.495-516. 17AL-EMADI (2010) p.650. 18CORDERO MOSS (2003) p.520. 19NOTE (1973) p.774; SMITH y DZIENKOWSKI (1989) pp.30-32. Asimismo, vid. LIKOSKY

(2009) p.8; AL-EMADI (2010) pp.650-651.

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materia impositiva, en lo relativo a la tributación de los ingresos provenientes de las operaciones petroleras20.

1.3. Los Oil & Gas Leases

Este sistema (arrendamiento) es utilizado esencialmente en los Estados Unidos y en Canadá y ha sido considerado como estrechamente emparentado con el modelo concesional. La diferencia entre este modelo de arriendos arranca de la titularidad de los hidrocarburos: mientras el sistema concesional parte de la base de que tales sustancias pertenecen al Estado, el sistema de lease surge en aquellas jurisdicciones en las que tal principio no ha tenido mayor acogida, en las que predomina la propiedad privada de las referidas sustancias21.

En sus orígenes en los Estados Unidos, estos títulos se asemejaban mucho a la concesión tradicional, en cuanto a su extensión y duración. Sin embargo, en 1930 dicha modalidad fue modificada, pasando a suscribirse leases por períodos de tiempo considerablemente más cortos (5 o 10 años) y disponiendo cláusulas de terminación en caso de no haber descubrimientos dentro de cierto plazo, lo que no se disponía en el caso de las concesiones tradicionales22.

El Oil & Gas Lease no es en estricto rigor un contrato de arrendamiento, sino que el mismo no posee una naturaleza legal única, dependiendo de la regulación que cada Estado efectúa del mismo, y de los derechos que de él se desprenden. Así, se señala que en algunos Estados, los Oil & Gas Leases son ―meros arrendamientos de mineras‖. En otros Estados, los leases constituyen una transferencia del petróleo y gas in situ, a menudo sujeta a la cancelación anticipada de una u otra forma de fees de uso de común. En otros Estados, los leases son reconocidos como instrumentos únicos que crean intereses totalmente únicos en y para la propiedad en cuestión23.

2. MODELOS CONTRACTUALES

2.1. Contratos de Trabajo

Estos contratos fueron implementados en Indonesia por medio de la Ley Nº44, de 1960, Ley del Petróleo, de fecha 26 de octubre. Dicha ley reemplazó el régimen concesional petrolero anterior, contenido en la Ley Minera de las Indias Holandesas, de 1899 (Indische Mijnwet), ya afectado por la entrada en vigor de la Constitución de la República de Indonesia del año 1945, modificada en 195024, por

20CORDERO MOSS (2003) pp.520-521. 21SMITH (1992) pp.494, 498; LIKOSKY (2009) p.7. 22SMITH y DZIENKOWSKI (1989) pp.19-20. 23SCHETROMA (2009) p.455. 24 El artículo 33 de la Constitución Indonesia disponía (y dispone aún): ―(1) La economía se

organizará sobre un esfuerzo cooperativo basado en el concepto de familia. (2) Las ramas de producción que son de importancia para el Estado y que afectan a la mayoría del pueblo deben ser controladas por el Estado. (3) La tierra, el agua y los recursos naturales contenidos en la tierra deberán estar bajo el control del Estado y se utilizará para la máximo bienestar del pueblo‖.

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un sistema que reconocía la soberanía permanente del Estado de Indonesia en el control de sus riquezas naturales en aras del bienestar del pueblo.

La Ley Nº44/1960 reconocía la propiedad estatal del petróleo y el gas y la autoridad del Estado para producir tales sustancias. Sin perjuicio de ello, la ley facultaba al gobierno a otorgar a las empresas del Estado, autorizaciones exclusivas para la producción de tales sustancias, previéndose que si las referidas empresas no podían llevar adelante tales actividades, el gobierno podía designar a terceros (incluidas empresas petroleras extranjeras), como contratistas de la empresa estatal, para, sobre la base de acuerdos contractuales, cooperar con ellas en la ejecución de las referidas operaciones25. Tales contratos de cooperación fueron denominados ―Contratos de Trabajo‖ (Kontrak Karya).

En dicho momento, los tres concesionarios petroleros existentes eran las compañías Shell, Stanvac y Caltex, cuyas concesiones mineras debieron ser terminadas en virtud de lo dispuesto en el artículo 22 de la Ley Nº44/1960, y reemplazadas por contratos de trabajo, los cuales fueron aprobados por medio de la Ley Nº14, de 1963, dictada específicamente a tal efecto. Así, los otrora concesionarios pasaron a poseer la calidad de contratistas de las empresas estatales indonesias26.

2.2. Contratos de Participación en la Producción (Production Sharing Contract -PSC-)

Como se adelantó, por medio de la Ley Nº44, de 1960, Ley del Petróleo, el Gobierno de Indonesia dispuso que el petróleo y el gas natural eran parte de las riquezas nacionales bajo el control del Estado, y que la exploración y explotación de tales sustancias eran de responsabilidad del Estado, el cual podía delegar tal responsabilidad en empresas nacionales del Estado, creadas por ley. Si bien dicha ley regulaba los denominados ―contratos de trabajo‖, lo cierto es que tales contratos eran una versión velada de las concesiones tradicionales, habiéndose efectuado un cambio más nominal que sustancial, ya que en ellos no se apreciaba una real recuperación de la soberanía, ampliamente mermada en virtud de los títulos concesionales tradicionales, ni una mayor injerencia del Estado en las actividades petroleras: se aludía así a una ―concesión con un nuevo traje‖27.

A abordar tales falencias apuntó el nuevo modelo contractual ideado, denominado ―contrato de participación en la producción‖ o de ―producción compartida‖, el cual, en su versión indonesia, es considerado como el PSC arquetipo28. El primer PSC fue suscrito el 18 de agosto de 1966, entre la empresa estatal indonesia PERMINA y la Independent Indonesian American Petroleum Company (IIAPCO), en forma previa a su consagración normativa por medio de la Ley Nº8, de 1971. Dicho primer contrato, que tenía por objeto la realización de trabajos

25FABRI (1989) pp.303. 26FABRIKANT (1975) p.309. 27FABRIKANT (1975) p.309; MACHMUD (2000) p.50, si bien no toda la doctrina compartía dicha

aseveración, basados en la diferente naturaleza del título concesional, que otorga derechos in rem (derechos reales), de frente al título contractual, que otorga derechos in personam (personales). MACHMUD (2000) p.50.

28SMITH (1992) p.515.

25

offshore, era incompleto, dado que escasamente describía los principios básicos sobre las cuales se estructuraba, dejando un gran ámbito a la incerteza en relación a como se resolverían los posibles desacuerdos que surgieran en su implementación29.

Por medio de la Ley Nº8, del año 197130, se creó formalmente la empresa estatal denominada PERTAMINA (Perusahaan Pertambangan Minyak dan Gas Bumi Negara), previamente surgida de la fusión efectuada en el año 1968 (Reglamento del Gobierno de Indonesia Nº27, de 1968) entre las empresas estatales PT Perusahaan Minyak Nasional, PERMINA, de 1957, y P.N. PERTAMIN, creada el año 196131. De acuerdo con el artículo 12 de la Ley Nº8/1971, PERTAMINA podía cooperar con otras partes a través de contratos de producción compartida (Kontrak Production Sharing), disponiendo el inciso segundo de la norma que los requisitos de la aludida cooperación se regirían por un Reglamento del Gobierno, y su inciso tercero, que tales contratos entrarían en vigencia una vez que fueran aprobados por el Presidente de la República.

El aspecto esencial de estos contratos radicaba en que el recurso hidrocarburífero se entendía de titularidad del Estado (hasta el denominado ―punto de exportación‖) y controlado por éste, aunque todos los costos y riesgos de la exploración y producción eran asumidos por el contratista, quien, en caso de éxito, tendría derecho a recuperar los costos de producción del petróleo (―cost oil‖) y a tomar libremente su ―participación‖ en los hidrocarburos producidos, calculada como un porcentaje preestablecido del ―profit oil‖ (beneficios menos ―cost oil‖), denominándose a la porción de participación correspondiente al Estado como ―Government Take‖32. En estos contratos, el Government Take reemplazaba a los impuestos, derechos u otras cargas pecuniarias que podían ser de cargo del contratista, de forma que las modificaciones al régimen de tributación no afectaban al esquema de inversión del contrato, el cual se construía sobre la base del referido concepto, y no de los impuestos u otros tributos. Así, aun cuando la autonomía de la voluntad del contratista se encontraba mermada por una mayor participación estatal en la operatoria contractual, el PSC ofrecía un esquema contractual que presentaba importantes beneficios desde la perspectiva de la estabilidad en relación a los términos fiscales de las operaciones petroleras33.

Pese a la plasmación normativa efectuada en 1971, lo cierto es que en Indonesia la idea de ―producción compartida‖ no era nueva, sino que podía rastrearse hasta la ya aludida Ley Minera de las Indias Holandesas, de 1899, modificada en 1919, cuyo artículo 5A disponía la posibilidad de que la ley autorizara al Ministerio competente para el otorgamiento de concesiones que otorgaren derechos de exploración y explotación de petróleo sobre determinadas áreas y por cierto plazo, obligándose al contratista a pagar un royalty y una parte proporcional de los beneficios brutos (―5A Agreements‖)34.

29MACHMUD (1993) p.179. 30Undang-undang Republik Indonesia No. 8 tahun 1971 tentang Perusahaan Pertambangan Minjak dan Gas

Bumi Negara. 31 Al respecto vid. HERTZMARK (2007) 60 pp. 32MACHMUD (1993) p.180; CORDERO MOSS (2003) p.526. 33CORDERO MOSS (2003) pp.526-527. 34FABRIKANT (1975) p.306; TAVERNE (2008) p.256.

26

Este modelo de contrato, con diversas variantes, fue posteriormente implementado en otros países, como Egipto (1969), Libia (1974), o Angola (1975). Asimismo, en Indonesia se reconoce la existencia de PSC de segunda generación (a partir de 1976, como consecuencia de la introducción de cambios en los términos económicos del contrato), y de tercera generación (a partir de 1988, con la introducción de paquetes de incentivos a la exploración en zonas del este y zonas más remotas -―frontier areas‖-)35. Así, en la actualidad son numerosos los Estados que han implementado este modelo contractual, cada uno de los cuales le ha añadido sus especialidades, de acuerdo con las específicas circunstancias de cada país.

2.3. Contratos de Servicio (Service Contracts)

a) Precisión terminológica

El análisis de esta categoría negocial debe iniciarse con una aclaración previa, relativa a la terminología propia de estos contratos. Aun cuando se encuentra muy extendida la calificación genérica de esta categoría como contratos ―de servicios‖, lo cierto es que existen variadas denominaciones. Así, es posible encontrar alusiones a ―contratos de riesgo‖, ―contratos de servicio con cláusula de riesgo‖, o ―contratos de operaciones petroleras‖, entre muchas otras36.

Atendida la referida variedad terminológica, en el año 1972, la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en América Latina y el Caribe (ARPEL), en el marco del encuentro denominado ―Análisis comparado de los contratos de servicios para la exploración, perforación y explotación‖ se resolvió lo siguiente37:

“III.- Dada la notable diferencia en el léxico utilizado para idénticas operaciones, se estima oportuno uniformar la terminología proponiéndose la siguiente clasificación e los objetivos de los contratos:

“1.- Contratos de exploración y explotación de área. Se trata de contratos donde el contratista tiene a su cargo la exploración y/o la explotación del área por su cuenta y riesgo. Estos contratos pueden ser suscritos en forma integral o abarcar sólo una de estas fases.

“2.- Contratos de ejecución de obras o de prestación de servicios. Bajo esta denominación se han incluido todos los contratos para la ejecución de obras o de prestación de servicios coadyuvantes a la industria petrolera en sus fases específicas de explotación y desarrollo, en los cuales no se contempla el riesgo (minero-petrolero) por cuenta del contratista.

“Se citan en forma ilustrativa pero no limitativa los principales contratos de ejecución de obras o de prestación de servicios:

35MACHMUD (1993) pp.180-183. 36MONDINO (1977) p.67; GRUNSTEIN (2010) pp.150-155. 37MONDINO (1977) pp.67-68.

27

“- prospección geofísica, estudios geológicos, perforación de pozos, terminación de pozos, reparación de pozos;

“- servicios especiales: perfilaje, testigos laterales y punzonamiento;

“- estimulaciones: fracturaciones, acidificaciones, etc.;

“- ensayos de formación, servicios de alambre, mediciones físicas, análisis de laboratorio.”

Aun cuando se ha sostenido que estas definiciones se encuentran un tanto acotadas, en tanto que apuntarían una visión purista de estos tipos de contratos38, las mismas sirven para ilustrar que, en definitiva, existe una variedad importante de ―contratos de servicios‖, siendo por ende necesario un estudio particular de cada tipo contractual para determinar sus elementos tipificantes.

b) Orígenes

Los orígenes de estos tipos de contratos se han relacionado, al igual que en los PSC, en los reclamos de corte soberanista surgidos con ocasión de las concesiones petroleras surgidas a principios del siglo XX. Pero junto a ello, esta especie particular de contratos tuvo por objeto, asimismo, permitir a los Estados contar con el capital y el know-how de las empresas petroleras internacionales. Así, estos contratos han permitido, por una parte, dar respuesta a las reclamaciones de soberanía sobre los recursos naturales de los países en vías de desarrollo, y por la otra, facilitar la participación de capital y conocimiento extranjero en las labores petroleras39.

c) Concepto

En virtud de estos contratos una compañía extranjera acuerda, a cambio de un fee o una participación en la producción, proveer a un Estado o a su empresa estatal, con servicios o información técnica relacionada con el desarrollo de recursos minerales40. En forma más específica, estos contratos han sido definidos como acuerdos que gobiernan las relaciones entre un Gobierno y una compañía petrolera internacional, en cuya virtud, ésta desarrolla o explora campos de petróleo o de gas natural, en nombre del Estado, a cambio de un fee predeterminado en dólares, aunque es usual en América Latina que el pago se acuerde en especie (pago directo en hidrocarburo), o como un derecho a comprar el hidrocarburo producido41. En estos contratos, en la mayoría de los casos, el Estado no entrega a la compañía extranjera el control de los recursos extraídos o situados en el subsuelo, de forma que el contratista no ostenta derechos de propiedad en el reservorio42. Así, en los contratos de servicios el Estado posee una gran injerencia en el proyecto, dado que

38GRUNSTEIN (2010) pp.150-155. 39GHANDI y LIN (2013) p.2. 40SMITH (1992) p.519. 41SMITH (1992) p.521. 42GHANDI y LIN (2013) p.2; SMITH (1992) p.520.

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el Estado está contratando a la empresa extranjera para que desarrolle un servicio específico43.

En el ámbito latinoamericano, el artículo 16 de la Ley de Hidrocarburos de Ecuador define los Contratos de Prestación de Servicios para la Exploración y/o Explotación de Hidrocarburos, como ―(…) aquéllos en que personas jurídicas previa y debidamente calificadas, nacionales o extranjeras, se obligan a realizar para con la Secretaría de Hidrocarburos, con sus propios recursos económicos, servicios de exploración y/o explotación hidrocarburífera, en las áreas señaladas para el efecto, invirtiendo los capitales y utilizando los equipos, la maquinaria y la tecnología necesarios para el cumplimiento de los servicios contratados‖. Por su parte, el artículo 77 de la Ley de Hidrocarburos Boliviana (Ley Nº3.058, de 2005) define el Contrato de Operación como ―(…) aquel por el cual el Titular ejecutará con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, a nombre y representación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), las operaciones correspondientes a las actividades de Exploración y Explotación dentro del área materia del contrato, bajo el sistema de retribución, conforme a lo establecido en la presente Ley, en caso de ingresar a la actividad de Explotación. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no efectuará inversión alguna y no asumirá ningún riesgo o responsabilidad en las inversiones o resultados obtenidos relacionados al contrato, debiendo ser exclusivamente el Titular quien aporte la totalidad de los capitales, instalaciones, equipos, materiales, personal, tecnología y otros necesarios‖. En Perú, el artículo 10 letra b) de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (Ley Nº26.221) define al Contrato de Servicios como aquél ―(…) celebrado por PERUPETRO S.A. con el Contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos en el área del Contrato, recibiendo el Contratista una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos‖.

d) Tipos

En este tipo de contrato se distinguen tres subespecies negociales: los contratos de servicios puros o sin riesgo (pure -non risk- service contracts), los contratos de servicios con riesgo (risk service contracts) y los contratos de asistencia técnica (technical assistance contracts), sin perjuicio de la existencia de otras especies particulares creadas en distintas jurisdicciones.

En los primeros, una empresa estatal o un Estado contrata los servicios de una compañía extranjera para realizar un servicio específico por un fee determinado, que puede consistir en dinero o en ocasiones en especie, en este caso, consistente en cierto monto específico de la producción del área. Así, es que en este tipo contractual ―(…) el contratista es un simple ejecutor de la voluntad del Estado o de la empresa estatal, quien tiene control y propiedad totales del proyecto y de sus activos‖44. Dichos trabajos se realizan para el Estado o empresa mandante y los riesgos de los mismos son absorbidos plenamente por ellos. Atendido lo anterior es que generalmente este esquema contractual atrae únicamente a empresas de

43LIKOSKY (2009) p.14. 44GRUNSTEIN (2010) pp.32-33.

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servicios y no a empresas petroleras45. Estos contratos son ampliamente utilizados en Arabia Saudita, Kuwait, Qatar y Abu Dabi46.

Por su parte, los contratos de servicios con riesgo son los más típicamente utilizados para el desarrollo de reservas petroleras, encontrando en los ordenamientos latinoamericanos su caldo de cultivo, aun cuando sus orígenes se sitúan en la legislación petrolera de Irán, de 197447. En estos contratos, la empresa petrolera acuerda explorar un área específica y evaluar su potencial para descubrimientos, asumiendo plenamente los costos de la exploración y los riesgos inherentes a dichas labores48. Esta última circunstancia ha conllevado que se critique la denominación de estos contratos, dado que no tiene mucho sentido que en un contrato de prestación de servicios quien aporta todo el capital y además asume el riesgo de los resultados exploratorios es el prestador del servicio, y no el mandante49.

Finalmente, los contratos de asistencia técnica (o de servicios técnicos) constituyen una versión más sofisticada de los contratos de servicios, en los que el contratista acuerda proveer con asistencia técnica en la exploración, desarrollo, producción y en algunos casos incluso en la refinación del petróleo. Los servicios de asistencia técnica pueden ir desde proveer equipamiento hasta la formación de empleados para la operación de las instalaciones petroleras, a cambio del reembolso de los gastos efectuados más un fee calculado sobre la producción obtenida50 (de haberla). En definitiva, se trata de contratos específicos suscritos para aprovechar el capital y expertise de la compañía extranjera, la cual realiza los trabajos a cambio de un precio determinado, sin derechos vinculados con los recursos que pudieran descubrirse51.

e) Naturaleza jurídica

En cuanto a la naturaleza jurídica de estos contratos, la doctrina ha señalado que cabe barajar dos concepciones contrapuestas.

Por un lado, cabría considerar que estos contratos son acuerdos regidos por el Derecho Mercantil o Civil, es decir, contratos privados, atendido el amplio margen que en los mismos posee la autonomía de la voluntad.

Por el otro, se considera a estos contratos como verdaderos contratos administrativos, en tanto que los mismos tienden a la satisfacción de un interés público y otorgan ciertas facultades especiales o exorbitantes a la Administración actuante, que no son típicas o posibles en los negocios jurídico-privados. Esta última postura es la que ha encontrado mayor respaldo en cierta doctrina latinoamericana52.

45GRUNSTEIN (2010) pp.32-33. 46OMOROGBE y ONIEMLA (2010) p.126. 47TAVERNE (2008) p.157; OMOROGBE y ONIEMLA (2010) p.126; DABINOVIC (1987) pp.15-30. 48SMITH y DZIENKOWSKI (1989) p.41; SMITH (1992) pp.519-520. 49JOHNSTON (2003) p.41. 50SMITH y DZIENKOWSKI (1989) pp.40-41; LIKOSKY (2009) p.15. 51TAVERNE (2008) p.157; LIKOSKY (2009) p.15. 52DABINOVIC (1987) pp.16-17, 19. Por su parte, MONDINO (1977) p.67 señalaba que estos

contratos respondían más bien a la figura de un arrendamiento de obra de Derecho Público.

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2.4. Contratos de Asociación

El esquema más representativo es el Joint Venture (JV), el cual tiene sus orígenes en el ámbito de los negocios, pasando a ser objeto de reconocimiento posterior en el ámbito jurídico mercantil. Desde la perspectiva de los hidrocarburos, su utilización suele vincularse con el ocaso de los modelos concesionales53.

El JV constituye una suerte de asociación acordada entre dos o más compañías, en las que en ocasiones una de ellas es una empresa estatal de hidrocarburos. Dicha asociación puede configurarse como un mero acuerdo contractual (Contractual Joint Venture), o plasmarse por medio de una figura asociativa con personalidad jurídica con limitación de responsabilidad (Joint Venture Corporation) o sin ésta (Joint Venture Partnership).

El elemento esencial de estos tipos asociativos dice relación con el reparto del riesgo, el cual suele encontrarse repartido entre los co-venturers.

53AL-EMAI (2010) pp.645-647, 652.

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§2. ANÁLISIS DEORDENAMIENTOS COMPARADOS

Del análisis de las legislaciones comparadas se extraerán los aspectos principales del régimen de evaluación técnica, exponiendo los derechos y deberes de las partes, y el concepto que, de forma mayoritaria, se maneja en los ordenamientos comparados en relación a las denominadas actividades de ―evaluación técnica‖.

De acuerdo con lo señalado por el Ministerio de Energía, se realizará un análisis de los ordenamientos jurídicos de los siguientes países: Colombia, Perú, Brasil, Canadá, Nueva Zelanda, Australia y Marruecos.

I. COLOMBIA

1. RÉGIMEN JURÍDICO GENERAL

Colombia es el primer y más destacado ejemplo de jurisdicción que consagra de manera expresa la figura de los Contratos de Evaluación Técnica (TEA en sus siglas en inglés, Technical Evaluation Agreements).

La Constitución Política de Colombia dispone en su artículo 332 que ―El Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables, sin perjuicio de los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes‖. Por su parte, el artículo 63 de la Constitución Colombiana señala que ―Los bienes de uso público, los parques naturales, las tierras comunales de grupos étnicos, las tierras de resguardo, el patrimonio arqueológico de la Nación y los demás bienes que determine la ley, son inalienables, imprescriptibles e inembargables‖. De forma complementaria, el artículo 360 de la norma fundamental de Colombia establece que ―La ley determinará las condiciones para la explotación de los recursos naturales no renovables así como los derechos de las entidades territoriales sobre los mismos. La explotación de un recurso natural no renovable causará a favor del Estado, una contraprestación económica a título de regalía, sin perjuicio de cualquier otro derecho o compensación que se pacte. Los departamentos y municipios en cuyo territorio se adelanten explotaciones de recursos naturales no renovables, así como los puertos marítimos y fluviales por donde se transporten dichos recursos o productos derivados de los mismos, tendrán derecho a participar en las regalías y compensaciones‖.

La ley más importante en materia de hidrocarburos es el denominado ―Código de Petróleos‖, dictado en el año 1953 (Decreto-Ley Nº1056, de 20 de abril de 1953), el cual se encuentra vigente en la actualidad, si bien con numerosas modificaciones. Dicho Código dispone la necesidad de contar con un título jurídico para realizar labores de exploración y explotación petrolera, denominado ―contrato de concesión‖54. Sin embargo, señala que la exploración superficial será libre en todo el

54 El artículo 76 de la Ley Nº80, de 1993, que aprueba el Estatuto General de Contratación de la Administración Pública, señala que ―Los contratos de exploración y explotación de recursos naturales renovables y no renovables, así como los concernientes a la comercialización y demás

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territorio de la República de Colombia, cuando se haga en busca del petróleo de propiedad nacional; mas cuando haya de hacerse en superficie de propiedad particular, será necesario dar aviso al dueño, quien no podrá oponerse en ningún caso, pero sí hacerse pagar del explorador el valor de los perjuicios que se le ocasionen (artículo 19). El mismo precepto aclara que la referida exploración no constituye más que una expectativa de derecho de obtener la preferencia otorgada al primer proponente conforme al numeral 1 del artículo 21 del Código de Petróleos.

En el año 2003 se realizó una relevante modificación en el esquema regulatorio petrolífero en Colombia, mediante la dictación el Decreto-Ley Nº1.760, el cual transformó a la Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL, en una empresa comercial del Estado con dedicación exclusiva a las actividades integradas de la industria petrolera (exploración, perforación, producción, transporte, refinación y comercialización). Asimismo, dicha norma creó de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), como una unidad administrativas especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, e incorporó una nueva modalidad contractual para el aprovechamiento de los hidrocarburos: los contratos de exploración y producción (contratos de E&P), calificados por la doctrina como ―contratos de concesión moderna‖55. Dicho Decreto fue reglamentado por el Decreto Nº2.228, de 2004.

Posteriormente, por Decreto-Ley Nº4.137, de 2011, se modificó la naturaleza jurídica de la ANH a la de una Agencia Estatal descentralizada con personalidad jurídica y patrimonio propio, dotándola de mayores atribuciones, atendido el incremento apreciado en la actividad exploratoria y de producción.

El régimen regulatorio de los títulos jurídicos de aprovechamiento de hidrocarburos en Colombia se completa, grosso modo, por el Acuerdo 004, de 2012, del Directorio de la ANH, que ―Establece criterios de administración y asignación de áreas para exploración y explotación de los hidrocarburos propiedad de la Nación; expide el Reglamento de Contratación correspondiente y fija reglas para la gestión y el seguimiento de los respectivos contratos‖, el cual reemplazó al Acuerdo 008, de 2004, de la misma entidad, que contenía el ―Reglamento para la contratación de áreas para el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos‖56.

actividades comerciales e industriales propias de las entidades estatales a las que correspondan las competencias para estos asuntos, continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable. Las entidades estatales dedicadas a dichas actividades determinarán en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que podrán pactarse, las cuantías y los trámites a que deben sujetarse. Los procedimientos que adopten las mencionadas entidades estatales, desarrollarán el deber de selección objetiva y los principios de transparencia, economía y responsabilidad establecidos en esta ley‖.

55CARDONA CASIS (2005) pp.68-75. 56Asimismo, las regulaciones técnicas y definiciones han sido dispuestas por la Resolución

Nº1814195, de 2009, del Ministerio de Minas de Colombia, para recursos convencionales, y por la Resolución Nº180742, de 2012, para recursos no convencionales.

33

2. LOS CONTRATOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA (TEA)

2.1. Orígenes

En el referido contexto normativo es que en virtud del Acuerdo Nº008, de 2004, Colombia incorporó en su ordenamiento petrolero los denominados Contratos de Evaluación Técnica, al señalar su artículo 6 que el ―Proponente podrá optar por cualquiera de los siguientes esquemas de contratos, sujeto al cumplimiento de los requisitos que se determinan en los siguientes artículos:1. Contrato de Exploración y Explotación; 2. Contrato de Evaluación Técnica; 3. Cualquier otro que establezca la ANH‖, aunque sin definir los referidos Contratos de Evaluación Técnica. Algunos criterios en relación a dichos contratos fueron prontamente establecidos por medio del Acuerdo 0030, de 2004, por el cual se adoptaron los criterios de los contratos de evaluación técnica de hidrocarburos, normativa toda la cual fue posteriormente reemplazada por el Acuerdo Nº 04, de 2012.Al 31 de enero de 2013, según la ANH, se encuentran 23 TEA vigentes57, si bien la evolución de suscripción de dichos contratos ha sido regresiva desde su consagración en el año 2004, no habiéndose suscrito ningún contrato en este año 201358.

En la categoría de los TEA, a esta fecha cabe distinguir 3 subespecies de contratos:

(a) Los de primera generación, dictados bajo el alero del Acuerdo 008, de 2004, en los cuales terceros podían ofrecer suscribir un contrato de E&P sobre la totalidad o parte del bloque sujeto al TEA, teniendo el titular de éste un derecho contractual a igualar o mejorar el programa de exploración ofrecido por el tercero y en tal caso suscribir un Contrato de E & P;

(b) Los TEA puros, dictados al alero del Acuerdo 004, de 2012;

(c) Los TEA especiales, otorgados en las últimas rondas de licitación, en los que se concede al contratista un ―derecho de conversión‖ para presentar propuestas de conversión del área del TEA en un contrato de E&P.

2.2. Concepto

En la actualidad, el artículo 8 del Acuerdo 04, de 2012, señala que el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos tendrá lugar mediante los siguientes Contratos, además de otros que disponga la ley, a saber: de Explotación y Producción -E&P-; de Evaluación Técnica -TEA-, y; Especiales. Según señala dicha disposición, in fine, corresponde al Consejo Directivo de la ANH, a propuesta del Presidente, adoptar las correspondientes minutas o modelos de contratos y sus modificaciones, con sujeción al ordenamiento superior y al Reglamento.

57<http://www.anh.gov.co/media/novedades/Estado_Contratos_Internet_31_ene_13.pdf> 58 Así, en el año 2013 no se han suscrito TEA; en el 2012 se suscribieron 8; en el 2011, 9; en el

2010, 1; en el 2009, 6; en el 2008, 16; en el 2007, 10; en el 2006, 12; en el 2005, 28; y en el 2004, 7. <http://www.anh.gov.co/es/index.php?id=8>.

34

Según dispone el artículo 4.21 del Acuerdo 004, de 2012,los TEA son aquellos contratos que tienen por objeto otorgar al contratista el derecho exclusivo a realizar estudios de evaluación técnica en un área determinada, a sus únicos costos y riesgo y con arreglo a un programa específico, destinados a definir la prospectividad, a cambio del pago de unos derechos por concepto del uso el subsuelo y con el compromiso de entregar una participación en la producción y las demás retribuciones económicas aplicables, en el evento de que todo o parte del área se someta a la celebración y ejecución posterior de un contrato de exploración y explotación. Dicha exclusividad se circunscribe al tipo de yacimiento para cuya evaluación y exploración se hayan celebrado (convencional o no convencional), de forma que no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área, o que la asigne a otro interesado, cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a yacimientos de otro tipo.

2.3. Procedimientos de suscripción

A este respecto hay que tener en consideración el artículo 76 de la Ley Nº80, de 1993, que aprueba el Estatuto General de Contratación de la Administración Pública, por cuanto dicho precepto excluye del ámbito de aplicación del régimen de contratación administrativo general los contratos petroleros, señalando que ―Los contratos de exploración y explotación de recursos naturales renovables y no renovables, así como los concernientes a la comercialización y demás actividades comerciales e industriales propias de las entidades estatales a las que correspondan las competencias para estos asuntos, continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable. Las entidades estatales dedicadas a dichas actividades determinarán en sus reglamentos internos el procedimiento de selección de los contratistas, las cláusulas excepcionales que podrán pactarse, las cuantías y los trámites a que deben sujetarse. Los procedimientos que adopten las mencionadas entidades estatales, desarrollarán el deber de selección objetiva y los principios de transparencia, economía y responsabilidad establecidos en esta ley‖.

Los procedimientos de contratación se contemplan en forma específica en la reglamentación contenida en el Acuerdo Nº 04, de 2012. Al respecto, el artículo 9 del Acuerdo señala que por regla general, la asignación de áreas para desarrollar actividades exclusivas de exploración, como de exploración y explotación de hidrocarburos, respectivamente, mediante TEA, contratos de E&P y contratos especiales, ha de efectuarse mediante procedimientos competitivos de selección objetiva de contratistas y, excepcionalmente, por sistemas reglados directos.

Entre los procedimientos competitivos de selección objetiva, el citado artículo 9 distingue entre los procedimientos competitivos abiertos y los cerrados. Los primeros se definen como un procedimiento convocado públicamente, por medio del cual la ANH escoge de manera objetiva entre proponentes previamente habilitados para el efecto de acuerdo con los requisitos de capacidad fijados en los correspondientes términos de referencia y en estricta igualdad de condiciones, el ofrecimiento más favorable a la ANH y a los fines que se propone conseguir, con arreglo a tales pliegos o términos. Por su parte, los procedimientos cerrados son aquellos por

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medio del cual la ANH invita a un número plural pero determinado de personas jurídicas que reúnan los requisitos de capacidad previamente establecidos, para escoger de manera objetiva y en estricta igualdad de condiciones el ofrecimiento más favorable a la ANH y a los fines que se propone conseguir, también con sujeción a unos términos de referencia preparados para su regulación.

En relación al trato o asignación directa, el mismo artículo 9 lo define como el procedimiento mediante el cual la ANH, previa autorización del Consejo Directivo, asigna excepcional y directamente un área o áreas seleccionadas especialmente para el efecto, de acuerdo con uno o varios de los siguientes criterios: i) en razón de su especial naturaleza y localización geográfica; ii) por sus características geológicas particulares, conforme a estudios técnicos que para el efecto adelante la ANH; iii) por la presencia de restricciones sociales y ambientales que pesan sobre las mismas; iv) cuando no se cuente con información técnica disponible sobre el subsuelo, y en función del cubrimiento exploratorio exigido; v) por motivos de interés general, de seguridad nacional o de orden público; y vi) por consideraciones especiales de política energética o económica. Para poder utilizar esta modalidad de contratación, se requiere que en forma previa se efectúe la correspondiente justificación; se fijen las reglas para llevarla a cabo; se determinen los requisitos de capacidad del contratista; las condiciones y términos mínimos exigidos al proponente y contratista, y aquellos que pueden ser materia de negociación. En todo caso, según señala el mismo precepto, los programas exploratorios, las inversiones, los derechos económicos y demás conceptos que sean objeto de negociación, deberán ser superiores a los obtenidos en procedimientos de selección en competencia celebrados en los 2 años inmediatamente anteriores, según las características del área de que se trate.

3. PRINCIPALES CLÁUSULAS DE LOS TEA

El contenido de los TEA no se encuentra detallado en la normativa en estudio, sino que se contiene en modelos contractuales elaborados en cada ocasión por la ANH. En este sentido es que el artículo 25 del Acuerdo señala que los términos, condiciones y, en general, las estipulaciones de los contratos corresponderán a los establecidos en las minutas aprobadas por el Consejo Directivo de la ANH para el tipo de contrato de que se trate y que se encuentren vigentes para esa oportunidad, sin perjuicio de las particularidades derivadas, entre otros aspectos, de las negociaciones que se hubieran llevado a cabo en los aspectos que así lo permitan.

Adicionalmente, el artículo 31 del Acuerdo permite que en los modelos de contratos aprobados por el Consejo Directivo de la ANH se pacten estipulaciones excepcionales de caducidad; terminación; interpretación y modificación unilateral; multas; penal pecuniaria; de indemnidad y de reversión, en el evento de presentarse cualquiera de las causales específicas acordadas, en términos que satisfagan el interés general y protejan los recursos propiedad de la Nación, y aseguren el ejercicio de los derechos de defensa, contradicción y, en general, al debido proceso.

3.1. Objeto principal

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a) Evaluación técnica

De acuerdo con el Acuerdo Nº004, un contratista59 suscribe con la ANH un TEA cuyo objeto principal es definir la prospectividad de un área determinada, asumiendo el contratista los costos y riesgo inherentes a tales actividades, de acuerdo con un programa específico.

En forma más específica, el modelo de TEA, artículo 2 del modelo de TEA señala que virtud del mismo, el evaluador se reserva el área de evaluación técnica, otorgándosele el derecho a realizar Operaciones de Evaluación Técnica a su costo y riesgo, tendientes a evaluar el potencial hidrocarburífero con el propósito de identificar las zonas de mayor interés prospectivo en la misma área, mediante la ejecución de un Programa de Evaluación Técnica. El TEA otorga al contratista el derecho a: (i) suscribir un contrato de E&P dentro del Área de Evaluación de acuerdo con el Reglamento; (ii) ejercer el Derecho de Prelación por una sola vez; y (iii) a ejercer el derecho a nominar áreas adicionales para suscribir contratos de E&P.

Por su parte, el artículo 1.9 del modelo de TEA vigente define las Operaciones de Evaluación Técnica como todos aquellos estudios, trabajos, obras y actividades que el evaluador ejecuta en el área de evaluación técnica, para evaluar su potencial hidrocarburífero e identificar las zonas de mayor interés prospectivo. Incluye, pero no se limita a, métodos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, fotogeológicos y en general, las actividades de prospección superficial, ejecución de actividades de sísmica y su procesamiento, perforación con taladro o equipo asimilable siempre que se trate exclusivamente de pozos de investigación estratigráfica60 cuyo único propósito sea la obtención de información geológica acerca de la estratigrafía del área de evaluación técnica, de acuerdo con lo dispuesto en el contrato.

El artículo 5 del TEA señala que el mismo faculta a su titular única y exclusivamente a señalar los trabajos antes indicados, de forma que le queda prohibido desarrollar o producir hidrocarburos o algún otro recurso natural que pueda encontrarse en el área de evaluación técnica. Sin embargo, el artículo 18 del TEA establece que en los casos en que incidentalmente se obtenga producción de hidrocarburos (producción incidental) durante el curso de las operaciones de

59 Definido por el artículo 4.20 del Acuerdo como una persona jurídica o conjunto de personas

jurídicas bajo la modalidad de Consorcio o de Unión Temporal, que celebran con la ANH un Contrato de Exploración y Producción, E&P, de Evaluación Técnica -TEA- o Especial, como resultado de la adjudicación de un Procedimiento de Selección en competencia, sea abierto o cerrado, o de uno reglado de Asignación Directa y, por consiguiente, de la asignación de una o más Áreas.

60El artículo 1.13 del modelo de TEA define los Pozos Estratigráficos como una perforación tendiente a determinar la secuencia litológica completa existente en el subsuelo de un lugar determinado. La perforación debe garantizar, al menos, la recuperación de testigos laterales, con intervalos máximos de 20 pies de la secuencia estratigráfica, así como fluidos, gases contenidos en todas las formaciones, y la toma de registros eléctricos, sónicos, visuales, o radiactivos. La extracción de testigos laterales podrá iniciar desde 300 pies desde la superficie, y en todo caso el último testigo debe realizarse a un (1) pie del fondo del pozo, debiendo alcanzar formaciones potencialmente económicas tal como lo constituyen las formaciones pre-cretácicas, en lo posible hasta el basamento cristalino. En todo caso, la profundidad de los pozos estratigráficos debe atravesar, como mínimo, todas las unidades estratigráficas de los sistemas petrolíferos conocidos en la zona (Gacheta - Carbonera) más 1000 pies por debajo de ellas, o al tope del basamento cristalino.

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evaluación técnica, ya sea durante la ejecución del programa de evaluación técnica o del programa de evaluación técnica adicional, dicha producción será propiedad exclusiva de la ANH, y el contratista no tendrá derecho alguno sobre la misma. En todo caso, el contratista tendrá la obligación de realizar todas las actividades necesarias para evitar daños en las instalaciones y/o posibles contaminaciones en el área de evaluación técnica y su entorno. El hidrocarburo producido será entregado en la forma que indique la ANH. Los costos generados correrán por exclusiva cuenta y riesgo del contratista.

b) Programa de evaluación

La realización de las labores de evaluación técnica debe efectuarse de acuerdo a los lineamientos generales contenidos en un Programa de Evaluación Técnica propuesto por el contratista, definido como la descripción de las actividades a realizar en el marco de las Operaciones de Evaluación Técnica pactadas en el TEA, que el contratista se obliga a ejecutar dentro del plazo de duración del mismo conforme al cronograma para la realización de tales actividades y Operaciones, así como al presupuesto correspondiente. El cumplimiento de dicho programa debe plasmarse a través de un programa de trabajo que debe ser presentado por el contratista a la ANH, dentro de los 30 días siguientes a la fecha de vigencia del TEA. Así, el contratista posee el control de todas las operaciones y actividades realizadas en desarrollo del TEA, de forma que él planeará, preparará, realizará y controlará todas las actividades y operaciones de evaluación técnica directamente o a través de subcontratistas, con autonomía técnica y administrativa, de conformidad con la legislación colombiana y observando las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo.

El contratista tendrá el derecho exclusivo de proponer modificaciones al Programa de Evaluación Técnica en la medida que no desmejore la calidad del programa exploratorio y el monto de las inversiones originales propuestas por el contratista. Sin embargo, todas las modificaciones al Programa de Evaluación Técnica deberán ser aprobadas previamente por la ANH, otorgándose a la ANH facultades discrecionales para aprobar o no las referidas modificaciones.

Junto al programa original, el modelo de TEA faculta al contratista para realizar Operaciones de Evaluación Técnica adicionales a través de un Programa de Evaluación Técnica Adicional, el cual deberá ser aprobado previamente por la ANH.

3.2. Área de evaluación

El modelo de TEA no contempla áreas máximas o mínimas para realizar las operaciones de evaluación. Sin embargo, sí se contempla la reducción imperativa del área origina si tras el TEA se procede a la celebración de contratos de E&P, en la porción del área que sea objeto de estos contratos.

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3.3. Duración

Ni la regulación actual ni el modelo de TEA contemplan una duración particular para este tipo de contratos. Sin embargo, el artículo 1.5 del Acuerdo 030, de 2004, señalaba que la duración del TEA sería objeto de acuerdo entre las partes, fijándose un máximo de hasta 18 meses para áreas continentales y de hasta 24 meses para áreas costa afuera, con posibilidad de prórroga, que sería automática si la empresa se encuentra realizando adquisición de sísmica o perforación de pozo, hasta la terminación de la actividad más 2 meses.

3.4. Retribución

La normativa colombiana no contempla una retribución para el contratista, salvo la posibilidad de acceder a un contrato de E&P.

3.5. Principales derechos del contratista

a) Exclusividad

De acuerdo con el Acuerdo, los TEA otorgan a su titular derechos exclusivos para realizar los estudios de prospectividad que son objeto del TEA. En efecto, el artículo 10 del TEA señala que durante el período de duración del TEA o hasta que se proponga un contrato de E&P, lo que ocurra primero, ningún tercero podrá nominar áreas ni proponer contratos de E&P dentro del Área de Evaluación Técnica.

Sin embargo, la exclusividad que se otorga en razón de estos contratos se circunscribe al tipo de yacimiento para cuya evaluación y exploración se hayan celebrado, de manera que no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área, o que la asigne a otro interesado, cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a yacimientos de otro tipo y para este preciso efecto. En este sentido, el modelo de TEA, en su artículo 5, señala que los derechos que el TEA otorga al evaluador no impiden que la ANH realice o autorice a adelantar cualquier tipo de estudios y trabajos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, fotogeológicos y, en general, todos aquellos comprendidos dentro de exploración superficial con el objeto de aumentar el conocimiento geológico del área de evaluación técnica.

En el evento que la ANH realice u otorgue autorizaciones para realizar actividades de exploración superficial, el contratista continuará ejerciendo todos los derechos y sujeto a las obligaciones que sobre el área le confiere el contrato. Los derechos establecidos en el TEA a favor del contratista prevalecerán sobre los contenidos en las autorizaciones de actividades de exploración superficial, comprometiéndose la ANH a otorgar estas autorizaciones cuando la reglamentación admita la realización de actividades en forma simultánea y por más de un operador, en áreas que se superpongan con el Área de Evaluación Técnica. La ANH notificará

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al contratista el otorgamiento de cualquier autorización para realizar cualquier actividad que planee hacer directamente o mediante autorizaciones y de la iniciación de trabajos en el Área de Evaluación Técnica.

b) Derecho de conversión

Se reconoce que durante la vigencia del TEA, el contratista tendrá derecho a seleccionar un área por cada millón (1.000.000) de hectáreas de extensión del área de evaluación técnica para presentar propuesta de contrato de E&P.

c) Derecho de prelación

Se reconoce que el contratista tendrá derecho a igualar una única propuesta de un tercero en un área dentro del bloque objeto del TEA, por cada millón (1.000.000) de hectáreas de extensión del Área de Evaluación Técnica, o a seleccionar una segunda área para presentar una segunda propuesta de contrato de E&P, siempre y cuando renuncie al derecho de igualar la propuesta del tercero en este último caso, entendiéndose que una fue igualada cuando se proponga un porcentaje de participación X igual o mayor al propuesto por el tercero.

d) Derecho de nominación

El TEA reconoce al contratista el derecho a nominar áreas adicionales y a participar en nominaciones realizadas por terceros de acuerdo con lo establecido en el Reglamento.

e) Derecho de cesión

Se otorga al contratista el derecho a ceder o transferir total o parcialmente sus intereses, derechos y obligaciones emanados del contrato, a otra compañía, consorcio o unión temporal, que tenga la capacidad financiera, capacidad operacional, capacidad técnica, las habilidades profesionales y la capacidad jurídica necesarias para actuar en Colombia, siempre y cuando obtenga previamente una autorización escrita de la ANH. La ANH aprobará las cesiones según lo establecido en sus reglamentos, aunque se reconoce que en uso de sus facultades discrecionales, la ANH puede denegar la solicitud sin que tenga la obligación de motivar su decisión.

f) Derecho a la liberación parcial de áreas

El TEA dispone que en cualquier momento el contratista podrá liberar parcialmente el área de evaluación técnica, sin que por ello se reduzcan las obligaciones contraídas en virtud del contrato de acuerdo con lo establecido en el programa de evaluación técnica. Tales liberaciones voluntarias no podrán ser inferiores al 20% del área de evaluación técnica ni podrán ser realizadas con una

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frecuencia inferior a seis (6) meses, salvo el derecho de renuncia del contratista.

3.6. Principales obligaciones del contratista

a) Pago de derechos por uso del subsuelo

El Acuerdo y el TEA establecen que el deber del contratista de pagar derechos por concepto del uso del subsuelo, los cuales se definen como una retribución periódica en dinero a cargo de los contratistas, como compensación por concepto del derecho exclusivo a utilizar el subsuelo del área asignada para la evaluación, exploración y producción del tipo de yacimiento objeto del correspondiente contrato, cuyos montos y oportunidades de pago se estipulan en el mismo, con arreglo al ordenamiento superior.

b) Compromiso de entrega de participación en la producción

El TEA contiene el deber del contratista de entregar una participación en la producción en el evento de que todo o parte del área se someta a la posterior celebración y ejecución de un contrato de E&P. La participación en la producción se define como un porcentaje de la producción neta, es decir, de la producción después de descontadas las Regalías (contraprestación en dinero o en especie a favor del Estado, por concepto de la explotación de los hidrocarburos propiedad de la Nación, conforme a la Constitución Política, la ley y los correspondientes Contratos), igual o mayor a uno (1), que los proponentes ofrecen a la ANH como retribución por el otorgamiento del contrato, y que, suscrito este, los contratistas se obligan a reconocer y pagar, en dinero o en especie, íntegra y oportunamente, correspondiente a barriles equivalentes de aceite (BOE), con arreglo al ordenamiento superior y al respectivo contrato.

c) Compromiso de pago de otras retribuciones económicas

El Acuerdo contiene el deber del contratista de entregar las demás retribuciones económicas aplicables, en el evento de que todo o parte del área se someta a la celebración y ejecución posterior de un contrato de E&P, en ejercicio del derecho de conversión que se establezca en el TEA.

El modelo de TEA establece un derecho, cuyo monto económico nominado en dólares de los Estados Unidos de América será de veinte centavos de dólar de los Estados Unidos de América (US$ 0,20) por cada hectárea y por cada año o fracción de vigencia del contrato, pagadero dentro de los primeros treinta (30) días siguientes a la presentación de la respectiva cuenta de cobro emitida por la ANH.

d) Respeto a áreas sujetas a protección oficial

En el caso de que una porción del área de evaluación se extienda a áreas comprendidas dentro del Sistema de Parques Nacionales Naturales u otras zonas

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reservadas, excluidas o restringidas, delimitadas geográficamente por la autoridad correspondiente, el contratista deberá acatar las condiciones que respecto de tales áreas impongan las autoridades competentes, disponiéndose que la ANH no asumirá responsabilidad alguna a este respecto.

e) Deber de entrega de información técnica

El contratista tiene el deber de informar a la ANH sobre el progreso y resultados de las operaciones, debiendo entregar a la ANH toda la información de carácter científico, técnico y ambiental, obtenida en cumplimiento del TEA, mediante informes trimestrales, que deberán ser entregados acuerdo con el Manual de Suministro de Información de Exploración y Explotación.

Dentro de los 2 meses siguientes a la terminación del plazo para realizar las operaciones de evaluación, el contratista debe entregar a la ANH un informe final de los resultados de la evaluación del potencial hidrocarburífero que incluya la identificación de las zonas de mayor interés prospectivo en el área de evaluación técnica y documente el cumplimiento de las obligaciones asumidas en el TEA y de las exigencias de las autoridades competentes respecto de la ejecución del programa de evaluación técnica y/o del programa adicional. Adicionalmente, el informe deberá contener una sección de aspectos ambientales. Este informe final deberá ser suscrito por un geofísico o un geólogo con matrícula profesional vigente.

La no entrega del informe en el plazo establecido será una causal para declarar el incumplimiento del contrato de manera inmediata.

f) Cauciones y seguros

El contratista tiene el deber de otorgar a favor de la ANH, dentro de los 8 días calendario siguientes a la fecha efectiva del contrato, una garantía que asegure el cumplimiento y la correcta ejecución de todas las obligaciones del Programa de Evaluación Técnica y las demás actividades inherentes a tales obligaciones, así como para garantizar el pago de las multas que se impongan por incumplimiento parcial del contrato. En ningún caso esta garantía tendrá carácter de cláusula penal. Si por razones fundadas, ajenas a la voluntad del contratista, éste no pudiere entregar la garantía en el plazo indicado anteriormente, el contratista podrá solicitar a la ANH que amplíe el plazo para la fecha de entrega. Sin embargo, la no entrega de la garantía dentro de los términos estipulados, constituirá causal resolutoria automática del contrato.

La garantía puede consistir en una o varias cartas de crédito ―stand by‖ de carácter incondicional e irrevocable y pagaderas a la vista, con un banco o institución financiera legalmente establecidos en Colombia.

En cuanto al monto de la garantía de cumplimiento, el modelo de TEA señala que el mismo será de un 100% del valor del presupuesto del Programa de Evaluación Técnica, nominado en dólares de los Estados Unidos de América.

La garantía de cumplimiento deberá estar vigente durante el plazo de duración

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del TEA y 12 meses más y será devuelta al contratista una vez se haya dado cumplimiento a todas las obligaciones garantizadas. En caso de prórroga del TEA, la garantía deberá igualmente ser prorrogada o sustituida por otra del mismo valor y con vigencia hasta la terminación de la prórroga y doce 12 meses más.

Adicionalmente, el TEA contempla el deber del contratista de tomar todos los seguros requeridos por la legislación colombiana y otros seguros comúnmente utilizados de acuerdo con las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo61. Asimismo, el contratista debe exigir a cada contratista y subcontratistas que desempeñe cualquier trabajo y/o servicio en desarrollo de este contrato, la obtención y mantenimiento en vigencia de los seguros que considere necesarios.

3.7. Manejo de información

El TEA establece que salvo disposición expresa del propio contrato, todos los datos e información técnica, geológica, ambiental que resulten del cumplimiento de las obligaciones del mismo, serán mantenidos por la ANH con carácter confidencial durante la vigencia original del contrato, aunque sin incluir los períodos de prórroga del mismo.

Al momento de término del contrato, la ANH tendrá derecho a usar irrestrictamente tal información de la manera que más convenga a sus intereses, sin perjuicio de lo establecido en el contrato y podrá hacer pública dicha información técnica, facilitando el intercambio de información producto de la ejecución de las operaciones de evaluación técnica de acuerdo a los mecanismos establecidos en el contrato.

La citada confidencialidad no se aplica a los datos o información que las partes deban proporcionar de acuerdo con las disposiciones legales y reglamentarias vigentes, ni a los que requieran sus filiales, consultores, contratistas, auditores, asesores legales, entidades financieras y autoridades competentes con jurisdicción sobre las partes o sus filiales, o por normas de cualquier bolsa de valores en la cual las acciones del contratista o sociedades vinculadas se encuentren registradas.

La ANH se compromete a no entregar a terceros datos o información alguna obtenida como resultado de las operaciones ejecutadas por el contratista, excepto a lo establecido en el contrato, cuando sea necesario para cumplir alguna disposición legal aplicable a la ANH, o en el desarrollo de sus funciones.

3.8. Fuerza mayor

El modelo de TEA contempla como causales de fuerza mayor el imprevisto a

61 Definidas por el artículo 1.2 del modelo de TEA como ―(…) las operaciones y los

procedimientos buenos, seguros y eficientes comúnmente empleados por operadores prudentes y diligentes en la industria internacional del petróleo, bajo condiciones y circunstancias similares a las que se presenten en desarrollo de las actividades y Operaciones de este contrato, principalmente en aspectos relacionados con la utilización de métodos y procesos adecuados para exploración superficial del Área de Evaluación Técnica, la seguridad operacional y la protección del medio ambiente, entre otros, en cuanto no contraríen la ley colombiana‖.

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que no es posible resistir, como una ley, un acto de autoridad, un naufragio o un terremoto, entre otros. Asimismo se refiere a los hechos de terceros como el irresistible, jurídicamente ajeno a la parte que lo alega, como una guerra, un acto malintencionado de terceros, etc.

Tanto la fuerza mayor como los hechos de terceros se consideran eximentes de responsabilidad y suspenden el cumplimiento de las obligaciones no financieras afectadas por estas circunstancias, siempre y cuando, constituyan una causa extraña y la parte que recibe el aviso acepte el carácter de irresistible e impedimento del hecho alegado.

3.9. Solución de controversias

De acuerdo con el modelo de TEA, toda diferencia o desacuerdo que surja en desarrollo del contrato y en relación con el mismo será solucionada por los funcionarios de las partes autorizados para el efecto. Si en el término de30 días calendario, contados a partir del aviso escrito, el desacuerdo aún no se ha resuelto, el asunto será sometido al más alto ejecutivo de cada una de las partes residente en Colombia, a fin de buscar una solución conjunta.

Si los más altos ejecutivos de las partes no llegaren a un acuerdo o decisión, o si cualquiera de las partes lo solicita podrá acudir a un peritaje técnico o a uno contable. Si se trata de un desacuerdo de orden técnico, será sometido al dictamen de expertos, designados uno por cada Parte, y un tercero designado por los dos primeros. A falta de acuerdo entre éstos ya petición de cualquiera de las Partes, dicho tercero será nombrado por la asociación de profesionales más afín al tema objeto de la controversia quesea cuerpo técnico consultivo del Gobierno Nacional y que tenga sede en Bogotá. Si se trata de un desacuerdo contable, se someterá al dictamen de expertos, quienes deberán ser contadores públicos titulados, designados uno por cada parte, y un tercero por los dos primeros. A falta de acuerdo entre éstos, y a petición de cualquiera de las partes, dicho tercero será nombrado por la Junta Central de Contadores de Bogotá.

Finalmente, se señala que cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el contrato, que no sea de orden técnico o contable, se resolverá por medio de arbitraje.

3.10. Multas

La ANH podrá multar al contratista en las siguientes situaciones:

1. Suspensión de manera injustificada por parte del contratista de las operaciones de evaluación técnica tendientes a cumplir con el programa de trabajo.

2. No entregar la información técnica requerida por la ANH de acuerdo a lo establecido en el contrato.

3. No entregar cualquier información requerida por la ANH, según lo dispuesto en el contrato.

4. En caso que la ANH compruebe que la información entregada por el

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contratista presenta errores manifiestos, omisiones y/o información faltante que debió entregar a la ANH.

5. Falta de pago en tiempo de los derechos económicos que corresponden a la ANH.

6. No mantener los seguros requeridos por la ley colombiana o por las buenas prácticas de la industria del petróleo, o hacer que sus subcontratistas y/u operador designado no mantengan los mismos.

7. Por cualquier otra circunstancia o hecho que a discreción de la ANH el contratista no cumpla con las obligaciones establecidas en el contrato, o aquellas obligaciones exigidas por la legislación colombiana vigente.

En cuanto al monto de las multas, se dispone que la ANH podrá imponer multas hasta por el doble del valor de la actividad incumplida. En caso de actividades sin valor calculable se impondrá una multa deUS$50.000dólares de los Estados Unidos de América por la primera vez, US$100.000 por la segunda vez, y así sucesivamente doblando el valor de la multa, hasta igualar el valor de la garantía, caso en el cual la ANH podrá terminar unilateralmente el contrato.

3.11. Terminación del contrato

El TEA dispone que el mismo terminara, cesando los derechos del contratista, en cualquiera de los casos enunciados a continuación:

1. Vencimiento: Por vencimiento del plazo de duración del TEA.

2. Renuncia: Por renuncia del contratista, siempre y cuando haya cumplido satisfactoriamente por lo menos con el 50% del programa de evaluación técnica, y se encuentre al día en la parte prevista para ser ejecutada en el plazo transcurrido y las demás obligaciones a su cargo. Para tal efecto, el contratista deberá dar aviso por escrito a la ANH, debiendo reembolsar a la ANH la suma no invertida.

3. Mutuo acuerdo: En cualquier tiempo por mutuo acuerdo entre las Partes.

4. Unilateral: Por aplicación de alguna de las causales de terminación unilateral previstas en el TEA, a saber: (i) por iniciación de un proceso liquidatorio del contratista si es persona jurídica; (ii) por embargo judicial del contratista que afecte gravemente el cumplimiento del contrato, si bien cuando el contratista estuviere conformado por varias personas jurídicas y/o naturales, las causales de los numerales anteriores se aplicarán cuando ellas afecten gravemente el cumplimiento del contrato; (iii) por la concurrencia de causales legales dispuestas en ciertas normas de la legislación colombiana, como son los casos de la Ley 418 de1997,Por la cual se consagran instrumentos para la búsqueda de la convivencia, la eficacia de la justicia y se dictan otras disposiciones, y de la Ley 40 de 1993, Por la cual se adopta el estatuto nacional contra el secuestro y se dictan otras disposiciones.

5. Caducidad: Por la ocurrencia de alguna de las causales de terminación o

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caducidad que ordene la ley62.

6. Incumplimiento: Por la declaración que haga la ANH sobre incumplimiento del contratista. El TEA dispone que son causales de terminación por incumplimiento: (i) el suspender injustificadamente la ejecución del Programa de Evaluación Técnica o el Programa de Evaluación Técnica Adicional durante más de la mitad del plazo establecido en este contrato para ejecutarlos; (ii) el incumplir de manera injustificada los plazos establecidos para la entrega de información técnica a la ANH como resultado de las Operaciones de Evaluación Técnica; y (iii) el incumplir, de manera injustificada, repetida y/o grave otra(s) obligación(es) contraída(s) por el contratista en virtud y relacionada con el objeto del contrato.

II. PERÚ

1. ASPECTOS GENERALES

El ordenamiento jurídico peruano contempla variadas modalidades contractuales para la exploración y explotación petrolera. Al respecto, la Ley Nº 26.221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, de 20 de agosto de 1993, señala en su artículo 8 que los hidrocarburos ―in situ‖ son de propiedad del Estado, otorgando a PERUPETRO S.A. el derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos para el efecto de que pueda celebrar contratos de exploración y explotación o explotación de éstos, en los términos que establece la ley.

El artículo 6 de la Ley Nº26.221 vino a crear la empresa PERUPETRO S.A., como Empresa Estatal de Derecho Privado del Sector Energía y Minas, organizada como Sociedad Anónima de acuerdo a la Ley General de Sociedades. Entre las diversas actividades que constituyen su objeto social se incluye la de ―Negociar, celebrar y supervisar, en su calidad de Contratante, por la facultad que le confiere el Estado en virtud de la presente Ley, los Contratos que ésta establece, así como los convenios de evaluación técnica‖. Como se puede apreciar, la referida ley reconoce una categoría contractual destinada a la exploración y explotación de hidrocarburos, y otra categoría negocial, denominada ―Convenios de Evaluación Técnica‖.

En dicho sentido es que el artículo 8 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos reconoce la existencia de los ―Contratos de Licencia‖, los ―Contratos de Servicios‖ y

62 Al respecto cabe considerar lo dispuesto en el artículo 68 del Código de Petróleos, que señala

que el Gobierno ―(…) podrá declarar la caducidad de cualquier contrato que celebre o cancelar el permiso que conceda, referentes a la industria de petróleo, en cada uno de los casos siguientes: 1.- Cuando no se paguen oportunamente a la Nación las regalías o los impuestos que le correspondan, o cuando se desconozca al Gobierno el derecho preferencial para transportar sus petróleos. 2.- Cuando no se inicie la explotación o transporte en el plazo fijado para ello en los contratos, o si una vez iniciadas estas operaciones se suspendieren por más de ciento veinte (120) días en un año, sin anuencia del Gobierno. 3.- Cuando en caso de que una estructura petrolífera corresponda a distintos contratistas y ocurriendo entre ellos conflictos por tal motivo, se nieguen a poner en práctica el plan cooperativo de explotación, conforme a lo dispuesto en el artículo 31 de este Código. 4.- Cuando en los casos del artículo 11, el contratista se niegue a someter la diferencia al dictamen pericial o se niegue a cumplir lo resuelto por los peritos. 5.- Cuando no se tenga permanentemente constituida y domiciliada en Bogotá una casa o sucursal, según lo dispuesto en el artículo 10. 6.- En caso de quiebra del contratista, judicialmente declarada. 7.- Cuando el contratista traspase el contrato a un gobierno extranjero o a entidades que dependan de él, y 8.- Cuando el contratista deje de hacer la inversión anual de que trata el inciso final del artículo 27 de este Código.‖

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otras modalidades de contratación que se aprueben. El artículo 10º de la ley define al Contrato de Licencia como aquél celebrado por PERUPETRO S.A. con el Contratista y por el cual éste obtiene la autorización de explorar y explotar o explotar Hidrocarburos en el área de Contrato; en mérito del cual PERUPETRO S.A., transfiere el derecho de propiedad de los Hidrocarburos extraídos al Contratista, quien debe pagar una regalía al Estado. Y el Contrato de Servicios se define como aquel el celebrado por PERUPETRO S.A. con el Contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos en el área del Contrato, recibiendo el Contratista una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos.

Por su parte, el artículo 1° de la Ley N° 27.624, que dispone la devolución del impuesto general a las ventas e impuesto de promoción municipal para la exploración de hidrocarburos, establece que las empresas que suscriban los Contratos o Convenios a que se refieren los artículos 6° y10° de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, tendrán derecho a la devolución definitiva del Impuesto General a las Ventas, Impuesto de Promoción Municipal y de cualquier otro impuesto al consumo que le sea trasladado o que paguen para la ejecución de las actividades de exploración durante la fase de exploración de los Contratos y para la ejecución de los Convenios de Evaluación Técnica.

2. DE LAS DIVERSAS FORMAS CONVENCIONALES DE EVALUACIÓN

2.1. Antecedentes

Como adelantamos, frente a tales modalidades contractuales se reconocen asimismo otros acuerdos denominados ―convenios‖, cuyo fundamento estriba en la existencia de áreas que no fueron de interés de los inversionistas por estar ubicadas en zonas remotas, y por consiguiente los costos de exploración, explotación y transporte, resultaban altos.

Según información de PERUPETRO63, las áreas que cuentan con poca información geológica y geofísica, que comprenden en algunos casos los bordes de las cuencas tradicionales (Marañon, Ucayali, etc.) y el resto de las cuencas no tradicionales, no resultan atractivas para la exploración. Estas áreas usualmente se conocen en la industria petrolera como áreas de frontera. A éstas se las requiere dotar de mayor información técnica para mejorar sus condiciones de atracción para las actividades de exploración. Las áreas de frontera no son consideradas como objetivo de exploración por no haber probado a la fecha que contengan un sistema petrolero conformado por roca generadora, roca sello, roca reservorio, trampa estructural, estratigráfica o combinada, niveles de madurez orgánica suficientes para generar hidrocarburos (cocina), sincronía de los anteriores elementos u oportunidad de la trampa para capturar los hidrocarburos generados. En la medida que existan áreas de frontera que requieran de estudios geológicos y geofísicos pioneros de exploración que le den mayor valor, se sostiene que debe promoverse la elaboración

63<http://www.perupetro.com.pe/wps/wcm/connect/perupetro/site/Inversionista/Contrataci

on/convenios_evaluacion_tecnica>

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de estudios y evaluaciones a través de la suscripción de una serie de Convenios, pues de no ser así, dichas áreas continuarán sin atractivo para su promoción y posterior contratación para la exploración y explotación por hidrocarburos.

Con motivo de lo expuesto es que por medio de la Política de Convenios adoptada por PERUPETRO el 20 de enero de 2004, es que en la actualidad se reconocen variados tipos de Convenios que apuntan al estudio de las zonas de frontera. Los referidos Convenios se clasifican en función al tipo de trabajos a realizar por las empresas o entidades que los suscriben, que pueden comprender la utilización de información existente en el Banco de Datos de PERUPETRO y/o la generación de nueva información.

2.2. Convenios de Evaluación para Promoción (CEP)

Es el convenio suscrito por PERUPETRO con empresas petroleras, consultoras petroleras o empresas de servicios petroleros, en los que éstas realizan estudios técnicos en áreas específicas con la información existente, aplican o plantean nuevos conceptos, nuevas interpretaciones o nuevos modelos de exploración, a fin de poner en relieve las probabilidades de éxito exploratorio, y posteriormente realizar acciones de mercadeo sobre los estudios efectuados, entre las empresas petroleras para interesarlas en la suscripción de un contrato.

Entre las características principales de estos convenios están las siguientes:

(i) Se suscribe con consultoras, empresas de servicios petroleros y empresas petroleras;

(ii) El plazo máximo es de 24 meses, que comprende hasta 8 meses para la ejecución del Estudio del Área y hasta 16 meses para la ejecución del Plan de Promoción;

(iii) El área máxima es de 500.000 ha.

(iv) Los principales derechos del contratista dicen relación con la posibilidad de realizar los trabajos antes descritos, con miras a la realización de actividades de promoción o marketing de las áreas evaluadas, sobre una base de exclusividad;

(v) El deber principal del contratista es presentar a PERUPETRO un programa de promoción del área estudiada, con el objeto de lograr que una compañía suscriba con PERUPETRO un Contrato de Licencia respecto de la referida área;

(vi) El cumplimiento de las obligaciones asumidas por la empresa han de ser garantizados por la presentación de un aval bancario de solidaridad sin beneficio de excusión, incondicional, irrevocable y de ejecución automática, emitido por una entidad del sistema financiero, debidamente calificados y aceptados por PERUPETRO, el cual debe poseer una vigencia que supere en 30 días hábiles el plazo de duración del acuerdo; el monto de la caución asciende a la suma de US$ 20.000.

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2.3. Convenios Especulativos por Información (SPEC)

Es el convenio suscrito por PERUPETRO con empresas de servicios petroleros, en los cuales las empresas realizan trabajos para adquirir nueva información geológica y/o geofísica, con la finalidad de ofrecer esta información a un costo determinado a empresas petroleras que pudieran interesarse, incrementando asimismo la base de datos de PERUPETRO con la nueva información recibida.

2.4. Convenios de Valor Agregado a la Información (CVA)

Es el convenio suscrito por PERUPETRO con empresas consultoras petroleras, empresas de servicios petroleros o con empresas con experiencia en el manejo de la información técnica de la industria de hidrocarburos, mediante los cuales éstas empresas, utilizando información existente en la Base de Datos de PERUPETRO, realizan trabajos de estandarización, compilación, nuevos formatos, transcripción, reprocesamiento, etc., a fin de ofrecer su trabajo a otras empresas interesadas, incrementando la calidad y el valor de la información para PERUPETRO.

2.5. Convenios de Evaluación Técnica (CET)

Trátase de convenios suscritos por PERUPETRO con empresas petroleras, de acuerdo con la definición que de ellas efectúa el Reglamento de Calificación de Empresas Petroleras aprobado por Decreto Supremo N° 030-2004-EM, con la finalidad de detectar a qué profundidad se encuentran las diferentes capas o formaciones en el subsuelo64.

Las cláusulas principales de estos convenios son las siguientes:

(i) Contienen un programa de trabajo que puede incluir, entre otros, trabajos como reevaluación geológica-geofísica de la información existente en el Banco de Datos de PERUPETRO, reprocesamiento sísmico, geología de campo, muestreo y análisis geoquímico. Asimismo se podrá incluir trabajos de levantamientos geofísicos tales como gravimetría y magnetometría aérea y terrestre, sensores remotos y sísmica65.

64PERUPETRO (2009) p.37. 65 Por ejemplo, en el CET suscrito entre PERUPETRO y la empresa BPZ Energy, Inc. en el

año 2003 se acordaron los siguientes trabajos de evaluación: (i) Geología de campo (estudio de superficie) para la obtención de información para un estudio geológico y tectónico regional de la Cuenca Lancones; y para la revisión de la estratigrafía de las secciones sedimentarias del Cretácico y Eoceno de la Cuenca Lancones, utilizando conceptos modernos de secuencia estratigráfica y técnicas de modelado; (ii) Reevaluación de la sísmica 2-D existente para la reinterpretación de los datos existentes disponibles en formato digital; y la generación de mapas de estructura en tiempo y profundidad en reflectores sísmicos claves; y (iii) Evaluación integrada, estudios de integración de datos de estudios geológicos superficiales con los datos de análisis tectónico, modelado de secuencias estratigráficas y datos geológicos y geoquímicos de pozos perforados previamente en y alrededor del área; Propuesta de un nuevo modelo geológico para explicar la evolución y la

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(ii) La empresa debe proporcionar todos los recursos necesarios, de carácter técnico, financiero y económico necesario para la ejecución de las actividades contempladas en el acuerdo, permitiéndose que para ello la empresa contrate a empresas de servicios especializados.

(iii) El plazo máximo es de 24 meses y está en función de la cantidad y naturaleza de los trabajos a realizar.

(iv) El área máxima es de 1.000.000 ha.

(v) El cumplimiento de las obligaciones asumidas por la empresa han de ser garantizados por la presentación de un aval bancario de solidaridad sin el beneficio de exclusión, incondicional, irrevocable y de ejecución automática, emitido por una entidad del sistema financiero, debidamente calificados y aceptados por PERUPETRO, el cual debe poseer una vigencia que supere en 30 días hábiles el plazo de duración del acuerdo; el monto de la caución asciende a la suma de US$ 20.000.

(vi) Durante la vigencia del CET, la empresa tiene el derecho a una primera opción para la suscripción de un contrato de licencia para exploración y explotación de hidrocarburos con PERUPETRO.

(vii) Durante la vigencia del CET, PERUPETRO otorga a la empresa exclusividad para la contratación hidrocarburífera sobre el área.

(viii) La empresa contratista ha de entregar a PERUPETRO un informe de avance conforme a la periodicidad que se acuerde. Al término del CET la empresa entregará a PERUPETRO un informe final sobre el potencial del área de convenio, así como toda la información de soporte de geología y geofísica proveniente de los trabajos comprometidos en el CET, en los formatos que para tal fin tiene prevista la Política de Transferencia de Información Técnica del Banco de Datos de PERUPETRO. El informe final y la información entregada a PERUPETRO, pasarán a ser propiedad de PERUPETRO, incrementando su base de datos.

(ix) La empresa será responsable de todos los costos involucrados en la formación fuera del Perú de 2 profesionales de PERUPETRO por un período de por lo menos 15 días cada uno, en asuntos relacionados con la geología, geofísica, ingeniería de petróleo o cualquier otra especialidad relacionadas con las actividades de PERUPETRO o en la participación en un evento técnico internacional que las partes pueden acordar. Los costos a cargo de la compañía incluyen cuotas de inscripción en el evento o curso, boletos aéreos, transporte, comida y alojamiento, impuestos si corresponde y seguro.

(x) Toda la información técnica suministrada por PERUPETRO y los datos obtenidos por la empresa relacionados con la ejecución del convenio han de mantenerse en estricta confidencialidad por la empresa durante el período de ejecución de los estudios y su divulgación se podrá efectuar con arreglo a la ―Política para la gestión de información técnica de exploración-producción‖ emitida por PERUPETRO. Sin embargo, al momento de término del convenio

deformación de la sección sedimentaria de la Cuenca Lancones; Identificación de la definición de plays y perspectivas de la exploración y el potencial de hidrocarburos de la Cuenca Lancones.

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PERUPETRO tendrá libre acceso a toda la información obtenida, a excepción de la información de las áreas donde las partes suscriban un contrato de licencia, la cual estará sujeta a las disposiciones del respectivo contrato de licencia y a la legislación vigente.

(xi) PERUPETRO supervisa la ejecución del convenio a su propio costo, debiendo la empresa proporcionar todas las facilidades, que razonablemente estén a su alcance, para que PERUPETRO pueda cumplir su función.

(xii) En materia de solución de controversias se dispone que cualquier diferencia, controversia o reclamación resultante de del convenio o relacionado con el mismo, con su interpretación, cumplimiento, resolución, terminación, eficacia o validez que pueda surgir entre PERUPETRO S.A. y la empresa se resolverá en primer lugar por medio de un Comité de Conciliación, que estará formado por tres miembros, uno designado por cada parte y un tercero elegido por los dos miembros designados por las partes. En caso de que la controversia no puede resolverse por el Comité de conciliación, PERUPETRO S.A. y la empresa se someterán a un arbitraje jurídico nacional.

(xiii) Los convenios contemplan asimismo cláusulas de fuerza mayor. En ellos se entiende que el caso fortuito o fuerza mayor, entre otros, incluye lo siguiente: huelgas, paro laboral, incendios, terremotos, temblores, deslizamientos de tierra, avalanchas, inundaciones, huracanes, tormentas, explosiones, acontecimientos fortuitos imprevisibles, guerras, guerrillas, actos terroristas, sabotaje, disturbios civiles, bloqueos, retrasos incontrolables en el transporte, imposibilidad de obtener -a pesar de haber previsto instalaciones inadecuadas de transporte-, materiales y equipos, así como licencias, permisos, servicios o cualquier otra causa, similar o diferente a las especificadas, que están fuera del control razonable de cualquiera de las partes y que no se podría haber previsto por la parte o si se hubiere previsto, no podría haber sido evitada.

(xiv) El convenio puede ser terminado por mutuo acuerdo de las partes; si la empresa no ha cumplido con la implementación del programa de trabajo; si la caución presentada por la empresa no es válida y ésta no logró entregar una nueva carta de garantía o postergar el vencimiento de la garantía existente; si la empresa ha sido declarada insolvente o ha sido liquidada, o declarada en quiebra y la tercera parte aceptada por PERUPETRO no ha asumido las obligaciones de la empresa que ha sido disuelta, liquidada o declarada en quiebra; si un laudo arbitral ha declarado la existencia de un caso de incumplimiento que no se ha rectificado conforme a las estipulaciones del convenio, o por un laudo que declare la terminación del acuerdo; y si se ha alcanzado la fecha límite para la conclusión del convenio.

III. BRASIL


El dominio del Estado de los recursos minerales, entre los que se encuentra el petróleo, está consagrado en el artículo 20 de la Constitución Federal de Brasil del año 1988, el cual señala que ―(…) son bienes de la Unión: IX los recursos minerales,

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incluso los del subsuelo…‖. Por su parte, el artículo 177 de la Constitución consagra un monopolio estatal en materia de hidrocarburos, al señalar que ―(…) constituyen monopolio de la Unión: I. la búsqueda y extracción de yacimientos de petróleo y gas natural y otros hidrocarburos fluidos; II. el refinamiento de petróleo nacional o extranjero; III. la importación y exportación de los productos y derivados básicos resultantes de las actividades previstas en los incisos anteriores; IV. El transporte marítimo del petróleo bruto de origen nacional o de los derivados básicos del petróleo producidos en el País, así como el transporte, a través de conductos, de petróleo bruto, sus derivados y gas natural de cualquier origen; V. la investigación, la extracción, el enriquecimiento, el reprocesamiento, la industrialización y el comercio de metales y minerales nucleares a y sus derivados‖. Sigue señalando el precepto que el mencionado monopolio incluye los riesgos y resultados derivados de las actividades en él mencionadas, estando prohibida a la Unión la cesión o concesión de cualquier tipo de participación, en especie o en valor, en la explotación de yacimientos de petróleo o gas natural, excepto lo dispuesto en el artículo 20.1. Este último precepto señala que se encuentra ―(…) asegurada a los Estados, al Distrito Federal y a los Municipios, así como a los órganos de la administración directa de la Unión, la participación en el resultado de la explotación de petróleo o gas natural, de recursos hidráulicos para fines de generación de energía eléctrica y de otros recursos minerales en el respectivo territorio, en la plataforma continental, en el mar territorial o en la zona económica exclusiva, o la compensación financiera por dicha explotación».

En el año 1997 se dictó la Ley N°9478, de 1997, que Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências, conocida como la ―Ley del Petróleo‖, reemplazando por un sistema concesional el régimen de contratos de servicios vigente en Brasil desde el año 1975, el cual había probado ser ineficaz66.

El artículo 3° de la Ley del Petróleo señala que ―Pertenecen al Estado los depósitos de petróleo, de gas natural y otros hidrocarburos fluidos existentes en el territorio nacional, incluidas la parte terrestre, el mar territorial, la plataforma continental y la zona económica exclusiva‖. A su vez, el artículo 4° de la misma ley ratifica el monopolio estatal consagrado constitucionalmente en el artículo 177 de la exploración y explotación de hidrocarburos, si bien su artículo 5º señala que las mismas pueden también ser efectuadas por particulares, siempre en régimen de libre competencia, bajo las figuras de concesión, autorización y contratos de participación en la producción, por empresas constituidas bajo las leyes brasileñas, con sede y administración en el País67, de acuerdo con la redacción dada por la Ley Nº12.351, de 2010.

El artículo 23° de la ley señala que las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo y de gas natural se ejercerán mediante contratos de concesión, precedidos de licitación, en la forma establecida en la ley. La concesión implica para

66SILVA (2010) p.6; BLANCO BALÍN (2003) p.164. 67De acuerdo con el artículo 53 de la Ley Nº9478, la figura de la autorización se reserva para la

construcción de instalaciones y efectuar cualquier modalidad de transporte de petróleo, de sus derivados y gas natural, ya sea para abastecimiento interno o para importación y exportación.

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el concesionario la obligación de explorar, por su cuenta y riesgo y, en caso de éxito, producir petróleo o gas natural en determinado bloque, concediéndole la propiedad de esos bienes, después de extraídos, con los encargos relativos al pagamiento de los tributos incidentes y de las participaciones legales o contractuales correspondientes. En caso de éxito en la exploración, el concesionario someterá a la aprobación de la ANP los planes y proyectos de desarrollo y producción. En tal caso, la ANP emitirá su parecer sobre dichos planes y proyectos en un plazo máximo de ciento ochenta días, transcurrido el cual sin que haya manifestación de la ANP, los planes y proyectos se considerarán automáticamente aprobados(artículo 26°).

Como se adelantó, la exploración y explotación de hidrocarburos también puede realizarse por medio de contratos de producción compartida. A tal efecto, y atendidos los importantes descubrimientos efectuados en el área situada en aguas profundas de la costa brasileña, denominada ―Pre-Sal‖ (o sub-salt), el año 2010 se dictó la Ley Nº 12.351, de 22 de diciembre, que dispone sobre la exploración y producción de petróleo, gas natural y de otros hidrocarburos fluidos, bajo régimen de participación en la producción, en las áreas del Pré-sal y áreas estratégicas68. Dicha ley establece el régimen legal de los referidos contratos de participación en la producción, manteniéndose vigentes por ende dos regímenes jurídicos diversos: uno para las áreas que no son del Pré-sal, que siguen rigiéndose por el modelo concesional de la Ley del Petróleo; y otro, para las áreas Pré-sal, regidas por el contrato de participación en la producción implementado por la Ley Nº12.351, cambio cuyo fundamento radica en que el riesgo exploratorio inherente a las zonas no Pré-sal, al cual se adosaba un elevado premio para el concesionario, no concurre en las zonas Pré-sal69.

2. MEDIOS DE EVALUACIÓN DE HIDROCARBUROS

2.1. Antecedentes

Hasta el año 1998, antes de la creación de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), sólo Petrobras realizaba estudios sísmicos en Brasil, con su propio equipo o con equipos extranjeros, a través de contratos de servicios. En la actualidad, tales actividades pueden realizarse de dos maneras. La primera, a través de un contrato de servicios entre la empresa petrolera titular de una concesión para la exploración y

68 Junto a dicha ley se aprobaron las leyes Nº12.276 y 12.304. La primera autoriza al gobierno federal a ceder a título oneroso a PETROBRAS el ejercicio de la investigación y producción de petróleo, gas natural y otros hidrocarburos líquidos en áreas no concesionadas situadas en el Pré-Sal. La segunda, dispone la creación de una nueva empresa estatal (PRÉ-SAL PETROLEO SA), abocada al aprovechamiento de los recursos del Pré-Sal.

69YANKODE ALENCAR (2010) p.232. Así es que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil ha señalado que ―(…) O modelo é adequado e reconhecido mundialmente pelos seus resultados em áreas com elevado risco exploratório. Ele possibilitou ao País a atração de investimentos e a evolução destacada do setor na última década. Todavia, esse modelo de concessões, definido na Lei nº 9.478, não se mostra o mais adequado para alcançar os objetivos pretendidos no aproveitamento das riquezas do Pré-Sal. Assim, o atual modelo de concessão será mantido para as áreas fora do Pré-Sal. Estão sendo propostas alterações para vigorar, isto sim, nas novas áreas de baixo risco exploratório e elevado potencial de produção do Pré-Sal‖. MINISTERIO DE MINAS E ENERGIA (2009) p.7.

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una empresa especializada en el estudio sísmico. La segunda, denominada estudios ―multicliente‖70, en la cual la empresa de servicio elige las áreas que supone serán licitadas por el Estado, y obtiene una autorización del gobierno a fin de efectuar el estudio y procesamiento de datos, los que luego se ofrecen a las compañías petroleras71.

Tanto la Ley Nº9.478 como la Ley Nº12.351 contemplan la posibilidad de efectuar actividades de evaluación. En efecto, el artículo 8º de la Ley Nº9.478 señala que la ANP tendrá como finalidad el promover la regulación, la contratación y la fiscalización de las actividades económicas integrantes de la industria del petróleo, del gas natural y de los biocombustibles, pudiendo, a tal fin, regular la ejecución de geología y geofísica aplicada a la exploración del petróleo, con miras a la recopilación de datos técnicos para la comercialización, de forma no exclusiva. Por su parte, el artículo 22 de la Ley Nº9.478 señala que el acervo técnico constituido por los datos e informaciones sobre las cuencas sedimentarias brasileñas son también considerados como parte integrante de los recursos petrolíferos nacionales, correspondiendo a la ANP su recolección, mantención y administración72. Las disposiciones citadas fueron reguladas por el Decreto ANP Nº 188, del año 199873, el que regló por primera vez en Brasil la realización de actividades de adquisición de datos sísmicos.

Por su parte, el artículo 7º de la Ley Nº12.351 señala que previo a la contratación bajo el régimen de participación en la producción, el Ministerio de Energía, directamente, o por medio de la ANP, podrá promover la evaluación del potencial de las áreas Pré-sal o de las áreas estratégicas, pudiendo contratar a PETROBRAS a tales fines.

70 También como datos no exclusivos, o especulativos, denominación esta última abandonada

en Brasil por su naturaleza peyorativa. FREITAS (2008) p.15. Sin embargo, se sostiene que la denominación entre sísmica especulativa (spec shoots) y no exclusiva no es asimilable, dado que mientras en los primeros no existen compromisos relacionados con la calidad de la información adquirida, en los segundos la información se adquiere de acuerdo con los más altos estándares de la industria, so pena de no poder encontrar empresas interesadas en su adquisición.

71FREITAS (2008) p.15. 72 Al respecto la doctrina sostiene que el ―acervo técnico‖ de que trata la Ley del Petróleo no

cubre los datos y la información interpretada, dado que en un entorno de libre mercado y de competencia, no tiene sentido establecer la obligación genérica de enviar al regulador, por el titular de la concesión, de todo conocimiento, incluyendo aquellos de carácter privado o estratégico. Por lo tanto, un enfoque sistemático lleva a los mismos resultados que los derivados de una interpretación literal restrictiva de la norma, consistente en que sólo los elementos ―duros‖ (datos) y aquellos sometidos a un tratamiento preliminar (información) han de ser entregados por las concesionarias a la ANP para la conformación del referido acervo técnico, lo cual acontece en el Derecho comparado, en donde las prácticas adoptadas en estas materias apuntan en la misma dirección. BUCHEB (2004) versión on-line.

73 Portaria ANP Nº188/1998, Dispõe sobre a aquisição de dados aplicados à prospecção de petróleo.

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2.2. La Resolución ANP Nº11/2011

a) Aspectos generales

En el año 2011 la ANP promulgó la Resolución ANP Nº11, sobre habilitación y autorización a las empresas e instituciones académicas para el ejercicio de actividades de adquisición de datos de exploración, producción y desarrollo de petróleo y gas natural en las cuencas sedimentarias brasileras74, la cual vino a derogar al Decreto Nº188/1998. Dicha norma se dictó considerando que la adquisición de datos es una actividad indispensable en la industria petrolera y del gas natural, y que es de interés de la ANP que respecto de las cuencas sedimentarias brasileras se adquieran grandes cantidades de datos. La referida Resolución se complementa con el Decreto Nº114, de 2000, que Regula el acceso a los datos e informaciones sobre cuencas sedimentarias que conforman el acervo de la ANP75.

El artículo 3º de la norma distingue entre datos ―exclusivos‖ y ―no exclusivos‖. Los primeros son aquellos datos adquiridos por un concesionario en los límites de su área de concesión, sea por medio de una EAD contratada por él, o por medios propios. Los datos no exclusivos son los datos adquiridos por una EAD en un área que no es objeto de un contrato de concesión, mediante una autorización otorgada por la ANP. Asimismo, la Resolución reconoce los denominados ―datos de fomento‖, que son los datos adquiridos por la ANP, por medio de una empresa contratada o una institución con la cual se ha convenido a tal fin, así como aquellos adquiridos por una institución académica. Finalmente, la Resolución reconoce los ―datos mixtos‖, que son los datos resultantes de un reprocesamiento conjunto de datos exclusivos y datos públicos o datos exclusivos y datos no exclusivos, o de éstos con datos públicos.

Dicha norma dispone que, de acuerdo con el artículo 5º de la Ley del Petróleo, la actividad de adquisición de datos de exploración y producción de petróleo y de gas natural solo podrá ejercerse por empresas constituidas de acuerdo con la ley brasilera, como sede y administración en Brasil, y que posean la correspondiente autorización por parte de la ANP. Dichas autorizaciones son intuitu personae, no permitiéndose su venta, cesión o cualquier de negociación de la autorización con terceros, sin el previo y expreso consentimiento de la ANP.

Sin embargo, tratándose de concesionarios, éstos no requerirán contar con la referida autorización para la adquisición de datos dentro del área de su concesión, si bien sí estarán obligados a notificar a la ANP sobre todas las operaciones de adquisición de datos realizadas por medios propios o a través de empresas de adquisición de datos o EAD, definidas como empresa especializada en la adquisición, procesamiento, interpretación y venta de datos, que se refieren exclusivamente a la actividad de exploración y producción de petróleo y gas natural.

74Resolução ANP Nº 11/2011, Habilitação e autorização das empresas e instituições acadêmicas para o

exercício da atividade de aquisição de dados de exploração, produção e desenvolvimento de petróleo e gás natural nas bacias sedimentares brasileiras.

75 Portaria ANP Nº 114/2000, Regulamenta o acesso aos dados e informações sobre as bacias sedimentares brasileiras que compõem o acervo da ANP.

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Los concesionarios están obligados a comunicar a la ANP cualquier procesamiento que efectúen en su área de concesión.

Tanto los concesionarios como las EAD poseen la obligación de comunicar a la ANP cualquier reprocesamiento de datos exclusivos y no exclusivos realizados por sí o por terceros.

El proceso de autorización se inicia con la solicitud de ―habilitación‖, la cual tiene por finalidad calificar a una empresa como EAD, y por ende, para facultarla a acceder a la autorización (artículo 10).

Habiéndose obtenido la habilitación, la EAD puede solicitar una autorización para la adquisición de datos para los diferentes ambientes naturales de todo el país, distinguiéndose entre las zonas marina; de transición; aérea; y terrestre (artículo 15).En su solicitud, la EAD debe indicar: (i) el medio ambiente natural en el que los datos serán adquiridos, con el respectivo polígono de actuación; (ii) la tecnología que se utilizará; (iii) el calendario de actividades previstas para la adquisición de datos, y; (iv) las actividades que desea realizar, distinguiéndose entre la adquisición, definida como la operación destinada a la recolección de datos, realizada por métodos, procedimientos y tecnologías propias o de terceros (artículo 2 VI);procesamiento, definido como el tratamiento aplicado a los datos, de forma de minimizar y/o corregir las distorsiones y los eventos indeseables provocados por el proceso de adquisición de los datos y posterior aplicación de técnicas y procedimientos con el fin de obtener información de la superficie y sub-superficie (artículo 2 XI);e interpretación, definida como la actividad destinada al estudio, análisis y evaluación de contenido técnico y científico de los datos adquiridos y de datos e informaciones (artículo 2 XVI).

b) Autorización de adquisición de datos

De acuerdo con el artículo 19 de la Resolución, una EAD autorizada para la adquisición de datos no exclusivos está sujeta a las siguientes disposiciones:

1.- Cada adquisición de datos que se efectúe deberá ser comunicada10 días antes de su inicio, de acuerdo con el formulario que figura en el sitio web de la ANP (www.anp.gov.br);

2.- Se prohíbe la adquisición de datos utilizando un equipo cuya identidad y características no han sido señalados a la ANP;

3.- La EAD está obligada a comercializar los derechos de uso de los datos no exclusivos adquiridos, procesados o reprocesados, a cualquier empresa nacional que tenga interés en acceder en acceder a ellos;

4.- El día 10 de cada mes, desde la fecha de vigencia de la autorización, y hasta el mes siguiente a su terminación, la EAD deberá presentar un informe mensual a la ANP sobre las actividades que tuvieron lugar durante el mes previo a la autorización, incluyendo un detalle del progreso de la adquisición, procesamiento, reprocesamiento e interpretación, pudiendo la ANP en cualquier momento solicitar informes adicionales a la EAD;

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5.- La EAD debe presentar después de los 60 días siguientes a la finalización de la adquisición de datos de carácter no exclusivo y sin costo alguno para la ANP y de acuerdo con las normas establecidas por ella, copia de los datos brutos, todos los metadatos, copia de los informes operativos y de cualesquiera otros documentos relacionados con los datos no exclusivos;

6.- La EAD deberá presentar al momento de entrega de los datos brutos, un calendario para la entrega de los datos procesados e interpretados, relativos a la adquisición de datos no exclusivos;

7.-Los datos procesados e interpretados, en su caso, deberán entregarse dentro de los 60 días siguientes a la finalización de su tratamiento e interpretación, sin costo alguno para la ANP y de acuerdo con las normas establecidas;

8.- Durante el período de confidencialidad de los datos no exclusivos, la EAD, además de la copia de los datos entregados a la ANP, será también responsable del almacenamiento físico de los datos adquiridos por la empresa;

9.- El artículo 17 de la Resolución establece que el plazo de vigencia de la autorización será determinado por la ANP, teniendo en consideración el cronograma de actividades presentado por la empresa.

Por su parte, el artículo 20 de la Resolución dispone que la EAD deberá informar a la ANP la identidad de los compradores de los datos no exclusivos dentro de los 30 días siguientes a la operación de venta de acuerdo con el formulario dispuesto en el sitio web de la ANP (www.anp.gov.br). A tales efectos, se entiende como operación de venta la entrega efectiva de los datos a los compradores que adquieren los datos no exclusivos.

Asimismo, el artículo 21 de la Resolución establece que la ANP podrá autorizar más de una EAD a realizar iguales o diferentes adquisiciones de datos en una misma área. Cuando coincidieran las operaciones de adquisición de datos de una concesionaria y una o más EAD en la misma área de una cuenca sedimentaria, ellas deberán acordar un programa de operaciones que permita el desarrollo del trabajo regular, evitando cualquier interferencia mutua. En caso de falta de acuerdo, se dispone que la concesionaria tendrá prioridad para iniciar las operaciones. Si la interferencia se produjera entre dos o más EAD, la prioridad se determinará por el orden cronológico en que los permisos fueron otorgados por la ANP, de la más antigua a la más reciente.

c) Régimen de confidencialidad

El artículo 4 de la Resolución clasifica los datos de acuerdo al régimen de confidencialidad aplicable a los mismos. Así, diferencia entre: (i)datos públicos, que son aquellos datos a los cuales la ANP dará acceso a cualquier persona natural o jurídica interesada, en los términos de la regulación vigente; y (ii) datos confidenciales, es decir, aquellos a los que la ANP dará acceso sólo a una EAD o a un concesionario, en caso que la adquisición sea realizada por ellos, a un tercero autorizado por la EAD o el concesionario, de acuerdo con la regulación vigente, a los funcionarios de

http://www.anp.gov.br/

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la ANP, o a consultores o funcionarios autorizados de instituciones o empresas contratadas por la ANP mediando acuerdos de confidencialidad.

Por su parte, el artículo 5 de la Resolución dispone diversos períodos de confidencialidad atendiendo a la naturaleza de la información. Así:

1.- Tratándose de los datos geofísicos sísmicos76 y los datos geofísicos no-sísmicos77 adquiridos por un concesionario y los datos mixtos con carácter exclusivo, tienen un periodo de confidencialidad de 5 años, computados desde la fecha de conclusión de las operaciones de adquisición y reprocesamiento.

2.- Tratándose de los datos geofísicos sísmicos y los datos geofísicos no-sísmicos adquiridos por una EAD y los datos mixtos de carácter no exclusivos, tienen un periodo de confidencialidad de 10 años, computados desde la fecha de conclusión de las operaciones de adquisición y reprocesamiento.

3.- Tratándose de los datos de pozos, éstos tienen un período de confidencialidad de 2 años, a partir de la fecha de su conclusión.

4.- En el caso de los datos de fomento, los mismos serán considerados públicos desde el inicio de su adquisición.

d) Régimen sancionatorio

El artículo 41 de la Resolución establece que el incumplimiento de sus disposiciones sujeta al infractor a las sanciones previstas en la Ley Nº 9.847, de 1999, sobre fiscalización de las actividades relativas al abastecimiento nacional combustibles y establece sanciones administrativas y otras providencias; en el Decreto Nº 2.953, de 1999, que establece el procedimiento administrativo para la aplicación de las sanciones por infracciones cometidas en las actividades relativas a la industria del petróleo y del abastecimiento nacional de combustibles; y en la Portaria ANP Nº 234, de 2003, Reglamento que define el procedimiento de imposición de sanciones aplicables a los infractores de las disposiciones y términos de los contratos de concesión, de los documentos de licitación y de la ley aplicable.

Si bien las normas citadas no contienen disposiciones que en forma expresa se refieran a las actividades de adquisición de información, sí contemplan normas que parecen de aplicación a tales supuestos.

Tal es el caso del artículo 3 NºVI de la Ley 9.847, que establece como hecho sancionable la no presentación en la forma y dentro del plazo establecido por la ley aplicable o, en su defecto, en el plazo de 48 horas, los documentos que acrediten producción, importación, exportación, refinación, beneficio, tratamiento, procesamiento, transporte, traslado, almacenamiento, almacenaje, distribución, comercialización, venta y comercialización de petróleo, gas natural, derivados y biocombustibles, penándolo con una multa de entre R$20.000 a R$1.000.000.

76 Definidos por el artículo 2.II de la Resolución como datos obtenidos con la utilización de

métodos geofísicos de reflexión o de refracción de ondas sísmicas. 77 Definidos por el artículo 2.III de la Resolución como los datos obtenidos con la utilización de

métodos geofísicos diversos a la reflexión o refracción de ondas sísmicas, tales como métodos gravimétricos, magnetométricos o electromagnéticos.

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En sentido, similar, el Nº XIX del citado precepto contempla como hecho punible el no enviar, en la forma y dentro de los plazos establecidos en la legislación aplicable, las informaciones mensuales de actividades, penándolo con una multa de entre R$20.000 a R$1.000.000.

Adicionalmente, el artículo 10 de la ley contempla como sanción la revocación de la autorización, cuando la persona jurídica autorizada, entre otras causales, ya hubiere sido sancionada con una pena de suspensión temporal, total o parcial, de funcionamiento del establecimiento o instalación, o en caso de reincidencia en algunas de las infracciones previstas en los numerales VIII a XI de la ley.

e) Extinción de la autorización

De acuerdo con el artículo 39 de la Resolución, la autorización para ejercer la actividad de adquisición de datos se concede en precario y se extinguirá en los siguientes casos:

1.- Extinción judicial o extrajudicial de la empresa;

2.- Por la quiebra de la empresa;

3.- En cualquier momento, mediando declaración expresa de la ANP revocando el acto autorizatorio, cuando se demuestre en un proceso administrativo con garantías de contradicción y plena defensa: (i) el incumplimiento reiterado de las normas y procedimientos establecidos en la Resolución; (ii) la existencia de fundadas razones de interés público, justificadas por la autoridad competente; (iii) el incumplimiento de los requisitos de las fases de habilitación y de otorgamiento que condicionan la autorización, o; (iv) que la actividad se está realizando en la violación de la ley.

Adicionalmente, la citada disposición establece que en caso de la ANP se percate de que la compañía está en una situación de irregularidad ante los órganos de gobierno federal, estatal o municipal responsables de la recaudación de impuestos, puede, a su discreción y en forma motivada, revocar la autorización.

IV. CANADÁ


En materia de exploración y explotación de los recursos naturales, Canadá ha tenido un alto desarrollo en materia legislativa, marcado por un cambio radical en cuanto a la visión política que determinaba las bases del sistema, estableciendo los lineamientos de actuación que permitieran atraer la inversión privada y descentralizando la toma de decisiones.

La Constitución Canadiense entrega la propiedad de los recursos naturales a las provincias en las cuales se encuentra, estableciendo a su vez un sistema de distribución de poderes y atribuciones entre el Gobierno Federal y las Provincias dependiendo de la zona en la cual se encuentren los recursos. El artículo 92A de la Constitución radica en las Provincias las competencias legislativas en relación a la

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―(a) exploración de recursos naturales no renovables en la provincia‖. Así, los recursos minerales pueden ubicarse en terrenos de la Corona, de la Provincia o en terrenos particulares, existiendo normas federales y provinciales que contienen regulaciones sobre la materia. Aún cuando los terrenos de la Corona son los más extensos, la mayor producción de hidrocarburos proviene de la provincia de Alberta, siendo su normativa general la que posee un carácter modélico respecto del resto de legislaciones provinciales78. Sin embargo, en la legislación de Alberta aplicable a los hidrocarburos, constituida esencialmente por la Mines and Minerals Act y por la Oil and Gas Conservation Act, no se contemplan títulos jurídicos especiales para la realización de estudios de evaluación técnica. De ahí que el análisis se centre básicamente en la regulación de carácter federal79.

La legislatura federal canadiense ha dictado normas que regulan las actividades petroleras en terrenos fiscales de propiedad de la Corona, denominados ‗frontier lands’. Es el caso de la Canada Petroleum Resources Act, de fecha 18 de noviembre de 1986, la cual regula la exploración y explotación en las referidas zonas.

2. LA CANADA PETROLEUM RESOURCES ACT

Este documento desarrolla, entre otras cosas, tres instrumentos relevantes para efectos de este informe: i) la licencia de exploración; ii) la licencia de significant discovery, y iii) la licencia de producción.

2.1. Licencia de exploración

Se encuentra regulada en la Parte III de la referida ley, la cual la define en su artículo 22 estableciendo: ―Una licencia de exploración confiere respecto de las tierras fronterizas a las que se aplica la licencia, (a) el derecho a explorar, y el derecho exclusivo a perforar y probar la existencia de petróleo; (b) el derecho exclusivo para desarrollar esas tierras fronterizas con el fin de producir petróleo, y (c) el derecho exclusivo, sujeto al cumplimiento de las demás disposiciones de esta Ley, para obtener una licencia de producción‖, disponiendo su artículo 26(2) que tales licencias no podrán durar más de 9 años, salvo los casos de excepción que la misma ley contempla.

El sistema establecido para acceder a una licencia de exploración se basa en un llamado o licitación de ofertas (Call for Bids), proceso transparente, público y competitivo por medio del cual se ponen a disposición del mercado las licencias disponibles.

En el proceso, se seleccionará al oferente que demuestre tener la capacidad técnica y financiera para perforar un pozo, y funcionar de manera segura y ambientalmente responsable.

78ACKROYD (1997) pp.592-594; DEYHOLOS y CUSCHIERI (2012) p.1. 79 Sin embargo, es posible señalar que las ‗Onshore Petroleum Geophysical Exploration Regulations‘, de

2000, de la Provincia de Nova Scotia, sí contienen una alusión a los non-exclusive surveys, contemplando una regulación muy similar, aunque menos extensa, que la prevista en la legislación federal.

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La licencia de exploración, tal cual su nombre lo señala, tiene por finalidad explorar una determinada área con la finalidad de determinar la existencia de petróleo, en el plazo señalado en los términos de la licencia.

Las actividades de exploración pueden concluir ya sea sin resultado alguno de descubrimiento o bien con un Significant Discovery o un Commercial Discovery.Un Significant discovery es definido como un descubrimiento que indicala existencia de una formación geológica que por su naturaleza demuestra la posibilidad de existencia de hidrocarburos y, teniendo en cuenta los factores geológicos y de ingeniería, sugiere la existencia de una acumulación de hidrocarburos que tiene potencial para sostenida producción, y dará lugar a la generación de una nueva licencia. Por su parte, un Commercial discovery se define como un descubrimiento por medio del cual se ha demostrado la existencia de reservas de petróleo que justifican la inversión del capital y esfuerzo para llevar a cabo el proceso de producción, y al igual que en los términos anteriores, se generara una nueva licencia, en este caso de producción.

2.2. Licencia de Significant Discovery

Este instrumento fue generado con la finalidad de que el titular de una licencia de exploración mantenga sus derechos entre un primer descubrimiento y el inicio de una eventual operación de explotación.

Al momento de realizar un descubrimiento de este tipo, el titular deberá poner bajo conocimiento de la autoridad competente toda la información, autoridad que procederá a definir el área de interés y a realizar la declaración de significant discovery, el cual puede abarcar un área de terreno mayor que la entrega en la licencia de exploración, en cuyo caso podrá abrir un nuevo proceso de licitación.

Esta licencia entrega los mismos derechos que la licencia de exploración, y su principal diferencia es que tiene duración indefinida.

2.3. Licencia de producción

Ya sea al término del proceso de exploración o de un significant discovery, el titular de las licencias anteriores tiene derecho a explotar y producir, y al igual que en el caso anterior, si la zona que presenta reservas el recurso superan aquellas entregadas en virtud de la licencia de exploración, la autoridad deberá llamar a una nueva licitación por el remanente.

El periodo de producción es de 25 años.

3. LA CANADA OIL AND GAS OPERATIONS ACT

En forma complementaria, la Canada Oil and Gas Operations Act regula la promoción, respecto a la exploración y explotación de petróleo y gas, la seguridad, la protección del medioambiente, la conservaciones de los recursos de petróleo y gas, los acuerdos de producción conjunta y las infraestructuras económicamente eficientes (artículo 2.1). Dicha norma contiene las normas generales en relación al

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régimen de licencias y autorizaciones que pueden otorgarse para la exploración y explotación de petróleo y gas en terrenos de la corona.

El artículo 14 de dicha norma entrega facultades al Gobernador General para la dictación de reglamentos que aborden las materias señaladas en dicha disposición, entre las que cabe destacar la regulación de la exploración, la perforación, la producción, procesamiento y transporte de petróleo o gas en las áreas de aplicación de la Canada Oil and Gas Operations Act (COGOA), así como de los trabajos y actividades relacionados a ellas.

En virtud de dicha autorización legal es que se dictaron las Regulations respecting geophysical operations in relation to exploration for oil and gas in any area to which the Canada Oil and Gas Operations Act applies, conocida como las Canada Oil and Gas Geophysical Operations Regulations, de fecha 13 de febrero de 1996, cuyas disposiciones regulan las exigencias técnicas y de seguridad que deben observarse en el desarrollo de ciertas actividades. Dicha norma regula la denominada autorización para estudios geofísicos (‗geophysical operation authorization‘).

4. LA GEOPHYSICAL OPERATION AUTHORIZATION

4.1. Conceptos

El artículo 2 del Reglamento define la autorización para estudios geofísicos como aquella autorización otorgada de acuerdo con parágrafo 5(1)(b) de la COGOA, para la realización de estudios geofísicos. Por su parte, el mismo artículo 2 define los estudios geofísicos como ―(…) la medición o investigación, por métodos indirectos, de la subsuperficie de la tierra con el propósito de localizar petróleo o de gas o de la determinación de la naturaleza de las condiciones del lecho marino y subsuelo en un sitio de perforación propuesto o de una ruta propuesta de tubería, e incluida una encuesta sísmica, de resistividad, gravimétrica, magnética, eléctrica y geoquímicas y los trabajos preparatorios para la medición o investigación, tales como las pruebas de campo de las fuentes de energía, la calibración de los instrumentos y lastrado por cable, pero no incluye un estudio de velocidad o un estudio sísmico vertical que no es un estudio sísmico vertical‖.

El mismo artículo 2reconoce que los estudios geofísicos pueden realizarse bajo una modalidad no exclusiva, al definir el ‗non-exclusive survey‘ como el ―(…) estudio geofísico que se lleva a cabo para adquirir datos con el propósito de su venta, en su totalidad o en parte, para el público‖.

4.2. Otorgamiento

El artículo 5.(1) de la COGOA señala que la Oficina Nacional de Energía (‗National Energy Board‘) puede, de acuerdo con las formas y contenidos de información establecidos por dicha Oficina, otorgar licencias de operación y autorizaciones para la realización de los trabajos o actividades propuestos.

Por su parte, el artículo 5.(4) de la COGOA dispone que una autorización debe estar sujeta a las aprobaciones que la Oficina Nacional de Energía determine o

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puede ser otorgada de acuerdo con los reglamentos y demás requerimientos y depósitos que la citada Oficina disponga, incluyendo exigencias relacionadas con responsabilidad por pérdidas, daños, costos y gastos; exigencias relacionadas con la ejecución de programas o estudios ambientales; y exigencias de pago de los costos en que pueda incurrir el panel al aprobar el diseño, construcción y operación de instalaciones y plataformas de producción.

4.3. Derecho de acceso a tierras

El artículo 5.01 (1) señala que, con el objetivo de explorar o explotar petróleo o gas, cualquier persona puede entra y utilizar los terrenos de la corona, en orden a realizar los trabajos o actividades autorizados de acuerdo con el artículo 5(1)(b) de la ley. Y a la inversa, el artículo 5.01 (2) señala que cuando una persona ocupe tierras de la corona en virtud de un título legítimo que no sea una autorización de aquellas a que alude el artículo 5(1)(b), ninguna persona puede entrar o utilizar la superficie de dicho terreno sin consentimiento del ocupante, o, mediando una decisión de un árbitro emitida de acuerdo con los reglamentos aplicables.

4.4. Información

Por su parte, el Reglamento establece un sistema de reportes, por medio del cual se garantiza que la información obtenida y el progreso de los trabajo se ponga bajo conocimiento de la autoridad Canadiense.

El artículo 37 del Reglamento señala que cada operador deberá presentar al Agente Jefe designado por la Oficina Nacional de Energía (el Agente), al inicio y al término de los estudios geofísicos, y una vez a la semana durante la operación, en la forma y de la manera dispuesta por dicho funcionario, un Informe de Avance de la operación, el cual ha de incluir:

(a) el número de identificación asignado a la operación;

(b) la identificación de las líneas en las cuales la información es levantada;

(c) la cantidad de información levantada por líneas;

(d) la ubicación y estatus de cualesquiera buques y plataformas desde los cuales el estudio es realizado;

(e) cualquier condición inusual del tiempo u otros incidentes que pueden causar un retraso en las operaciones; y,

(f) la ubicación de cualquier agujero de perforación.

El artículo 38(1) del Reglamento regula la presentación de un Informe Final. Al respecto, señala que dentro de los 12 meses siguientes a la fecha de terminación de una operación de geofísica, cada operador deberá presentar al Agente un Informe Final que incluye, entre otros antecedentes:

(a) una descripción detallada del método de procesamiento de datos geofísicos incluyendo el procesamiento de la secuencia y los parámetros de procesamiento de sísmica, magnética, gravimétrica y otros estudios geofísicos;

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(b) mapa de los puntos de disparo, líneas de vuelo con puntos fiduciales numerados, mapas de estaciones de gravedad y, para los estudios del fondo marino, mapas de ubicación de los agujeros centrales, de las muestras tomadas y fotografías del fondo del mar;

(c) un sección sísmica totalmente procesada y migrada para cada línea sísmica registrada y, en el caso de sísmica 3-D, cada línea generada a partir del conjunto de datos del 3-D;

(d) una sección de alta resolución para cada línea levantada en un estudio del fondo marino o un estudio de la ruta del gasoducto;

(e) una serie de perfiles magnéticos y de gravedad en todos los estudios gravimétricos y magnéticos para los cuales no se han hecho mapas interpretativos;

(f) los datos de ubicación de los puntos de disparo;

(g) mapas batimétricos y topográficos compilados a partir de los datos recogidos;

(h) mapas interpretativos adecuados a los datos recogidos, incluyendo (i) mapas Isopach y de estructura, mapas de estructura de tiempo y de intervalo de tiempo, mapas de velocidad y velocidad residuales y mapas de amplitud sísmica y cambio de carácter (ii) los últimos mapas de Bouguer y otros mapas residuales o de gravedad procesados y(iii) total de mapas finales magnéticos de intensidad de nivel y los mapas residuales, de gradientes u otros mapas magnéticos procesados;

(i) sismogramas sintéticos y estudios de modelación sísmica que utilicen sismogramas sintéticos, perfiles sísmicos verticales en los pozos que fueron utilizados en la interpretación de los datos de la operación, amplitud versus estudios de offset, y secciones de inversión sísmica, en su caso, y;

(j) la interpretación de mapas y secciones sísmicas incluyendo (i) correlaciones geológicas y geofísicas, (ii) en su caso, las correlaciones entre la gravedad, datos magnéticos y sísmicos, (iii) en el caso de los estudios de los fondos marinos, la correlación geofísica de sísmica superficial con datos de núcleos y sondeos geotécnicos, (iv) detalles de correcciones o ajustes que se aplicaron a los datos durante el procesamiento o la compilación, y (v) información de la velocidad del operador que se utilizó en un tiempo de conversión a profundidad.

La disposición establece que en los casos en los cuales el estudio se hubiere efectuado con carácter de no-exclusivo, el operador no ha de presentar la información y los materiales descritos en las letras (g) y siguientes, respecto a los datos que estarán disponibles para la compra por parte del público. Sin embargo, si dicha información deja de ofrecerse al público, su titular deberá, dentro de los 12 meses siguientes a la fecha en la que el operador dejó de ofertar los datos, presentar al Agente un informe complementario que contenga la información y los materiales no presentados originalmente.

Adicionalmente, el artículo 39 del Reglamento establece el deber de mantener en Canadá la información levantada con ocasión de los trabajos geofísicos. La disposición establece un plazo de 15 años en el cual dicha información no puede ser destruida o desechada. Sin embargo, la misma disposición autoriza a sacar

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temporalmente del país la información, a los efectos de ser procesada en otro país, sin perjuicio del deber de devolver la misma a territorio canadiense tan pronto dicho procesamiento culmine.

4.5. Cauciones

De acuerdo con el artículo 27, el solicitante de una autorización de aquellas reguladas en el artículo 5(1)(b), debe acreditar su responsabilidad financiera por medio de la presentación de una ‗letter of credit‘, una garantía o un bono de indemnidad, o por medio de cualquier otro instrumento satisfactorio para la Oficina Nacional de Energía, por una suma a satisfacción de dicha Oficina.

De acuerdo con el artículo 27(1.1), el titular de una autorización debe asegurar que la referida garantía permanezca vigente durante todo el período que dure la realización de los trabajos o actividades para los cuales la autorización se emitió.

4.6. Suspensión y revocación

De acuerdo con el artículo 5(5) de la COGOA, la Oficina Nacional de Energía puede suspender o revocar una licencia de operación o una autorización, en caso de incumplimiento o contravención, entre otras, de un requerimiento, aprobación, fee o depósito sujeto a los cuales la licencia o autorización fue emitida; la no presentación de la caución respectiva; o de cualquier otra reglamentación aplicable.

V. NUEVA ZELANDA


Mediante la Petroleum Act de 1937, la Corona asumió la propiedad de todos los hidrocarburos líquidos y gaseosos existentes en Nueva Zelanda. En el artículo 3(1) declaraba que ―No obstante cualquier disposición en contrario en cualquier ley o acto administrativo de la Corona, certificado de propiedad, contrato de arrendamiento, u otro instrumento de dominio, todo el petróleo que existe en su estado natural sobre o por debajo de la superficie de la tierra, esté la misma alejada o no de la Corona, se declara ser propiedad de la Corona‖, atribuyéndose así la titularidad de tales sustancias con efecto retroactivo80.

Previamente a tal declaración, el dominio de dichas sustancias se sometía a las reglas del Common Law, en donde se disputaban la preeminencia la doctrina que propugnaba el dominio ‗ad coelum et ad inferos‘, y la otra, denominada ‗doctrine of capture‘ o ‗capture rule‘81.

La Crown Minerals Act de 1991 (en adelante ‗el Acta‘) es la norma base de todo

80 Un análisis de los fundamentos de ello y de la discusión surgida por considerarse como una

declaración expropiatoria, en GRINLINTON (1995) pp.375-411. 81 Al respecto vid. WAITANGI TRIBUNAL REPORT (2003) p.18.

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el sistema de Reglamentos (Regulations) y Programas (Programs) que regulan la prospección, exploración y producción de los minerales de propiedad de la Corona82. Colectivamente consideradas éstas conforman el ‗régimen CMA‘.

Este régimen es sólo una parte del amplio marco regulatorio aplicado al petróleo y a los minerales; también existen otras leyes que regulan la prospección, exploración y extracción de los minerales de propiedad de la Corona y que son administrados por diferentes agencias gubernamentales. Por lo mismo, cabe mencionar que obtener un permiso tomando en cuenta los requisitos establecidos Acta es necesario pero no suficiente para iniciar la exploración/explotación, debiendo conseguirse además permisos adicionales.

2. CROWN MINERALS ACT DE 1991

El Acta reconoce los siguientes títulos para el aprovechamiento de los minerales, específicamente el petróleo: los petroleum prospecting permits (PPPs), los petroleum exploration permits (PEPs) y los petroleum mining permits (PMPs), los cuales están regulados entre las secciones 30 y 42 de la misma.

2.1. Petroleum Prospecting Permits (PPPs)

El Acta ha sido objeto de reciente modificación (mayo de 2013), realizándose algunos cambios al régimen de los PPPs. Junto a las disposiciones del Acta, los PPPs se rigen por las disposiciones reglamentarias de las Crown Minerals (Petroleum) Regulations, del año 2007 (Part 2, Schedule 2, sección 17), y asimismo, por el Minerals Programme for Petroleum, en vigencia desde mayo del año 2013, el cual tiene por objetos esenciales, entre otros: (i) establecer cómo el Ministro y el director ejercerán los poderes y discreciones conferidos a ellos por el Acta, incluyendo el otorgamiento de permisos y la realización de cambios a los mismos; y (ii) establecer cómo el Ministro y el director interpretaran y aplicarán las previsiones específicas del Acta y sus Reglamentos. Y junto a ello deben tenerse en consideración también los ‗Petroleum Digital Data Submission Standards‘, los cuales definen los formatos aceptables para la entrega de la información digital adquirida por los operadores durante la ejecución de actividades de prospección, exploración o minería.

a) Objeto

De acuerdo con la sección 30(1) del Acta, el titular de un PPPs tiene el derecho a hacer prospecciones de minerales en terrenos, bajos las condiciones establecidas en el título, sea que los minerales sean de propiedad de la Corona o de propiedad particular.

Según la sección 2 de la Parte I del Acta, se debe entender por prospección

82 Dentro de las cuales se encuentran el Minerals Programme for Petroleum2013, el Minerals Programme

for Minerals (Excluding Petroleum) 2008, Crown Minerals (Petroleum) Regulations 2007, Crown Minerals (Minerals and Coal) Regulations 2007, CrownMinerals (Petroleum Fees) Regulations 2006, CrownMinerals (Mineral Fees) Regulations 2006.

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―cualquier actividad llevada a cabo con el fin de identificar terrenos con probables depósitos minerales que podrían ser explotados.‖ Dentro de estas actividades se encuentran ―los (a) reconocimientos (surveys) geológicos, geoquímicos, y geofísicos; (b) los reconocimientos aéreos; (c) la toma manual de muestras; y (d) la toma de pequeñas muestras off-shore a través de medios mecánicos de bajo impacto‖. Desde ya es importante destacar que los PPPs son de rara ocurrencia. De hecho, entre los años 1995 y 2012, sólo 5 fueron otorgados83.

Los PPPs son asignados con el fin de permitir la realización de inspecciones y reconocimientos de mínimo impacto. La lógica detrás de los mismos recae en la necesidad de tener un cierto grado de certeza sobre la existencia de petróleo u otros minerales en el terreno abarcado por el respectivo permiso. Según señala la sección 30(1) del Acta, el titular delp ermiso tiene derecho a prospectar por la respectiva sustancia, en la zona y bajo las condiciones dispuestas en el mismo permiso, siendo el mineral de propiedad de la Corona o de un privado.

b) Solicitud del permiso

La sección 17 de las Regulations señala que a la solicitud de PPPs debe acompañarse el pago del fee correspondiente, o la evidencia de haber cancelado el mismo, y determinada información, básicamente: (i) una declaración de las calificaciones técnicas y los recursos financieros del solicitante; (ii) un mapa del área; (iii) un resumen de la geología del área; (iv) los resultados de cualquier prospección o exploración previa realizada en el área; (v) el o los objetivos a ser buscados en el área y la descripción de los riesgos críticos asociados con ellos, que demuestren el entendimiento del solicitante del sistema petrolero; (vi) una propuesta de programa mínimo de trabajo, que contenga los objetivos y costos estimados, e identifique los fundamentos técnicos, hitos y entregables del programa.

La sección 53 del Acta señala que las actividades de prospección petrolera no podrán realizarse a menos que el titular del permiso cuente con algún título de acceso acordado con los dueños de los predios superficiales, que lo faculte a acceder a los mismos, u obtenido por medio de árbitro.

De acuerdo con la sección 6.3 del Programme, el Ministerio otorgará los PPPs en la medida que el trabajo propuesto vaya a incrementar el conocimiento de Nueva Zelanda de sus recursos petroleros.

c) Exclusividad

Si bien en un principio estos permisos otorgan derechos exclusivos, la propia norma consagra la posibilidad de otorgar los permisos de prospección sobre base no exclusiva. De hecho, con carácter general, los PPPs suelen otorgarse sobre una base no exclusiva. De acuerdo con el Programme 2013, esto significa que el Ministerio puede otorgar múltiples PPPs sobre una misma área o sobre áreas superpuestas84. La

83 Esto según el Review of the Crown Act 1991 Regime – Discussion Paper, emitido por el Ministry of

Economic Development en marzo del año 2012; p.31. 84Programme 2013, p.31.

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sección 2(1) de la ley define los non-exclusive permit como los permisos que confiere el derecho a prospectar o explorar cualquier mineral de propiedad de la Corona, cuyo derecho no es exclusivo del titular del permiso. Además, se establece que estos permisos no pueden ser otorgados sobre terrenos sobre los cuales existan permisos de exploración o minería a favor de terceros.

De acuerdo con la sección 6.2(2) del Programme, el Ministerio puede otorgar los PPPs con carácter exclusivo en los siguientes casos:

(a) si el Ministerio considera que existe escaso interés en la realización de actividades de prospección en el área;

(b) si se trata de un área remota y no hay o hay escasa información geofísica de ella;

(c) si el solicitante posee capacidades técnicas y financieras suficientes como para realizar los trabajos dentro de un marco temporal razonable;

(d) si las expectativas de los programas de trabajo bajo PPPs exclusivos son mayores que en caso de PPPs no exclusivos;

d) Duración

Hasta la modificación del Acta efectuada en mayo de 2013, de acuerdo con la sección 35(1)(a) del Acta, los PPPs podían otorgarse hasta por 2 años. En la actualidad, de acuerdo con dicha disposición, los PPPs pueden tener una duración de 4 años. Sin embargo, la sección 6.4(2) del Programme señala que el Ministerio normalmente no va a otorgar un PPP por más de 2 años, con el objeto de asegurar que el trabajo comprometido en el PPP se efectúe prontamente. Sin embargo, si el solicitante propone un programa de trabajo comprometido y veraz, el Ministerio podrá otorgar los PPPs por una período mayor, de hasta 4 años.

Tratándose de PPPs exclusivos, según señala la sección 6.2(2) del Programme, éstos tendrán una duración máxima de 2 años.

e) Preferencia para el acceso a otros títulos

El titular de este permiso no tiene derecho a recibir automáticamente la titularidad del permiso de exploración subsecuente. Según indica la sección 32(1) del Acta, los PPPs otorgan a su titular el derecho a solicitar a la autoridad el otorgamiento de un exploration permit, incluso antes que expire el primero, en la medida que se acredite ante la misma que los descubrimientos efectuados en el marco de la prospección amerita el otorgamiento del nuevo permiso de exploración.

f) Información

De acuerdo con la sección 90(1) del Acta, los titulares de permisos deben mantener registros detallados e informes respecto de todas las actividades de prospección, exploración y minería realizadas, de acuerdo con las exigencias regulatorias vigentes y de una forma que permita un fácil acceso a ella en un tiempo

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razonable por el Jefe Ejecutivo del Ministerio o por cualquier persona autorizada por escrito por dicho funcionario.

La sección 90(7) del Acta dispone que la información entregada al Ministerio por un titular de un PPP que no se considere como ―prospector especulativo‖ debe ser liberada al público antes de 15 años después de que la misma ha sido obtenida o desde la conclusión de una licitación pública para el otorgamiento de permisos de exploración de petróleo sobre el área en cuestión, si bien dicha liberación en ningún caso puede efectuarse antes de transcurridos 5 años desde que la información fue obtenida por el titular del PPP. Tratándose de un prospector especulativo, la sección 90(8) del Acta establece que la información entregada por dicho titular deberá ser liberada al público después de 15 años de haber sido obtenido el PPP. Según se indica en el Programme, el referido plazo tiene por objetivo incentivar la adquisición de información prospectiva por compañías especializadas en la venta de información sobre base no exclusiva bajo una licencia no transferible de uso u otro acuerdo similar, incrementando así la viabilidad comercial de la realización de tales actividades de prospección especulativa85.

Según señala la sección 6.6 del Programme, diferentes normas de protección de la información y de confidencialidad se aplican a la información adquirida y entregada al Ministerio bajo un PPP, dependiendo de si el titular de éste se considera como un ―prospector especulativo‖ (‗speculative prospector’). La sección 90C(7) del Acta define el prospector especulativo como el titular de un PPP no exclusivo que realiza las actividades de su permiso sólo con el propósito de vender la información obtenida sobre una base no exclusiva, a exploradores y productores de petróleo. La calificación de un solicitante como prospector especulativo dependerá de la evaluación que el Ministerio realice del modelo de negocio del solicitante y del objetivo para el cual aquél solicita el PPP. Al efectuar tal calificación, el Ministerio tendrá en consideración las actividades de cualesquiera compañías relacionadas con el solicitante; el historial de negocios del solicitante; y si el solicitante es miembro de alguna asociación internacional de comercio relevante, como por ejemplo la ‗International Association of Geophysical Contractors (IAGC)‘.

De acuerdo con la sección 90(D), si el titular de un permiso adquiere información o una licencia respecto de información obtenida por un prospector especulativo, deberá entregar dicha información al Jefe Ejecutivo del Ministerio, como si dicha información hubiera sido obtenida directamente por tal titular en virtud de su permiso. Dicha información debe ser claramente identificada como adquirida de un prospector especulativo, quedando sometida así a un período de 15 años de confidencialidad.

g) Revocación y renuncia

De acuerdo con la sección 39 del Acta, el Ministerio puede revocar un permiso o transferir un permiso al Ministerio reemplazando a su titular, si el Ministerio estima que el titular del permiso ha contravenido una condición del permiso o las disposiciones del Acta o de sus reglamentos, o en cualquier caso, cuando una

85Programme 2013, p.35.

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condición relacionada con el pago de una suma de dinero a la Corona en virtud del permiso, el Acta o sus reglamentos, no se ha cumplido dentro de un plazo de 90 días desde la fecha debida de pago.

Por su parte, la sección 40 del Acta regula la posibilidad de renunciar a los permisos, para lo cual exige que el titular del permisopresente una solicitud al efecto, pague las sumas adeudadas a la Corona en virtud del Acta, y entregue la información y registros de acuerdo con las exigencias del Acta y sus reglamentos.

2.2. Petroleum Exploration Permits (PEPs)

Según la sección 2 de la Parte I del Acta, se debe entender por exploración cualquier actividad llevada a cabo con el fin de identificar depósitos minerales y evaluar su viabilidad minera respecto de 1 o más minerales particulares; incluye cualquier perforación, dragado o excavación (ya sea superficial o subterránea) que sea razonablemente necesario para determinar la naturaleza y el tamaño del depósito de mineral.

Según la sección 30 (2) del Acta, el titular del permiso de exploración tiene los derechos que se le otorgan al titular de un petroleum prospecting permit, junto con el derecho a explorar por mineral en el terreno y bajo las condiciones establecidas en el permiso.

Este permiso expira cumplidos 5 años desde su otorgado (según la sección 35 (1) (b) del Acta), sin importar el tamaño del terreno que abarca. De todas formas, la sección 37 del Acta permite al titular solicitar por escrito al Ministro la extensión del plazo hasta máximo 10 años en determinados casos.

Según indica la sección 32(3) del Acta, los exploration permits otorgan a su titular el derecho a solicitar a la autoridad el otorgamiento de un mining permit, incluso antes que expire el primero, en la medida que se acredite que, como resultado de las actividades autorizadas por el permiso se ha descubierto un depósito mineral, amerita el otorgamiento del nuevo permiso de extracción.

Estos constituyen la forma de más común de permisos otorgados para la realización de operaciones petrolíferas. Hasta marzo del 2012, se habían otorgado bajo el Acta 219 petroleumexploration permits86.

2.3. Petroleum Mining Permits (PMPs)

Según la sección 2 de la Parte I del Acta, se debe entender por minería (mining) la extracción, por cualquier medio, ―de un mineral existente en su estado natural en la tierra, o una substancia química de ese mineral, con el fin de obtener esa sustancia química o mineral.‖ Dicha sección deja en claro que no incluye ni la prospección ni la extracción.

Según la sección 30 (3) del Acta, el titular de este permiso tiene los derechos que se le otorgan al titular de un petroleum exploration permit, junto con el derecho a

86 Esto según el Review of the Crown Act 1991 Regime – Discussion Paper, emitido por el Ministry of Economic Devlopment en marzo 2012 (pg. 33).

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extraer el mineral en el terreno y bajo las condiciones establecidas en el permiso.

Estos tienen una duración de 40 años desde su otorgamiento (según la sección 35 (1) (c) del Acta).

Finalmente, según la sección 34 del Acta, el Ministro podrá requerir el pago de una suma de dinero a la Corona a cambio del otorgamiento de cualquiera de los permisos anteriores.

VI. AUSTRALIA


La Constitución australiana de 1901 establece una serie de separaciones competenciales entre el Gobierno Federal (Commonwealth) y seis Estados (New South Wales, Queensland, South Australia, Tasmania, Victoria y Western Australia), existiendo además tres Territorios con regímenes regulatorios especiales.

En materia petrolera, las actividades de exploración y explotación se encuentran reguladas por las 3 instancias estatales señaladas. Así, los Estados y los Territorios poseen amplias facultades residuales en la materia, derivadas de que la Constitución australiana no entrega tales materias a la competencia exclusiva del Commonwealth. En virtud de ello, los diversos Estados australianos han dictado sus normas particulares sobre la materia. En general podemos identificar las siguientes normas que regulan la materia: i) Petroleum and Geothermal Energy Resources Act 1967; ii) Petroleum Act 1982 for submerged lands; iii) Offshore Petroleum and Greenhouse gas storage act 2006.

El sistema Australiano tiene como base, la identificación y separación de los terrenos ya sean continentales (Onshore) o marítimos (Offshore), en bloques, que son las base para todos los títulos relacionados con el petróleo y la energía geotérmica.

En dicho contexto, cabe hacer mención a la Petroleum (Onshore) Act, de 1991, del Estado de New South Wales. Su artículo 2 reconoce a la Corona como la propietaria del petróleo, señalando que ―(1) Todo el petróleo, helio y dióxido de carbono existente en su estado natural sobre o por debajo de la superficie de los terrenos en el Estado es la propiedad de la Corona, y se entenderá que ha sido así siempre. Ninguna compensación será de cargo de la Corona por cualquier petróleo, helio o dióxido de carbono que alguna vez fue de una persona distinta de la Corona‖. Por su parte, el artículo 3(1) de dicha norma define como títulos petroleros a la exploration licence, assessment lease, production lease y la special prospecting authority.

De los referidos títulos interesa destacar este último. A este respecto, los artículos 38 a 40 regulan sus características generales, señalando que el titular de tal autorización posee el derecho exclusivo a realizar investigaciones especulativas geológicas, geofísicas o geoquímicas, o investigaciones científicas en la zona respecto de la que se otorgó la autorización, otorgándose para un plazo determinado por el Ministerio, el cual no podrá exceder los 12 meses.

En términos muy similares se aprecia la regulación contenida en la Petroleum

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and Geothermal Energy Resources Act, de 1967, del Estado de Western Australia la cual fue enmendada a su vez por la Petroleum and Energy Legislation Amendment Bill del 2009 Pt. 2 (Bill No. 106-2). Al igual que la norma previamente citada, ésta consagra a favor de la Corona el dominio del petróleo y de la energía geotérmica (sección 9), reconociendo la existencia de una serie de títulos que permiten el aprovechamiento de dichas sustancias por los particulares. Y asimismo, su sección 105 aborda los citados special prospecting authorities87.

2. TÍTULOS PARTICULARES DE APROVECHAMIENTO

2.1.Petroleum exploration permit

Es el título principal dentro de la legislación Australiana, al cual se accede por medio de un proceso de licitación de carácter periódico de las superficie disponibles.

El plazo inicial de concesión es de 6 años, y sólo puede ser renovado por dos periodos adicionales de 5 años, pero limitando en cado ampliación la zona a explorar.

2.2. Petroleum drilling reservation

La exploración de petróleo también puede ser llevada a cabo por medio de este título que permite a realizar actividades es zonas de menor tamaño y por un periodo máximo de tres años, y con una sola posibilidad de ampliación a un año.

En ambos casos, los derechos del titular son los mismos:

a. Explorar en busca de petróleo;

b. Convertir, en caso de descubrimiento, la licencia de exploración en un título de producción o acceder a una Petroleum retention lease.

2.3.Petroleum production licence

Título que puede solicitar el titular de una concesión de exploración o drilling reservation, luego de hacer un descubrimiento. El cual cuenta con un periodo de dos años para generar un plan de desarrollo y solicitar el título, plazo que comienza a correr desde que se ha declarado la zona como descubierta.

Este título se entrega por un periodo indefinido de tiempo, pero sujeto a su cancelación si dentro de 5 años no se ha generado producción del recurso.

2.4. Petroleum retention lease

Título que se le concede al titular de una concesión de exploración o drilling reservation, que descubre petróleo, y donde el descubrimiento actualmente no es

87 Lo que es relevante si se tiene en consideración que la mayor parte de la actividad petrolera

australiana se sitúa en el Estado de Western Australia. PERKS et al (2012) p.1

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viable desde el punto de vista económico, pero se espera que lo sea dentro de un determinado perdido de 15 años.

Al igual que en el caso anterior, el titular tiene dos años para generar la propuesta y solicitar el permiso.

Tiene una duración de 5 años, con posibilidad de renovación por periodos de 5 años más, en cuyo caso se debe acreditar para cada renovación, que el descubrimiento puede ser económicamente viable.

2.5. Special prospecting authority

En conjunto con lo anterior, dentro del sistema existe este título de carácter especial, ya que el mismo se encuentra diseñado como una forma de evaluación preliminar de determinadas áreas sujetas a interés, en donde no se han realizado actividades de exploración o bien no han sido significativas.

De acuerdo con la sección 105(4) de la Petroleum and Geothermal Energy Resources Act, este permiso solo faculta a su titular a realizar estudios geofísicos y geoquímicos, u otras actividades, siempre que no involucren perforaciones (sección 105(5)).

En virtud de su naturaleza el otorgamiento de la referida autorización solo puede realizarse respecto de uno o más bloques en los cuales no exista un permiso, arriendo o licencia en vigor. El solicitante deberá presentar una aplicación que cumpla una forma aprobada, en la cual deberá especificar las operaciones que se propone llevar a cabo en los referidos bloques y el Ministro otorgará el respectivo permiso sujeto a las condiciones que él estime convenientes, las cuales deberán especificarse en el acto administrativo respectivo. Además, si él lo considera apropiado, podrá autorizar al solicitante a pedir un permit or drilling reservation.

Estas autorizaciones poseen una duración máxima de 6 meses (sección 105 (6)), siempre que esta no sea cancelada o renunciada con anticipación.

Según consta en el modelo de solicitud disponible para estos títulos (‗Application for an onshore petroleum special prospecting authority‘ -PGERA67-), el otorgamiento de estos permisos está sujeto al deber de efectuar reportes semanales desde el inicio del estudio, hasta su conclusión, debiendo aportarse información detallada sobre: (i) fecha de inicio y término; (ii) kilómetros lineales de sísmica 2-D adquirida; (iii) estudios de gravedad; (iv) kilómetros cuadrados de sísmica 3-D; (v) reportes generales sobre las actividades de la semana.

Un vez que ha expirado el período, los datos generados se pondrán a disposición del público.

VII. MARRUECOS


De acuerdo con la sección 1 del Código de Hidrocarburos de Marruecos (Ley

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Nº21-90, de 1º de abril de 1992, publicada el 15 de abril del mismo año, y enmendada por la Ley N°27-99, del 15 de febrero de 2000), ―los depósitos naturales de hidrocarburos forman parte de la propiedad pública del Estado‖. Luego añade que el reconocimiento, la exploración y la explotación de hidrocarburos naturales en tierra y offshore, junto con las actividades anexas a ellas, se encuentran sometidas a las disposiciones de la referida ley.

La sección 2 (4), (5) y (6) distingue entre tres tipos de actividades que se pueden llevar a cabo en las operaciones petrolíferas: las ‗reconnaissance works‘ (obras de reconocimiento), las ‗exploration works‘ (obras de exploración) y las ‗development and explotation works‘ (obras de explotación). Se entiende por ‗reconnaissance works‘ (obras de reconocimiento) todas aquellas ―obras de naturaleza geológica, geoquímica y geofísica y todos aquellos reconocimientos aéreos realizados con el fin de determinar la naturaleza petrolífera del subsuelo, excluyendo aquellas que tienen un fin científico y cualquier perforación exploratoria.‖

A su vez, se entiende por ‗exploration works‘ (obras de exploración) ―todas las operaciones de exploración y evaluación que traten de establecer la existencia de hidrocarburos en cantidades comercialmente explotables.‖ Finalmente se define a las ‗development and explotation works‘ (obras de explotación) como ―las operaciones llevadas a cabo a partir de una concesión de explotación y, en particular, las obras geológicas y geofísicas, la perforación de pozos, la producción de hidrocarburos, la instalación de tuberías de recolección y las operaciones necesarias para el mantenimiento de la presión y para la recuperación primaria o secundaria.‖

La sección 4 de la ley dispone que los reconocimientos geológicos, geoquímicos o geofísicos, la exploración de depósitos de hidrocarburos y su explotación, se encuentran sujetos, respectivamente, a la obtención de una licencia de reconocimiento (‗reconnaissance license‘), un permiso de exploración (‗exploration permit‘) y una concesión de explotación (‗exploitation concession‘).

De acuerdo con la sección 14 de la ley, la licencia/permiso de reconocimiento permite solicitar a la Administración un permiso de ocupación temporal del predio superficial, en caso de no lograrse acuerdo con el dueño del predio superficial.

2. TÍTULOS PARTICULARES DE APROVECHAMIENTO

2.1. Reconnaissance License

Según la sección 20 de la ley, la licencia/permiso de reconocimiento expedida por la administración sólo puede ser concedida para las áreas que no están cubiertas por permisos de exploración de hidrocarburoso concesiones de explotación. Este mismo permiso deberá establecer los periodos de validez, las condiciones aplicables a la entrega y devolución de garantías y depósitos, las obligaciones del titular y los límites dentro de los cuales la licencia es válida. Además, la misma establece que podrán concederse varias licencias de reconocimiento simultáneamente sobre la misma zona, salvo que la primera licencia confiera derechos exclusivos sobre su titular.

Asimismo, estas licencias son intransferibles y se otorgan por un período

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máximo de 1 año, pudiendo prorrogarse una o más veces por iguales períodos y no pueden superponerse a zonas con permisos de exploración o concesiones de explotación (sección 20).

Según la sección 21, estas licencias confieren a su titular el derecho a realizar todas las actividades necesarias para la conclusión satisfactoria de los trabajos de reconocimiento, según su definición dada en la sección 2.4 de la ley. Además, los resultados de los trabajos de reconocimiento, deben ser comunicados a la Administración, libres de todo cargo, según los términos de la propia licencia.

Las cláusulas esenciales que debe contener un ‗reconnaissance contract‘, el cual es firmado entre el interesado y la Administración, incluyen: i) la definición del área de interés; ii) el período de validez del mismo; iii) el programa de trabajo; iv) una garantía bancaria; v) las opciones de término del mismo.

2.2. Exploration Permit

Según la sección 22 de la Ley, los permisos de exploración sólo podrán otorgarse a una o a varias personas jurídicas. Esta deberá ser asignada mediante un acto administrativo que debe ser notificado a la parte interesada y publicado en la ‗Gaceta Oficial‘. Además, sólo se podrá otorgar el respectivo permiso a quien acredite contar con los medios técnicos y financieros para concluir las obras de exploración y además presente un programa de trabajo acompañado por el correspondiente ‗compromiso económico‘.

Según la sección 23 de la Ley, el permiso de exploración confiere al titular el derecho exclusivo de prospección de depósitos de hidrocarburos en el territorio sobre el cual se otorga.

El periodo de validez de un permiso de exploración no puede exceder los 8 años consecutivos, divididos en dos periodos (sección 24). En el caso que hidrocarburos sean encontrados durante el último año de validez del permiso, su duración podrá extenderse por un periodo adicional que no podrá exceder a los dos años.

La superficie sobre la cual se otorga un permiso de exploración no puede ser menor a 200 kilómetros cuadrados y no puede ser mayor a 2000 kilómetros cuadrados.

El otorgamiento de un permiso de exploración está sujeto a la celebración de un ‗petroleum agreement‘ con el Estado. Este deberá establecer un interés a favor de este último, el cual no podrá exceder el 25% de ese permiso (sección 4).

2.3. Exploitation Concession

Según la sección 27, el titular de un permiso de explotación que ha cumplido con sus obligaciones legales y contractuales, tiene el derecho, en el caso que se encuentre un depósito de hidrocarburos comercialmente explotable, a obtener la concesión de explotación sobre el mismo.

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El periodo de validez de una concesión de explotación no puede exceder los 25 años. Sin embargo, esta se puede extender por una sola vez excepcionalmente, por un periodo que no exceda los 10 años, si es que la explotación razonable y económica del depósito lo justifica.

El otorgamiento de un permiso de exploración está sujeto a la celebración de un ‗petroleum agreement‘ con el Estado. Este deberá establecer un interés a favor de este último el cual no podrá exceder el 25% de esa concesión (sección 4).

La existencia de una licencia de reconocimiento, un permiso de exploración o una concesión de explotación no evita que se otorguen permisos mineros de exploración o explotación de otros minerales (sección 5).

Los permisos de exploración y explotación crean títulos de limitada duración que no confieren a su titular el derecho de propiedad sobre el terreno mismo o el subsuelo (sección 6).

El titular de un permiso de exploración o explotación que ha llevado a cabo sus obligaciones dentro del periodo de tiempo establecido en el mismo permiso o concesión podrá retirarse parcial o totalmente (sección 7). De todas formas, en relación con la concesión, el estado se beneficia de un derecho preferente sobre el uso de todo o parte de la parte abandonada/renunciada. Este derecho preferente debe ejercerse dentro de los tres meses siguientes desde la fecha de notificación del abandono a la Administración. Si el Estado decide tomar de vuelta todo o parte de la concesión renunciada, las instalaciones, plantas y sitios necesarios para la explotación serán traspasados a él en el estado que se encuentren para continuar con la normal explotación del depósito.

Al titular de una licencia de reconocimiento, un permiso de exploración o una concesión de explotación, se le puede permitir por parte de la Administración, en caso de no existir acuerdo con los propietarios del suelo, la ocupación temporal de aquellas áreas situadas dentro del permiso respectivo (sección 14). Esta ocupación temporal sólo puede llevarse a cabo una vez que el beneficiario ha pagado la indemnización respectiva al dueño del terreno, la cual es establecida por el tribunal de primera instancia.

Todos los trabajos y mejoras que sean llevadas a cabo por los titulares de estos tres permisos pueden ser declaradas de utilidad pública por la Administración (sección 16). En ese caso se deben expropiar dichos trabajos y mejoras, en beneficio de los titulares de licencias de reconocimiento, permisos de exploración y concesiones de explotación.

Los titulares de los tres permisos deben contribuir en la capacitación profesional de ejecutivos y técnicos nacionales de la industria del petróleo, incluyéndolos en las obras de reconocimiento, exploración y explotación y beneficiándolos de adecuados programas de capacitación (sección 37).

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CAPITULO II

EVALUACIÓN TÉCNICA, CONTRATOS ESPECIALES

DE OPERACIÓN PETROLERA, CONCESIONES

ADMINISTRATIVAS Y CONTRATOS DE SERVICIOS

(ART.3.1. LETRA B) DE LAS BASES TÉCNICAS)

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§1. LA TÉCNICA DE LA PUBLICATIO

I. CONCEPTO

1. CONSIDERACIONES GENERALES

La publicatio ha sido considerada como una categoría básica del Derecho Administrativo Económico, encuadrable en la denominada ―actividad de intervención‖ del Estado. Desde el punto de vista del Derecho Administrativo, la publicatio es la técnica que utiliza el Estado para intervenir, constituyéndose así en un instrumento que para realizar esta intervención. Por tanto, la publicatio es el título de las potestades administrativas que la Administración se arroga sobre determinados sectores, entre ellos, como se verá, el minero.

La explicación dogmática de la intervención de la Administración en el sector de la minería, como en otros, es la utilización legal de la técnica jurídica de la publicatio, que consiste en la declaración previa y global de la publificación, es decir, de sometimiento a un régimen de Derecho Público, de todo un sector. Dicha publificación viene en constituirse en el título de todas las facultades que se arroga la Administración respecto de la actividad o bienes publificados, originando así un estatuto jurídico especial.

La publicatio puede operar tanto respecto de actividades como de ciertas categorías de bienes. En este último caso, los bienes publificados pasan a conformar el denominado ―dominio público‖88, o, en la dicción del Código Civil, ―bienes nacionales de uso público‖. Así, lo que la doctrina ha venido en denominar como ―dominio público‖ es, en realidad, una forma de publicatio y, en tanto tal, fuente de potestades regulatorias. Por ende, toda declaración normativa de unos bienes como integrantes del ―dominio público‖, es un instrumento de intervención, una forma de publicatio.

Como se adelantó, la publificación de ciertas categorías de bienes trae como consecuencia tradicionalmente general el sometimiento de dichos bienes a un régimen especial, el cual suele caracterizarse por 4 elementos esenciales: (a) su inapropiabilidad, en tanto que se trata de bienes ―públicos‖ cuya circulación opera en el ámbito del Derecho Público, por vías propias de dicho sector generalmente diversas a las inherentes al Derecho Privado, en el cual el principio rector es la apropiabilidad de los bienes, tratándose por ende de res extra commercium; ejemplo de ello lo constituye lo dispuesto en el artículo 1105 del Código Civil, en cuanto establece que ―No vale el legado de cosa incapaz de ser apropiada, según el artículo 585, ni los de cosas que al tiempo del testamento sean de propiedad nacional o municipal y de uso público, […] a menos que la causa cese antes de deferirse el legado‖; (b) su inalienabilidad, es decir, su imposibilidad de ser enajenados sin mediar

88 Aunque debe indicarse que la utilización del concepto ―dominio público‖ en el ordenamiento jurídico nacional no ha estado exenta de cuestionamientos. Así, vid. críticamente CORDERO

QUINZACARA (2010a) passim.

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un acto de despublificación/desafectación previo, precisamente como consecuencia de la afectación que se ha realizado respecto de cierta categoría de bienes89, idea que puede apreciarse en el artículo 1464 Nº1 del Código Civil, al disponer que existe objeto ilícito en la enajenación de las cosas que no están en el comercio, y en el artículo 1810, que establece que ―Pueden venderse todas las cosas corporales o incorporales, cuya enajenación no esté prohibida por ley‖; (c) su inembargabilidad, en tanto que tal medida de apremio implica efectivamente una posterior enajenación del bien público en cuestión, lo que implicaría vulnerar el antes dicho principio de inalienabilidad;(d) y su imprescriptibilidad, principio tutelar que busca salvaguardar la titularidad estatal sobre los bienes públicos, atendida su particular vinculación con un fin de interés general, principio el cual se aprecia en el artículo 2498 del Código Civil, al indicar que se gana por prescripción el dominio de los bienes corporales raíces o muebles que están en el comercio humano, y se han poseído con las condiciones legales, excluyendo así la posibilidad de usucapir los bienes públicos, que se encuentran fuera de dicho comercio.

2. LA PUBLICATIO EN EL ORDENAMIENTO JURÍDICO CHILENO

Como ya se ha adelantado, existen diversas normas en nuestro ordenamiento jurídico que reconocen de una u otra forma la técnica de la publicatio y sus efectos esenciales. Así, se hizo alusión a los artículos 1105, 1464 Nº1, 1810 y 2498, todos ellos del Código Civil, en los que subyace la idea de que los bienes públicos son res extra commercium, y que en tanto tales se encuentran sometidos a un régimen particular que se escapa de las reglas generales del Derecho Privado.

Acogiendo en nuestro ordenamiento jurídico la técnica de la publicatio, nuestro Tribunal Constitucional se ha referido latamente a ella en su fallo de fecha 13 de agosto de 2009, Rol Nº1281-08, Considerando Trigésimo Cuarto90, señalando que mediante dicha técnica:

“(…) el legislador establece que unos bienes determinados o toda una categoría de ellos, en razón de que por su uso o destino deben pertenecer a la nación toda, dejan de ser susceptibles de apropiación, quedando entregados al uso público. Se trata, en consecuencia, de un acto formal del legislador; indudablemente, también lo puede hacer el constituyente, como lo hizo con las minas (…). La incorporación de un bien al dominio público, entonces, no se presume, requiere de un acto expreso. (…). No obstante, en el caso de que la “publicatio” recaiga sobre una categoría de bienes, eso lo puede hacer el legislador por un precepto general, de modo que los bienes respectivos, en la medida que cumplan las características físicas definidas, se entienden incluidos en él (ejemplo: una calle, una plaza), o convocar a la administración para que por un acto singular los incorpore. De ahí que la doctrina señale que la incorporación se puede hacer mediante indicación nominal o mediante indicación genérica (Marienhoff, M.; ob. cit.; pág 146).

89CLAVERO ARÉVALO (1958) p.35. 90Vid. asimismo la STC Rol Nº 245/1996; Nº 1281/2008 y Nº 1863/2010.

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La reserva, enseguida, recae sobre bienes, no sobre personas. Puede recaer sobre bienes o una categoría de éstos que naturalmente están llamados a pertenecer a esta agrupación; o bien puede tratarse de una decisión artificial del legislador, es decir, se trata de bienes en que no se considera su estado natural sino que son producto de una acción o de un hecho del hombre. Por eso, se habla de dominio público natural y de dominio público artificial.

La reserva, a continuación, produce una vinculación real y permanente del bien afectado a una finalidad que el legislador define. La publicatio modifica el status del bien, sometiéndolo a normas de derecho público; los particulares no pueden alcanzar estos bienes conforme a los mecanismos del derecho privado (…).

Finalmente, en la “publicatio”, el legislador considera que ciertos bienes, por su trascendencia individual, quedan sometidos a un régimen jurídico especial de utilización y protección, que incluye su no apropiación. Dicha trascendencia es algo que califica el legislador. De acuerdo a la Constitución, ello implica justificar por qué un bien o un conjunto de bienes “deben pertenecer a la Nación toda” y no quedar bajo régimen de libre apropiabilidad. Asimismo, por la declaración de reserva, el legislador considera que ciertos bienes pueden ser mejor aprovechados incorporándolos al dominio público, logrando un uso y disfrute ordenado y socialmente beneficioso, que manteniéndolos en el sector privado. Por eso, puede afirmarse que la publicatio implica un mecanismo de máxima distribución de un bien, pues excluye cualquier apropiación privada. De ahí que si el bien es entregado, por un título habilitante, a un particular, éste debe, como dice el artículo 24 de la Constitución, a propósito de la actividad minera, “desarrollar la actividad necesaria para satisfacer el interés público que justifica su otorgamiento”. De este modo, “el interés público no se compone únicamente de las exigencias de salvaguardia de las dependencias demaniales y su afectación, sino también de las derivadas de su necesaria explotación racional, precisamente aquella que es capaz de extraer el máximo aprovechamiento posible dentro del respeto al bien y a su destino primordial” (Menéndez, P.; ob. cit.; pág. 222). El interés público de la reserva implica, entonces, de un lado, salvaguardar el bien; para ello, a pesar de que se entregue el uso privativo del bien, la administración conserva potestades para asegurar la titularidad pública; del otro, implica salvaguardar la función pública expresada en el uso eficiente del bien. Para esto último la legislación vincula los derechos de uso o aprovechamiento a finalidades concretas o a condiciones o requisitos específicos, que no pueden ser modificados por los beneficiarios de los títulos habilitantes”.

Como se desprende del citado fallo, el Código Civil no es la única norma que en nuestro ordenamiento jurídico contiene disposiciones que dan cuenta de los elementos típicos de la publicatio. De manera más destacada y expresa, es la propia CPR la que contempla las referidas características respecto de una categoría particular de bienes: las minas.

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II. SU ALCANCE MATERIAL EN LA CONSTITUCIÓN POLÍTICA RESPECTO DE LAS ―MINAS‖: LA PUBLICATIO MINERA

1. CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE EL ARTÍCULO 19 Nº24 DE LA CPR: NATURALEZA JURÍDICA DE LA RIQUEZA MINERAL ESTATAL

El régimen jurídico-constitucional del dominio público minero, es decir, de la riqueza minera estatal, se radica en el artículo 19 Nº24, incisos 6º al 10º de la CPR, los cuales constituyen el aspecto basal de la regulación de la riqueza minera en nuestro ordenamiento jurídico.

Dichos preceptos, al tratar de la garantía constitucional de la propiedad, disponen:

―El Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de todas las minas, comprendiéndose en éstas las covaderas, las arenas metalíferas, los salares, los depósitos de carbón e hidrocarburos y las demás sustancias fósiles, con excepción de las arcillas superficiales, no obstante la propiedad de las personas naturales o jurídicas sobre los terrenos en cuyas entrañas estuvieren situadas. Los predios superficiales estarán sujetos a las obligaciones y limitaciones que la ley señale para facilitar la exploración, la explotación y el beneficio de dichas minas.

Corresponde a la ley determinar qué sustancias de aquellas a que se refiere el inciso precedente, exceptuados los hidrocarburos líquidos o gaseosos, pueden ser objeto de concesiones de exploración o de explotación. Dichas concesiones se constituirán siempre por resolución judicial y tendrán la duración, conferirán los derechos e impondrán las obligaciones que la ley exprese, la que tendrá el carácter de orgánica constitucional. La concesión minera obliga al dueño a desarrollar la actividad necesaria para satisfacer el interés público que justifica su otorgamiento. Su régimen de amparo será establecido por dicha ley, tenderá directa o indirectamente a obtener el cumplimiento de esa obligación y contemplará causales de caducidad para el caso de incumplimiento o de simple extinción del dominio sobre la concesión. En todo caso dichas causales y sus efectos deben estar establecidos al momento de otorgarse la concesión.

Será de competencia exclusiva de los tribunales ordinarios de justicia declarar la extinción de tales concesiones. Las controversias que se produzcan respecto de la caducidad o extinción del dominio sobre la concesión serán resueltas por ellos; y en caso de caducidad, el afectado podrá requerir de la justicia la declaración de subsistencia de su derecho.

El dominio del titular sobre su concesión minera está protegido por la garantía constitucional de que trata este número.

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La exploración, la explotación o el beneficio de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión, podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por decreto supremo. Esta norma se aplicará también a los yacimientos de cualquier especie existentes en las aguas marítimas sometidas a la jurisdicción nacional y a los situados, en todo o en parte, en zonas que, conforme a la ley, se determinen como de importancia para la seguridad nacional. El Presidente de la República podrá poner término, en cualquier tiempo, sin expresión de causa y con la indemnización que corresponda, a las concesiones administrativas o a los contratos de operación relativos a explotaciones ubicadas en zonas declaradas de importancia para la seguridad nacional‖.

La historia de la idea jurídica de riqueza mineral no se origina en Roma, sino en la Edad Media y se mantiene durante todo el Antiguo Régimen en Europa; de ahí se aplica al Derecho Indiano, como una expresión clara del absolutismo, para luego pasar al Derecho chileno en los siglos XIX y XX. La discusión relativa a la riqueza mineral siempre ha girado en torno a la naturaleza de un supuesto ―dominio‖ que el Estado tendría sobre las minas, existiendo hasta ahora básicamente dos posiciones: la teoría del dominio eminente y la teoría patrimonialista91.

A través de la teoría del dominio eminente la doctrina procuró interpretar los textos legales originarios, sosteniendo, por una parte, que si bien el Estado era titular de un ―dominio‖ sobre las minas, dicho dominio era ―eminente‖, caracterizado por que la propiedad de las minas correspondería en realidad al descubridor de las mismas, una vez denunciadas. Esta tesis surgió con la dictación del Código Civil en el año 1855, y se mantuvo durante toda la historia legislativa nacional, en la que siempre se consideró al ―Estado‖ como titular del ―dominio‖ de todas las minas92,

91 Un desarrollo in extenso de estas posturas en VERGARA BLANCO (2006) passim. 92 Así, CLARO SOLAR sostenía que la ―(…) propiedad de las minas es una propiedad sui generis,

especial‖, agregando que ―(…) la declaración del art. 591 CC consagra más bien una especie de dominio eminente del Estado que se atribuye dicha propiedad como una forma de expropiación del dominio‖. De este modo, su tesis del dominio eminente significaba que, en principio, simplemente se ―radicaba‖ en forma transitoria un dominio ―especial‖ y ―sui generis‖ del Estado sobre las minas, para que luego el particular, con el solo hecho de descubrirlas, adquiriese el derecho de propiedad sobre dichas minas. Esta teoría del ―dominio eminente‖, como explicación del vínculo del Estado con las minas, es la que seguirá sosteniendo casi unánimemente la doctrina chilena hasta fines del siglo XX. Así, los autores de Derecho Civil sustentan dicha opinión, sin más explicación que su afirmación (PESCIO, ALESSANDRI y SOMARRIVA). Los autores de derecho minero opinaron igual. Así, Julio RUIZ BOURGEOIS pensaba en 1949 que el Estado tiene sobre las minas ―(…) una propiedad eminente, virtual que solo lo faculta para otorgar los más amplios derechos a aquellos que han cumplido con requisitos legales especiales‖. Esta aceptación especializada de la aplicación de la teoría del dominio eminente a las minas, será seguida casi sin excepciones por la doctrina posterior. En 1962, ESCALA BALTRA sigue utilizando este concepto del dominio eminente aunque, en un intento crítico, lo califica como una potestad vinculada a la soberanía. En 1966, URIBE

HERRERA seguía opinando en forma similar, pero señalando al Estado como titular de un ―dominio originario o radical‖, pero con una novedad: de este dominio jamás se desprende el Estado, aunque le entregue a los particulares el ―dominio patrimonial‖ sobre las minas; en el fondo, sigue latente la misma concepción anterior del dominio eminente. En 1971, BRUNA VARGAS, en un declarado

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declaración que continuó efectuando la posterior codificación minera hasta el día de hoy, inclusive en la propia CPR de 1980. La tesis del dominio eminente inundó la doctrina chilena, hasta que en 1971, en virtud de la Ley Nº 17.450, de reforma constitucional, se clarificó la regulación. A partir de tal ley, la normativa se define enfáticamente por la concepción ―patrimonialista‖ del vínculo del Estado con las minas, eliminando así toda pretensión de dominio eminente estatal y de ―propiedad minera‖ particular.

La teoría patrimonialista propugna que sobre las minas existiría una titularidad dominical del Estado, esto es, el Estado sería titular de un dominio ―radical‖ o ―pleno‖ sobre ellas, in rerum natura, vale decir, como riqueza minera. Se trataría de una propiedad, todo lo ―especial‖ que se desee, pero igualmente propiedad, que se distingue de la privada por ser ésta ―del Estado‖. Esta postura se ha visto enormemente facilitada por la literalidad de los textos legales y constitucionales desde 1857 (artículo 591 del Código Civil: ―El Estado es dueño de todas las minas…‖), y hasta hoy, en la CPR (artículo 19 Nº 24 inciso 6º: ―El Estado tiene el (…) dominio de todas las minas…‖). Así, a partir de dichos datos normativos, un sector considera que este dominio estatal de las minas es un ―dominio‖ como el privado, integrando a las minas en la categoría de ―bienes del Estado‖, a los que el artículo 589 inciso 3º del Código Civil hace sinónimos los bienes fiscales, subclase de la categoría ―bienes nacionales‖ del artículo 589 inciso 1º del Código Civil.

Sin embargo, llevados al extremo los fundamentos de ambas posturas (dominio eminente versus teoría patrimonialista) es posible apreciar que finalmente los extremos de ambas argumentaciones se conectan. Así, mientras, por una parte, la tesis del dominio eminente utilizaba ese concepto unido a la soberanía para posibilitar, en definitiva, el otorgamiento in rerum natura de las minas, como ―propiedad‖ a los particulares, por otra parte, los defensores de la tesis patrimonialista utilizan del mismo modo el concepto de la soberanía sobre los recursos naturales donde surgiría como atributo, para otorgarle en definitiva el ―dominio‖ sobre las minas al ―Estado o Nación‖, fundándose así ambas posturas en la misma idea de soberanía93.

Frente a dichas consideraciones, tanto a nivel comparado como nacional se

intento de desentrañar el contenido histórico del dominio del Estado en materia minera, intenta una crítica en contra de la concepción del dominio eminente, y propugna la adquisición de un derecho de propiedad privada a favor del particular descubridor de las minas. Al respecto, vid. VERGARA

BLANCO (1992) pp.207-236. 93 Además es posible comprobar cómo en la praxis esta tesis ―patrimonialista‖ ha fallado,

demostrándose que el supuesto ―dominio‖ estatal no tiene actualmente otra significación que el otorgamiento ordenado de concesiones a particulares, de acuerdo a lo previsto en el artículo 19 Nº 24 incisos 6º a 10º de la CPR. En efecto, el intento de aplicar un cobro en dinero a los concesionarios mineros, aduciendo que el ―dueño‖ de las minas podría cobrar una regalía (o royalty), basado sólo en tal supuesto ―dominio‖, no fue aceptado como Proyecto de Ley en 2004 en el Congreso. En otras palabras, el supuesto ―dueño‖ de las minas no puede cobrar sumas de dinero extra a los concesionarios en calidad de tal, precisamente por no ser tal. Y para poder proceder a tales cobros el delegado del soberano: el ―Estado‖ (supuesto ―dueño‖ de las minas) tuvo que recurrir a un camino más clásico, para lo cual no necesita ser dueño de las minas, ni aducirlo: ejercer la potestad tributaria. Y así se realizó mediante la Ley Nº 20.026, que establece un impuesto específico a la actividad minera (Diario Oficial de 16 de junio de 2005). VERGARA BLANCO (2006) p.224.

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sostiene en la actualidad la aplicación de la denominada teoría funcionalista, en virtud de la cual se intenta explicar el papel de cada órgano del Estado y de los particulares respecto de la riqueza minera, a partir de una teorización que se aleja del concepto civilista de ―propiedad‖, y que se basa en la técnica jurídica denominada publicatio que ha operado en el sector, a la cual nos hemos referido supra. Tal publicatio explica el papel del Estado y de los particulares respecto de las minas, siendo la publicatio el resultado jurídico del ejercicio de la potestad del Estado/regulador (constituyente y legislador en el caso de Chile) al excluir a las minas, como recurso natural, de la apropiación espontánea por los particulares (como es el caso de cualquier bien o cosa no publificada), dado lo relevante de esta riqueza nacional. Así, dicha publicatio tiene como objetivo ordenar y regular el aprovechamiento de las minas, a partir de lo cual surgen al menos las siguientes dos potestades permanentes para el Estado/Administración: regular (legislar) la materia minera y otorgar derechos a los particulares por medio de concesiones.

En suma, el único vínculo naturalmente posible de toda la riqueza mineral situada en las entrañas del territorio de Chile con el ―Estado‖ es la posibilidad de que éste a través de su potestad regulatoria (normativa/legislativa) la someta a un régimen jurídico de acceso, sujeto al principio de subsidiariedad, denominada publicatio. Así, el citado precepto constitucional se erige como la piedra angular sobre la cual descansan todas las facultades que el Estado posee respecto de las ―minas‖, de manera que dicha disposición importó una publificación de las minas, es decir, su sometimiento a un régimen especial de Derecho Público caracterizado por ciertas notas que se pueden considerar como típicas. Si bien el constituyente utilizó una terminología más bien propia del Derecho Privado, vinculada con la tradicional idea de la ―propiedad‖ como elemento base de dicho sector del ordenamiento jurídico, en definitiva, en dicha disposición radica el fundamento último de todas las facultades que el Estado, en sus distintas vertientes, posee o pueda poseer en materia minera. De ahí que cualquier análisis del ordenamiento jurídico se efectúe en materia minera debe partir desde la consideración esencial de lo dispuesto en el citado artículo 19 Nº 24, incisos 6º al 10º de la CPR.

2. CONTENIDO PARTICULAR DEL ARTÍCULO 19 Nº 24 DE LA CPR

El régimen general del dominio público minero contenido en los citados incisos 6º a 10º de la CPR se caracteriza por los siguientes elementos:

a) Completa separación entre el dominio de los predios en los que se sitúan las sustancias minerales de ―dominio‖ del Estado y las referidas sustancias;

b) Establecimiento de una limitación que grava los predios superficiales en los que se sitúen las sustancias minerales de ―dominio‖ del Estado, a fin de permitir su exploración, explotación o beneficio;

c) Consagración del carácter absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible del dominio del Estado sobre las minas. Según sostiene la doctrina tradicional94, y de

94RUIZ BOURGEOIS (1990) p.76; OSSA BULNES (1999) p.34; ALBURQUENQUE TRONCOSO

(2001) p.350; VERDUGO MARINKOVIC, PFEFFER URQUIAGA y NAUDON DEL RÍO (2004) p.17;

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acuerdo con el texto constitucional citado, el dominio que el Estado posee respecto de las minas es: absoluto, ya que es independiente y no se encuentra sujeto a limitaciones o gravámenes de ninguna clase, determinando una ―propiedad‖ plena sobre las minas con todas las facultades inherentes a ella, vale decir, ius utendi, ius fruendi y ius abutendi; exclusivo, ya que es propio del Estado y no es compartido con ningún otro dominio, siendo por ende, excluyente; inalienable, ya que el Estado no puede disponer de él; no lo puede enajenar, encontrándose facultado sólo para entregar derechos de exploración y explotación respecto de las minas, e; imprescriptible, ya que no puede adquirirse por los particulares u terceros en general por medio de prescripción adquisitiva.

d)Establecimiento de que la constitución de las concesiones mineras se realizará por medio de resolución judicial, otorgando asimismo competencia exclusiva a los Tribunales Ordinarios de Justicia para declarar la extinción y la caducidad de las concesiones, así como la subsistencia del derecho del concesionario sobre ellas;

e) Determinación por medio de Ley Orgánica Constitucional de las sustancias que son susceptibles de concesión minera, salvo los hidrocarburos líquidos y gaseosos, los cuales quedan constitucionalmente excluidos de dicha posibilidad (vid. STC rol Nº5, de 1981). Dicha ley además es la que está llamada a establecer la duración de las referidas concesiones mineras, los derechos que otorgan, las causales de caducidad y de simple extinción del dominio sobre las concesiones (las que deben encontrarse establecidas al momento de otorgarse la concesión) y las obligaciones que éstas imponen, estableciendo al efecto dos exigencias relevantes: por una parte, la CPR señala en forma expresa que la concesión minera obliga a su titular a desarrollar la actividad necesaria para satisfacer el interés público que justifica su otorgamiento; y por la otra, la indicación al legislador orgánico constitucional de que el régimen de amparo ha de tender directa o indirectamente a obtener el cumplimiento de dicha obligación;

f) Aplicación de la garantía constitucional de la propiedad al dominio del titular sobre su concesión minera;

g) Finalmente, el reconocimiento de que los hidrocarburos líquidos y gaseosos son susceptibles de aprovechamiento (exploración, explotación o beneficio) tanto por parte del Estado como por los particulares, a través de actividades realizadas directamente por el Estado o por sus empresas, o a través de concesiones administrativas o contratos especiales de operación, reglas las cuales se aplican asimismo: a) a las demás sustancias no susceptibles de concesión que determine la Ley Orgánica respectiva (siendo el único caso actual el litio,ex artículo 3 inciso 4º de la Ley Nº 18.097); b) a los yacimientos de cualquier especie existentes en las aguas marítimas sometidas a la jurisdicción nacional y; c) a los yacimientos situados, en todo o en parte, en zonas que, conforme a la ley, se determinen como de importancia para la seguridad nacional.

RAMÍREZ ARRAYAS (2005) pp.356-357; ZÚÑIGA URBINA (2005); ANSALDI DOMÍNGUEZ (2007) p.56.

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III. SU ALCANCE MATERIAL EN LA CONSTITUCIÓN POLÍTICA RESPECTO DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS95


Como se adelantó, el inciso 6º del artículo 19 Nº24 de la CPR incluye a los depósitos de hidrocarburos como parte del dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible del Estado sobre todas las minas. Por su parte, el inciso 7º de la misma norma señala que tratándose de los hidrocarburos líquidos y gaseosos, éstos no son susceptibles de concesión judicial, indicando el inciso 10º los especiales títulos jurídicos a través de los cuales los hidrocarburos líquidos y gaseosos pueden ser aprovechados tanto por los particulares y reconociendo la aprovechabilidad directa por parte del Estado, per se, o a través de sus empresas.

La correcta delimitación de la especial regulación contemplada en los incisos indicados del número 24 del artículo 19 de la CPR requiere determinar cuál es el objeto de dicha regulación, apreciándose en esta materia varias aristas relevantes. La primera, relacionada con en el objeto del dominio estatal: los ―depósitos‖ de hidrocarburos. La segunda, relativa a las vías a través de las cuales ciertas sustancias que forman parte de dicho dominio estatal (los hidrocarburos líquidos y gaseosos), pueden ser aprovechadas. Y la tercera, vinculada con las actividades para las cuales se requiere contar con alguno de los títulos jurídicos que contempla la CPR. Al desarrollo de estos aspectos apuntan los párrafos siguientes.

2. LOS ―DEPÓSITOS‖ DE HIDROCARBUROS COMO OBJETO DEL DOMINIO ESTATAL

Según lo dispuesto en el artículo 19 N° 24 inciso 6º de la CPR, el Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de ―(…) los depósitos de […] hidrocarburos y las demás sustancias fósiles, con excepción de las arcillas superficiales…‖.

La alusión al dominio sobre los ―depósitos‖ de hidrocarburos no es original de la CPR, sino que puede rastrearse hasta los Códigos de Minería de 1930 y 1932, en los que reservó al Estado, primero, ―(…) la explotación de los depósitos de […] petróleo en estado líquido o gaseoso, ubicados en terrenos de cualquier dominio‖ (artículo 4º del Código de 1930), y luego, ―(…) los depósitos […] de petróleo en estado líquido o gaseoso, ubicados ambos en terrenos de cualquier dominio‖ (artículo 4º del Código de 1932). Dichas ideas pasaron a nivel constitucional de la mano de la Ley N°17.450, de 1971, que dispuso en el artículo 10 Nº 10 de la Constitución Política de 1925, que el ―(…) Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de todas las minas, […] los depósitos de carbón e hidrocarburos y demás sustancias fósiles, con excepción de las arcillas superficiales‖, tenor el cual se ha iterado en la actual CPR.

Pese a lo indicado, al tratar sobre los medios a través de las cuales es posible explorar o explotar las sustancias no concesibles judicialmente, el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR no alude a ―depósitos‖ sino que se refiere a

95 El desarrollo en cuanto al alcance material del régimen general de los hidrocarburos en la CPR

puede verse en MARDONES OSORIO y AYLWIN CHIORRINI (2012).

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―yacimientos‖, pudiendo así apreciarse una diferencia entre ambos conceptos, la cual si bien no puede desprenderse del mero tenor de la norma, si puede desgajarse desde una perspectiva técnica. En esta materia se señala que ―(…) [l]a mayoría de los autores entienden por depósito mineral cualquier concentración anómala natural de una sustancia mineral útil. Aunque prácticamente es igual aunque más genérica, también es válida la definición que considera que un depósito mineral es cualquier concentración anómala de minerales en la corteza terrestre. […] En general, el término yacimiento mineral es más restrictivo, y designa los depósitos minerales que son susceptibles de ser explotados con un beneficio económico. Por lo tanto, el concepto de yacimiento mineral no es estrictamente científico por el hecho de introducir una variable económica, su explotabilidad‖96. En virtud de las ideas expuestas es posible sostener que desde una perspectiva técnica, el concepto de ―yacimiento‖ lleva ínsita una valoración económica que no se encuentra presente en la idea de ―depósitos‖97.

En este sentido, en la Historia de la Ley Nº16.615, antecedente directo de la Ley Nº17.450, se señala que la reforma constitucional que estaba en estudio tenía por finalidad reafirmar el dominio del Estado, declarando que ―(…) este es absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible, términos que, por su contenido y alcance, entregan al Estado, en forma definitiva, el dominio sobre todas las minas en el sentido de depósitos naturales de sustancias del reino mineral…‖98. De dicha aclaración se desprende que la referencia a ―minas‖ (y por ende a depósitos) ha de entenderse en el sentido de acumulaciones naturales de sustancias, sin consideraciones económicas de ninguna clase.

Igual concepción podía apreciarse en el artículo 9º del DL Nº1089, que establecía que en los contratos de operación se fijarían las reglas para la determinación del precio de yacimiento, entendiéndose por tal el valor del metro cúbico de petróleo limpio o de mil metros cúbicos de gas, medidos en la estación terminal colectora del yacimiento, para cuya determinación se tendrían en cuenta, principalmente, los precios en el mercado internacional, la calidad de los hidrocarburos y la ubicación geográfica.

3. LA ACTIVIDAD HIDROCARBURÍFERA COMO ACTIVIDAD MINERA

Como se ha indicado, el artículo 19 N°24 inciso 6º de la CPR señala que el Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de todas las minas, comprendiéndose en éstas los depósitos de hidrocarburos. De ello cabe colegir que el concepto ―mina‖ que contempla la CPR no es equivalente a su símil geológico, en donde se considera la mina como una ―excavación que se hace por pozos, galerías, socavones o a cielo abierto, para extraer un mineral‖, sino que posee un contenido de mayor extensión y diverso objeto, por cuanto, por una parte, el mismo incluye también a los hidrocarburos, y por la otra, se refiere, más que a

96CANET MIGUEL y CAMPRUBÍ I CANO (2006) pp.60-61. 97 En este sentido, OSSA BULNES (1999) pp.9-10; LIRA OVALLE (2007) p.10; ANSALDI

DOMÍNGUEZ (2007) p.31. 98 Historia de la Ley Nº16.615 (versión digital) p.498, Informe de la Comisión de Constitución,

Segundo Trámite Constitucional.

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ciertas labores, a las sustancias minerales en sí consideradas99. Por su parte, la actividad ―minera‖, o la ―minería‖, es decir, el ―Arte de laborear las minas‖, según la definición del Diccionario de la Real Academia de la Lengua, consiste en aquella actividad que tiene por objeto el aprovechamiento de las ―minas‖. Así, la exploración y explotación de hidrocarburos debe ser considerada como ―actividad minera‖, por recaer sobre sustancias que de acuerdo con la CPR son calificadas como ―minas‖.

Ahora bien, las diferencias existentes entre los hidrocarburos líquidos y gaseosos y las demás sustancias que de acuerdo con la CPR son ―minas‖, tanto en cuanto a su origen (orgánico versus inorgánico), como en lo atingente a su valor estratégico y a su potencial energético, han determinado que su exploración y explotación posean un régimen jurídico diverso al general que rige la actividad minera. Tal diferencia se aprecia particularmente en lo que se refiere a los títulos jurídicos necesarios para su aprovechamiento (concesión judicial versus CEOP o concesión administrativa), y en lo relativo al órgano del Estado con atribuciones respecto de tales sustancias: todo lo relacionado con el gas, el petróleo y sus derivados, se encuentra en la actualidad entregado al Ministerio de Energía, careciendo el Ministerio de Minería de competencias al respecto100.

4. LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS COMO OBJETO DE LA

INCONCESIBILIDAD JUDICIAL

La distinción entre hidrocarburos líquidos, gaseosos y sólidos se efectuó por primera vez en nuestro ordenamiento jurídico en la Ley Nº 4.217, que Autorizó al Presidente de la República a conceder permisos para explorar y explotar petróleo y fijó las condiciones de la concesión, publicada en el Diario Oficial de 31 de diciembre de 1927. El artículo 1º inciso 2º de la referida ley señalaba que se ―(…) comprende con la palabra «petróleo» todas las mezclas o combinaciones naturales de hidrocarburo que se encuentren en estado líquido o gaseoso en su yacimiento. En consecuencia, exceptúanse los yacimientos carboníferos y de esquistos betuminosos‖. A partir de dicha declaración, la referida distinción se mantuvo en nuestro ordenamiento jurídico hasta la actualidad, siendo recogida por el artículo 19 Nº 24 de la CPR, cobrando así importancia el conocer cuáles son las sustancias que, técnicamente, de acuerdo con la CPR, no son susceptibles de concesión judicial, y se encuentran sometidas al particular régimen de aprovechamiento previsto en el inciso 10º del citado artículo 19 Nº24.

Desde una perspectiva química101, los hidrocarburos son compuestos orgánicos que sólo contienen los elementos carbono e hidrógeno. En cuanto a los orígenes de estas sustancias, existen al menos dos teorías que explican su surgimiento. Una primera teoría se basa en la existencia de sustancias orgánicas que dan paso a los hidrocarburos como consecuencia de un proceso de descomposición que tarda

99VERGARA BLANCO (1992) p.4; id. (2010) pp.187-188. 100 Estas distinciones pueden apreciarse en el dictamen N° 56.816, de 2010, de la Contraloría

General de la República. 101DAUB y SEESE (1996) p.507; KRAUS (2001) pp.75.2-75.4; RAYMOND y LEFFLER (2006)

pp.58-61; JAHN, COOK y GRAHAM (2008) pp.108-112.

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millones de años en el que intervienen en forma determinante el tiempo, la presión y la temperatura, teoría la cual es denominada como teoría biogénica. En virtud de esta teoría se postula que ―(…) el petróleo y el gas natural se formaron a lo largo de millones de años por la descomposición de la vegetación y de organismos marinos, comprimidos bajo el peso de la sedimentación. Al ser el petróleo y el gas más ligeros que el agua, ascendieron y llenaron los huecos creados en estas formaciones superpuestas. El movimiento ascendente cesó cuando el petróleo y el gas alcanzaron estratos densos e impermeables superpuestos o roca no porosa. El petróleo y el gas llenaron los huecos de los mantos de roca porosa y los yacimientos subterráneos naturales, como las arenas saturadas, situándose debajo petróleo, más pesado, y encima el gas, más ligero. Originalmente, estos huecos eran horizontales, pero el desplazamiento de la corteza terrestre creó bolsas, denominadas fallas, anticlinales, domos salinos y trampas estratigráficas, donde el petróleo y el gas se acumularon en yacimientos‖102. Aún cuando frente a dicha postura se erigen otras teorías que postulan un origen inorgánico de los hidrocarburos (teorías abiogénicas), que sitúan la aparición de éstos en procesos operados en diversas zonas de la corteza terrestre103, lo cierto es que en forma tradicional, desde el Código Civil, nuestro ordenamiento ha adherido a las teorías biogénicas, como puede apreciarse en el artículo 19 Nº24 inciso 6º de la CPR, que alude a los depósitos de carbón e hidrocarburos y las demás sustancias fósiles.

Tradicionalmente, los hidrocarburos se dividen en alifáticos, que pueden ser no saturados (los que a su vez se dividen en alcanos, alquenos y alquinos) o saturados o parafínicos, y los aromáticos o bencénicos, según la estructura de sus compuestos y pueden presentarse en estado gaseoso, líquido o sólido, según varíen las condiciones de presión y temperatura. En virtud de ello, los hidrocarburos se presentan en algunas de las siguientes categorías, que van desde el estado gaseoso, pasando por el líquido al sólido: gas seco, gas húmedo, condensado, petróleo liviano, petróleo pesado y bitumen104.

Desde dicho prisma, sólo los hidrocarburos que se presentan en alguno de los primeros cinco estados se encuentran sometidos al régimen de aprovechamiento especial contemplado en el inciso 10º del artículo 19 Nº 24 de la CPR. En el caso de los bitúmenes, su aprovechamiento puede efectuarse por medio de concesión judicial, debido a su consideración como hidrocarburos sólidos.

Como se puede apreciar, la definición de qué ha de comprenderse por hidrocarburos y sus diversas especies es del todo relevante, dado que de ella se desprenden importantes consecuencias regulatorias. Sin embargo, nuestra legislación no contempla definiciones generales sobre esta materia. Pese a ello, es posible encontrar algunas normas en las que se efectúan referencias a los mismos, siendo sólo los CEOP los que contienen en la actualidad diversas definiciones al respecto.

En primer lugar cabe referirse al D.F.L. Nº1, de 1978, de Minería, publicado en el Diario Oficial de 14 de febrero de 1979, cuyo artículo 2º establece un Registro en el que deberán inscribirse las personas que produzcan, importen, refinen,

102KRAUS (2001) p.75.2. 103RAYMOND y LEFFLER (2006) pp.66-68. 104RAYMOND y LEFFLER (2006) pp.61-62.

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distribuyan, transporten, almacenen, abastezcan o comercialicen petróleo, combustibles derivados del petróleo, biocombustibles líquidos, gases licuados combustibles y todo fluido gaseoso combustible, como gas natural, gas de red y biogás. Como se puede apreciar, en dicha normas sólo se enuncias las diversas especies de hidrocarburos pero no se efectúa una definición de los mismos.

Por su parte, asimilando los hidrocarburos con el petróleo, el decreto supremo Nº1, de 1992, del Ministerio de Defensa Nacional, Reglamento para el Control de la Contaminación Acuática105, define los hidrocarburos en su artículo 27 Nº 18 como ―El petróleo en todas sus manifestaciones, incluidos los crudos de petróleo, el fuel-oil, los fangos, los residuos petrolíferos y los productos de refinación distintos a los del tipo petroquímico‖. A su vez, el artículo 27 Nº 25 del citado Reglamento define al petróleo crudo como ―Cualquier mezcla de hidrocarburos líquidos, formada naturalmente en la tierra, haya sido o no tratada para facilitar su transporte‖.

En los CEOP actualmente vigentes es posible apreciar diversas definiciones. Teniendo en cuenta que el objeto de los mismos son sólo las sustancias hidrocarburíferas no concesibles judicialmente, se definen a los hidrocarburos como ―Substancias orgánicas, en estado líquido o gaseoso, compuestas de hidrógeno y carbono‖. Asimismo, se define al petróleo o hidrocarburos líquidos como ―Aquellos Hidrocarburos que bajo condiciones normales de presión y temperatura al nivel del mar, esto es, sesenta grados Farenheit o quince coma seis grados centígrados y catorce coma siete libras por pulgada cuadrada o una atmósfera técnica o uno coma cero treinta y tres kilogramo por centímetro cuadrado, se encuentran en estado líquido en el lugar de medición y con una gravedad específica inferior a cincuenta grados API. Todo hidrocarburo líquido con gravedad específica superior a cincuenta grados API a las condiciones de presión y temperatura señaladas se considerará como condensado de gas‖. Junto al petróleo ―convencional‖, los contratos vigentes contienen asimismo una definición de petróleo ―no convencional‖, o petróleo de esquistos o Shale Oil: ―Petróleo obtenido a partir de rocas clásticas del tipo arcillolitas, lutitas o limolitas, de contenido de materia orgánica significativo (mayor de 1% de carbono orgánico total), con una porosidad menor al 10% y una permeabilidad menor a un milidarcy, que debe ser extraído mediante pozos que necesiten de una intervención del tipo fracturamiento hidráulico‖. En cuanto al gas o gas natural o hidrocarburos gaseosos, se define como ―Los hidrocarburos que, bajo condiciones estándar de presión y temperatura a nivel del mar, esto es, sesenta grados Farenheit o 15,6º centígrados y 14,7 libras por pulgada cuadrada o una atmósfera técnica o 1,033 kilogramos por centímetro cuadrado, se encuentren en estado gaseoso en el lugar de medición. La definición incluye el «gas no asociado» que proviene de un reservorio sin hidrocarburos líquidos o con escasa cantidad de ellos, el «gas asociado» que proviene del casquete de gas de un reservorio de hidrocarburos líquidos o se produce mezclado con éstos, así como el «gas metano de carbón» extraído de mantos de carbón. Todos los volúmenes de gas deberán estar referidos a estas condiciones estándar‖.

105 Publicado en el Diario Oficial de 18 de noviembre de 1992.

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§2. MEDIOS Y TÍTULOS JURÍDICOS DE APROVECHAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS106

I. ANTECEDENTES EN EL ORDENAMIENTO JURÍDICO NACIONAL

1. NORMAS DICTADAS HASTA EL DL Nº1.089, DE 1975

En general, nuestro ordenamiento jurídico no se ha encontrado ajeno a los hidrocarburos, los cuales han sido objeto de regulación desde las primeras regulaciones mineras de nuestro país.

1.- Ordenanzas de Nueva España de 1783: Las Reales Ordenanzas para la dirección, rejimen y gobierno del importante Cuerpo de la Mineria de Nueva España y de su Real Tribunal de Orden de su Majestad establecían la libre denunciabilidad del petróleo, permitiéndose su libre aprovechamiento por los particulares de acuerdo a las reglas generales. Al respecto, el artículo 22 del Título V de las Ordenanzas, denominado ―De los modos de adquirir las Minas: de los nuevos descubrimientos, registros de Vetas y denuncios de Minas abandonadas o perdidas‖, disponía:―(…) concedo que se puedan descubrir, solicitar, registrar y denunciar en la forma referida no solo las Minas de Oro y Plata, sino también las de Piedras preciosas, Cobre, Plomo, Estaño, Azogue, Antimonio, Piedra Calaminar, Bismuth, Salgemá y cualesquiera otros fósiles, ya sean metales perfectos o medio minerales, bitúmenes o jugos de la tierra, dándose para su logro, beneficio y laborío, en los casos ocurrentes, las providencias que correspondan‖.

2.- Códigos de Minería de 1874 y 1888: Los artículos 1°, inciso2º107, y 2°, inciso 2º108, de dichos Códigos, respectivamente, establecían que el dominio del petróleo pertenecía al dueño del predio superficial, y por lo tanto solo éste podía explorarlo y explotarlo. Sin perjuicio de ello, el inciso 3º del artículo 2° del CM de 1888109 establecía que las sustancias minerales de cualquiera especie que se encontraren en terrenos eriales del Estado o de las Municipalidades serán también de libre adquisición por los particulares. Por tanto, la propiedad del petróleo se reservaba al dueño del suelo cuando éste era un particular. Si el dueño del suelo era el Estado, éste autorizaba a los particulares a acceder al mismo.

3.- Proyecto de ley de 1914: En el año 1914 se presentó un proyecto de ley (denominado proyecto GARCÉS, por el entonces Ministro de Industrias, Obras

106 El desarrollo relativo a los antecedentes normativos y a los diversos medios y títulos jurídicos

habilitantes puede verse en detalle en MARDONES OSORIO y AYLWIN CHIORRINI (2012). 107 ―La esplotacion del carbon i demas fósiles no comprendidos en el inciso anterior cede al

dueño del suelo, quien solo estará obligado a dar aviso de ella a la autoridad administrativa‖. 108 ―La esplotacion del carbón i demás fósiles no comprendidos en el inciso anterior cede al

dueño del suelo, quien estará obligado, en caso de trabajar, a constituir propiedad minera practicando las diligencias que prescribe esta lei‖.

109 ―Las sustancias minerales de cualquiera especie que se encuentren en terrenos eriales del Estado o de las Municipalidades serán también de libre adquisición por los particulares‖.

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Públicas y Ferrocarriles, don Julio GARCÉS VERA) que tuvo por objeto modificar el régimen de accesión vigente bajo el imperio del CM de 1888, reservando para el Estado la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos. El artículo 1° del proyecto señalaba que ―(…) el Estado se reserva la propiedad de todos los yacimientos de petróleo, gas natural y asfaltos que se descubran en terrenos de cualquier dominio…‖.

4.- Ley N°4.109, de 1926: Esta ley, publicada con fecha 29 de diciembre de 1926,denominada ―Ley de Reserva‖, modificó el inciso 5º del artículo 2° del CM de 1888, a fin de reservar al Estado la explotación del petróleo existente en terrenos de cualquier dominio110.

5.- Ley N°4.217, de 1927: Partiendo de la base de que el petróleo estaba reservado al Estado, de acuerdo a la ley N°4.109, publicada con fecha 31 de diciembre de 1927,se autorizó al Presidente de la República a conceder permiso para explorar y explotar petróleo y fija condiciones de la concesión, definiendo de manera extensiva lo que debía comprenderse como ―petróleo‖111. Así, esta ley reguló un sistema ―concesional‖ general de los hidrocarburos, el cual era de naturaleza administrativa y se estructuraba sobre la base de contratos a través de los cuales el Presidente de la República otorgaba derechos de exploración y explotación de dichas sustancias.

6.- Ley N°4.281, de 1927: La autorización que la ley anterior otorgó al Presidente para otorgar permisos de exploración o explotación petrolera fue suspendida por medio de esta ley, publicada el día 16 de febrero de 1928, cuyo artículo 1° señalaba ―Suspéndese la autorización concedida al Presidente de la República por ley 4217, de 31 de diciembre de 1927, para conceder permisos para explotar y explorar petróleo‖. Como consecuencia de dicha suspensión, y atendido lo dispuesto en el artículo 44 N° 3 de la CPR de 1925, el Presidente fue privado de la posibilidad de otorgar permisos para explorar o explotar hidrocarburos, por lo cual estas labores sólo podían ser realizadas por el Estado.

7.- Códigos de Minería de 1930 y 1932: El artículo 4° de ambos Códigos mantuvo la reserva, primero, de la explotación, y luego, de los depósitos, de petróleo a favor del Estado, cualquiera que fuera el propietario de los terrenos en los que aquéllos se encontraren. Así, mientras el artículo 4º del CM de 1930, siguiendo la redacción de su predecesor de 1888, reservaba al Estado ―(…) la explotación de los depósitos de guano, y de petróleo en estado líquido o gaseoso, ubicados en terrenos de cualquier dominio…‖, el artículo 4º del CM de 1932 reservaba al Estado directamente ―(…) los depósitos de guano y de petróleo en estado líquido o gaseoso, ubicados ambos en terrenos de cualquier dominio…‖.

8.- Proyectos de ley petrolera de 1935 y 1944: En ambos proyectos se ratificaba el dominio del Estado sobre el petróleo, permitiéndose la participación de los privados

110 ―No obstante lo dispuesto en los incisos anteriores, el Estado se reserva la explotación de las

guaneras y del petróleo en terrenos de cualquier dominio…‖. 111 El inciso 2° del artículo 1° de la Ley N° 4.217 señalaba que ―Se comprende con la palabra

«petróleo» todas las mezclas o combinaciones naturales de hidrocarburo que se encuentren en estado líquido o gaseoso en su yacimiento. En consecuencia, exceptúanse los yacimientos carboníferos y de esquistos betuminosos‖.

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en la exploración y explotación, por medio de la suscripción de contratos con el Fisco. Es dable destacar que respecto del proyecto de 1944 la doctrina señalaba que el mismo ―(…) no emplea, en ninguna de sus disposiciones, el término o la expresión «concesión» y esto, como lo dice el informe redactado por la H. Comisión de Industrias de la Cámara de Diputados, obedece «al propósito de resguardar aún más los derecho patrimoniales del Fisco sobre los yacimientos petrolíferos porque en Derecho Administrativo la ―concesión‖ importa la existencia de un derecho real sobre el objeto materia de ella, derecho que presenta semejanza con el derecho real de dominio, sin llegar a constituirlo en sí mismo; en cambio, el término “contrato” significa únicamente la existencia de derechos personales entre las partes, en este caso, “entre el Fisco y el explorador o explotador”»‖112. De ello se desprende que la utilización del contrato como título jurídico habilitante para el aprovechamiento de sustancias reservadas al Estado tenía por objeto resguardar dicha titularidad, por medio del otorgamiento de derechos personales y no derechos reales que recaen sobre el bien reservado al Estado, ideas las que se transmitieron hasta la actualidad, primero, a través del DL Nº1.089, de 1975, y luego por medio del DFL Nº2, de 1986, que fija el Texto Refundido, Coordinado y Sistematizado de dicho DL.

9.- Ley N°9.618, de 1950: Mediante esta ley, publicada el 19 de junio del año 1950, se creó la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), con el propósito de llevar adelante la exploración y explotación de los yacimientos de hidrocarburos descubiertos a partir de 1945, fecha en la que se efectúo el descubrimiento del yacimiento Springhill en la Región de Magallanes. Esta norma fijó como propiedad del Estado todos los yacimientos petrolíferos que se encuentran en el territorio nacional y creó la ENAP, para que ejerciera los derechos del Estado en cuanto a la exploración y explotación petrolera. A estos efectos, el artículo 1° de dicha ley dispuso que el Estado tenía la propiedad absoluta, inalienable e imprescriptible de los yacimientos de petróleo en cualquier terreno en que se encuentren, siguiendo en este sentido la declaración propuesta en el proyecto de ley petrolera de 1944. En relación a la fórmula utilizada en el artículo 1º de la Ley Nº 9618 para declarar el dominio del Estado sobre los hidrocarburos, en la Historia de la Ley Nº16.615113, consta que ―(…) Tanto el mensaje con que se acompañó ese proyecto de iniciativa del Ejecutivo, como los antecedentes que constituyen la historia de su tramitación en el Congreso, demuestran que ese artículo 1° fue considerado necesario, porque el artículo 4° del Código de Minería, en cuanto reserva el petróleo para el Estado y establece, por ende, el dominio patrimonial de éste sobre los yacimientos petroleros, parecía insuficiente, ya que no agregaba las características de «absoluto, inalienable e imprescriptible». O sea, esta disposición vino a consagrar lo que acabo de exponer: que el Estado sólo tiene dominio patrimonial absoluto de las sustancias respecto de las cuales el artículo 4° del Código de Minería le confiere esta clase de dominio; pero no lo posee respecto de las demás. Por eso, en el mensaje se dice que ese precepto de la ley 9.618 tiene por objeto confirmar y mejorar el artículo 4° del Código de Minería. Sin embargo, para nada se refiere al artículo 1° de ese cuerpo legal, que establece el dominio eminente o radical sobre el resto de las sustancias minerales, las cuales, evidentemente, son la mayoría‖. Por su parte, el artículo 2° de la norma creó

112URIBE HERRERA (1968) p.443. 113 p.912.

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la ENAP, señalándose que las funciones y derechos que corresponden al Estado respecto a la exploración y explotación de los yacimientos petrolíferos y respecto a la refinación y venta del petróleo obtenidos de ellos, como asimismo de los subproductos, serían ejercidos por dicha Empresa.

10.- Ley N°17.450, de 1971: Por medio de esta norma se reformó el artículo 10° N°10 de la CPR de 1925, señalándose que ―El Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de todas las minas, las covaderas, las arenas metalíferas, los salares, los depósitos de carbón e hidrocarburos y demás sustancias fósiles, con excepción de las arcillas superficiales. La ley determinará qué sustancias de aquellas a que se refiere el inciso anterior, entre las cuales no podrán considerarse los hidrocarburos líquidos y gaseosos, podrán ser objeto de concesiones de exploración o de explotación…‖. De esta forma, el nuevo texto constitucional de 1925 y el posterior DL Nº1.089, de 1975, establecían que el Estado no podía otorgar concesiones para explotar o explorar yacimientos de petróleos, sin perjuicio de que pudiera suscribir contratos con particulares a dichos efectos, que es la idea que subyace en el DL Nº1.089, de 1975.

2. EL DL Nº1.089, DE 1975

2.1. Aspectos generales

En el Diario Oficial de 9 de julio de 1975 se publicó el Decreto Ley Nº1.089, del Ministerio de Minería, que fijó normas sobre Contratos de Operación Petrolera y modificó la Ley Orgánica de la ENAP. Se introduce así por primera vez en nuestro ordenamiento jurídico la alusión a la categoría de los ―Contratos de Operación‖114.

La dictación del DL Nº1089 respondió, por una parte, a la incapacidad de ENAP de llevar adelante con éxito la actividad exploratoria necesaria para una correcta satisfacción de la demanda interna de hidrocarburos, unida a la necesidad de reactivar nuestra entonces deprimida economía115. Y por la otra, la crisis del petróleo de la OPEP, del año 1973, que desató un alza en los precios con un desabastecimiento mundial de combustibles116. Dichas circunstancias se reflejan en el primer Considerando del DL, que justifica su dictación atendida la importancia de los combustibles en el desarrollo nacional, lo que hacía imprescindible dedicar los máximos esfuerzos a la búsqueda y a la explotación de depósitos de hidrocarburos. Junto a ello, la regulación contenida en el citado DL tenía en consideración la prohibición constitucional entonces existente en cuanto al otorgamiento de concesiones para el aprovechamiento de los hidrocarburos líquidos y gaseosos que formaban parte del dominio del Estado. En efecto, los Considerandos 2 y 3 del citado DL señalaban ―2.- Que la Constitución Política establece el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible del Estado sobre los depósitos de

114 Junto a ello, el DL Nº 1.557, publicado el 30 de septiembre de 1976, reguló los contratos de

operación para la exploración, explotación y beneficio de los denominados ―materiales atómicos naturales‖, radicando en la Comisión Chilena de Energía Nuclear la facultad de celebrar dichos contratos en representación del Estado.

115VERGARA BLANCO (2010) p.658. 116 Esta idea puede verse en PÉREZ STIEPOVIC (1990) p.133.

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hidrocarburos y dispone, además, que tales sustancias no podrán ser objeto de concesión de exploración o de explotación;3.- Que lo anterior no es obstáculo para que el Estado pueda celebrar contratos que tengan el carácter de convenios de servicio, tanto para las fases que comprende la exploración como la explotación, con las debidas limitaciones de modo que no se dañen los derechos que al Estado corresponden sobre los hidrocarburos‖.

2.2. Disposiciones relevantes

El artículo 2º del DL definía al contrato de operación petrolera como ―(…) aquel en virtud del cual una persona llamada contratista se obligaba a realizar para la ENAP las actividades correspondientes a las fases de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos y las que fueren complementarias de aquéllas, dentro del área territorial señalada en el contrato‖. De esta forma, en virtud del DL, el Estado a través de ENAP contrataba los servicios de una empresa para realizar, para ENAP, tanto las actividades inherentes a las fases de exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos, como otras actividades que fueren complementarias de aquéllas.

En consonancia con la prohibición constitucional existente en la época de otorgar concesiones que tuvieran por objeto hidrocarburos líquidos y gaseosos, el artículo 3º del DL señalaba que los referidos contratos de operación no afectarían en caso alguno el dominio del Estado sobre los yacimientos de hidrocarburos y demás elementos y compuestos químicos que los acompañan, no constituirían concesiones, no conferirían ningún derecho sobre dichos hidrocarburos, elementos y compuestos, ni concederían facultades de apropiación o aprovechamiento sobre los mismos. A través de dicha declaración se buscó eliminar cualquier atisbo de dudas respecto a la naturaleza de los derechos que otorgaban los contratos de operación, eliminando cualquier posible consideración concesional de los mismos, es decir, como títulos jurídicos que otorgaren derechos reales sobre los hidrocarburos. De esta forma, el régimen jurídico de los contratos de operación se centraba esencialmente en los servicios que el contratista debía prestar a ENAP, no reconociéndosele derecho alguno sobre los hidrocarburos extraídos, salvo que los mismos le hubieren sido entregados por ENAP como retribución (artículo 6º) o que dicha empresa hubiere autorizado al contratista a su utilización en las operaciones de producción derivadas del contrato (artículo 5º Nº7), supuestos en los cuales, en todo caso, se entendía que los hidrocarburos entregados o utilizados habían ingresado previamente al patrimonio de ENAP117.

En cuanto al régimen de derechos del contrato de operación, el artículo 6º del DL Nº1.089 señalaba que el contratista no tendría otros derechos que los expresamente estipulados en el contrato respectivo, los cuales además eran inembargables y no podían ser objeto de enajenación a ningún título ni de acto jurídico alguno, sino con aprobación por decreto supremo fundado, previo informe favorable del Comité de Inversiones Extranjeras. En general, el principal derecho que el DL Nº 1.089 reconocía al contratista era el derecho a la ―retribución‖,

117VERGARA BLANCO (2010) p.658.

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definida por el artículo 6º como lo que recibía el contratista como compensación por sus servicios prestados. De acuerdo con dicha norma, se entendía que dicha retribución cubría todos los costos e inversiones en que incurriera el contratista y la utilidad correspondiente, de manera tal que se negaba cualquier derecho a pedir una modificación de la retribución basada en las variaciones que sufrieren los factores señalados. La retribución podía estipularse en una suma de dinero o en especie. En el primer caso, la ley permitía pactarla en moneda corriente nacional o en moneda extranjera, disponiéndose para este último caso que el Banco Central de Chile otorgaría las divisas necesarias, para cuyo efecto el contrato de operación debía registrarse en dicha institución. En el caso del pago en especie, el mismo artículo 6º facultaba a la ENAP para que, con el consentimiento del contratista, pudiera entregar hidrocarburos en pago de todo o parte de la retribución convenida, previa autorización del Ministerio de Minería, la cual se otorgaría considerando el adecuado abastecimiento del mercado interno, y en las condiciones, cantidades y lugares de entrega que dicha Secretaría de Estado estimare convenientes. En los términos expuesto, el citado artículo 6º reconocía al contratista el derecho a exportar los hidrocarburos que recibiera como retribución, sin sujeción a las normas que regían las exportaciones.

En cuanto al régimen de obligaciones, el artículo 5º del DL contemplaba un amplio catálogo de deberes de cargo del contratista, de entre los cuales cabe destacar las siguientes obligaciones:

a) proporcionar, por su cuenta y riesgo, la totalidad de los capitales, equipos, instalaciones, materiales, personal, tecnología y todo otro elemento requerido para el fiel y estricto cumplimiento del contrato;

b) ejecutar materialmente el contrato conforme a las mejores técnicas, con el objeto de asegurar, de acuerdo con la ENAP, el óptimo aprovechamiento de los yacimientos de hidrocarburos;

c) explorar toda el área territorial convenida, debiendo a tal fin cumplir un programa ininterrumpido de exploraciones, que tendría que iniciarse dentro del plazo máximo de 1 año, contado desde la fecha de vigencia del contrato;

d) seleccionar, conforme a las estipulaciones del contrato, el área de explotación, la que no podía exceder de la mitad del área de exploración;

e) iniciar las operaciones de explotación, de acuerdo con el contrato, dentro del plazo máximo de 1 año, contado desde el término del período de exploración;

f) entregar a la ENAP la totalidad de los hidrocarburos producidos, incluidos sus elementos y compuestos, salvo que la ENAP autorizara al contratista a no entregar los que necesitare utilizar en sus operaciones de producción derivadas del contrato;

g) proporcionar toda la información técnica y económica que reuniera con motivo de la ejecución del contrato, como asimismo, toda información que obtuviera sobre la existencia de recursos mineralógicos, hidrológicos y otros, cuya comprobación debería efectuar personal de la ENAP, en la forma que determinareel contrato;

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h) mantener en absoluta reserva la información técnica obtenida en el desarrollo de los trabajos y a no revelar secretos industriales referidos a la ENAP o a sus actividades, a menos que ésta lo autorizara expresamente y por escrito;

i) pagar a la ENAP, a título de indemnización de perjuicios, si no cumpliere la totalidad o parte de sus obligaciones, al menos el valor de los trabajos comprometidos y no realizados, en la forma convenida; y

j) constituir cauciones para garantizar el cumplimiento del contrato, a satisfacción de la ENAP.

2.3. Naturaleza jurídica de los contratos de operación

En la determinación de la naturaleza jurídica de estos contratos es relevante la prohibición constitucional que existía en ese momento bajo la vigencia de la Constitución Política de 1925, en cuanto a la posibilidad de otorgar concesiones para la exploración o explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos. Cualquier forma de aprovechamiento de dichas sustancias requería respetar plenamente la aludida limitación constitucional. En relación a dicha limitación, en la Comisión de Estudios de la Nueva Constitución, Alejandro SILVA BASCUÑAN señaló que ―(…) lo que la Constitución pretende es reservar al Estado, o sea, a toda la colectividad, el aprovechamiento de tales riquezas, sin dejarlas inmovilizadas. De manera que cualquier fórmula que permita que la colectividad aproveche esas riquezas, es el objeto constitucional, pero no permite dar concesiones que importen un derecho real o de cualquier especie que significara quitar a la colectividad esas riquezas‖; en sentido similar, el señor DIEZ señaló que ―(…) en principio, en la exploración y explotación de los yacimientos petrolíferos, el Estado no tiene otra limitación que la inalienabilidad y que no puede dar concesiones, pero puede celebrar todo otro tipo de contratos como arrendamiento de servicios remunerados y puede pagar en dinero o en especie‖118. En virtud de ello se estimaba por Samuel LIRA que ―(…) tanto en otras legislaciones como en la chilena, encontrándose reservado el petróleo para el Estado en forma absoluta, existe perfecta cabida para la celebración de contratos de operación y de servicios, en los cuales es admisible la intervención de terceros que pueden o no asumir los riesgos de la operación‖119.

Precisamente en dicha línea es que el Considerando 3 del DL señalaba que la referida limitación constitucional ―(…) no es obstáculo para que el Estado pueda celebrar contratos que tengan el carácter de convenios de servicio, tanto para las fases que comprende la exploración como la explotación, con las debidas limitaciones de modo que no se dañen los derechos que al Estado corresponden sobre los hidrocarburos‖. Así, el referido Considerando reconoció de manera expresa cuál era la naturaleza de los contratos regulados por el DL: convenios de servicios120, en virtud de

118 Actas Oficiales de la Comisión Constituyente, sesión N°68, de 5 de septiembre de 1974, p.23. 119 Actas Oficiales de la Comisión Constituyente, sesión N°69, de 9 de septiembre de 1974,

pp.6-8. 120 Respecto a esta categoría, vid. Supra. En este mismo sentido, vid.PÉREZ STIEPOVIC (1990)

p.129; ROJAS CALDERÓN (1997) pp.69-72; TAPIA URIBE y AGURTO DÍAZ (1998) p.16; VERGARA

BLANCO (2010) p.658. Y en la doctrina comparada, vid. CÁRDENAS (1976) p.70; MONDINO (1977) pp.45, 67, 73 y 80; BUNGE GUERRICO (1984) p.482; DABINOVIC (1987) p.15.

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los cuales un contratista realizaba, por su cuenta y riesgo, actividades de exploración o explotación de hidrocarburos para ENAP, a cambio de lo cual ENAP pagaba un compensación.

Por ende, tratábase de una relación negocial de la cual emanaban derechos personales, tal y como consta en las Actas de la Comisión Constituyente, en la que se sostuvo que la restricción constitucional vigente en la época implicaba la imposibilidad de transferir el dominio de los bienes reservados al Estado por lo que no era posible ―(…) conferir derechos reales sobre los yacimientos de hidrocarburos existentes en el territorio nacional, sino que sólo otorgar derechos personales, es decir, celebrar cualquier tipo de contratos con empresas nacionales o extranjeras distintas del Estado, transfiriéndoles el dominio de los créditos que emanan de esos pactos‖121.

II. RÉGIMEN JURÍDICO CONSTITUCIONAL YLEGAL

1. RÉGIMEN CONSTITUCIONAL DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS EN

LA CPR: ASPECTOS GENERALES

Pese a la declaración de ―inconcesibilidad‖ que contiene el citado inciso 7º, el inciso 10º del citado artículo 19 Nº 24 de la CPR establece la posibilidad de que tales sustancias sean objeto de aprovechamiento, disponiendo cuáles son los medios a través de los cuales es posible llevar a cabo la exploración y explotación de los hidrocarburos no susceptibles de concesión judicial. El referido inciso 10º dispone lo siguiente:

―(…) La exploración, la explotación o el beneficio de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión, podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por decreto supremo. Esta norma se aplicará también a los yacimientos de cualquier especie existentes en las aguas marítimas sometidas a la jurisdicción nacional y a los situados, en todo o en parte, en zonas que, conforme a la ley, se determinen como de importancia para la seguridad nacional. El Presidente de la República podrá poner término, en cualquier tiempo, sin expresión de causa y con la indemnización que corresponda, a las concesiones administrativas o a los contratos de operación relativos a explotaciones ubicadas en zonas declaradas de importancia para la seguridad nacional‖.

Del precepto transcrito se desprende que, tratándose de sustancias no concesibles (hidrocarburos líquidos o gaseosos, litio, las contenidas en yacimientos en aguas marítimas sometidas a la jurisdicción nacional y en yacimientos en zonas de importancia para la seguridad nacional), las mismas son susceptibles de ser aprovechadas por alguno de los siguientes cuatro medios, a saber:

121Actas Oficiales de la Comisión Constituyente, Sesión Nº69, de 9 de septiembre de 1974, p.16.

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a) directamente por el Estado, es decir, a través de algún órgano o servicio público que posea atribuciones al efecto;

b) por sus empresas, siendo en la actualidad la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) la única empresa pública con atribuciones en el ámbito de la exploración y explotación de hidrocarburos;

c) por medio de concesiones administrativas, es decir, a través de un título otorgado por la Administración por medio de un acto administrativo creador de derechos reales administrativos de aprovechamiento, y;

d) a través de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por decreto supremo.

Ha existido discusión doctrinal en relación a la forma de interpretar los citados medios de aprovechamiento. Para un sector doctrinal, mientras los dos primeros medios implican la posibilidad de que el Estado, ya sea a través de sus órganos o de sus empresas, aproveche directamente las sustancias no concesibles122, los dos últimos medios constituyen los títulos especiales que los particulares requieren para poder aprovechar las referidas sustancias no concesibles. Así, se diferencia entre el aprovechamiento efectuado por el Estado y el efectuado por los particulares123.

Para otro sector, basados en una consideración ―patrimonial‖ del dominio público del Estado sobre las minas, o, cuando menos, sobre las sustancias no concesibles judicialmente, los cuatro medios de aprovechamiento que contempla el inciso 10º del artículo 19 Nº 24 de la CPR responden a un aprovechamiento realizado por el Estado. Así, para esta postura, el Estado puede llevar adelante la exploración o explotación de tales sustancias, ya sea directamente, a través de sus empresas, a través de concesiones administrativas o por medio de CEOP124. Esta idea es la que subyace en la LOCMM. En efecto, en el Informe Técnico con que se acompañó dicha ley se señaló que ―(…) En relación a las sustancias reservadas, el Estado tiene una propiedad pública especial de la que puede gozar por medio de la explotación que de las minas hagan sus organismos o empresas, o mediante concesiones administrativas o contratos especiales de operación. Esta forma de constituir derechos más específicos por parte del Estado es excepcional, dado el texto del inciso séptimo (referente a los bienes no concesibles) del N° 24 del artículo 19 de la Constitución‖125. Y parece asimismo seguirla el TC, en su fallo de fecha 9 de noviembre de 1981 (Rol Nº5, Considerando 3º), al señalar que ―(…) El inciso sexto sienta la tesis general de que el dominio de las minas le corresponde al Estado, pero considerando que la Nación tiene también interés en que éstas se descubran y exploten, pues ello significa prosperidad y trabajo en beneficio del país, en los incisos siguientes se otorga a los particulares el derecho de

122VERGARA BLANCO (2010) p.654, aunque el autor sostiene que debe tenerse presente el

artículo 19 Nº 21 de la Carta Fundamental, en cuanto a que esas actividades estarán sometidas a la legislación común aplicable a los particulares, lo que implicaría que el Estado o sus empresas requerirían contar igual con un título jurídico habilitante.

123VERGARA BLANCO (1992) p.439; id. (2010) p.654; PÉREZ STIEPOVIC (1990) pp.38-40. 124RUIZ BOURGEOIS (1990) pp.81-82; OSSA BULNES (1999) p.38; ALBURQUENQUE (2001)

p.351; CEA EGAÑA (2004) p.559; VERDUGO MARINKOVIC, PFEFFER URQUIAGA y NAUDON DEL

RÍO (2004) p.26; LIRA OVALLE (2007) p.49; 125 Historia de la Ley Nº18.097 (versión digital) p.22.

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explorar y explotar mediante concesiones las sustancias fósiles que se declaren concesibles y se establece que el dominio del titular sobre su concesión minera queda protegido por la garantía constitucional de que trata el N° 24 ya citado. Ciertas sustancias, por razones de bien común, se reservan en el propio texto constitucional desde luego al Estado para que las explote por sí mismo‖.

Lo cierto es que existen mayores fundamentos para decantarse por esta segunda postura, si se tiene en consideración que tratándose de los CEOP, el contratista concurre prestando un servicio al Estado, a cambio del cual éste le paga a aquél una retribución. Así, aún cuando el contratista puede haber solicitado la suscripción del CEOP, finalmente, en la relación jurídica que surge éste aparece como un mero prestador de servicios al Estado, el que le retribuye sus servicios prestados.

Sin embargo, desde una consideración funcionalista del dominio público minero, parece adecuado sostener simplemente que la CPR regula 4 medios a través de los cuales el Estado o los particulares, según sea el caso, pueden aprovechar las sustancias no concesibles judicialmente, cada uno de los cuales posee sus particularidades, y sin perjuicio de las eventuales preferencias o subsidiariedad que puedan aducirse según el título de que se trate.

Finalmente, debemos llamar la atención en cuanto a que las referencias a exploración, explotación o beneficio en el artículo 19 Nº24 inciso 10º no pueden considerarse como copulativas, sino que, por el contrario, pueden concurrir en forma separada. Ello se desprende de manera indiscutible de la utilización de la conjunción disyuntiva ―o‖ en el texto de la norma, que en este caso es representativa de la existencia de variadas alternativas.

2. DE LOS MEDIOS Y TÍTULOS JURÍDICOS HABILITANTES PARA EL

APROVECHAMIENTO DE LAS SUSTANCIAS NO CONCESIBLES JUDICIALMENTE

2.1. Actuación directa por parte del Estado

a) Actuación por medio de órganos del Estado

El inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la Constitución consagra como primera forma de aprovechamiento de las sustancias no concesibles, el aprovechamiento directo por el Estado. El referido aprovechamiento se puede llevar a cabo a través de los órganos del Estado, en tanto que medio a través del cual éste actúa. Desde dicha premisa es que debe tenerse en consideración lo dispuesto en el artículo 7º de la CPR, que dispone que ―(…) Los órganos del Estado actúan válidamente previa investidura regular de sus integrantes, dentro de su competencia y en la forma que prescriba la ley‖. De la relación de ambos preceptos (19 Nº 24 y 7º) se desprende que para que el Estado pueda aprovechar directamente las sustancias no concesibles, debe contar con uno o más órganos que posean competencias específicas al respecto.

En virtud de lo expuesto podría estimarse que el Ministerio de Minería puede realizar las referidas actividades, atendido el tenor amplio del artículo 1º de su ley orgánica (D.F.L. Nº302, de 1960), que dispone que ―El Ministerio de Minería tendrá

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a su cargo toda la intervención que realiza actualmente el Estado a través de sus diversas reparticiones en las actividades de la Minería‖126. Y asimismo, podría hacerse referencia a lo establecido en el artículo 2º Nº5 del DL Nº3.525, que creó el Servicio Nacional de Geología y Minería, que establece como función de dicho Servicio el ―(…) realizar estudios e investigaciones de geología submarina tendientes al conocimiento de los recursos minerales contenidos en los fondos marinos‖.

b) Necesidad de ley de quórum calificado

Cabe plantearse si atendido el tenor del inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR, se requiere una autorización normativa de quórum calificado para que el Estado pueda ejecutar actividades empresariales ex artículo 19 Nº21 de la Carta Fundamental. Un sector doctrinal estima que ello no es necesario127, por entenderse que es la propia Constitución la que autoriza la realización de las referidas actividades.

Sin embargo, según nuestra comprensión, el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR no contiene una autorización, en los términos postulados por el referido sector doctrinal, sino que contempla simplemente la posibilidad de que el Estado o sus empresas aprovechen las sustancias concesibles sin necesidad de contar con un título especial al efecto, sin perjuicio del deber de dar cumplimiento al resto de exigencias constitucionales aplicables al efecto. Lo expuesto permite concluir que la norma constitucional del artículo 19 Nº24 inciso 10º no es atributiva de competencias, sino que solamente determinante de cuáles son los medios o ―títulos habilitantes‖ para el aprovechamiento de las sustancias no concesibles. Es decir, la CPR reconoce al Estado la no necesidad de un título particular para que aproveche las sustancias no concesibles, lo que no ocurre tratándose de las sustancias concesibles, respecto de las cuales el artículo 4º del CM señala que ―Si el Estado estima necesario ejercer las facultades de explorar con exclusividad o de explotar sustancias concesibles, deberá actuar por medio de empresas de las que sea dueño o en las cuales tenga participación, que constituyan o adquieran la respectiva concesión minera y que se encuentren autorizadas para tal efecto de acuerdo con las normas constitucionales‖. La referida interpretación es la que se aviene de mejor forma con una consideración funcional del dominio público minero, así como con el principio de subsidiariedad que informa nuestra Constitución y con las exigencias derivadas del principio de juridicidad.

c) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento

Finalmente, cabe destacar que, como lo ha resuelto expresamente la Contraloría General de la República en su dictamen Nº 26.650, de 1983, cuando

126 Aunque podría estimarse que tal lectura no satisface la exigencia de que las competencias sea

atribuidas en forma expresa a las autoridades, según indica el artículo 7º inciso 2º de la CPR. Caben aquí, por ende, consideraciones relativas a la aplicabilidad o no en nuestro ordenamiento jurídico de la denominada ―doctrina de los poderes inherentes‖ o ―potestades implícitas‖.

127 Así lo comprenden RUIZ BOURGEOIS (1990) pp.82-83; VERDUGO MARINKOVIC, PFEFFER

URQUIAGA y NAUDON DEL RÍO (2005) p.318; LÓPEZ MAGNASCO (2012) p.14.

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opera el Estado directamente no se requiere la dictación de un decreto de requisitos y condiciones, ya que ―(…) del tenor y contexto del mencionado mandato constitucional aparece que, en cambio, la potestad que por él se confiere al Presidente de la República no alcanza a las actividades señaladas cuando ellas son realizadas directamente por el Estado o sus empresas‖. Así, el órgano de control concluye que ―(…) la potestad conferida al Presidente de la República para fijar en cada caso por decreto supremo los requisitos y condiciones a que se refiere el inciso décimo del número 24 del artículo 19º de la Constitución Política, está referida a las concesiones administrativas y a los contratos especiales de operación a que alude la misma norma y, en cambio, no se extiende a las actividades de exploración, explotación o beneficio de hidrocarburos que se ejecuten directamente por el Estado o por sus empresas‖.

2.2. Actuación por medio de Empresas del Estado

a) Concepto de Empresa del Estado

El segundo medio a través del cual es posible la exploración y explotación de sustancias no concesibles judicialmente es a través de las denominadas ―Empresas del Estado‖.

La Contraloría General se ha referido a éstas en su dictamen Nº10.472, de 1979, señalando que las ―empresas del Estado‖ o ―empresas públicas o estatales‖ son entidades creadas por ley, que poseen personalidad jurídica de Derecho público distinta y separada del Fisco, con un patrimonio propio originalmente conformado por fondos públicos y con autonomía para gestionarlo, funcionalmente descentralizadas y, en tanto tales, integrantes de la Administración, encontrándose bajo la supervigilancia del poder central a través de variadas formas (designación de cargos directivos por el Presidente de la República, control jurídico de ciertos actos de relevancia, o la aprobación previa de los planes de inversión, entre otras). Más recientemente, en su dictamen Nº 39.562, de 1997, el referido órgano de control ha sostenido que ―(…) la naturaleza jurídica y caracteres de las empresas del Estado es que éstas son creadas, nacen a la vida del derecho, por la ley de quórum calificado, la que señala su naturaleza jurídica de servicio público descentralizado funcionalmente, establece sus objetivos, sus funciones, su estructura, incluidas sus autoridades y atribuciones de ellas, su régimen financiero, su régimen de personal. Todas estas normas son de derecho público y por tanto toda empresa del Estado se encuentra en la situación de ser aprobada por ley de quórum calificado, la que señala un régimen de derecho público, lo que se ajusta estrictamente al artículo 19 Nº 21 CPR. Por ser servicios públicos, sólo pueden crearse por ley y señalarse sus objetivos, funciones, atribuciones y autoridades también por ley‖.

Desde la perspectiva constitucional, el artículo 19 Nº 21 de la CPR dispone que el Estado y sus organismos podrán desarrollar actividades empresariales o participar en ellas sólo si una ley de quórum calificado los autoriza. En tal caso, dichas actividades estarán sometidas a la legislación común aplicable a los particulares, sin perjuicio de las excepciones que por motivos justificados establezca la ley, la que deberá ser, asimismo, de quórum calificado. Dicho precepto establece

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cuáles son las exigencias que el Estado debe cumplir para participar válidamente en actividades económicas desde una perspectiva empresarial. Estas son la existencia de una ley especial que autorice la incursión empresarial de que se trate; la aprobación de dicha ley con quórum calificado (mayoría absoluta de diputados y senadores); la ley autorizatoria debe disponer en forma específica la actividad empresarial que se ejecutará y; en la ejecución de dicha actividad, la regla general habrá de ser el sometimiento a la legislación común. Cumpliéndose dichas exigencias es que se entiende que el Estado se encuentra autorizado para ejecutar una determinada actividad empresarial.

En el ámbito de los hidrocarburos, en le actualidad la única entidad pública que cumple con las exigencias constitucionales antes indicadas es la ENAP, siendo por ende dicha empresa estatal la única facultada para el aprovechamiento directo de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.

b) La Empresa Nacional del Petróleo

La ENAP es una empresa comercial con personalidad jurídica propia, dependiente de la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), que se rige por su ley orgánica, sus estatutos, aprobados por Decreto Nº1.208, del Ministerio de Economía y Comercio, de 10 de Octubre de 1950, y por el Derecho Común, que fue creada por la Ley Nº 9.618, de 1950, cuyo texto refundido, coordinado y sistematizado fue fijado por el D.F.L. Nº 1, de Minería, de 1987.

ENAP es una empresa pública creada por ley, que forma parte de la Administración del Estado y que se rige esencialmente por normas de Derecho Público, fijadas en su estatuto orgánico (así, Dictamen Nº67.357, de 2009128). Así, primeramente, ENAP se rige por las disposiciones de su Ley, y las normas de sus Estatutos. Asimismo, en tanto que integrante de la Administración del Estado, ENAP se encuentra sujeta a las disposiciones de los Títulos I y III de la LBGAE, lo cual conlleva especialmente su sometimiento al principio de juridicidad (artículos 6º de la CPR y 2º de la LBGAE); así como a los principios de responsabilidad, eficiencia, eficacia, coordinación, control, probidad y transparencia (artículo 3º de la LBGAE). Complementariamente, ENAP, en tanto que empresa pública creada por ley, de acuerdo al artículo 19 Nº21 inciso 2º de la CPR, se encuentra sometida al Derecho Común, lo cual implica que la misma en el desarrollo de su giro queda sometida a las normas de Derecho privado que rigen el tráfico comercial en cuestión, salvo que la misma ley autorizatoria permita excluir la aplicación de algunos aspectos de dicho régimen jurídico-privado. Tal sometimiento es sin perjuicio de la necesaria observancia de las normas de Derecho Público que sean de aplicación a la Empresa Estatal respectiva, relativas a su estatuto jurídico como organismo que integra la Administración del Estado, como por ejemplo, normas de fiscalización, normas relativas a conformación de balances y proyectos de inversión, normas sobre disposición de bienes, etc.).

128 Además, vid. los dictámenes Nºs 17.227, de 2003; y 24.101, de 1993, ambos de la Contraloría

General.

103

De acuerdo al artículo 2º de la ley orgánica de la empresa, los objetos de ésta vinculados con los hidrocarburos, son los siguientes:

a) Ejercer actividades de exploración, explotación o beneficio de yacimientos que contengan hidrocarburos dentro o fuera del territorio nacional, ya sea directamente o por intermedio de sociedades en las cuales tenga participación o en asociación con terceros;

b) Almacenar, transportar, transformar, tratar, procesar, refinar, vender y, en general, comercializar petróleo o gas, así como desarrollar cualquier otra actividad industrial que tenga relación con hidrocarburos, sus productos y derivados129;

c) Recibir, readquirir, vender y comercializar en cualquier forma, por cuenta del Estado, los hidrocarburos provenientes de contratos especiales de operación, y ejercer las demás funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato le encomienden, sea que en estos contratos tenga o no participación la Empresa.

En virtud de dichas funciones, en nuestro ordenamiento jurídico vigente ENAP es la única empresa estatal con atribuciones para el aprovechamiento de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Dicho aprovechamiento lo puede ejercitar en forma directa e independiente, según lo indicado; en participación o en asociación con terceros; o puede realizarlo en forma indirecta, ejerciendo las funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato le encomienden, sea que en estos contratos tenga o no participación ENAP.

c) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento

A este respecto debe reiterarse lo indicado precedentemente en cuanto a que la fijación previa de los requisitos y condiciones no se requiere cuando el Estado opera directamente o a través de sus empresas, ya que ―(…) la potestad conferida al Presidente de la Republica para fijar en cada caso por decreto supremo los requisitos y condiciones a que se refiere el inciso décimo del número 24 del artículo 19º de la Constitución Política, está referida a las concesiones administrativas y a los contratos especiales de operación a que alude la misma norma y, en cambio, no se extiende a las actividades de exploración, explotación o beneficio de hidrocarburos que se ejecuten directamente por el Estado o por sus empresas‖ (dictamen Nº 26.650, de 1983).

129 En relación al objeto de ENAP, la CGR ha sostenido que el mismo ―(…) si bien es amplio

en cuanto a las actividades de la cadena de producción en que puede intervenir, siempre se refiere a la actividad industrial relacionada con los hidrocarburos, sus productos y derivados‖ (Dictamen Nº26.506, de 2009).

104

2.3. Concesiones Administrativas

a) Concepto

La técnica concesional es un modo tradicional del sistema general de las intervenciones administrativas sobre las situaciones jurídicas privadas130. Las medidas de intervención de actividades privadas por la Administración pueden alcanzar grados muy intensos mediante la técnica específica de eliminación total de las titularidades privadas previas en el sector de que se trate y su traslado a la titularidad pública, desde la cual se dispensan posibilidades parciales de ejercicio a los particulares mediante la fórmula concesional (como es el caso de la publicatio minera).Así, la libertad de acceso, de apropriatio que naturalmente caracteriza a los bienes y actividades no publificados, queda sustituida por la acción administrativa, por una concesión otorgada por la Administración, que configura facultades. La Administración, en este caso, no se encuentra con situaciones jurídicas previas: ―las crea, las configura, las delimita‖. No se trata la concesión de una técnica que limite derechos, que supondría su existencia previa y su contenido «normal», sino de algo distinto en esencia, de una ―delimitación‖ originaria de los mismos, que surgen como tales, originariamente, de la acción administrativa131.Para que la Administración pueda disponer de estos poderes configuradores de derechos privados, ha de apoyarse en una Ley que establezca una titularidad previa y exclusiva sobre un sector de actividad (como es el caso de la actividad minera, existiendo previamente en él una afectación pública total: la publicatio), y desde dicha ―titularidad‖ funda un régimen concesional de actuación privada en ese sector132.

La concesión administrativa o simplemente concesión es una de varias figuras del acto administrativo. Ahora, ¿qué tipo de acto administrativo es la concesión? Los actos administrativos contienen una declaración, la que puede ser de voluntad, de deseo, de conocimiento o de juicio133. Las concesiones son de aquellos actos en que se contiene una declaración de voluntad. Y, en el caso de las concesiones mineras, según una visión tradicional, la declaración consiste en ―crear‖ a favor de un particular el derecho a explorar o explotar la riqueza mineral. Así, la concesión, en sentido tradicional es un acto que amplía los derechos de los particulares, pues la etimología (concessio, conceder) indica que la Administración, ―otorga‖ o ―cede‖ alguna facultad o derecho -poder, en final interesado. Por lo tanto, tradicionalmente la doctrina y la legislación ha entendido que todo concesionario, en virtud del acto concesional, siempre adquiere un derecho, ex novo; esto es, un derecho del que carecía antes de la intervención concesional.

La concesión administrativa aparece en la actualidad configurada como un supra-concepto –o más bien, como un tipo- que abarca diversas formas de intervención administrativa. En dicho contexto es que se suelen distinguir tres subtipos de concesiones administrativas, a saber: de servicio público (como es el caso de las concesiones eléctricas de distribución y transporte –artículo 7 de la Ley

130GARCÍA DE ENTERRÍA Y FERNÁNDEZ(2006) II, pp.149-156. 131GARCÍA DE ENTERRÍA Y FERNÁNDEZ(2006) II, pp.149-150. 132GARCÍA DE ENTERRÍA Y FERNÁNDEZ(2006) II, p.150. 133 Al respecto, vid. la definición de acto administrativo del artículo 3 de la Ley Nº 19.880.

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General de Servicios Eléctricos-, o las concesiones de servicio público de telecomunicaciones –artículos 3 b) y 8 de la Ley Nº18.168-), de obra pública (Decreto Nº900, de 1996, que fija Texto Refundido, Coordinado y Sistematizado del D.F.L. MOP N° 164, de 1991, Ley de concesiones de obras públicas)y de dominio público, siendo estas últimas las que históricamente surgieron en primer lugar134.

b) Naturaleza jurídica de la concesión administrativa

En doctrina se han formulado tres teorías sobre la naturaleza jurídica de la concesión135: i) la teoría de la concesión como acto bilateral, esto es, como ―contrato‖, tesis de origen predominantemente francés, y con alguna acogida en la doctrina chilena y española; ii) como un reflejo de la anterior: la teoría del acto mixto; y, iii) la teoría de la concesión como acto unilateral, tesis de origen predominantemente italiano.

i) La concesión como contrato o acto mixto. Es posible analizar conjuntamente la idea de la concesión como contrato y como acto mixto. Las teorías contractualistas fueron adoptadas, desde un inicio, por la doctrina francesa, y están fundadas en la idea central de que en toda concesión existe una base contractual, indisolublemente ligada a ella misma. Desde el siglo XIX y hasta comienzos del siglo XX, la concesión fue considerada por la doctrina francesa como un contrato puro y simple, en virtud del cual (esencialmente como un contrato privado más, con aspectos diferenciales) un particular se obligaba con la Administración a una determinada prestación, siempre de carácter público. Los autores que propugnaban esta tesis no podían concebir que un acuerdo bilateral no fuese otra cosa que un contrato. Por lo tanto, la concesión era analizada como un contrato que comportaba obligaciones.

Criticada ampliamente por muchos autores de derecho administrativo moderno, esta concepción puramente contractual ha sido abandonada desde hace largo tiempo por la doctrina. Las razones de este abandono son, en esencia, que en las relaciones entre concedente y concesionario el acuerdo de voluntad no puede ser considerado como contractual en razón del objeto sobre que recae el acuerdo: usualmente la organización, funcionamiento o aprovechamiento de servicios o bienes públicos, los que la administración debe conservar constantemente; una materia tal escapa al dominio contractual en virtud del principio fundamental según el cual la organización de los servicios y bienes públicos es competencia unilateral y exclusiva de los poderes públicos.

Por estas razones, se comienza a elaborar en doctrina una nueva concepción para explicar la naturaleza jurídica de la concesión: la teoría del acto mixto. Si la concesión no es pura y simplemente un contrato, ello no significa que no pueda serlo de algún punto de vista. La concesión es, en efecto, para la nueva doctrina, predominante hoy en día en Francia, una mixtura: mitad reglamentario, mitad contractual (mi-réglamentaire, mi-contractuel). Siempre se parte de la presencia en el acto concesional de un aspecto reglamentario y de otro contractual, y, según los casos,

134MARTÍN-RETORTILLO BAQUER (2007) p.429. 135 Al respecto vid. VERGARA BLANCO (1992) pp.264-279.

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normalmente serán de carácter reglamentario las condiciones que afecten directamente al servicio público, y contractuales, las que determinen relaciones entre ambas partes.

ii) Concesión como acto unilateral. Sin embargo, lo más adecuado es comprender la concesión simplemente como un acto, el que siempre es unilateral, por mucho que sea solicitado, impulsado, requerido, por un particular. Esta teoría unilateralista es propugnada por quienes estiman inadmisible la figura del contrato en el ejercicio de potestades de intervención por la Administración, considerándolo fuera del sistema de los actos administrativos. Los actos administrativos, entre los que se ubica la concesión, sólo pueden concebirse como resultado de la voluntad unilateral de la Administración. Tanto en su origen como en su desarrollo, el concepto de ―interés público‖ ejerce una eficacia decisiva, frente al cual toda manifestación de índole contractual queda desvirtuada por la absoluta preeminencia de aquél elemento. Ello impide la aplicación de cualquier principio de derecho contractual.

De acuerdo a esta tesis, la concesión surgiría en esencia, de un acto constituido de la sola voluntad de la Administración (prefigurada usualmente en la Ley). Entonces, las dos declaraciones de voluntad que, sin embargo, concurren (de la Administración y del interesado), se concretan en dos actos distintos y unilaterales: uno asume la posición de acto principal y por eso mismo operativo de la relación (el acto concesional); mientras que el otro -el del privado-, según si interviene antes o después del acto de concesión, asumiría el relieve de simple presupuesto o de condición de eficacia del mismo (la solicitud o trámites de concreción, en su caso).

Esta concepción es, en definitiva, la que ha sido consagrada en la Ley Nº19.880. Esta, por una parte, en su artículo 3º inciso 2º define los actos administrativos como las ―(…) las decisiones formales que emitan los órganos de la Administración del Estado en las cuales se contienen declaraciones de voluntad, realizadas en el ejercicio de una potestad pública‖. Junto a ello, el artículo 61º inciso 2º letra a) de la Ley Nº 19.880 reconoce en forma expresa la categoría de los actos administrativos creadores de derechos, al disponer que ―Los actos administrativos podrán ser revocados por el órgano que los hubiere dictado. La revocación no procederá en los siguientes casos: a) Cuando se trate de actos declarativos o creadores de derechos adquiridos legítimamente‖. De ambas disposiciones cabe desprender, por tanto, que de acuerdo con la Ley Nº19.880, es posible que por medio de un acto administrativo se creen derechos a favor del destinatario del acto en cuestión, siendo así posible encuadrar en tales supuestos a las concesiones administrativas.

c) Derechos que emanan de la concesión: los derechos reales administrativos

Como quedó expuesto en los puntos anteriores, en su concepción tradicional, la concesión administrativa es un acto administrativo de aquellos que crean derechos ex novo a favor del administrado. Al respecto, desde finales del siglo pasado la doctrina postuló que a partir de la concesión se creaba a favor del concesionario un derecho especial, diferente en alguna medida a los concebidos por la ciencia jurídica con anterioridad, pero sin ofrecerse una teorización completa al respecto, la cual vino de la mano de la idea de los denominados ―derechos reales

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administrativos‖. A través de ella se postula la naturaleza jurídica del derecho -normalmente exclusivo o privativo- que, sobre un bien público, nace a favor de un particular a través de una concesión administrativa136.

De esta forma se sostiene que los derechos reales administrativos son aquellos derechos de naturaleza administrativa que, nacidos de una concesión, tienen por objeto una dependencia del dominio público, caracterizándose por las siguientes notas distintivas: a) la existencia de un derecho, de un derecho subjetivo público; b) la naturaleza de derecho real de éste, pues se ejerce sobre bienes; c) el objeto del derecho son bienes públicos; y, iv) nace de un acto típicamente administrativo: la concesión administrativa.

Lo relevante de esta construcción dogmática es que la misma ha sido acogida expresamente por nuestro Tribunal Constitucional, en Sentencia Rol Nº1281-08-INA, de 13 de agosto de 2009, Considerando 37, en el que ha sostenido que:

―(…) la concesión «crea una situación jurídica compleja que viene conformada por un haz de derechos y obligaciones, deberes o cargas perfectamente definidas (…) Tal delimitación persigue sujetar los aprovechamientos y ocupaciones individuales a las superiores exigencias de aquella función y, en general, de los intereses públicos» (Menéndez, Pablo; ob. cit.; pág. 249). Los derechos subjetivos que emanan de la concesión tienen tres características que es necesario subrayar. Por de pronto, son derechos ex novo, pues antes no existían en favor del particular. En este sentido, la concesión constituye derechos. Enseguida, los derechos que recaen sobre el bien, tienen una naturaleza real, pues tienen las características propias de éstos, es decir, recaen sobre una cosa, son oponibles a terceros y a la propia Administración, aunque ésta puede imponer cierta precariedad por la revocabilidad que le puede otorgar el ordenamiento jurídico. Estos derechos son «derechos reales administrativos», pues no se rigen por las normas del derecho privado. Estos derechos reconocen que el dominio público está fuera del tráfico jurídico. Por ello, genera un comercio jurídico público. «No es posible constituir derechos reales privados sobre bienes de dominio público; pero ninguna razón impide la constitución de unos derechos reales –los administrativos- sometidos a un régimen especial y que respetan la afectación del dominio público.» (González Pérez, Jesús; Los derechos reales administrativos; Edit. Civitas; Madrid, 1989; pág. 22). Estos derechos otorgan a su titular un «haz de facultades», que puede englobarse en las siguientes: derecho de uso sobre el respectivo bien, que permite su utilización u ocupación; un derecho de goce, que permite obtener a su titular todo lo que el bien produce; en algunas ocasiones, otorga el derecho de consumir el bien (por ejemplo, el derecho consuntivo en las aguas, que permite a su titular consumir totalmente el

136 Al respecto, vid. VERGARA BLANCO (1992) pp.315-337. Y además, vid. MONTT OYARZÚN

(2002) pp.335-342; ZÚÑIGA URBINA (2005); CLAUSSEN CALVO (2010) pp.14-18; ALDAY ALDAY (2011) passim. En la doctrina civilista, vid. URRUTIA (1915) pp.148-154; CLARO SOLAR (1979) pp.239-243; ALESSANDRI RODRÍGUEZ et al (1998) pp.127-129. En la doctrina comparada, vid. entre muchos otros, GONZÁLEZ PÉREZ (1957) passim; DE REINA TARTIÈRE (2009) passim.

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agua en cualquier actividad, sin obligación de restitución); y el de comercio jurídico, que permite al titular incorporar este derecho al tráfico jurídico, bajo ciertas restricciones (González, J.; ob. cit.; págs. 40 y siguientes). La tercera característica, es que estos derechos son patrimoniales. Ello se traduce en que el derecho sobre la concesión está protegido por el derecho de propiedad; y salvo prohibición expresa, legal o de la propia concesión, pueden establecerse respecto de dicho derecho relaciones jurídicas con terceros, sujetas a las condiciones que el derecho imponga‖.

La categoría de los derechos reales administrativos reconoce la existencia de variadas especies de derechos reales. Así, la doctrina ha distinguido por una parte, los derechos de goce, en los cuales se incluyen los derechos de uso, de disfrute y los derechos que implican consumo de la cosa, y, por la otra, los derechos de adquisición, excluyendo la aplicación en el ámbito administrativo de los derechos reales de garantía. En virtud de dicha distinción se ha calificado al derecho real administrativo derivado de una concesión minera como un derecho de disfrute, sobre la base de la consideración de ―frutos‖ que tendrían las sustancias minerales respecto de las minas137.

Sin embargo, la doctrina ha criticado dicha consideración, por implicar la aplicación de un concepto eminentemente civilista a la materia minera/administrativa, que en definitiva no se aviene con la naturaleza de las cosas138, postulándose más bien la existencia de una categoría de derechos reales administrativos denominados ―de aprovechamiento‖, sin un símil con las categorías civiles de derechos reales. Dicho aprovechamiento, mirado desde el punto de vista de las facultades, consiste en la posibilidad de efectuar labores de reconocimiento, exploración, explotación, etc., de las ―minas‖, siendo cada una de dichas actividades formas de aprovechamiento. Y desde el prisma obligacional, el aprovechamiento implica la necesidad, legalmente exigible, de aprovechar, es decir, de trabajar efectivamente los yacimientos minerales139.

d) Situación de las concesiones administrativas sobre sustancias no concesibles judicialmente

En virtud de los desarrollos expuestos cabe sostener que tratándose de las sustancias no concesibles judicialmente, la concesión administrativa constituye un título otorgado por la Administración, un acto administrativo creador ex novo de derechos que facultan al aprovechamiento de las sustancias objeto de la concesión, derechos los cuales poseen la naturaleza de ―derechos reales administrativos‖. En la medida que el objeto de la concesión es un bien que integra el dominio público, las concesiones administrativas a las que se refiere el inciso 10º del artículo 19 Nº 24 de la CPR se enmarcan en las denominadas concesiones administrativas de dominio público o ―demaniales‖.

137GONZÁLEZ PÉREZ (1957) pp.163-165. 138VILLAR PALASÍ (1950) pp.101-103; VERGARA BLANCO (1992) pp.332-334. 139VERGARA BLANCO (1992) pp.334-337.

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Más allá de lo expuesto, nuestro ordenamiento no contempla disposiciones especiales relacionadas con las concesiones administrativas sobre sustancias no concesibles. Así, y atendida su naturaleza de actos administrativos, serán de aplicación las normas que con carácter general rigen la dictación y existencia de los mismos, es decir, la LBGAE y la Ley Nº 19.880140.

e) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento

En principio, según ha señalado la CGR en dictámenes Nº 26.650, de 1983 y Nº 2.952, de 1984, y según lo sostiene un importante sector de la doctrina141, las concesiones administrativas requieren de la dictación previa de un decreto supremo del Presidente de la República, en el que se fijen los requisitos y condiciones de la respectiva concesión, según lo dispuesto por el artículo 19 N°24 inciso 10º de la CPR.

Sin embargo, el texto constitucional permite sostener otra interpretación. En efecto, cabe considerar que la alusión a la fijación de los requisitos y condiciones por decreto supremo previamente dictado, se refiere sólo a los contratos especiales de operación, y no a las concesiones administrativas. Varios argumentos pueden esbozarse al respecto.

En primer lugar, el profesor Carlos RUIZ BOURGEOIS se refiere indirectamente a esto en su publicación sobre los fundamentos constitucionales de la minería, y alude a los requisitos y condiciones sólo cuando habla de los contratos especiales de operación, no al aludir a las concesiones administrativas. Ello es de suyo importante, si se considera que él es el redactor del precepto constitucional aludido (artículo 19 Nº 24 inciso 10º), por lo que puede pensarse en una suerte de interpretación auténtica142.

En segundo lugar, desde una perspectiva histórica, como hemos podido ver, en materia de hidrocarburos, la dualidad entre condiciones generales previamente establecidas y plasmación detallada de las mismas por medio de un acto posterior, ha estado vinculada tradicionalmente con la suscripción de contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos, pero no con el otorgamiento de concesiones administrativas143. De hecho, históricamente, las concesiones susceptibles de ser entregadas respecto de sustancias reservadas al Estado eran de

140 En este sentido, VERGARA BLANCO (2010) p.654. 141GÓMEZ NÚÑEZ (1991) p.46; CEA EGAÑA (1991) p.192; VERDUGO MARINKOVIC, PFEFFER

URQUIAGA y NAUDON DEL RÍO (2005) p.318; LIRA OVALLE (2007) p.49; ANSALDI DOMÍNGUEZ (2007) p.82.

142VERGARA BLANCO (1992a) pp.198-199, en donde cita como antecedente al respecto, la historia del DL Nº 3.464, que aprobó la nueva Constitución Política y la sometió a ratificación por plebiscito, en la cual se señala lo siguiente: ―Punto Nº 19: «Resolver si el Estado debe tener sólo el dominio eminente de todas las minas pudiendo reservarse para sí aquellas en que el interés nacional lo exija o, por el contrario, si el Estado es el dueño real de las minas y sólo otorga concesiones» (artículo 19 Nº 23). Proposición: Escuchar antes de resolver a un experto. Acuerdo: Se acoge la proposición, designándose a don Carlos Ruiz Bourgeois‖.

143Al respecto, vid. los artículos 1º y 2º de la Ley Nº4.217, en los que se aprecia el sistema ideado por dicha ley, basado en la suscripción original de un contrato de condiciones generales y el posterior otorgamiento de una concesión de exploración o explotación de petróleo.

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naturaleza eminentemente administrativa, y no necesitaban de un acto que le sirviera de antecedente en cuanto a las condiciones de la misma.

Por otra parte, la delegación que se efectúa por medio del DS Nº 19, de 2001, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, al Ministro de Energía (antes, Ministerio de Minería, ex Ley Nº 20.402) se refiere sólo a los contratos especiales de operación y no a las concesiones administrativas. Ello puede deberse no a un olvido del Ejecutivo, sino que simplemente a que, atendido que las concesiones administrativas no requieren dictación de un decreto de requisitos y condiciones, no fue necesario proceder a efectuar la delegación en cuestión.

Junto a lo anterior, la dictación de un acto en el que se fijen los requisitos y condiciones, y de otro en el cual se contenga la concesión misma, es un sin sentido, desde que ambos actos son dictados por el propio Presidente de la República a través de un acto de idéntica naturaleza. Tal consideración puede tener sentido tratándose de contratos especiales de operación, en los cuales la representación del Estado está entregada legalmente al Ministro de Energía, de acuerdo a los dictados que al efecto le fije el Presidente; pero no tiene utilidad alguna en materia de concesiones administrativas, cuyo otorgamiento no se encuentra delegado. Se atenta así, por tanto, contra principios esenciales de la Administración (eficiencia y eficacia) y del procedimiento administrativo (economía procedimental)144.

En fin, lo expuesto cuenta con un antecedente jurídico que lo sustenta: el DS Nº57, de 6 de enero de 2004, del Ministerio de Minería, publicado en el Diario Oficial de fecha 7 de enero de 2005, por el que se otorgó concesión administrativa a la cooperativa eléctrica Isla Mocha, para la explotación de gas natural de pozos ubicados en Isla Mocha, octava región del Bío-Bío, el que fue tomado razón por la Contraloría General, sin que se hubiese dictado previamente un decreto de requisitos y condiciones.

2.4. Contratos Especiales de Operación

a) Consideraciones generales

Los contratos especiales de operación no están regulados en forma general en nuestra legislación, sin perjuicio de que existan algunos supuestos particulares en los que sí existe tal regulación.

144 Al respecto, vid. el artículo 3 inciso 2º de la LBGAE, en cuanto señala que ―La

Administración del Estado deberá observar los principios de responsabilidad, eficiencia, eficacia, coordinación, impulsión de oficio del procedimiento, impugnabilidad de los actos administrativos, control, probidad, transparencia y publicidad administrativas y participación ciudadana en la gestión pública…‖; su artículo 8º, que señala que ―Los órganos de la Administración del Estado actuarán por propia iniciativa en el cumplimiento de sus funciones, o a petición de parte Cuando la ley lo exija expresamente o se haga uso del derecho de petición o reclamo, procurando la simplificación y rapidez de los trámites. Los procedimientos administrativos deberán ser ágiles y expeditos, sin más formalidades que las que establezcan las leyes y reglamentos‖; y el artículo 9º de la Ley Nº19.880, que dispone: ―Principio de economía procedimental. La Administración debe responder a la máxima economía de medios con eficacia, evitando trámites dilatorios‖.

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Así, en primer lugar cabe hacer mención al D.F.L. N° 2, de 1987, que Fija el Texto Refundido, Coordinado y Sistematizado del D.L Nº 1.089, de 1975, de Minería, que establece normas relativas a los contratos especiales de operación para la exploración, explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos, publicada el 30 de marzo de 1987, que fija las normas aplicables a los contratos especiales de operación petrolera (CEOP).

En segundo lugar, cabe considerar el DL Nº1.557, que modifica la Ley Orgánica de la Comisión Chilena de Energía nuclear y dicta normas sobre contratos de operación, publicado el 30 de septiembre de 1976, que establece el régimen jurídico de los contratos especiales de operación de sustancias atómicas naturales. Sin embargo, para un sector, esta normativa se encontraría derogada tácita u orgánicamente por el artículo 244 del CM145. Aunque no cabe profundizar en ello, cabe dudar que en esta materia haya operado la referida derogación tácita, por no concurrir los elementos esenciales que configurar dicha institución.

Finalmente, tratándose de contratos especiales de operación de otras sustancias no concesibles judicialmente (litio, sustancias situadas en fondos oceánicos y sustancias situadas en zonas de seguridad), debemos indicar que no existe una regulación particular aplicable.

En general, la CPR no establece norma alguna respecto de los contratos especiales de operación, disponiendo únicamente que los mismos han de suscribirse de acuerdo con los requisitos y las condiciones que el Presidente de la República fije caso a caso, por decreto supremo.

b) Fijación de requisitos y condiciones de aprovechamiento

Como se indicó, en relación al régimen jurídico especial de la exploración, explotación o beneficio de las sustancias judicialmente no concesibles, la CPR únicamente señala que los requisitos y condiciones en los cuales dichas actividades habrán de llevarse a cabo, deben ser objeto de determinación previa por parte del Presidente de la República, por medio de decreto supremo, el cual deberá dictarse caso a caso. Así, la CPR, en forma exclusiva y excluyente, atribuye en forma expresa al Presidente de la República la fijación de los citados requisitos y las condiciones. A este respecto, la CGR ha destacado en su dictamen Nº 33.716, de 02 de noviembre de 1982, que ―(…) la norma constitucional antes reseñada presenta la particularidad de regular directamente una atribución de la autoridad administrativa en relación con el régimen jurídico especial de los hidrocarburos instituido en la propia Carta

145 Al respecto se ha afirmado que ―(…) diversas normas del citado D.L. Nº 1.557, incluyendo

las relativas a contratos de operación sobre materiales atómicos naturales, parecen encontrarse tácita u orgánicamente derogadas por el artículo 244 del Código de Minería (―[d]erógase toda disposición legal o reglamentaria contraria o incompatible con los preceptos de este Código‖), especialmente su numeral 5, que derogó los artículos 5 y 6 de la Ley 16.319 (normas que establecían el control y reserva estatal de los materiales atómicos naturales). El D.L. Nº 1.557 fue dictado en su momento bajo la premisa esencial que ―la ley 16.319 establece la reserva de ciertos materiales atómicos naturales en favor del Estado‖ (considerando 1) de la ley), presupuesto excepcionalísimo que se encuentra derogado por las citadas normas del Código de Minería‖. UNIVERSIDAD DE

CHILE y BARROS & ERRÁZURIZ (2010) p.25, nota al pie nº64, y p.77, nota al pie nº196.

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Fundamental, radicando en forma privativa en el Jefe de Estado la facultad de fijar los requisitos y condiciones de los contratos de operación petrolera que suscriba el Estado, con el agregado de que el mismo precepto se encarga de establecer que tal potestad debe ser ejercida por decreto supremo en cada caso (…) En estas condiciones, es pertinente señalar que no es procedente que el legislador pueda regular esta materia, contraviniendo esta facultad específica del Presidente de la República‖.

Ahora, cabe dilucidar qué son los referidos requisitos y condiciones. En cuanto a los ―requisitos‖, habida cuenta de la inexistencia de una definición normativa específica al efecto, debemos acudir al sentido natural y obvio del término. Al respecto, de acuerdo al Diccionario de la RAE, el término ―requisito‖ se define como ―Circunstancia o condición necesaria para algo‖. En el caso bajo análisis, el ―para algo‖ es la exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos. Por tanto, la alusión a los ―requisitos‖ abarca la fijación de las circunstancias o condiciones necesarias para llevar a cabo dichas actividades. En cuanto a las denominadas ―condiciones‖, es posible incluir en dicho término todo lo relativo a los derechos y obligaciones que los contratistas especiales de operación poseen para la ejecución de las actividades de exploración y explotación de las sustancias judicialmente no concesibles146.

Los conceptos expuestos reservan al Presidente de la República, entre otras materias, la elección de las vías a través de las cuales es posible designar a la figura del contratista en los CEOP, optando entre un procedimiento de licitación pública, privada o una contratación directa, o la determinación del conjunto de derechos y obligaciones que estime convenientes para el adecuado aprovechamiento de las sustancias judicialmente no concesibles. En efecto, a este respecto, la CGR, en su dictamen Nº 68.476, de 2012, señaló que ―(…)dentro del marco jurídico especial previsto en la Constitución Política que rige la exploración y explotación de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión -como es el caso de los hidrocarburos-, es facultad privativa del Presidente de la República decidir sobre los aspectos contractuales esenciales de los referidos Ceops, entre los cuales se encuentra la posibilidad de designar al contratista o resolver la modalidad o mecanismo a través del cual éste será determinado, ya sea recurriendo a la licitación pública o privada, según las circunstancias del caso concreto…‖.

Por tanto, más allá de lo expresamente dispuesto en la CPR, la determinación del régimen jurídico especial de la exploración y explotación de las sustancias no concesibles judicialmente, entre las cuales destacan los hidrocarburos líquidos y gaseosos, se encuentra constitucionalmente radicado en el Presidente de la República.

c) Especial referencia al DFL Nº2, de 1986147

146VERGARA BLANCO (2010) p.656. 147 Al respecto, vid. este desarrollo en VERGARA BLANCO (2013): Sistema de Derecho de Energía

(inédito).

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El DFL N°2 de 1986, del Ministerio de Minería, fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del DL N° 1.089, de 1975, que fija normas sobre contratos de operación para la exploración y explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos. Dicha norma vino a adecuar el texto del DL Nº1.089 de 1975 al nuevo régimen regulatorio contenido en el artículo 19 Nº24 inciso 10º de la CPR, de acuerdo con lo señalado en su ocasión por la CGR a través de sus dictámenes Nº33.716, de 1982, y Nº 2.952, de 1984, que indicaron qué normas del DL Nº1.089 habrían quedado abrogada con ocasión de la entrada en vigencia de la nueva CPR, y a recoger asimismo las modificaciones efectuadas por el DL N°1.820 y la Ley N° 18.482, en virtud de la delegación general de facultades efectuada por la Ley Nº18.537.

Como fue adelantado, las modificaciones efectuadas determinaron que el contenido del DFL Nº2 actualmente en vigor fuera esencialmente económico, en tanto que contempla básicamente normas sobre el régimen tributario, aduanero y cambiario de los CEOP, sin perjuicio de algunas otras disposiciones de índole diferente (definiciones, expropiaciones, y servidumbres petroleras).

El artículo 1 del DFL N°2 define al contrato especial de operación petrolera como ―aquel que el Estado celebre con un contratista para la exploración, explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos, con los requisitos y bajo las condiciones que, de conformidad a lo dispuesto en el inciso décimo del número 24 del artículo 19° de la Constitución Política, fije por decreto supremo el Presidente de la República‖, siendo atribución del Ministro de Energía el suscribir en representación del Estado los referidos contratos especiales de operación, según consta en la letra j) del artículo 4 del actual DL Nº2.224, de 1978, que contiene la normativa orgánica del Ministerio de Energía y de la Comisión Nacional de Energía.

En virtud del contrato especial de operación petrolera el Estado de Chile, representado por el Ministro de Energía, faculta a un particular, denominado contratista, que puede ser persona natural o jurídica, nacional o extranjera, para explorar o explotar hidrocarburos líquidos o gaseosos de forma exclusiva (artículo 1 Nº2 del DFL Nº2), pagándole a éste una retribución, definida como los pagos en moneda nacional o extranjera, y los hidrocarburos, que el contratista reciba con motivo de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que realice en las condiciones que se estipulen en el contrato especial de operación (artículo 1 Nº3 del DFL Nº2). Tal y como se desprende de dicha disposición, en forma consistente con la dicción del artículo 19 Nº 24 inciso 10º de la CPR, el CEOP puede tener por objeto la exploración o la explotación o ambas actividades en forma conjunta, siendo facultad privativa del Presidente de la República (a instancia de parte o de oficio) la definición de las labores que serán el objeto del contrato.

Junto a lo anterior, cabe destacar que el citado DFL N°2 establece el marco que pretende operar como incentivo para el desarrollo de la exploración y explotación de hidrocarburos en nuestro país, y es desde esa perspectiva que la regulación obrante en tal norma cobra sentido.

Así, merecen ser destacados, en primer lugar, el artículo 12 del DFL N°2, incorporado por el artículo 14 N°4 de la Ley N°18.737, en cuanto que fija un régimen de invariabilidad tributaria, al señalar que el régimen, beneficios, franquicias y exenciones,

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establecidos en cualquiera de los artículos del DFL, permanecerán invariables durante la vigencia del contrato, en la medida que se haya dejado constancia de ellos en el respectivo contrato.

En cuanto al régimen de tributación del contratista, el DFL establece los siguientes regímenes y beneficios:

a) Dispone la posibilidad de optar por un régimen de tributación único de un 50% de la retribución, o conservar el régimen de tributación general de la renta vigente a la fecha de la escritura pública en que conste el contrato especial de operación, si bien cualquiera que sea el sistema fijado éste substituirá todo otro impuesto directo o indirecto que pudiere gravar la retribución o al contratista en razón de la misma, y será invariable por el plazo que se otorgue. La elección del régimen de tributación está entregada al Presidente de la República, debiendo optarse por uno u otro régimen en el respectivo decreto de requisitos y condiciones (artículo 5);

b) Cualquiera que haya sido el régimen de tributación adoptado y en la medida que así lo aconsejen las dificultades que ofrezca el área territorial de exploración o explotación, atendida la no existencia de acuerdos que eviten la doble tributación internacional entre el país de origen de la inversión y Chile, o lo gravoso que para el contratista puedan resultar los términos del contrato, se prevé la posibilidad de que el Presidente de la República pueda disponer rebajas del impuesto de la renta desde el 10% hasta el 100% (artículo 5);

c) Adicionalmente, se faculta a que el Presidente de la República aplique los citados porcentajes de rebaja a los derechos, impuestos, tasas o contribuciones y, en general, a cualquier pagos o gravámenes que, directa o indirectamente, afecten las importaciones de maquinarias, implementos, materiales, repuestos, especies y elementos o bienes destinados a la exploración y explotación de hidrocarburos, con motivo de los contratos o subcontratos a que se refiere el DFL (artículo 5);

d) Junto a ello, la citada disposición hace aplicable a los contratistas el régimen tributario de los exportadores (DL N° 825, de 1974) en lo relativo a la recuperación del IVA, aún cuando no exporten o no efectúen operaciones afectas a tal tributo, para lo cual, el Presidente de la República habrá de determinar en cada caso las normas administrativas para hacer efectiva la referida recuperación (artículo 5);

e) Finalmente, todos los beneficios indicados en las letras precedentes requieren haber sido establecidos en el respectivo decreto de requisitos y condiciones (artículo 5);

f) Cabe asimismo destacar la exención prevista al ingreso de las mercancías destinadas a la exploración de hidrocarburos (máquinas, aparatos, instrumentos, equipos, herramientas y sus partes o piezas), sea que las mismas tengan por fin cumplir con un contrato de trabajo petrolero específico, o para el cumplimiento del contrato especial propiamente tal. La internación de estos bienes se podrá efectuar bajo el régimen de admisión temporal, sin aplicación de ningún derecho, impuesto, tasa o gravamen, por un plazo de hasta 5 años, prorrogable anualmente por el Director Nacional de Aduanas (artículo 10 del DFL);

g) Desde la perspectiva cambiaria, los artículos 3 y 4 del DFL N°2recogen una serie de derechos a favor del contratista, relacionados esencialmente con la

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obtención de divisas y el acceso al mercado de divisas, así como con la libre disponibilidad de éstas, cuando se reciben como retribución, disponiéndose que el reconocimiento de estos derechos está supeditado a que así lo acuerde el Banco Central;

Finalmente, cabe hacer mención a lo dispuesto en el artículo 11 del DFL N°2, que declara como de utilidad pública para los efectos de su expropiación, todos los terrenos que determine el Presidente de la República por medio de decreto supremo dictado por el Ministerio de Energía, como necesarios para la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos por parte de los contratistas, si bien se dispone que las indemnizaciones y gastos que se originen como consecuencia de la mencionada expropiación serán de cargo del respectivo contratista. Cabe destacar que la expropiación autorizada es sólo respecto de terrenos, ya que tal y como indica el inciso 2º del mismo artículo, lo dispuesto en cuanto a la expropiación es sin perjuicio de los derechos y servidumbres establecidos en el Código de Minería en favor de la investigación y exploración mineras, de las concesiones mineras y de los establecimientos de beneficio; es decir, la expropiación de concesiones mineras y servidumbres no está autorizada, sino que sólo la de terrenos.

Y junto a lo anterior, el artículo 11 inciso 2º del DFL N°2, dispone que los derechos y servidumbres establecidos en el Código de Minería en favor de la investigación y exploración mineras, de las concesiones mineras y de los establecimientos de beneficio, son aplicables en todo a la investigación, exploración y explotación de hidrocarburos efectuadas por personas que hayan celebrado con el Estado contratos especiales de operación. De ello se desprende que en general y mutatis mutandis, el régimen de derechos previstos en el CM para los concesionarios mineros es aplicable a los contratistas especiales. Así, en lo que interesa a este estudio, la citada disposición hace aplicable a los contratistas especiales el derecho a imponer las servidumbres a que aluden los artículos 120 y ss. del CM, por tratarse de un derecho reconocido a los concesionarios mineros ex artículo 109 del CM. Así, en virtud de lo señalado, los contratistas especiales pueden imponer los siguientes gravámenes: 1° El de ocupar los predios superficiales en toda la extensión necesaria por canchas y depósitos de minerales, desmontes, relaves y escorias; por plantas de extracción y de beneficio de minerales; por sistemas de comunicación, y por canales, tranques, cañerías, habitaciones, construcciones y demás obras complementarias; 2° Los establecidos en beneficio de las empresas concesionarias de servicios eléctricos, de acuerdo con la legislación respectiva, y 3° El de transitar por los predios superficiales y el de ser ocupados por caminos, ferrocarriles, aeródromos, cañerías, túneles, planos inclinados, andariveles, cintas transportadoras y todo otro sistema que sirva para unir la concesión con caminos públicos, establecimientos de beneficio, estaciones de ferrocarril, puertos, aeródromos y centros de consumo.

d) Naturaleza jurídica de los contratos especiales de operación

Teniendo en cuenta los desarrollos efectuados, cabe finalmente abordar la naturaleza jurídica de los contratos especiales de operación. Bajo la vigencia del DL Nº 1089 no había duda de la naturaleza contractual de los contratos de operación, de la mano de los contratos de operación petrolera y de los contratos de operación de

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sustancias atómicas naturales. Sin embargo, tras la entrada en vigor de la actual CPR un importante sector de la doctrina ve en estos contratos una institución de naturaleza concesional. Para este sector, ―(…) la forma en que se conceptualiza la clasificación (mediante una desafortunada terminología que distingue entre sustancias concesibles e inconcesibles), es ciertamente incoherente, pues desde un punto de vista dogmático todo acto que permite el aprovechamiento a particulares siempre será jurídicamente una «concesión», sea cual sea la clase de sustancias minerales de que se trate (en otras palabras: todas las «minas» son jurídicamente «concesibles»). El hecho es que tanto las «concesiones [que] se constituirán por resolución judicial», por un lado, como las «concesiones administrativas» o «contratos especiales de operación», que se constituirán por un acto administrativo, por otro lado, siempre serán una especie de un sólo genus jurídico: el concesional, llámele como le llame la CPR‖148.

Lo postura expuesta calza con la construcción dogmática de los derechos reales administrativos de aprovechamiento, que se funda en la premisa consistente en que ―(…) como el derecho real administrativo recae sobre una cosa de dominio público, sustraída al comercio jurídico privado, su nacimiento es incompatible con cualquiera de los modos que tradicionalmente se han reconocido en el Derecho privado. El derecho real administrativo no puede nacer, su creación no puede tener lugar por los modos típicos del Derecho privado. Nace por un acto típicamente administrativo: la concesión. Pero al lado de este modo normal, cabe reconocer otros especiales: como la propia Ley y la prescripción‖149.

Frente a dicha postura, existe otra que ve en los contratos especiales de operación verdaderos contratos sin naturaleza concesional150.Para dicha posición, si se postula una concepción funcional del dominio público, no deberían apreciarse dificultades en aceptar que su aprovechamiento puede efectuarse no sólo por vías concesionales, sino que también por vías contractuales. Si el Estado no es dueño ―patrimonial‖ del ―dominio minero‖, y por ende en estricto rigor nada ―concede‖ al particular, sino que se limita a ―ordenar‖ el ejercicio de cierta actividad que conlleva un uso más o menos intensivo del dominio público, el Estado, en principio, puede utilizar todas las técnicas de ordenación que están a su disposición para regular el acceso al referido aprovechamiento. Y así como cabría acudir por ejemplo a la técnica autorizatoria, cabría también utilizar el contrato, en virtud del denominado principio de intercambiabilidad de las técnicas administrativas, en cuya virtud la Administración puede en determinados casos lograr una misma finalidad mediante diferentes tipos de técnicas de intervención151. Así, para ese sector, no existen

148VERGARA BLANCO (2010) pp.192-193, 657 y ss. Asimismo, vid. PÉREZ STIEPOVIC (1990) y

(1993) passim; ROJAS CALDERÓN (1997) passim. 149GONZÁLEZ PÉREZ (1957) pp.172-173. 150MARDONES OSORIO y AYLWIN CHIORRINI (2012). 151DIEZ-PICAZO (1982) p.21, principio del cual da cuenta José Luis VILLAR PALASÍ, en su

estudio sobre ―La actividad industrial del Estado en el Derecho Administrativo‖, en el Nº 3 de la Revista de Administración Pública, 1950, pp.53-125, como en su obra La intervención administrativa en la Industria, IEP, Madrid, 1964, vol. I, pp.92-94, y el que se manifiesta con especial intensidad en el caso de las técnicas de fomento, como señala RODRÍGUEZ-CAMPOS (2005) p.405, nota al pie nº5.

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reproches dogmáticos a la posibilidad de utilizar el dominio público a través de vías contractuales, separándose del tradicional título que constituye la concesión152.

Como ha destacado la doctrina, la opción por uno u otro título suele estar vinculada más bien a motivaciones políticas, ideológicas o económicas, que son las que en definitiva determinan la consagración de uno u otro sistema de uso del dominio público153. Y, según sostiene la postura en análisis, precisamente, en nuestro ordenamiento jurídico, la incorporación del modelo de contrato de operación responde a unas circunstancias económicas y políticas específicas y claramente identificables: la otrora imposibilidad constitucional de otorgar concesiones administrativas para el aprovechamiento de los hidrocarburos líquidos y gaseosos; y la necesidad económica de generar hidrocarburos en nuestro país, atendido el desabastecimiento internacional generado tras la crisis internacional de la OPEP en el año 1973. Creemos que a la luz de dichos antecedentes es absolutamente plausible lo aquí sostenido.

En segundo lugar, la postura en estudio afirma que el objeto de los contratos especiales de operación no es permitir el aprovechamiento privado sin más de las sustancias no concesibles, en forma exclusiva o privativa, con el sólo efecto de satisfacer fines estrictamente particulares (lo cual, por cierto, ni siquiera ocurre tratándose de las concesiones administrativas). Al menos, en la regulación de los contratos especiales de operación petrolera ello queda en evidencia, desde que se reconoce la existencia de una retribución que no es sino el pago que realiza el Estado por una prestación de servicios.

Partiendo de dicha consideración, para la posición en estudio, es posible entender cuál es el esquema diseñado por el legislador constitucional al regular las distintas vías de aprovechamiento de las sustancias no concesibles por los particulares. Por una parte, se permite el otorgamiento de concesiones administrativas, el que puede centrarse primordialmente en la satisfacción de un fin particular, sin perjuicio del interés público que en todo caso se subentiende existe en que las

152 En línea con esta posición, el Tribunal Constitucional ha reconocido que la concesión es el

título principal de utilización del dominio público, pero no el único, al sentenciar que la ―(…) «publicatio», si bien excluye la apropiación de los bienes que la componen por particulares, no excluye a éstos del uso privativo que puedan obtener, es decir, no quedan marginados del tráfico jurídico. Mediante ciertos títulos habilitantes, la Administración encargada de la administración del bien demanial, entrega no el bien, pues atentaría contra su inalienabilidad, sino que «reparte, por motivos de interés público, derechos de utilización o aprovechamiento privativo sobre determinadas porciones del dominio público con un destino específico» (…). Sin esos títulos, el privado no tiene legitimidad para su uso privativo. El principal de estos títulos es la concesión‖. STC Rol Nº1281-08-INA, Considerando 35. Y asimismo, MORAGA KLENNER (2009) pp.78-79 sostiene que ―(…) A diferencia de los contratos del Derecho Común, los administrativos pueden disponer válidamente sobre un objeto que se encuentra fuera del comercio humano. Tal es el caso de los bienes que componen el Dominio Público […] Con lo anterior, queremos explicar que sin verse amenazada la titularidad pública de la Administración del Estado sobre el Dominio Público, excepcionalmente se puede conceder o entregar a privados derechos reales o personales administrativos, por cuya virtud éstos quedan facultados para usar bienes de naturaleza pública en condiciones de preferencia, privilegio o con cierta exclusividad o, alternativamente, que les otorgan el ejercicio privado de funciones o actividades auxiliados por el uso o aprovechamiento de bienes que componen dicho Dominio Público‖.

153MEILÁN GIL (1982) pp.10-11; GARCÍA PÉREZ (1997) p.344.

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sustancias sean explotadas por los particulares, por las consecuencias anexas que la referida actividad conlleva en general para la sociedad, tal y como se reconoce en forma expresa en sede minera, por el propio texto constitucional, al señalar que ―(…) La concesión minera obliga al dueño a desarrollar la actividad necesaria para satisfacer el interés público que justifica su otorgamiento…‖ (inciso 7º del artículo 19 Nº24 de la CPR), y como lo ha ratificado además el Tribunal Constitucional, entre otras ocasiones, en sus sentencias Rol Nº1281-08-INA, de 2009 y Rol Nº5, de 1981. Y junto a ello, por otra parte, se permite que los privados concurran prestando servicios al Estado a fin de que éste pueda aprovechar de una manera específica (ni directa ni por medio de sus empresas, sino que con el concurso de capital privado y bajo su propio riesgo) las sustancias no concesibles judicialmente. De esta forma, pese a la aparente flexibilidad que parece desprenderse de la mera literalidad constitucional (ya que estas consideraciones no se desprenden del propio texto, sino que de un análisis sistemático y teleológico de diversas normas del ordenamiento jurídico), esta posición sostiene en definitiva quecada uno de los títulos jurídicos habilitantes a favor de los particulares responde a esquemas de aprovechamiento diversos. Y la Administración, al acceder al otorgamiento de los mismos, debe respetar tales esquemas, so pena de desvirtuar las diversas vías de aprovechamiento dispuestas por la CPR.

En tercer lugar, para este sector de la doctrina, la naturaleza contractual de los contratos especiales de operación determina que los mismos no otorguen derechos reales de aprovechamiento sobre un bien que integra el dominio público, sino que dada dicha naturaleza, sólo reconocen derechos personales, que no facultan a la apropiación directa del bien. Un dato interesante al respecto constaría en la Historia de la Ley Nº19.657, sobre concesiones de energía geotérmica, cuyo proyecto original contemplaba que la energía geotérmica sería aprovechable a través de un sistema de contratos de operación. Sin embargo, dicho modelo fue posteriormente desechado, por considerarse que tal contrato ―(…) presenta características de arriendo, y los inversionistas no tendrían el uso y goce del bien‖154. Y en esta línea se alude asimismo al Mensaje con que se acompañó el proyecto de la Ley Nº20.219, por la que se modificó la Ley Nº19.275, que creó el Fondema, a fin de incorporar a éste los ingresos derivados de las actividades de explotación de hidrocarburos en virtud de los CEOP. En el referido Mensaje se señalaba que―(…) El decreto con fuerza de ley N° 2, de 1987, establece que los contratos especiales de operación no constituyen concesiones ni confieren derechos a los particulares sobre los hidrocarburos. Lo anterior es conteste con lo que establece la Constitución Política de la República de Chile. En estos casos, es el Estado el que contrata la explotación de los hidrocarburos y el que paga al contratista una cantidad determinada en dinero o en hidrocarburos por la explotación realizada. De esta forma, y a la luz de la normativa vigente, la explotación que realizan los particulares, en virtud de los Contratos Especiales de Operación, no les otorgan la titularidad de derecho alguno respecto de los hidrocarburos que extraen, más allá de los derechos personales que se derivan de los Contratos Especiales de Operación celebrados‖155.

154Historia de la Ley Nº19.657 (versión digital) p.38. 155 Historia de la Ley Nº20.219 (versión digital) pp.5-6.

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2.5. Los Contratos de Servicios

a) Antecedentes

El artículo 4 letra j) del DL Nº 2.224, in fine, contiene la alusión a una categoría contractual obviada en general por la doctrina nacional, y de nula utilización por la Administración. La referida disposición reconoce como competencia del Ministro de Energía, el ―(…) celebrar, en representación del Estado, y previo informe favorable del organismo correspondiente, contratos de servicio que tengan por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos y materiales atómicos naturales‖.

Los antecedentes de esta disposición se sitúan en la letra i) del artículo 5º del DFL Nº 302, de 1960, de Hacienda, que contiene la Normativa Orgánica del Ministerio de Minería, la cual, en forma previa a la modificación realizada por la Ley Nº20.402, disponía como atribución del Ministro de Minería: ―i) Suscribir en representación del Estado, previo informe favorable del Consejo de la Comisión Nacional de Energía, tratándose de hidrocarburos, del Consejo de la Comisión Chilena de Energía Nuclear, en el caso de materiales atómicos naturales y del Consejo de la Comisión Chilena del Cobre, si se trata de sustancias minerales metálicas o no metálicas, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije por decreto supremo, los contratos especiales de operación a que se refiere el inciso décimo del número 24 del artículo 19 de la Constitución Política; ejercer, directamente o por intermedio de un organismo o empresa del Estado, funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato especial de operación antes mencionado le señalen; y celebrar, en representación del Estado, previo informe favorable del Consejo de la Comisión de los antes señalados [sic], contratos de servicio que tengan por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión‖. Como se puede apreciar, la referida norma contiene un error de redacción, al, aparentemente, haberse omitido la alusión a los ―servicios‖.

Esta norma fue originalmente introducida por el artículo 57 de la Ley Nº18.482, publicada en el Diario Oficial de fecha 28 de diciembre de 1985. Dicha disposición introdujo la siguiente letra i) en el artículo 5º del DFL Nº302, de 1960, referido a las atribuciones del Ministro de Minería: ―i) Suscribir en representación del Estado, previo informe favorable del Consejo de la Comisión Nacional de Energía, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije por decreto supremo, los contratos especiales de operación a que se refiere el inciso décimo del número 24 del artículo 19 de la Constitución Política; ejercer, directamente o por intermedio de un organismo o empresa del Estado, las funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato especial de operación antes mencionado le señalen; y celebrar, en representación del Estado, previo informe favorable del Consejo de la Comisión Nacional de Energía, contratos de servicio que tengan por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos‖. Según consta en la Historia de la ley, esta disposición tuvo por finalidad facultar al Ministro de Minería para suscribir en representación del Estado contratos especiales de operación, cuando el Presidente de la República así lo

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dispusiere en el respectivo Decreto Supremo156. Como se puede apreciar, en la historia legislativa no se hace referencia a los citados ―contratos de servicios‖, sino que sólo se alude a los contratos especiales de operación petrolera.

Dicha norma atribuía competencias expresas al Ministro de Minería exclusivamente para la suscripción de los contratos especiales de operación y de servicios en materias petroleras. Posteriormente, dicha disposición fue modificada por el artículo 37 de la Ley Nº18.899, publicada en el Diario Oficial el 30 de diciembre de 1989, a fin de incluir en dichas atribuciones los contratos especiales de operación de otras sustancias metálicas o no metálicas no susceptibles de concesión minera (como el litio, las sustancias situadas en el mar territorial y en zonas de importancia para la seguridad nacional) y los materiales atómicos naturales157.

b) Objeto

Tal y como se desprende del tenor literal del DL Nº2.224, los contratos de servicios a que hace referencia su artículo 4º letra j) son aquellos que tienen por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos y materiales atómicos naturales. Así, el objeto de estos contratos es: i) la ejecución; ii) de determinados trabajos; iii) relacionados con la exploración de yacimientos.

En primer lugar, la ―ejecución‖ se define por el Diccionario de la Real Academia de la Lengua como ―1. f. Acción y efecto de ejecutar‖, y ejecutar como ―Poner por obra algo‖, es decir, la realización material de una cosa. En base a dichas definiciones cabe sostener que estos contratos no apuntan a la mera realización de estudios ―de escritorio‖, los cuales por cierto se contemplan en forma específica en una norma diversa (artículo 4 letra d) del DL) sino que tienen por finalidad la realización o conclusión material de una actividad.

En segundo lugar, de acuerdo con el texto de la norma, lo contratado ha de ser la realización de ―determinados trabajos‖. Dicha referencia implica que por medio de estos contratos no es posible contratar la ejecución de trabajos generales sin determinación específica. Así, en virtud de estos contratos, el Estado de Chile contrata ciertos trabajos particulares, específicos y definidos.

Y finalmente, la norma en análisis autoriza la suscripción de estos contratos para la realización de trabajos específicos ―relacionados con‖ la exploración de yacimientos. La referencia a ―relacionado con‖ implica que estos contratos no tienen

156 Historia de la Ley Nº 18.482, p.731. 157 Los materiales atómicos naturales son el torio, el uranio y ―(…) cualquier otro que determine

la ley‖ (artículo 2º de la Ley Nº16.319, de 1965, que Crea la Comisión Chilena de Energía Nuclear). Debido a que de acuerdo con el artículo 19 Nº24 inciso décimo de la CPR, los contratos especiales de operación tienen por objeto el aprovechamiento de las sustancias no susceptibles de concesión minera (las cuales han de declararse por medio de Ley Orgánica Constitucional, por así disponerlo el artículo 19 Nº24 inciso séptimo de la CPR), es que en la actualidad no cabe el otorgamiento de contratos especiales de operación respecto del torio y el uranio, ya que estas sustancias sí son susceptibles de concesión minera. Por ende, los referidos contratos sólo podrían otorgarse respecto de otras sustancias que una ley (que debe ser Orgánica Constitucional) declare como no susceptibles de concesión minera y además como materiales atómicos naturales.

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(o no pueden tener) por objeto la exploración directa de yacimientos de hidrocarburos, sino que, siguiendo la definición del término ―relacionado con‖ consagrado en el Diccionario de la RAE, apuntan más bien a la realización de ciertas actividades que tienen conexión o correspondencia con la exploración, no tratándose de la exploración general misma. Dicha interpretación se aviene con el texto del artículo 19 Nº 24 inciso 10º de la CPR, el cual dispone en forma específica los medios a través de los cuales es posible llevar adelante la exploración de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Por tanto, a través de estos contratos el Estado contrata la realización de ciertos trabajos o servicios específicos, relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos.

c) Elementos

El DL Nº2.224 nada señala sobre el régimen jurídico aplicable a estos contratos. Ahora bien, de la norma contenida en el DL en estudio cabe desprender algunas consideraciones relevantes para nuestro análisis:

1) El contrato se suscribe por el Ministerio de Energía en representación del Estado de Chile. Por tanto, la suscripción del contrato se efectúa directamente por parte del Estado de Chile, a través del Ministerio de Energía, y no en forma directa por un órgano o servicio específico del Estado. Sin embargo, si la institución de la ―representación‖ consiste en que los efectos de un acto jurídico que realiza una persona por cuenta de otra se producen directa e inmediatamente en el representado, como si él mismo hubiera ejecutado el acto, cabe plantearse si es jurídicamente viable sostener que es el ―Estado de Chile‖ el titular de los derechos y obligaciones que se derivan del contrato suscrito. Creemos que la respuesta ha de ser negativa, debido a que la idea de ―Estado‖ es más bien un concepto sociológico, y su utilización en esta materia posee más bien un componente psicológico: representar que todo el conjunto de órganos que conforman el ―Estado‖ queda obligado por las disposiciones contractuales acordadas. Así, la referencia a Estado debe entenderse efectuada más bien a los órganos del Estado que conforman la Administración del Estado, los cuales, para estos efectos, actúan representados por el Ministerio de Energía158;

158 Vid. en este sentido GARCÍA DE ENTERRÍA (1992) p.200, en la que sostiene que ―(…) Si la

personalidad general del Estado no es sostenible en el Derecho Público, fuera del orden jurídico internacional, en donde los diversos Estados se enfrentan y se relacionan entre sí como totalidades o globalidades, hay que decir que el dogma de la personalidad jurídica cuadra perfectamente a una de las partes del Estado, a la Administración. La Ley y la Sentencia no son explicables, ya lo hemos visto, como productos de una entidad transpersonal y mística; en cambio, los actos administrativos, los contratos administrativos, los procesos contencioso-administrativos, las ejecuciones administrativas no son comprensibles siquiera si no se imputasen, no ya al Estado, que es otras muchas cosas, como sabemos, y que no admite a los ojos de los juristas una determinación imprecisa, sino a la Administración como sujeto de distintas relaciones jurídicas en su amplia variedad. La Administración es una organización instrumental cuya personificación no requiere mística alguna; actúa siempre ante el Derecho como un sujeto que emana actos, declaraciones, que se vincula con contratos, que responde con su patrimonio de los daños que causa, que es

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2) La ley no señala si los servicios contratados son remunerados en dinero o a través de algún otro medio de retribución equivalente;

3) La ley no señala si el Estado posee algún tipo de prerrogativa particular (potestad exorbitante) que beneficie la posición contractual del Estado por sobre la posición del contratista;

d) Naturaleza jurídica

En nuestro ordenamiento jurídico, en primer lugar cabe plantearse si los contratos de servicios a que alude la norma en análisis son equiparables a los contratos especiales de operación. En un principio podría pensarse en una respuesta afirmativa, considerando que sólo a través de los CEOP los particulares pueden participar en la exploración de hidrocarburos, por disponerlo así en forma expresa la propia CPR. A ello se suma la circunstancia consistente en que, como hemos visto previamente, los CEOP son, precisamente, contratos de servicios. Sin embargo, el simple hecho de que en la misma disposición ya exista una mención expresa a los CEOP nos permite desechar dicha posibilidad. Por otra parte, en los CEOP se encuentra claramente dispuesto que quien asume el riesgo de las labores es el propio contratista, lo que no sucede en el caso de los contratos de servicios, en los cuales, por tanto, debe estimarse que el riesgo es asumido por el mandante, es decir, por el Estado.

En segundo lugar, estos contratos de servicios deben diferenciarse de aquellos contratos que se suscriban para la realización de estudios generales relacionados con el funcionamiento y desarrollo integral del sector, a los que se refiere el artículo 4 letra c) del DL Nº2.224, por cuanto aquéllos tienen por finalidad, más que la realización de un simple estudio, la ejecución de determinados trabajos.

Es posible asimilar estos contratos a los que en doctrina se conocen como contratos de obras o servicios específicos, sub-especie de los contratos de servicios ya estudiados, los cuales se reconocen en forma expresa en el DFL Nº2, de 1986, respecto de los contratistas especiales, bajo la denominación de Contrato de Trabajo Petrolero Específico. Estos se definen en el artículo 1º Nº4 del citado DFL como ―Aquel por el cual el contratista de un contrato especial de operación encarga a un tercero la prestación de un servicio o la ejecución de una obra, específicos, mediante el pago de una remuneración, con el objeto de que este tercero coadyuve en la ejecución de trabajos especiales de exploración o explotación de hidrocarburos. La persona que presta el servicio o ejecuta la obra se denomina subcontratista‖159. Como se aprecia, en estos contratos es el contratista especial el que contrata a un tercero para la realización de un servicio o de una obra específica que tiene por

enteramente justiciable ante los Tribunales. Esta realidad está personalizada como veste última de su organización, con toda evidencia‖.

159 El artículo 17 de la Ley de Hidrocarburos de Ecuador define estos contratos como ―aquellos en que personas jurídicas se comprometen a ejecutar para PETROECUADOR, obras, trabajos o servicios específicos, aportando la tecnología, los capitales y los equipos o maquinarias necesarias para el cumplimiento de las obligaciones contraídas a cambio de un precio o remuneración en dinero, cuya cuantía y forma de pago será convenida entre las partes conforme a la Ley‖.

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finalidad contribuir, asistir o ayudar en la ejecución de ciertos trabajos particulares de exploración o explotación de hidrocarburos.

La idea que subyace en los contratos de servicios regulados en el DL Nº2.224 es esencialmente la misma, pero aplicada al Estado y no a un contratista especial. Así, en virtud de estos contratos se permite que en los supuestos en los que el Estado puede realizar en forma directa actividades de exploración de hidrocarburos, la ejecución de algunas de las actividades relacionadas con tal exploración pueda ser encomendada a un tercero. De esta forma, el DL, al igual que el DFL Nº2, de 1986, respecto de los contratistas especiales, reconoce la posibilidad de que el Estado contrate con terceros la realización de ciertas actividades relacionadas con la exploración de yacimientos de hidrocarburos, a fin de permitir encarar dichas actividades con el concurso específico de particulares, sin que por ello deje de ser el Estado el que, para todos los efectos, figura llevando a cabo la labor de exploración.

Cabe determinar si estos contratos pueden calificarse como verdaderos contratos administrativos o si se trata más bien de contratos privados de la Administración. Con carácter general, la doctrina comparada sostiene que los contratos petroleros de servicios son contratos sui generis, exclusivos para los hidrocarburos, regidos por normas de Derecho Público, que poseen verdadera naturaleza de contratos administrativos en los que el Estado es parte y en los que prevalece el interés público160.

En doctrina, los contratos administrativos son normalmente definidos como aquellos celebrados entre un órgano del Estado y un particular, cuyo objeto es la satisfacción directa de un fin de interés público, y cuyo régimen jurídico es esencialmente de Derecho Público. En dichos contratos se aprecian variados aspectos que en un principio los distinguen de las figuras contractuales de Derecho Privado, o de otras figuras de Derecho Administrativo, de entre los cuales la doctrina señala los siguientes: i) existencia de una desigualdad de las partes, que determina la existencia de facultades exorbitantes de titularidad del Estado161, las cuales se traducen normalmente en la existencia del ius variandi a favor del Estado162, la potestad sancionatoria o la facultad de la Administración de poner término unilateral al contrato por causa de interés público163; y, ii) en general, el objeto de los

160CUERVO PONTÓN (2001) p.251. 161 Si bien tales facultades no siempre concurren. Así lo ha señalado la CGR en su dictamen

Nº46.460, de 2000, en el que señala que ―(…) como lo ha manifestado la jurisprudencia de esta Entidad de Control, expresada, entre otros, en los dictámenes N°s. 29.401, de 1984 y 12.251, de 1993, y como también se infiere de lo dictaminado en el oficio N° 14.540, del presente año, la expresión contrato administrativo se entiende con un alcance amplio, en el sentido de que abarca los diversos tipos de contratos que celebren los entes de la Administración, tanto en el ámbito de sus potestades exorbitantes como en el de su actuación en un plano de igualdad con los particulares…‖.

162 Es muy gráfico en este sentido el artículo 13 letra d) de la Ley Nº 19.886 que permite la modificación o terminación de los contratos administrativos ―por exigirlo el interés público o la seguridad nacional‖. En el ámbito de los CEOP también se aprecia una cláusula similar en la propia CPR, al señalar el inciso 10º del artículo 19 Nº24 que ―El Presidente de la República podrá poner término, en cualquier tiempo, sin expresión de causa y con la indemnización que corresponda, a las concesiones administrativas o a los contratos de operación relativos a explotaciones ubicadas en zonas declaradas de importancia para la seguridad nacional‖.

163 Vid. el fallo de la Corte Suprema de fecha 23 de diciembre de 2011, Rol Nº810-2009, en el que se sostiene que ―(…) no es posible declarar la nulidad de derecho público del acto de

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mismos se concreta en una actividad o trabajo de carácter público o cuya finalidad es colaborar en la consecución de un fin público164, en la medida que el titular de la obra, producto o servicio de que se trate será el Estado165. Desde luego que la concurrencia de uno o más de los citados elementos no es un asunto unánimemente aceptado por la doctrina ni por las legislaciones, tratándose de un asunto que dependerá de cada ordenamiento jurídico particular166. Por su parte, los contratos privados de la Administración son aquellos en los cuales la Administración actuante lo hace sin especiales prerrogativas, sometida esencialmente al Derecho Común167.

Más allá de la distinción entre contratos administrativos y contratos privados de la Administración, hay que tener en consideración que, como ha señalado la CGR (dictámenes N°s 29.401, de 1984; 12.251, de 1993; y 46.460, de 2000), en nuestro ordenamiento jurídico existe un concepto amplio de contratos administrativos, en el que caben ambas categorías contractuales y en el que el aspecto central viene dado por la participación de la Administración en la relación negocial168. Así, desde dicha perspectiva, en nuestro ordenamiento jurídico la

terminación del contrato administrativo porque tanto el ordenamiento constitucional como el legal han reconocido y fundamentado la atribución entregada a la Administración de ciertas prerrogativas especiales denominadas exorbitantes del derecho común, entre ellas, la de poner término anticipado a un contrato administrativo cuando concurre una justificación del interés público o general que le sirve de fundamento y en caso de verificarse un hecho de incumplimiento de obligaciones previsto en las bases administrativas o en el contrato, como precisamente sucedió en la especie‖.

164 Si bien este sólo elemento puede no ser suficiente para que un contrato sea calificado como administrativo. Al respecto, vid. el dictamen Nº 22.683, de 1996, de la CGR, que sostuvo que el que ciertas obras estén destinadas a satisfacer una necesidad pública no permite sostener que a los contratos celebrados con tal fin se les pueda atribuir la calidad de contratos de obra pública o administrativos. En general, sobre los citados elementos como determinantes de la existencia de un contrato administrativo, vid. OELCKERS CAMUS (1979) passim; CALDERA DELGADO (1979) pp.232-239; MORAGA KLENNER (2007) p.69; POBLETE VINAIXA (2007) pp.76-78; SOTO KLOSS (2009) pp.471-472; VIÑUELA HOJAS (2007) p.42; DE LA CRUZ MILLAR (2008) pp.59-60. Asimismo, vid. el fallo de la CS de fecha 30 de julio de 2007, Rol Nº 1720-2006, en donde sostiene que ―(…) el Estado, en el ejercicio de su actividad, puede celebrar contrataciones privadas o pertenecientes al Derecho Privado, tales como compraventas, arrendamientos, etc., pero que también puede celebrar contratos administrativos, que son aquellos celebrados entre la Administración y un particular u otro órgano de aquélla, que persiguen un fin público y se someten a las reglas del Derecho Público. […] [E]n esta clase de contratos puede constatarse una absoluta desigualdad jurídica entre el Poder Administrador, por una parte, y el particular que actúa frente a él, quedando sometidos a reglas especiales entre las cuales figuran las siguientes: forma de estos contratos; poderes de la Administración para obtener mediante intimidaciones unilaterales la ejecución fiel y regular de la prestación convenida; y ciertas facilidades dadas a la parte de la Administración para el cumplimiento de sus obligaciones contractuales, de acuerdo a la Teoría de la Imprevisión‖.

165 En este sentido, MORAGA KLENNER (2007) p.69. 166CONCHA MACHUCA (2011) pp.40-41. 167 Al respecto, el dictamen Nº 22.683, de 1996, de la CGR ha señalado que no cabe considerar

como contratos administrativos aquellos que se han celebrado en condiciones de igualdad jurídica entre entes privados regidos por normas comunes concernientes a tales convenios, lo cual se verifica no solo por el hecho de que ninguna de las partes es un órgano estatal que ejerza funciones administrativas (requisito sin el cual no pueden concebirse contratos administrativos), sino porque no concurre el reconocimiento a una de ellas de prerrogativas especiales.

168 En este sentido, MORAGA KLENNER (2007) p.56; parcialmente, CORDERO VEGA (2006) pp.32-34, para quien un contrato es administrativo no solo en atención a la participación de la Administración, sino que también atendido el origen público de los fondos.

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calificación de los contratos de servicios anexos de exploración de hidrocarburos como contratos administrativos parece indiscutible, quedando sólo por determinar cuál es el régimen jurídico aplicable a tales contratos.

e) Régimen jurídico

La cuestión esencial en este punto es determinar si los contratos de servicios de exploración de hidrocarburos pueden considerarse como un contrato administrativo nominado pero atípico169, o si a la inversa, se trata de un contrato administrativo con un régimen jurídico definido.

En general, hasta la entrada en vigor de la Ley Nº 19.886, de Bases sobre Contratos Administrativos de Suministro y Prestación de Servicios (LCC), la regulación relativa a los convenios de servicios prestados por personas jurídicas a la Administración se contenía en el artículo 16 del DL Nº1.608, de 1976, el cual se encontraba reglamentado por el DS Nº98, de 1991, de Hacienda, que establecía modalidades a que debería ajustársela celebración de convenios que involucraran la prestación de servicios personales, en aplicación del artículo 16 del D.L. N°1.608, de 1976. A dicha forma de contratación se refirió posteriormente el artículo 34 de la LCC, señalando que su reglamentación se contendrá en el Reglamento de la LCC, DS Nº 250, de 2004, del Ministerio de Hacienda, particularmente, en sus artículos 105 y ss. Pese a ello, los citados convenios constituyen una especie de la categoría de los contratos administrativos de suministro y prestación de servicios regulados en la LCC, sin que ninguno de sus preceptos los exima de su observancia, encontrándose por ende incluidos en el sistema normativo establecido en dicho ordenamiento, en todo aquello que no sea inconciliable con su régimen particular170.

De acuerdo con el artículo 1º de la LCC, la misma regula los contratos que celebre la Administración del Estado, a título oneroso, para el suministro de bienes muebles, y de los servicios que se requieran para el desarrollo de sus funciones, los cuales deberán ajustarse a las normas y principios del citado cuerpo legal y de su reglamentación, aplicándose supletoriamente las normas de Derecho Público y, en defecto de aquéllas, las normas del Derecho Privado. Cabe recordar que de acuerdo con el artículo 1440 del Código Civil un contrato es oneroso cuando tiene por objeto la utilidad de ambos contratantes, gravándose cada uno a beneficio del otro. Y teniendo en cuenta el carácter oneroso de los contratos administrativos regulados en la LCC, el artículo 3º de su Reglamento exige como presupuesto habilitante de la contratación administrativa el contar con las autorizaciones presupuestarias que sean pertinentes, previamente a la resolución de adjudicación del contrato definitivo. Así, en un principio, la LCC y su Reglamento exigen que la contraprestación que el Estado pague con ocasión de los servicios recibidos, se pague en dinero, mediando la respectiva dotación presupuestaria previa. Sin embargo, este criterio ha sido en cierta forma relajado por la CGR. En efecto, en los dictámenes N°s 47.490, de 2005, y 5.090, de 2012, sostuvo que el artículo 1° de la LCC, para los efectos de determinar la procedencia de la aplicación de dicha normativa, no atiende al origen

169 Respecto a la distinción entre contratos administrativos (in)nominados y (a)típicos en el

Derecho Administrativo, vid. PAREJO GAMIR (1968) passim. 170 Dictamen Nº 47.490, de 2005, de la CGR.

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de los recursos necesarios para el financiamiento del contrato correspondiente, de manera que aun cuando estos sean solventados por particulares, deberá estarse a ese marco regulatorio. Pero pese a ello, de un análisis sistemático de la LCC y de su Reglamento se desprende que, más allá del origen de los fondos, la LCC exige la existencia de una contraprestación que ha de ser de naturaleza dineraria.

El artículo 2 Nº 10 del Reglamento de la LCC, define el contrato de servicio como aquél mediante el cual las entidades de la Administración del Estado encomiendan a una persona natural o jurídica la ejecución de tareas, actividades o la elaboración de productos intangibles. Los servicios se clasifican en generales, definidos como aquellos que no requieren un desarrollo intelectual intensivo en su ejecución, de carácter estándar, rutinario o de común conocimiento; y personales, los que a su vez pueden tener el carácter de servicios personales propiamente tal y personales especializados. El Nº 12 del artículo 2 del Reglamento de la LCC define los servicios personales propiamente tales, como aquellos que en su ejecución demandan un intensivo desarrollo intelectual, los cuales, de acuerdo con el artículo 105 Nº1 del Reglamento de la LCC, se someten a las reglas generales. Y el artículo 105 Nº 2 del citado Reglamento define los servicios personales especializados como aquéllos para cuya realización se requiere una preparación especial, en una determinada ciencia, arte o actividad, de manera que quien los provea o preste, sea experto, tenga conocimientos, o habilidades muy específicas. Generalmente, son intensivos en desarrollo intelectual, inherente a las personas que prestarán los servicios, siendo particularmente importante la comprobada competencia técnica para la ejecución exitosa del servicio requerido. La disposición cita como ejemplos el caso de proyectos de arquitectura, arte o diseño; proyectos tecnológicos o de comunicaciones sin oferta estándar en el mercado; asesorías en estrategia organizacional o comunicacional; asesorías especializadas en ciencias naturales o sociales; asistencia jurídica especializada y la capacitación con especialidades únicas en el mercado, entre otros, servicio los cuales consisten en ejecutar un proyecto o tarea muy puntual y acotada en el tiempo171.

De las disposiciones citadas cabe reconducir los contratos de servicios para la exploración de hidrocarburos a los contratos de servicios personales regulados en el Reglamento de la LCC, siéndoles aplicables el régimen jurídico de éstos, que se caracteriza por contemplar a la licitación pública como procedimiento general de contratación, según señala el artículo 107 del Reglamento, el cual debe ventilarse a través del Sistema de Información de compras. Sin embargo, el mismo precepto, in fine, señala que excepcionalmente172, tratándose de servicios especializados de un monto inferior a 1.000 UTM, las entidades podrán efectuar una contratación directa con un determinado proveedor, previa verificación de su idoneidad. En tal caso, señala la norma que la resolución fundada que autorice este trato directo deberá señalar la

171 Dictamen Nº 48.383, de 2012. 172 Ello implica que al ser la licitación pública la regla general, las causales de propuesta privada o

trato directo son taxativas y de derecho estricto y por ende, deben constar en el acto administrativo que aprueba el convenio respectivo, debiendo asimismo acreditarse su concurrencia (dictámenes Nºs 45.730, de 2003; 37.342, de 2005; 3.417, de 2008; y 61.883, de 2009, entre otros). En este sentido es que no basta para justificar un trato directo, la sola referencia a las disposiciones legales y reglamentarias que contienen la causal que fundamenta dicha modalidad de contratación, como tampoco la sola alusión a razones de índole interno de funcionamiento del Servicio (dictamen Nº 46.427, de 2008).

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naturaleza especial del servicio requerido, la justificación de su idoneidad técnica y la conveniencia de recurrir a este tipo de procedimiento, la que deberá publicarse en el Sistema de Información.

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§3. EL CONCEPTO DE ―EXPLORACIÓN‖ DE HIDROCARBUROS EN LA CONSTITUCIÓN POLÍTICA Y EN EL

ORDENAMIENTO JURÍDICO

I. EL ARTÍCULO 19 Nº24 DE LA CPR Y SU CONTEXTO NORMATIVO

De una lectura pausada del artículo 19 Nº 24, incisos 6º, 7º y 10º de la CPR, se desprende que dichas disposiciones realizan una distinción fundamental en relación a las sustancias minerales que son del ―dominio‖ del Estado. Dicha distinción radica esencialmente en los títulos jurídicos que permiten su aprovechamiento. Si bien lo relativo a los títulos jurídicos especiales que facultan para el aprovechamiento de los hidrocarburos líquidos y gaseosos se verá posteriormente, interesa en este momento destacar la existencia de la utilización de un lenguaje común referido a los diversos títulos jurídicos habilitantes que contempla la CPR. Dicho lenguaje común se refiere al fin de los títulos jurídicos habilitantes. Se trata de las alusiones a la exploración y explotación de las referidas sustancias.

En primer lugar, el inciso 6º in fine del artículo 19 Nº 24 señala que ― (…) Los predios superficiales estarán sujetos a las obligaciones y limitaciones que la ley señale para facilitar la exploración, la explotación y el beneficio de dichas minas‖. A su vez, el inciso 7º de la citada norma señala que ―Corresponde a la ley determinar qué sustancias de aquellas a que se refiere el inciso precedente, exceptuados los hidrocarburos líquidos o gaseosos, pueden ser objeto de concesiones de exploración o de explotación‖. Finalmente, el inciso 10º del artículo 19 Nº 24 dispone que ―La exploración, la explotación o el beneficio de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión, podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por decreto supremo‖.

Cabe plantearse si las referidas alusiones a ―exploración‖ de las sustancias minerales de ―dominio del Estado‖ tienen la misma significación en los tres casos indicados.

Desde ya cabe sostener que en el texto constitucional el término ―exploración‖ ha de considerarse como un concepto amplio, que abarca las más variadas formas y medios de investigación, con independencia de los mismos, determinándose su inclusión en tal categoría atendido un criterio teleológico. En efecto, el TC ha sostenido que la idea de exploración a que alude el inciso 6º del artículo 19 Nº24 no se condice con la exploración que regula la LOCCM y el CM, como parte del haz de facultades del titular de una concesión de exploración. En su fallo de 24 de septiembre de 2009, Rol 1284-08-INA, Considerando 28º, el máximo intérprete constitucional señala que ―(…) la Constitución no distingue entre la concesión de exploración y la de explotación, como para hacer sinónimos la voz «exploración» con «concesión de exploración». Usa el término, en un sentido genérico, para designar el reconocimiento de los terrenos para detectar la existencia de sustancias

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minerales…‖.Dicho criterio puede extrapolarse a la alusión que a ―exploración‖ contiene el inciso 10º del artículo 19 Nº 24 de la CPR. Así, lo determinante para considerar un trabajo como ―exploratorio‖ no ha de vincularse con el tipo de trabajo en sí, sino que más bien con la finalidad del trabajo. Es esa finalidad la que determina que determinadas actividades puedan considerarse como de ―exploración‖.

II. LA EXPLORACIÓN EN SEDE MINERA

1. LA LEY Nº18.097 Y EL CÓDIGO DE MINERÍA

1.1. LOCCM

El artículo 1 del proyecto de LOCCM señalaba que ―La concesión minera de exploración es un bien incorporal que consiste en el derecho exclusivo de investigar la existencia de sustancias minerales concesibles y las posibilidades de su utilización y de iniciar el procedimiento judicial para constituir concesión de explotación dentro de sus límites‖. Por su parte, el artículo 10 del proyecto de LOCCM señalaba que ―El concesionario de exploración tiene derecho exclusivo: 1º. a hacer libremente calicatas173 y otras labores de reconocimiento minero, salvo la observancia de los reglamentos de policía y seguridad y lo dispuesto en el artículo 7º; (…) 3º. a hacer suyos los minerales concesibles que necesite extraer con motivo de las perforaciones de reconocimiento y demás labores de investigación‖.

En relación a ello, en el Informe Técnico con que se acompañó el Proyecto de Ley Orgánica Constitucional indicaba:

―El constituyente consideró necesario establecer una categoría especial para diseñar y caracterizar los derechos mineros, atendiendo a que con las minas, que son el objeto material sobre el cual recaen los derechos mineros, ocurre lo que no sucede con otros: existen, pero no se sabe dónde; es necesario descubrirlas, y, hecho esto, existe interés por explotarlas. En ambas situaciones en que las minas se encuentran, ellas son objeto de interés por parte del Estado y de los particulares, lo cual da origen a distintos derechos. Mientras no se descubren, existe interés por catar y cavar y, en general, explorar para buscarlas, encontrarlas y determinar su valor. Descubiertas, existe interés por explotarlas, obteniendo las utilidades para los particulares y los impuestos y patentes para el Estado que puedan reportar. En otras palabras, las minas tienen una preexistencia jurídica y general anterior al descubrimiento, lo que da origen a una serie de derechos y obligaciones que a todos interesa que se regulen. En cambio, cuando las minas adquieren cabal existencia jurídica, surge la necesidad de determinar el sujeto o los sujetos que pueden constituir derechos en ellas. Esta particularidad de las minas, que interesan antes y una vez descubiertas, y dado su valor económico, determinó el establecimiento a su

173 Las calicatas se definen por el Diccionario de la RAE, en su tercera acepción, como

―Exploración que se hace con labores mineras en un terreno, o perforación que se practica para determinar la existencia de minerales o la naturaleza del subsuelo‖, asimilándolas por tanto a la realización de perforaciones.

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respecto de normas especiales que permitan construir y constituir los derechos correspondientes […]174.La concesión minera de exploración tiene por objeto otorgar el derecho exclusivo de realizar las investigaciones y trabajos convenientes a la determinación de la existencia de sustancias minerales concesibles, su calidad, magnitud, valor económico, etc., y el derecho exclusivo de iniciar el procedimiento judicial para constituir concesión de explotación. La exploración se ha concebido corrientemente como una etapa previa a la explotación y está fundamentada en el interés de explotar posteriormente. Por eso, la concesión de exploración coloca a su titular en una posición de exclusividad para la adquisición de la correspondiente concesión de explotación. Sin embargo, hay que tener presente que la exploración, en sí misma, corresponde no sólo a esta clase de concesión minera, porque la facultad general de catar y cavar, en si, es una forma de explorar, pero, se diferencia en que esta última por sí sola no conlleva la exclusividad para la misma exploración ni para solicitar la explotación. La facultad de catar y cavar, que puede ejercer cualquiera persona conforme a la ley, dado que el dueño del terreno no es por sí solo propietario de derechos mineros, constituye, entonces, una forma de realizar la exploración. Que ella pueda ejercerse sin necesidad de concesión minera indica la nota fundamental que sobresale y da un valor especial a la concesión de exploración: la exclusividad para explorar –primero- y –después- para explotar lo que se encuentre mediante la constitución de la correspondiente concesión de explotación‖175.

De las disposiciones citadas y sus comentarios parece desprenderse que en el proyecto de LOCCM el aspecto medular de la exploración minera se vinculaba con las labores de investigación, como género en el cual cabía subsumir variadas actividades de reconocimiento minero, entre las que era posible incluir las perforaciones. En cierto sentido la exploración minera se caracterizaba por la realización de actividades de investigación minera, incluyéndose dentro de dicha investigación la facultad de catar y cavar. Ello era reflejo de la realidad normativa existente bajo el CM de 1932, en el cual la investigación minera aparecía como un género en el cual cabían diversos tipos de actividades. En efecto, el Título III del CM de 1932 se denominada ―De la Investigación‖, cuyo Párrafo I se abocaba a regular la facultad de catar y cavar, y cuyo Párrafo II abordaba la exploración. En el citado párrafo I, el artículo 18 del CM de 1932 indicaba que la investigación comprendía el derecho de abrir la tierra para hacer reconocimientos. Por su parte, ya en el Párrafo II, el artículo 20 del CM de 1932 señalaba que podía solicitarse un permiso exclusivo para explorar cuando una persona deseara establecer trabajos de investigación o cateo por medio de barrenos mecánicos o por otros procedimientos que supongan el uso de maquinarias o instrumentos para buscar substancias delibre adquisición. Por su parte, la letra c) del artículo 25 del CM señalaba que sólo concesionario de exploración ―Durante el plazo de la investigación, […] podrá hacer calicatas u otras labores mineras‖. Asimismo, el artículo 218 del CM, al tratar de las minas de carbón, señalaba que ―Dentro del plazo fijado para la investigación, sólo el explorador podrá obtener concesiones de explotación en la zona señalada‖.

Dichas ideas se mantuvieron durante la tramitación legislativa de la LOCCM. Así, en relación al Nº1 del artículo 10 del proyecto, que hacía referencia a las

174 Historia de la Ley Nº18.097 (versión digital) p.17. 175 Historia de la Ley Nº18.097 (versión digital) p.28.

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calicatas y ―otras labores de reconocimiento minero‖, tal redacción fue objetada, sosteniéndose que ―(…) Emplear la expresión «reconocimiento» tratándose de un concesionario de exploración, es un error en derecho. Se «reconoce» lo que ya se conoce; la labor de reconocimiento es posterior al descubrimiento, y cuando se está haciendo exploración, las labores que se ejecutan son precisamente las labores de exploración o de investigación previas al descubrimiento‖176. Y respecto al Nº3 del artículo 10 del proyecto, que hacía referencia a ―(…) a hacer suyos los minerales concesibles que necesite extraer con motivo de las perforaciones de reconocimiento y demás labores de investigación‖, la Comisión Conjunta acordó reemplazar dicha frase por la referencia a ―las labores de exploración e investigación‖, por considerar que podía haber otras labores de reconocimiento además de las perforaciones177.

En virtud de las observaciones efectuadas, el artículo 10Nº1 de la LOCCM concluyó señalando que el concesionario de exploración tiene derecho exclusivo a hacer libremente calicatas y otras labores de exploración minera, mientras que el Nº3 del mismo artículo alude a las labores de exploración e investigación. Por tanto, la LOCCM, vinculándola con su antecedente directo (el CM de 1932) alude a 2conceptos matrices: la investigación y la exploración, aunque sin efectuar definición alguna de los mismos.

1.2. Código de Minería

El CM contempla dos disposiciones en las que alude a la investigación. En primer lugar, el artículo 3 del CM señala que ―Se reputan inmuebles accesorios de la concesión las construcciones, instalaciones y demás objetos destinados permanentemente por su dueño a la investigación, arranque y extracción de sustancias minerales‖. Y por su parte, el artículo 19 del CM señala que ―La facultad de catar y cavar comprende no sólo las de examinar la tierra y la de abrirla para investigar, sino también la de imponer transitoriamente sobre los predios superficiales las servidumbres que sean necesarias para la búsqueda de sustancias minerales‖. En cuanto a la exploración, el artículo 113 del CM señala que ―Durante la vigencia de la concesión, sólo su titular tendrá derecho, dentro de los límites de ella, a hacer libremente calicatas y otras labores de exploración‖.

En el Informe de la Secretaría de Legislación de la Junta de Gobierno se señaló que ―De las tres fases que abarca la industria minera -investigación o exploración, extracción o explotación y beneficio o purificación de los minerales-, los preceptos del Código de Minería tratan solamente de las dos primeras. En efecto, la exploración y la explotación tienen por meta, respectivamente, descubrir las minas que están ocultas en las entrañas de la tierra y hacer posible el arranque, la extracción y finalmente la apropiación de los minerales tal como se presentan en el yacimiento. Ambas fases son esencialmente aleatorias, importan considerables riesgos y, generalmente, se desarrollan en los predios superficiales ajenos, todo lo cual explica la necesidad de una normativa jurídica especial minera‖178.

176 Historia de la Ley Nº18.097 (versión digital) p.78. 177 Historia de la Ley Nº18.097 (versión digital) p.97. 178 Historia de la Ley Nº18.248 (versión digital) p.114.

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Pero junto a dichos conceptos, el CM incorpora asimismo la referencia a las prospecciones en su artículo 200, al indicar que ―Para la prospección o la exploración de la concesión de exploración o de la pertenencia, o la explotación de esta última y el beneficio de sus minerales, podrá también pactarse sociedades que se rijan por las disposiciones contenidas en la sección 1ª de este párrafo…‖, buscándose así ampliar el objeto de dichas sociedades, las que bajo el imperio del CM de 1932 sólo tenían por objeto ―el reconocimiento o explotación de pertenencias‖. En relación a dicha disposición se ha señalado por la doctrina que se entiende por ―(…) prospección el estudio preliminar de la presencia de yacimientos desustancias minerales, es decir, un paso algo más adelantado que la simple búsqueda, que es la comprendida en la fase de exploración‖, de forma que la exploración sería equivalente a simple búsqueda, y prospección, a una etapa posterior de estudio179. Otro autor ha sostenido que ―(…) [l]a prospección a la que se refiere el Código consiste en la exploración del subsuelo basada en el examen de los caracteres del terreno y encaminada a descubrir yacimientos minerales, petrolíferos, etc.‖180. De las definiciones expuesta se desprende en definitiva la idea de que la prospección implica un mayor detalle en el estudio de los resultados obtenidos en los trabajos exploratorios iniciales.

1.3. Conclusión

De los desarrollos efectuados cabe desprender que tanto la LOCCM como el CM contienen un concepto amplio de exploración, que abarca cualquier tipo de trabajo o labor efectuada con el fin de descubrir sustancias minerales, alineándose así con la idea matriz que se aprecia en el texto constitucional.

2. REGLAMENTO DEL ARTÍCULO 7º DE LA LEY Nº 19.137

El artículo único del DS N°96, del Ministerio de Minería, publicado en el Diario Oficial de 21 de julio de 1992, reglamentó el artículo 7° de la Ley N°19.137, sobre pertenencias mineras de Codelco-Chile que no forman parte de yacimientos en actual explotación. Dicho artículo 7º señala que ―Tanto las sociedades y demás asociaciones con terceros como las transferencias a la Empresa Nacional de Minería de que trata esta ley sólo podrán recaer en pertenencias mineras que hayan sido objeto, a lo menos, de exploración básica por parte de Codelco-Chile‖.

Con el fin de conceptualizar con absoluta exactitud el alcance y establecer los requisitos técnicos que debe cumplir la exploración básica a que se refiere el artículo 7º de la Ley Nº19.137, el citado artículo único dispone que para los efectos de dicho artículo, se entenderá por exploración básica la primera etapa del proceso de exploración consistente en la selección de áreas geográficas con características geológicas favorables para contener depósitos minerales, y en la identificación en ellas, mediante la aplicación de una o más técnicas de reconocimiento geológico, de sectores específicos o blancos en los que eventualmente pueda comprobarse la presencia de tales depósitos.

179LIRA OVALLE (2007) p.237. 180GÓMEZ NÚÑEZ (1991) p.401.

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Según ha señalado la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco), la exploración básica se divide en dos sub etapas: a) la exploración básica generativa, que es la primera etapa del proceso de exploración, consistente en la selección de áreas geográficas con características favorables para contener depósitos minerales, mediante la aplicación de alguna técnica de reconocimiento geológico de sectores específicos o blancos; y b) la exploración básica de seguimiento, consistente en la selección de aquellos blancos de exploración que podrían contener yacimientos de posible interés económico. Las herramientas utilizadas incluyen levantamientos geológicos detallados, zanjas y caminos en terreno, mapas geológicos, muestreo geoquímico y la realización de sondajes orientativos. La definición contenida en el DS Nº96 abarca estas dos sub especies de exploración básica. A la exploración básica sigue la avanzada, conceptualizada como la definición del modelo geológico de los cuerpos mineralizados hasta constituir formalmente un yacimiento, que es el producto final de la exploración minera. Es la determinación de las dimensiones y calidad del yacimiento descubierto, etapa que culmina con la realización de un estudio de pre-factibilidad económica de su posible explotación. Y tras la exploración avanzada, se sitúa la prospección, definida siguiendo el artículo 3 letra i) del Reglamento del Sistema de Evaluación Ambiental (RSEIA), como el conjunto de obras y acciones a desarrollarse con posterioridad a las exploraciones mineras, conducentes a minimizar las incertidumbres geológicas, asociadas a las sustancias minerales de un proyecto de desarrollo minero, necesarias para la caracterización requerida y con el fin de establecer los planes mineros en los cuales se basa la explotación programada de un yacimiento181.

3. TRATADO SOBRE INTEGRACIÓN Y COMPLEMENTACIÓN MINERA SUSCRITO

ENTRE LA REPÚBLICA DE CHILE Y LA REPÚBLICA ARGENTINA

Las ideas expuestas pueden verse reflejadas en el Tratado sobre Integración y Complementación Minera entre Chile y Argentina, suscrito el 29 de diciembre de 1997 y promulgado por Decreto Nº2.275, de 2000, del Ministerio de Relaciones Exteriores, publicado el 7 de febrero de 2011, el cual contiene definiciones relacionadas con la investigación minera en sentido amplio.

Así, por una parte, el artículo 2º letra e) del Tratado define la prospección como los ―trabajos geológicos mineros conducentes a examinar o evaluar el potencial de recursos mineros detectados‖. Y por la otra, la letra f) del Tratado define la exploración como el ―conjunto de acciones y trabajos que permiten identificar, mediante la aplicación de una o más técnicas de reconocimiento geológico, zonas de características favorables para la presencia de acumulaciones de minerales y yacimientos‖.

4. REGLAMENTO DE SEGURIDAD MINERA

En la misma línea, cabe referirse al DS Nº132, de 30 de diciembre de 2002, del Ministerio de Minería, que contiene el Reglamento de Seguridad Minera(RSM), cuyo

181COCHILCO (2005) p.107.

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objetivo es establecer el marco regulatorio general al que deben someterse las faenas de la Industria Extractiva Minera Nacional para proteger la vida e integridad física de las personas que se desempeñan en dicha Industria y de aquellas que bajo circunstancias específicas y definidas están ligadas a ella; y proteger las instalaciones e infraestructura que hacen posible las operaciones mineras, y por ende, la continuidad de sus procesos (artículo 1º).

Siguiendo las definiciones obrantes en el Tratado de Integración Minera, el artículo 5º del RSM señala que para sus efectos, el nombre de Industria Extractiva Minera designa a todas las actividades correspondientes a, entre otras, ―a) Exploración y prospección de yacimientos y labores relacionados con el desarrollo de proyectos mineros‖.

Por su parte, el artículo 6º del RSM define la exploración como el ―conjunto de acciones y trabajos que permiten identificar, mediante la aplicación de una o más técnicas de reconocimientos geológicos, zonas de características favorables para la presencia de acumulaciones de minerales y yacimientos‖, y la prospección como el ―trabajo geológico minero conducente a examinar o evaluar el potencial de recursos mineros detectados en una exploración‖.

5. REGLAMENTO DE LA LEY DE CIERRE DE FAENAS MINERAS

La línea anterior ha sido modificada con la entrada en vigor del DS Nº41, de 2012, del Ministerio de Minería, que aprueba el Reglamento de la Ley Nº 20.551, sobre Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras, el que contiene una definición amplia de exploración, comprensiva incluso de la prospección.

El artículo 7º letra m) del Reglamento define la exploración como el ―Conjunto de obras y acciones conducentes al descubrimiento, caracterización, delimitación y estimación del potencial de una concentración de sustancias minerales, que eventualmente pudieren dar origen a un Proyecto Minero. Para estos efectos, se entenderán por exploraciones, aquellos proyectos que consideren menos de 40 plataformas, incluyendo sus respectivos sondajes, para las Regiones de Arica y Parinacota hasta Coquimbo, ambas inclusive, y menos de 20 plataformas, incluyendo sus sondajes, para las Regiones de Valparaíso hasta la Región de Magallanes y la Antártica Chilena, incluida la Región Metropolitana‖.

6. REGLAMENTO DEL SISTEMA DE EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

La Ley Nº19.300 somete al sistema de evaluación ambiental los ―i) Proyectos de desarrollo minero, incluidos los de carbón, petróleo y gas comprendiendo las prospecciones, explotaciones, plantas procesadoras y disposición de residuos y estériles, así como la extracción industrial de áridos, turba o greda‖, no incluyendo por ende las actividades de exploración.

Al definir dichos conceptos, el RSEIA actualmente en vigor (DS Nº95, de 2001, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia) en cierta forma parece seguir las definiciones contenidas en el RSM, ya vistas. Así, el artículo 3 letra i) del RSEIA señala que ―Se entenderá por prospecciones al conjunto de obras y acciones a

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desarrollarse con posterioridad a las exploraciones mineras, conducentes a minimizar las incertidumbres geológicas, asociadas a las concentraciones de sustancias minerales de un proyecto de desarrollo minero, necesarias para la caracterización requerida y con el fin de establecer los planes mineros, en los cuales se basa la explotación programada de un yacimiento. Se entenderá por exploraciones al conjunto de obras y acciones conducentes al descubrimiento, caracterización, delimitación y estimación del potencial de una concentración de sustancias minerales, que eventualmente pudieren dar origen a un proyecto de desarrollo minero‖.

Por su parte, el artículo 3.i) del nuevo Reglamento del SEIA, en vigor a partir del 10 de noviembre de 2013, define las prospecciones como el ―conjunto de obras y acciones a desarrollarse con posterioridad a las exploraciones mineras, conducentes a minimizar las incertidumbres geológicas, asociadas a las concentraciones de sustancias minerales de un proyecto de desarrollo minero, necesarias para la caracterización requerida y con el fin de establecer los planes mineros, en los cuales se basa la explotación programada de un yacimiento. Para estos efectos, se entenderán porprospecciones, aquellos proyectos que consideren cuarenta (40)o más plataformas, incluyendo sus respectivos sondajes, tratándose de las Regiones de Arica y Parinacota a la Región de Coquimbo, o veinte (20)o más plataformas, incluyendo sus sondajes, tratándose de las Regiones de Valparaíso a la Región de Magallanes y la Antártica Chilena, incluida la Región Metropolitana de Santiago‖. Y la exploración la define como el ―conjunto de obras y acciones conducentes al descubrimiento, caracterización, delimitación y estimación del potencial de una concentración de sustancias minerales, que eventualmente pudieren dar origen a un Proyecto de Desarrollo Minero. Para estos efectos, se entenderá por exploraciones, aquellos proyectos que consideren menos plataformas que las indicadas en el inciso anterior, según las Regiones respectivas‖.

III. CONCEPTO DE EXPLORACIÓN EN LA LEY Nº19.657, SOBRE CONCESIONES DE ENERGÍA GEOTÉRMICA182


La energía geotérmica puede definirse como la energía que emana del calor de la tierra. De lege data, en la actualidad existen dos conceptos de energía geotérmica. El primero es el contemplado en el artículo 3º de la Ley Nº 19.657, que la define como ―…aquella que se obtenga del calor natural de la tierra, que puede ser extraída del vapor, agua, gases, excluidos los hidrocarburos, o a través de fluidos inyectados artificialmente para este fin‖. Tratase de un concepto integrado, en tanto que se conforma por dos elementos esenciales sobre los cuales gravita la reserva de la energía geotérmica como bien estatal183. El primero, relativo a la existencia del calor

182 El desarrollo relativo a este apartado puede verse en detalle en MARDONES OSORIO (2013). 183 En efecto, el artículo 4º de la ley señala que ―La energía geotérmica, cualesquiera sea el lugar,

forma o condiciones en que se manifieste o exista, es un bien del Estado, susceptible de ser explorada y explotada, previo otorgamiento de una concesión, en la forma y con cumplimiento de los requisitos previstos en la ley‖.

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natural de la tierra, y el segundo, relacionado con la posibilidad de que dicha energía pueda ser extraída del vapor, agua, gases (excluidos los hidrocarburos) o fluidos inyectados artificialmente184. De ello se desprende que, a contrario sensu, aquel calor natural de la tierra que pueda ser susceptible de ser extraído por otros medios diversos a los señalados, no es energía geotérmica, y no está sujeto a «reserva» estatal, si bien cabe cuestionarse si ello implica que el aprovechamiento de dicho calor no requiere título alguno a tal fin. Y el segundo es el contenido en el artículo 225 de la Ley General de Servicios Eléctricos, en el que se la define sin más como aquella ―…que se obtiene del calor natural del interior de la tierra‖, la cual necesariamente debe provenir de una concesión de energía geotérmica, según lo señalado anteriormente.

Sin perjuicio de las distinciones indicadas, lo relevante es que la energía geotérmica es el resultado de un proceso por medio del cual el calor de la tierra es conducido hacia la superficie, en la que, en forma de energía, es objeto de aprovechamiento. El aprovechamiento general de esta energía, vale decir, tanto su exploración como explotación185, exigen un título jurídico habilitante, no siendo posible realizar dichas actividades sin él, so pena de incurrir en un ilícito susceptible de ser sancionado de acuerdo al artículo 43 de la Ley Nº 19.657186. A este respecto, el artículo 4º de la Ley Nº 19.657 señala que el único título válido para llevar a cabo tales actividades de aprovechamiento es la concesión administrativa, no reconociéndose, como sí se hace en materia minera una facultad de catar y cavar187.

Si bien en sus orígenes el proyecto de ley de concesiones de energía geotérmica contemplaba la existencia de una única concesión que habilitaba a la exploración y explotación geotérmica188, en el texto definitivo de la ley predominó el modelo dual seguido en materia minera, reconociéndose separadamente una concesión de exploración y otra de explotación. Sin embargo, dicha réplica se efectuó de mala manera, ya que: en primer lugar, se cayó en los mismos errores conceptuales en que ha incurrido tradicionalmente nuestra legislación minera (confusión acto administrativo/derechos que de él emanan)189 en segundo lugar, no se permitió al concesionario de explotación, al menos expresamente (siendo además difícilmente colegible por vía interpretativa) explorar en su concesión, como sí lo hace el artículo

184 En general, tal concepto responde al avance tecnológico existente a la época de preparación

de la ley de energía geotérmica. En dichos años se señalaba que ―De acuerdo con la actual tecnología puede considerarse como extraíble y utilizable solamente la energía geotérmica contenida en fluidos, ya que el calor contenido en rocas aún no es económicamente utilizable con fines industriales‖. LAHSEN (1985) p. 435.

185 En materia minera se ha señalado que ―(…) El aprovechamiento, mirado desde el punto de vista de la facultad, es, entonces, la posibilidad de aprovechar, y según los casos, para el CMi, a través, v. gr., del reconocimiento, exploración, explotación, etc., ya que todas ellas serían formas de aprovechamiento‖. VERGARA (1992) p. 337.

186 Aun cuando cabe cuestionarse, desde luego, si tal posibilidad sancionatoria cumple con las exigencias mínimas del derecho administrativo sancionador.

187 Al respecto, VERGARA (2010) pp. 430-445, denunciando la inconstitucionalidad del régimen legal de catar y cavar contemplado en los artículos 1º inciso 2º y 14º del Código de Minería.

188 El artículo 6º del proyecto original contemplaba lo siguiente: ―La concesión de energía geotérmica tiene por exclusivo objeto la exploración y explotación de la totalidad de la energía geotérmica que exista dentro de sus límites‖.

189VERGARA (1992) pp. 330-331.

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116 del CM190 y en tercer lugar, se define lo que ha de entenderse por exploración geotérmica, con los problemas interpretativos que ello conlleva, según se verá seguidamente.

2. DIMENSIONES TÉCNICA Y JURÍDICA DE LA EXPLORACIÓN GEOTÉRMICA

Desde una perspectiva técnica, la exploración geotérmica tiene por objeto definir la existencia y extensión de una zona geotérmica, es decir, su tamaño, forma y estructura, así como determinar sus características principales, vale decir, el tipo de fluido, su temperatura, composición química y su capacidad de producir energía, siendo este aspecto el más relevante desde la perspectiva del desarrollo geotérmico, desde que es el ―gancho‖ con que es posible atraer la inversión para formalizar el proyecto de generación de energía191. Tales determinaciones se efectúan a través de trabajos iniciales de exploración superficial y posteriores perforaciones exploratorias, atendidos los elevados costos de estas últimas192.En todo caso, es importante destacar que las técnicas exploratorias propias para la investigación geotérmica difieren de las que en forma usual se utilizan en la exploración de minerales o hidrocarburos, de forma que las técnicas que han probado ser exitosas en la exploración de tales sustancias, pueden no serlo en la exploración geotérmica; y a la inversa, las técnicas menos útiles para la exploración de tales sustancias, pueden resultar más útiles en la exploración geotérmica193.

Los trabajos de exploración superficial pueden ser de geología, hidrología, geoquímica, y geofísica. En razón a los resultados obtenidos a través de todos los métodos científicos señalados, es que es posible elaborar un modelo para llevar a cabo los trabajos de perforación. En efecto, la determinación de los aspectos básicos de la exploración geotérmica requiere la realización de ambos tipos de trabajos (superficiales y perforatorios) sin perjuicio de que en base a un buen programa exploratorio de superficie puedan igualmente efectuarse estimaciones razonables194. Por ello se señala que los modelos elaborados exclusivamente en base a datos derivados de exploración superficial, requieren ser comprobados por medio de la perforación de pozos, usualmente tres195.

Ya en el ámbito normativo, la exploración geotérmica se encuentra expresamente definida por el artículo 6 de la Ley Nº 19.657, el cual señala lo siguiente: ―La exploración consiste en el conjunto de operaciones que tienen el objetivo de determinar la potencialidad de la energía geotérmica, considerando entre ellas la perforación y medición de pozos de gradiente y los pozos exploratorios profundos. En consecuencia, la concesión de exploración confiere el derecho a realizar los estudios, mediciones y demás investigaciones tendientes a determinar la existencia de fuentes de recursos geotérmicos, sus características físicas y químicas,

190 ―El concesionario tiene los derechos exclusivos de explorar y de explotar libremente su pertenencia‖.

191DIPIPPO (2008) p. 20. 192PROL-LEDESMA (1996) y DIPIPPO (2008) p. 20. 193COMBS y MUFFLER (1973) pp.95-96. 194DIPIPPO (2008) p. 20. 195AUSTIN (1977) p. 23; PROL-LEDESMA (1996); GUPTA y ROY (2007) p. 61 y DIPIPPO (2008)

pp. 35 y 41.

138

su extensión geográfica y sus aptitudes y condiciones para su aprovechamiento‖. Como se puede apreciar, el precepto hace descansar la definición de exploración en el objetivo de las operaciones que han de realizarse. A tal efecto, la norma recoge lo que técnicamente se ha considerado como el objeto de la exploración geotérmica, es decir, la determinación de la existencia de un reservorio, sus características, aptitudes y condiciones para su aprovechamiento. Pero adicionalmente (de hecho, en primer lugar) el precepto en análisis indica que la exploración geotérmica implica la realización de un conjunto de operaciones, tendientes a un objeto específico: la determinación de la potencialidad de la energía geotérmica. Así, la norma construye la exploración geotérmica como una serie de actividades dirigidas a determinar, vale decir, definir, la cantidad de energía susceptible de ser producida por unidad de tiempo.

Para llevar a cabo la aludida determinación, el citado precepto en general no señala las técnicas exploratorias que pueden utilizarse, con la sola excepción de la alusión expresa a la perforación de pozos de gradiente y de pozos exploratorios profundos196. Ello es muy decidor, si se tiene en cuenta que, según se expuso, técnicamente la única forma de poder determinar la potencialidad de un reservorio es mediante la perforación de pozos exploratorios, los cuales han de tener características técnicas particulares. Y tal idea consta en el informe técnico obrante en la historia legislativa de la Ley Nº 19.657, en el que se señala que en las labores de exploración, el primer paso (…) es situar el recurso, que generalmente se encuentra a profundidades de 1 a 2 Km. en la corteza. ―Este recurso accede a la superficie mediante sondeos perforados por el hombre…‖197. De ello se desprende que la realización de perforaciones forma parte necesaria de los trabajos exploratorios, lo cual, por cierto, justifica la mención a los pozos como medios idóneos para cumplir con el fin de la concesión de exploración.

3. LA DISCRECIONALIDAD EN LA LEY DE CONCESIONES DE ENERGÍA GEOTÉRMICA

Lo expuesto permite plantearse si cabe algún grado de discrecionalidad administrativa en cuanto a la consideración de las operaciones susceptibles de cumplir con el fin legalmente previsto para la concesión de exploración geotérmica. A este respecto es dable señalar que, con carácter general, la ley de concesiones de energía geotérmica contempla supuestos de discrecionalidad administrativa. Constituyen ejemplos de tal facultad discrecional la contenida en el artículo 12 de la ley, en cuanto señala que la autoridad podrá solicitar los informes que estime pertinentes para evitar o precaver conflictos de derechos o intereses entre el solicitante de una concesión y los titulares de otros derechos en el área pedida, o para una mejor resolución de la solicitud de concesión; la facultad contenida en el inciso final del artículo 15 de la Ley Nº 19.657, que permite que el Ministerio de Energía pueda, en cualquier tiempo, convocar a licitación para el otorgamiento de una o más concesiones de energía geotérmica de fuente no probable; o la facultad

196 La Ley Nº 26.848, Orgánica de Recursos Geotérmicos del Perú define a los pozos de

gradiente como ―(…) pozo perforado o […] excavación realizada expresamente con el fin de adquirir datos geológicos o geofísicos con el fin de encontrar y/o delinear un área favorable de recursos geotérmicos‖. Por su parte, los pozos exploratorios profundos son aquellos perforados entre los 1.500 o 2.000 mts. de profundidad, los cuales tienen capacidad no sólo para determinar gradientes, sino que asimismo para extraer fluidos geotérmicos.

197 Historia de la Ley Nº 19.657, Primer Informe Comisión Minería del Senado, p. 176.

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establecida en el inciso final del artículo 20, relativa a la posibilidad de modificar el decreto de concesión a petición del concesionario, en casos calificados.

Ahora bien, no es posible sostener que exista verdadera discrecionalidad administrativa en lo relativo a la exploración geotérmica, por cuanto tal atribución no se le ha otorgado a la autoridad administrativa de forma expresa, como exige el principio de juridicidad. Es más, el artículo 6º señala expresamente cuál es el fin de la concesión de exploración geotérmica, debiendo analizarse técnicamente los trabajos que dan debido cumplimiento a la exigencia de la norma citada. Por otra parte, desde que la discrecionalidad administrativa descansa en un análisis valorativo de intereses, la misma se muestra impropia para la materia a que nos estamos refiriendo, por cuanto una eventual decisión en relación a qué trabajos son susceptibles de cumplir con la finalidad de la concesión no puede fundamentarse en tal ejercicio volitivo, sino que más bien en una operación de juicio fundada en criterios eminentemente técnicos. Y finalmente, debe considerarse que, precisamente, por tratarse de un supuesto que ha de ser interpretado a la luz de consideraciones propias de una ciencia técnica, nos encontramos ante un elemento reglado del acto administrativo concesional, a saber, su fin.

4. EL FIN DE LA CONCESIÓN DE EXPLORACIÓN DE ENERGÍA GEOTÉRMICA: UN

SUPUESTO DE DISCRECIONALIDAD TÉCNICA

Habiéndose descartado la existencia de discrecionalidad administrativa en esta materia, ha quedado expuesto que la determinación del potencial de un reservorio se corresponde con el fin del acto administrativo concesional, el que, en tanto tal, es un aspecto reglado del acto. El indicado es el fin particular o concreto del acto, el cual no descarta la existencia de un fin general a cuya satisfacción aquél responde. En este sentido, el TC ha señalado en su fallo de fecha 9 de diciembre de 1999 (Rol Nº 300, Considerando 8º) que ―(…) el derecho de dominio del concesionario sobre la concesión de un bien nacional (sic), cual es el caso, presenta determinadas características específicas que derivan de su especial naturaleza y de las obligaciones que asume el concesionario de desarrollar la actividad necesaria para satisfacer el interés general de la Nación que justifica su otorgamiento, las cuales, por lo demás, son conocidas y aceptadas por el respectivo peticionario al solicitar la concesión‖. Así, el cumplimiento de la obligación que de forma principal se asume con el otorgamiento de la concesión de exploración, consistente en efectuar las operaciones necesarias para determinar la potencialidad de un reservorio geotérmico (fin particular) tiene como consecuencia, asimismo, satisfacer el interés general existente tras el otorgamiento de dicha concesión. Y a la inversa, el no cumplir con el fin particular de la concesión, implica a su vez separarse de la satisfacción del interés general que precisamente justifica el otorgamiento de la concesión de exploración geotérmica198.

198 Y por tal razón es que el Tribunal Constitucional considera que ―(…) sea perfectamente lícito

al legislador regular su ejercicio y disponer, como así ocurre en el precepto en análisis, que el juez competente tiene atribuciones para declarar la extinción de la concesión de explotación si el concesionario no desarrollare las actividades de explotación de su concesión, pudiendo hacerlo en

140

Según lo expuesto, en el proceso jurídico de calificación del supuesto de hecho contemplado en el artículo 6º de la Ley Nº 19.657, la Administración se encuentra de frente a un concepto jurídicamente impreciso, cuyo contenido ha de ser configurado de acuerdo a las normas técnicas que son de aplicación a los trabajos de exploración geotérmica (geología, geofísica, geoquímica, etc.) de forma que, atendido lo señalado por dichas normas, la Administración podrá determinar si el conjunto de los trabajos de exploración presentados por el solicitante de una concesión, es conducente al cumplimiento del fin del acto administrativo concesional, que es la determinación de la potencialidad de un reservorio. En dicho ejercicio la Administración queda perfectamente vinculada por las normas de la ciencia que sean aplicables, no contando con un margen de valoración de los hechos, sino que debiendo simplemente considerar la adecuación o no de los trabajos ofrecidos con el fin de la concesión. En este sentido,es que la actividad de la Administración a la hora de determinar si los trabajos exploratorios propuestos son conducentes a determinar la potencialidad de un reservorio es reglada y, por ende, claramente sujeta a control judicial.

En mérito de todo lo expuesto es que debe considerarse que los proyectos de exploración geotérmica deben contemplar necesariamente, cuando menos, la realización de tres pozos exploratorios, salvo que técnicamente se acredite la necesidad de realizar un número inferior de pozos, durante el período de dos años que dura la concesión, prorrogable por otros dos años más. Lo anterior, debido a que sólo con la realización de dichos pozos exploratorios es posible dar acabado cumplimiento al fin de la concesión de exploración geotérmica, que es determinar (no inferir o estimar) la potencialidad de un reservorio geotérmico. El omitir el cumplimiento de la exigencia indicada en la norma conlleva que el acto administrativo adolezca de un vicio de desviación de poder, con las correspondientes consecuencias de nulidad aparejadas al mismo.

5. CONCLUSIONES

En el desarrollo expuesto se ha pretendido poner de manifiesto la correcta interpretación que ha de darse al artículo 6º de la Ley Nº 19.657, de forma tal que sea posible determinar con certeza cuál es el fin de la concesión de exploración geotérmica. Con tal determinación no se ha buscado más que reducir el ámbito de la discrecionalidad administrativa, dejando en claro que en tal materia no es posible hablar en estricto rigor de discrecionalidad administrativa, sino que sólo cabe la aplicación de la categoría de la discrecionalidad técnica, la que reconduce en un principio a la consecución de un procedimiento reglado. Así, en conclusión, cabe señalar que la determinación de la potencialidad de un reservorio geotérmico implica la aplicación de la técnica de la discrecionalidad técnica a lo que constituye el fin del acto administrativo concesional geotérmico de exploración.

IV. LA EXPLORACIÓN EN EL D.F.L. Nº2, DE 1986

condiciones razonables de rentabilidad, con el fin de obtener utilidades o ventajas adicionales mediante la explotación de otras fuentes energéticas‖.

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1. DISTINCIÓN ENTRE INVESTIGACIÓN Y EXPLORACIÓN

En la actualidad, el artículo 11 del DFL Nº2, de 1986, señala que ―Se declaran de utilidad pública, para los efectos de su expropiación, todos los terrenos que, por decreto supremo dictado por el Ministerio de Energía, determine el Presidente de la República como necesarios para la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos por parte de personas que hayan celebrado con el Estado contratos especiales de operación. Lo dispuesto en el inciso anterior se entiende sin perjuicio de los derechos y servidumbres establecidos en el Código de Minería en favor de la investigación y exploración mineras, de las concesiones mineras y de los establecimientos de beneficio; servidumbres y derechos que son aplicables en todo a la investigación, exploración y explotación de hidrocarburos efectuadas por personas que hayan celebrado con el Estado contratos especiales de operación‖.

De dicha disposición pareciera desprenderse que la legislación específica relativa a los CEOP distingue entre la investigación y la exploración de hidrocarburos líquidos y gaseosos, como si se tratara de supuestos variados. Sin embargo, es menester tener en consideración que dicha redacción responde a la realidad normativa existente el momento de dictarse el DL Nº1.089, en su versión original, correspondiente al CM de 1932. En efecto, dicha redacción tiene como antecedente el artículo 21 letra d) del DL Nº1.089, que reemplazó el artículo 12 de la Ley Nº9.618, orgánica de ENAP, por el siguiente: ―Lo dispuesto en los cuatro artículos precedentes se entiende sin perjuicio de los derechos y servidumbres establecidos en el Código de Minería en favor de la investigación o exploración minera, de las concesiones o pertenencias y de los establecimientos de beneficio; servidumbres y derechos que son aplicables en todo a la investigación, exploración, explotación, industrialización y refinación de hidrocarburos. […]Lo establecido en esta disposición es igualmente aplicable en favor de los terceros que contraten con la Empresa Nacional del Petróleo para ejecutar las referidas operaciones y actividades‖. Así, la norma se remitía a la normativa común minera a fin a aplicar los mismos derechos que ésta reconocía para la investigación y exploración minera, ya analizados supra.

Sin embargo, dado que, según hemos expuesto, en la actualidad el concepto de exploración que contiene la CPR puede considerarse como uno de carácter amplio, cabe entender que las referencias separadas a investigación y exploración queden subsumidas por la sola idea matriz de exploración. Ello permite colegir que son actividades de exploración todas aquellas que, sin importar su naturaleza, tienen por objeto el descubrimiento de hidrocarburos líquidos y gaseosos. Y consecuentemente, es dable entender que todos los derechos que el CM reconoce a los exploradores son aplicables a los contratistas especiales de operación petrolera, independientemente de la naturaleza o características de las labores de exploración, siendo lo determinante a tales efectos sólo que se trata de labores destinadas al descubrimiento de yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

2. POSIBILIDAD DE RECURRIR A LA ―FACULTAD DE CATAR Y CAVAR‖ COMO POSIBLE

FACULTAD QUE PERMITA REALIZAR LABORES DE EVALUACIÓN TÉCNICA DE

HIDROCARBUROS

142

2.1. Antecedentes

El artículo 591 del Código Civil, luego de establecer el ―dominio‖ estatal de las minas, ha señalado desde sus orígenes que ―(…) se concede a los particulares la facultad de catar y cavar en tierras de cualquier dominio para buscar las minas a que se refiere el precedente inciso, la de labrar y beneficiar dichas minas, y la de disponer de ellas como dueño, con los requisitos y bajo las reglas que prescribe el Código de Minería‖.

Sobre la materia, el artículo 14 del primer Código de Minería nacional del año 1874 estableció: ―Las facultades de catar y cavar en tierras de cualquier dominio para buscar las minas que concede a los particulares el artículo 591 del Código Civil puede ejercerse libremente en terrenos no cerrados o que no estén dedicados al cultivo‖, norma la cual fue reiterada por el artículo 14 del CM de 1888.

Posteriormente, el artículo 81, inciso 1°,del CM de 1932, inserto en el Título VIII, que trata de los Derechos del minero, disponía que desde el momento de la inscripción del pedimento, el descubridor podría efectuar todos los trabajos necesarios para el reconocimiento de la mina y constitución de su título; y si con motivo de estos trabajos arrancare minerales, se hará dueño de ellos, a excepción de los que la Ley reserva al dueño del suelo o al Estado. Dicha facultad, señalaba la referida disposición, era sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 13 del CM de 1932, referido a los derechos de investigar la existencia de minerales en heredad ajena, esto es, facultad de catar y cavar).

En la actualidad, el artículo 1º del CM en vigor dispone que ―El Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible de todas las minas, comprendiéndose en éstas las covaderas, las arenas metalíferas, los salares, los depósitos de carbón e hidrocarburos y las demás sustancias fósiles, con excepción de las arcillas superficiales, no obstante la propiedad de las personas naturales o jurídicas sobre los terrenos en cuyas entrañas estuvieren situadas. Pero toda persona tiene la facultad de catar y cavar para buscar sustancias minerales, con arreglo al párrafo 2° de este título…‖. Por su parte, el artículo 14 del CM establece que ―Toda persona tiene la facultad de catar y cavar en tierras de cualquier dominio, salvo en aquellas comprendidas en los límites de una concesión minera ajena, con el objeto de buscar sustancias minerales…‖. En forma complementaria, el artículo 15 del mismo cuerpo legal señala: ―Se podrá catar y cavar, libremente, en terrenos abiertos e incultos, quienquiera sea su dueño. En los demás terrenos, será necesario el permiso escrito del dueño del suelo o de su poseedor o de su tenedor. Cuando el dueño sea la Nación o la Municipalidad, el permiso deberá solicitarse del gobernador o alcalde que corresponda. En los casos de negativa de la persona o funcionario o quien corresponda otorgar el permiso, o de obstáculo al ejercicio de la facultad señalada en el inciso primero, podrá ocurrirse al juez para que resuelva. Con todo, tratándose de casas y sus dependencias o de terrenos plantados de vides o de árboles frutales, sólo el dueño podrá otorgar el permiso‖.

Pero el contenido sustantivo de los artículos 1 y 14 del CM, haciendo un cotejo meramente literal, contradice abiertamente lo establecido en el artículo 7 ab initio LOCCM, que exige ser concesionario minero para realizar tal tipo de labores en terreno ajeno; LOC ésta que es la habilitada para realizar este tipo de

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definiciones, de acuerdo al mandato contenido en el artículo 19 N° 24 incisos 6 in fine y 7° de la CPR. En efecto, el artículo 19 Nº24 inc.1º y ss. de la CPR, protegen la propiedad en sus diversas especies, y señalan que nadie puede ser privado de su propiedad, del bien sobre que recae o de alguno de sus atributos o facultades esenciales, salvo expropiación. El mismo artículo 19 Nº 24 inciso 6º in fine, establece una excepción a esta regla (cuya interpretación es restrictiva), señalando que «los predios superficiales estarán sujetos a las obligaciones y limitaciones que la ley señale para facilitar la exploración, la explotación y el beneficio de dichas minas»; frase en la que cabe destacar las expresiones «exploración» y «explotación», posibilidades de laboreo minero que sólo surgen de los actos concesionales. Así, desde el punto de vista constitucional, la única posibilidad de limitación del derecho de propiedad de los predios superficiales, para labores mineras, dice relación con la «exploración», «explotación» o el «beneficio» de las minas, y tales actividades sólo pueden llevarlas adelante legítimamente quienes tengan derecho a ello mediante una concesión minera. En efecto, sólo tienen derecho a ello (esto es, sólo pueden explorar, explotar o beneficiar), los concesionarios, como fluye claramente de los artículos 10 y 11 de la LOCCM, y de los concordantes artículos 107, 113 y 116 del CM. En virtud de lo anterior, de acuerdo a la CPR, sólo a favor de los titulares de un derecho surgido de una concesión minera, se puede establecer por la ley obligaciones y limitaciones que afecten la propiedad del suelo y, entre ellas, sólo a favor de los concesionarios mineros se pudo consagrar legítimamente una tal facultad de catar y cavar. A raíz de lo anterior, los artículos 1 incisos 1° y 14 inciso 1° del CM, en cuanto autorizan limitaciones y obligaciones que afectan la propiedad del suelo y a favor de «toda persona», esto es, a favor de quienes no son concesionarios de exploración o de explotación minera, resultan ilegítimos, por inconstitucionales; y no sólo por quebrantar la reserva de LOC, sino por contradecir lo ya regulado en el artículo 7 de la LOCCM199.

Sin embargo, la referida postura no ha sido acogida por los Tribunales de Justicia200, ni por el Tribunal Constitucional. Así, en fallo de fecha 24 de septiembre de 2009, Rol Nº1284-08, Considerando 24, el Tribunal Constitucional señaló que ―(…) Este Tribunal quiere llamar la atención acerca de que el Código haya establecido esta posibilidad tan amplia, si la LOCCM fue más restrictiva. El punto se complejiza si se considera que el fundamento constitucional para imponer limitaciones y obligaciones a los predios superficiales, de acuerdo al inciso sexto del artículo 19 Nº 24 de la Constitución, es para facilitar «la exploración» y la «explotación». Algunos han querido ver ahí una contradicción insuperable, de modo que, tal como lo hace la LOCCM, sólo a favor de los concesionarios mineros se pueden establecer obligaciones y limitaciones (Vergara, A.; ob. cit.; págs. 194 y 195). Sin embargo, bajo la expresión «la exploración» cabe conciliar el texto constitucional con el Código. Sobre todo teniendo en cuenta que la Constitución no distingue entre la concesión de exploración y la de explotación, como para hacer sinónimos la voz «exploración» con «concesión de exploración». Usa el término, en un sentido genérico, para designar el reconocimiento de los terrenos para detectar la existencia de sustancias minerales. Además, la Constitución convoca a la ley para diseñar el régimen de limitaciones y obligaciones.

199 Vid. estos desarrollos en VERGARA BLANCO (2010) pp.430-445. 200VERGARA BLANCO (2010) pp.438-439.

144

No existe, por tanto, en la Constitución un diseño predefinido en esta materia. Esta facultad de catar y cavar se puede ejercer, por tanto, sin obtener antes una concesión. Pero no otorga preferencia alguna para obtener una concesión de exploración o de explotación, ni siquiera cuando se ejerce en suelo propio. Tampoco autoriza a realizar trabajos de exploración ni a apropiarse de las sustancias minerales que se encuentren con motivo de la investigación (Ossa, J. L.; ob. cit.; pág. 89). Ello marca una diferencia con la concesión de exploración, en que su titular se hace dueño «de las sustancias concesibles que necesite arrancar con motivo del ejercicio de ese derecho» (artículo 113); y con la concesión de explotación, en que «el concesionario se hará dueño de todas las sustancias minerales que extraiga dentro de los límites de su pertenencia, y que sean concesibles a la fecha de su constitución o lleguen a serlo posteriormente» (artículo 116)‖.

Por tanto, asumiendo para los efectos de este informe la (cuestionable) legitimidad constitucional de la facultad de catar y cavar, cabe analizar si es posible aplicar dicha facultad en materia de hidrocarburos.

2.2. Aplicabilidad en materia de hidrocarburos

Siguiendo la postura de nuestros Tribunales de Justicia y del Tribunal Constitucional, así como de la doctrina mayoritaria, sería posible responder de manera afirmativa a tal cuestión. Ello, sobre la base del inciso 6º in fine del artículo 19 Nº 24 de la CPR, que señala que los predios superficiales estarán sujetos a las obligaciones y limitaciones que la ley señale para facilitar la exploración, la explotación y el beneficio de dichas minas. Dicha ―ley‖ sería el DFL Nº2, de 1986, ya visto, cuyo artículo 11º establece que ―Lo dispuesto en el inciso anterior se entiende sin perjuicio de los derechos y servidumbres establecidos en el Código de Minería en favor de la investigación y exploración mineras, de las concesiones mineras y de los establecimientos de beneficios; servidumbres y derechos que son aplicables en todo a la investigación, exploración y explotación de hidrocarburos efectuadas por personas que hayan celebrado con el Estado contratos especiales de operación‖.

Sin embargo, la propia norma impide tal consideración, ya que la aplicación de los derechos y servidumbres previstos en la legislación minera para la investigación minera (en donde cabe incluir la facultad de catar y cavar) se prevé sólo a favor de las personas que hayan celebrado con el Estado un contrato especial de operación. Se requiere, por ende, poseer un título jurídico que autorice a explorar, impidiéndose que ―toda persona‖ (como señala el artículo 15 del CM) pueda realizar dichas labores de cateo.

Por ende, no cabe reconocer la existencia de la facultad de catar y cavar en materia de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

V. CONCLUSIONES DEL PRESENTE APARTADO

De las normas estudiadas cabe desprender que el ordenamiento jurídico contempla variadas disposiciones en las que alude a diversos tipos de actividad exploratoria. Más allá de la mayor o menor intensidad de dichas actividades, lo cierto

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es que su consideración como actividad exploratoria no dice relación con la propia actividad, individualmente considerada, sino que más bien con la finalidad a la que la misma se encuentra dispuesta. Así se aprecia en la CPR, en la LOCCM y en el CM, en donde pese a encontrar diversas referencias a variadas formas de actividad de investigación, en la actualidad todas ellas pueden ser enmarcadas bajo el concepto general de ―exploración‖, tal y como ha reconocido el TC. La misma idea se aprecia en la legislación geotérmica, en donde la exploración apunta expresamentea la determinación de la potencialidad de un reservorio geotérmico con independencia a las actividades que en forma particular se deseen utilizar (salvo las actividades mínimas de perforación que la propia contempla). Y finalmente, las mismas ideas se aprecian en las normas reglamentarias citadas, en las que, nuevamente, la exploración se refiere a actividades que, en general, apunten al descubrimiento de sustancias minerales.

§4. CEOP, CONCESIONES ADMINISTRATIVAS Y CONTRATOS DE SERVICIOS COMO MEDIOS PARA LA REALIZACIÓN DE

ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

Como conclusión del presente apartado, podemos señalar que de los análisis efectuados se desprende que tantos los Contratos Especiales de Operación, como las concesiones administrativas y los contratos de servicios pueden amparar la realización de actividades de evaluación técnica. Ello, atendido:

(a) la CPR alude a la exploración, explotación o beneficio de las sustancias no concesibles puede desarrollarse por los medios y a través de los títulos que contempla la propia norma, actividades todas ellas que no se presentan de manera copulativa;

(b) el concepto amplio de exploración que contempla nuestra CPR, y, en general, nuestro ordenamiento jurídico, y en el caso de los contratos de servicios, dada la alusión expresa que contiene el DL Nº2.224 a trabajos relacionados con la exploración.

En apartados posteriores de este estudio se analizarán otros aspectos que, finalmente, serán determinantes de la opción que se presente al Ministerio.

146

CAPÍTULO III

FACULTADES DEL MINISTERIO DE ENERGÍA

(ART.3.1. LETRA A) DE LAS BASES TÉCNICAS)

147

§1. POTESTADES Y COMPETENCIA

I. ASPECTOS GENERALES SOBRE LAS POTESTADES Y LA COMPETENCIA

1. LAS POTESTADES

De forma tradicional la potestad se ha definido como el ―poder jurídico para imponer decisiones a otros para el cumplimiento de un fin‖201. Por su parte, el TC ha definido la potestad como un poder de actuación que da una norma jurídica a un órgano del Estado con una finalidad determinada202. De esta forma, la potestad se considera como una especie dentro del género ―poderes jurídicos‖, constituyendo una verdadera manifestación del principio de legalidad.

Cuando los referidos poderes se encuentran entregados a la Administración se alude a las denominadas potestades administrativas. Éstas han sido definidas como ―[…] un poder jurídico que comparte las características propias de todo el poder público estatal, del que la administración del estado forma parte, particularmente su sometimiento estricto al derecho, su servicio a los intereses generales y su carácter unilateral y coactivo. Así esta potestad administrativa está entregada a los órganos de la administración del estado para satisfacer los intereses públicos puestos bajo su órbita competencial, lo que justifica, precisamente, la exorbitancia de su contenido y su fuerza coactiva con los ciudadanos. Ello permite identificar a éstas como potestad-función constitutivas al mismo tiempo de un privilegio y de una carga, lo que determina en último término los poderes especiales que se entregan a la administración estatal‖203. En virtud de la potestad, la Administración se encuentra dotada de facultades de actuación que están delimitadas precisamente por el mismo principio de legalidad, y que de forma genérica apuntan a la satisfacción de objetivos de interés público, tratándose así, por ende, de un poder jurídico finalizado (véase los artículos 1 inciso 4º y 5 inciso 2º de la CPR)204.

Ahora bien, desde la perspectiva del administrado, la existencia de potestades administrativas ―[…] implican sujeción jurídica para los ciudadanos destinatarios de los actos dictados en el ejercicio de esas potestades‖205. Por ello es que el análisis de

201COSCULLUELA MONTANER (1998) p.322. 202STC Rol Nº1341, considerando 14. 203FERRADA BÓRQUEZ (2007) p.76. 204 En tal calidad, aun cuando forman parte del mismo género (poderes jurídicos), las potestades

constituyen el contrapunto de los derechos subjetivos, en tanto que no se generan como consecuencia de una relación jurídica, no recaen sobre un objeto específico y no implican per se un deber de cargo de un sujeto pasivo obligado. Sobre estas cuestiones, vid. CASSAGNE (2002) pp.116-117; COSCULLUELA MONTANER (1998) pp.322-323; GARCÍA DE ENTERRÍA y FERNÁNDEZ (2008) p.451; PAREJO ALFONSO (2008) pp.253-255. En nuestro país: FERRADA BÓRQUEZ (2007) pp.75-81; MINISTERIO SECRETARÍA GENERAL DE LA PRESIDENCIA (2008) pp.91-93; SOTO KLOSS (2009) pp.218-219.

205COSCULLUELA MONTANER (1998) p.324.

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las potestades cobra real relevancia cuando se visualiza desde la perspectiva de las actuaciones que efectúa la Administración. Es en dicha instancia en la que todo el sistema de balances y controles sobre el cual descansa el ordenamiento jurídico público muestra su eficacia. Debido a que las actuaciones de la Administración se plasman o exteriorizan a través de actos administrativos, es que se analizará cómo se vincula la técnica general de las potestades con los actos administrativos, en tanto que medio de exteriorización de potestades públicas, tal y como lo señala el artículo 3 de la LPA, al definir el acto administrativo como ―(…) las decisiones formales que emitan los órganos de la Administración del Estado en las cuales se contienen declaraciones de voluntad, realizadas en el ejercicio de una potestad pública‖. Por ello es que el análisis de las potestades aparece estrechamente vinculado con el acto administrativo, y en particular, con uno de sus elementos fundantes, la competencia, en tanto que atribución concreta de una potestad a un órgano administrativa.

2. LAS POTESTADES PUESTAS EN MOVIMIENTO: EL ACTO ADMINISTRATIVO Y SUS

ELEMENTOS

Desde la perspectiva de considerar los actos administrativos como verdaderos actos jurídicos, es posible afirmar que los mismos poseen una estructura conformada por diferentes elementos. Doctrinalmente, por influjo de los autores italianos, dichos elementos suelen calificarse como esenciales o accidentales, entendiéndose por elementos esenciales aquellos cuya concurrencia se estima necesaria en todo acto administrativo, siendo por ello condición de validez del acto206,y por elementos accidentales del acto aquellos cuya concurrencia no es necesaria como condición de validez, pero que, incluidos en el acto, constituyen condición de eficacia de éste207. A los efectos del presente trabajo, interesa abordar sólo los elementos esenciales del acto administrativo, en los cuales se distingue entre elementos formales, objetivos y subjetivos.

En primer lugar, en punto a los denominados elementos formales del acto administrativo, la doctrina entiende que la forma comprende tanto lo relativo al procedimiento administrativo como al método de exteriorización del acto administrativo208. En esta línea es que el artículo 13 de la LPA, al tratar del principio de no formalización, se refiere tanto a los vicios relativos al procedimiento como a los vicios formales stricto sensu de los actos administrativos. En cuanto a la forma desde la perspectiva procedimental debe señalarse que ambos elementos se encuentran íntimamente ligados, desde que el acto administrativo es precisamente la consecuencia de un procedimiento administrativo. En efecto, el artículo 18 de la LPA dispone que el acto administrativo es el resultado final del procedimiento administrativo. De esta manera, el acto administrativo surge sólo tras la íntegra tramitación del respectivo procedimiento, sin perjuicio, sin embargo, de los

206 Vid. a este respecto el inciso 2º del artículo 13 de la LPA, en cuanto reconoce que los vicios

en los requisitos/elementos esenciales del acto afecta la validez del mismo. 207VELASCO CABALLERO (1996) pp.55-58; BOCANEGRA SIERRA (2004) p.70; DROMI (2008)

pp.55-56. 208GARCÍA-TREVIJANOFOS(1986) p.153; MONTT (2003) pp.120-122. Debe recordarse a este

respecto lo señalado por el artículo 7º de la CPR en cuanto a que ―Los órganos del Estado actúan válidamente previa investidura regular de sus integrantes, dentro de su competencia y en la forma que prescriba la ley”.

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eventuales defectos apreciados durante el devenir de dicho procedimiento, los que podrán incidir o no en la validez del acto final. Precisamente por ello se ha señalado que ―(…) el procedimiento administrativo viene a ser la forma de la función administrativa‖209. La idea de forma relacionada esta vez con la exteriorización de la voluntad administrativa, se refiere al medio a través del cual se plasma dicha voluntad y a través del que trasunta el ámbito administrativo interno. A este respecto, la regla de base se encuentra en la propia definición que del acto administrativo contiene el artículo 3º de la LPA, al indicar que los actos administrativos han de constar por escrito. Por ello, los actos administrativos tienen como forma básica la escrita, la que, a decir, de la Contraloría, aparece configurada como un requisito de existencia del acto210. El objeto de tal declaración no es añadir formalismos innecesarios a los actos de la Administración, sino más bien asegurar que la voluntad administrativa se materialice de forma objetiva y comprobable, dando debida cuenta de su contenido exacto; se trata por ende de una garantía para los ciudadanos y una medida de control para la Administración211. A su vez, el artículo 5º de la LPA consagra normativamente el «principio de escrituración» (también llamado de expresión documental), en cuya virtud tanto el procedimiento administrativo como los actos administrativos a los cuales de origen, se expresarán por escrito o por medios electrónicos212. Sin embargo, el mismo precepto autoriza cualquier otra forma más adecuada de expresión y constancia, si así lo exigiera o permitiera la propia naturaleza del procedimiento o acto. En tal situación se encuentran los actos administrativos surgidos en virtud del silencio administrativo, o los supuestos de actos de carácter urgente, los cuales eventualmente podrían evacuarse oralmente213. Finalmente, los preceptos indicados deben vincularse adicionalmente con el inciso tercero del artículo 18º de la LPA, en cuanto dispone que todo el procedimiento administrativo deberá constar en un expediente, escrito o electrónico, en el que se asentarán los documentos y se incorporarán las actuaciones que allí se indican. La relación de los preceptos indicados determina que aquello de lo que no exista constancia en dicho expediente, no puede constituir el fundamento de las decisiones adoptadas por la Administración214.

En lo tocante a los elementos objetivos del acto administrativo cabe hacer mención al presupuesto de hecho, la causa, el fin, el contenido y el objeto. El presupuesto de hecho es la hipótesis configurada en la norma jurídica cuyo acaecimiento faculta u obliga a la Administración a ejercer -o no- las potestades vinculadas con dicho supuesto, en virtud de un proceso de calificación de la situación fáctica particular, cuyo objeto es determinar el encuadre de ésta en el presupuesto normativamente contemplado215. El presupuesto como tal constituye un elemento reglado del acto, ya

209SOTO KLOSS (1982) p.81. 210 Vid. al respecto el dictamen Nº19.476, de 1986. 211CORDERO VEGA (2003) pp.64, 66. 212 En relación a los actos electrónicos, debe tenerse presente el artículo 6 de la Ley Nº 19.799,

sobre Documentos Electrónicos, Firma Electrónica y Servicios de Certificación de dicha Firma, que dispone que «Los órganos del Estado podrán ejecutar o realizar actos, celebrar contratos y expedir cualquier documento, dentro de su ámbito de competencia, suscribiéndolos por medio de firma electrónica…».

213DROMI (2008) p.97. 214 Dictamen Nº31.814, de 2010, de la CGR. 215ALONSO MAS (1998) pp.115-116.

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que el mismo se encuentra dispuesto en forma taxativa en la norma correspondiente. En cuanto a la causa o motivo, se ha señalado que la misma apunta a la valoración que la Administración realiza del supuesto de hecho que determina en definitiva la actividad o inactividad de la Administración, constituyéndose de esta manera en el ―por qué‖ de la actuación administrativa216. Se refiere por ende a la vinculación existente entre los hechos y la actuación administrativa, entre los cuales debe existir una relación de coherencia o correspondencia. Debido a ello es que el artículo 11º de la LPA ha destacado la necesidad de que los hechos y fundamentos de derecho de un acto deban siempre expresarse cuando el mismo afectare los derechos de los particulares, sea que los limiten, restrinjan, priven de ellos, perturben o amenacen su legítimo ejercicio, así como aquellos que resuelvan recursos administrativos. Esta medida permite el control del acto en cuestión en lo atingente a su causa o motivo. El fin y el objeto del acto se verán seguidamente en forma particular, por tener mayor relevancia para el análisis que se efectúa.

Ya finalmente, en lo tocante a los elementos subjetivos del acto administrativo, se consideran como tales al órgano, la investidura y la competencia. Fundamental en relación a estos elementos es el artículo 7º de la CPR, que dispone que ―Los órganos del Estado actúan válidamente previa investidura regular de sus integrantes, dentro de su competencia…‖, norma la cual es reiterada por el artículo 2º de la LBGAE.

En cuanto al órgano, entendido éste como el ente a través del cual actúa el Estado, dotado de competencias específicamente otorgadas al mismo y que, en tanto tal, permite imputar a dicha entidad las actuaciones de quienes obran en su representación, en forma simple es posible indicar que según lo señalado por el artículo 3º de la LPA, el acto administrativo es, precisamente, una decisión formal emitida por los órganos de la Administración del Estado, en los que cabe incluir los ministerios, las intendencias, las gobernaciones, los servicios públicos creados para el cumplimiento de la función administrativa, la Contraloría General de la República, las Fuerzas Armadas y las Fuerzas de Orden y Seguridad Pública, los gobiernos regionales y las municipalidades (artículo 2º de la LPA), de forma que, a contrario, otros tipos de entidades no pueden emitir actos administrativos.

Seguidamente, la investidura es el carácter que se adquiere con la toma de posesión de ciertos cargos o dignidades217 e implica la necesidad de que la persona que actúe en representación de un órgano de la Administración lo haga habiendo mediado el correspondiente nombramiento -ya sea a través de un acto administrativo o a través de elección popular-. A su vez, dicho nombramiento debe haber sido efectuado en conformidad con las normas que regulan la designación respectiva, lo que en determinadas ocasiones puede implicar la necesidad de aceptación en el cargo. Y finalmente, implica que la actuación realizada debe operarse precisamente en ejercicio del cargo en cuestión. El cumplimiento de las exigencias indicadas conlleva que la investidura sea previa y regular218, tal y como exige el citado artículo 7º de la CPR.

216CARRETERO PÉREZ (1969) p.138; BOQUERA OLIVER (1986) pp.75-78; GARCÍA-

TREVIJANOFOS(1986) p.143. En nuestro país, vid. BOLOÑA KELLY (2005) pp.164-168; MORAGAKLENNER (2010) p.89.

217SILVA BASCUÑÁN (1997) p.139. 218MORAGA KLENNER (2010) pp.31-32.

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Finalmente, la competencia será objeto de análisis particular en el punto siguiente.

II. EN PARTICULAR, DE LA COMPETENCIA

1. CONCEPTO Y ELEMENTOS

La competencia, comprendida ésta como la atribución concreta de una potestad a un órgano administrativo, es un elemento sustancial del acto administrativo. A este respecto, el art.7 CPR inc.2° dispone que «Ninguna magistratura (…) pueden atribuirse, ni aun a pretexto de circunstancias extraordinarias, otra autoridad o derechos que los que expresamente se les hayan conferido en virtud de la Constitución o las leyes», determinando de esta forma que la competencia es una de las exigencias de actuación válida de los órganos del Estado, y por ende, su ausencia, o su ejercicio en exceso (sea invadiendo atribuciones competenciales de otro órgano –abuso de poder- o no –exceso de poder-, sea ejerciendo de forma incorrecta una competencia –desviación de poder, ex art.6 CPR-) conlleva la nulidad del acto correspondiente. Ideas las cuales se recogen en el art.2 de la LBGAE, al señalar que los órganos de la administración del Estado deberán actuar dentro de su competencia y no tendrán más atribuciones que las que expresamente les haya conferido el ordenamiento jurídico. Todo abuso o exceso en el ejercicio de sus potestades dará lugar a las acciones y recursos correspondientes.

La competencia, es decir, la atribución de una potestad a un órgano administrativo, viene determinada por tres elementos: el material, relativo a la naturaleza, al objeto, en fin, al tipo de asunto; el territorial, referido al ámbito espacial en el cual un órgano determinado ejerce sus funciones; y el jerárquico, es decir, la posición que un órgano ocupa en la estructura organizacional de la Administración219.

Teniendo ello por delante, y considerando a la competencia como ―la medida de la potestad que corresponde a cada órgano‖220, es que la vinculación entre potestad y competencia se hace evidente. La LPA recoge esta relación al señalar, por una parte, que los actos administrativos se emiten en ejercicio de una potestad pública, y por otra, que los Decretos Supremos y Resoluciones se emiten en asuntos respecto de los cuales se tiene competencia. Y asimismo, dicha relación se aprecia en lo atingente a las técnicas de atribución de competencias, según se verá a continuación.

2. TÉCNICAS DE ATRIBUCIÓN COMPETENCIAL

2.1. La atribución expresa

Dado que la competencia no es sino una potestad atribuida específicamente a un órgano determinado, es que los esquemas de atribución operan sobre una base común: el principio de legalidad. En tal sentido se sostiene que ―(…) el principio de

219DANIELARGANDOÑA (1985) pp.71-75. 220GARCÍA DE ENTERRÍA y FERNÁNDEZ (2008) p.557.

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legalidad de la Administración […] se expresa en un mecanismo técnico preciso: la legalidad atribuye potestades a la Administración, precisamente. La legalidad otorga facultades de actuación, definiendo cuidadosamente sus límites, apodera, habilita a la Administración para su acción confiriéndole al efecto poderes jurídicos. Toda acción administrativa se nos presenta así como ejercicio de un poder atribuido previamente por la Ley y por ella delimitado y construido. Sin una atribución legal previa de potestades la Administración no puede actuar, simplemente‖221.

La idea expuesta se recoge en el artículo 7 de la CPR, inc.2°, en cuanto dispone que ―Ninguna magistratura (…) pueden atribuirse, ni aun a pretexto de circunstancias extraordinarias, otra autoridad o derechos que los que expresamente se les hayan conferido en virtud de la Constitución o las leyes‖. Reiterando dicha idea, el artículo 2 de la LBGAE señala que los órganos de la Administración del Estado deberán actuar dentro de su competencia y no tendrán más atribuciones que las que expresamente les haya conferido el ordenamiento jurídico.

En virtud de las normas expuestas es que en nuestro ordenamiento jurídico, la atribución de potestades o, más específicamente, de competencias, requiere de una norma previa que, de manera expresa, atribuya la potestad o competencia en cuestión. Sin embargo, un sector doctrinal cada vez más amplio sostiene la existencia de un supuesto de excepción a dicha regla de atribución expresa: trátase de las denominadas competencias implícitas.

2.2. Las denominadas “competencias implícitas”

Para un sector doctrinal el principio de legalidad no es absoluto, sino que permite albergar las denominadas competencias implícitas o inherent powers. Trátase de aquellos poderes o competencias que pueden inferirse por interpretación de las normas, más que de su texto directo222. Esta interpretación se basa no en unos supuestos de poderes normales de la Administración, sino que debe basarse en otros poderes expresamente contemplados en el ordenamiento jurídico, tal y como demanda el cumplimiento del principio de juridicidad.

En nuestro país, la doctrina se encuentra dividida. Así, a favor, MORAGA

KLENNER223, señala que la atribución de las potestades administrativas ha de ser por regla general, expresa, pero sin poder descartarse de plano la existencia de habilitaciones implícitas. Por su parte, HERNÁNDEZ EMPARANZA postula que la ampliación de los términos de una norma atributiva de potestades sólo puede hacerse cuando de lo contrario se arribe a una solución ineficaz o aun absurda o que despoje a la propia potestad de contenido real. Al respecto, señala dicho autor que ―(…) Las atribuciones implícitas, concepto que tiene su origen en el Derecho anglosajón –«inherent powers»– apuntan a un problema estricto de interpretación finalista, y colocan sobre el tapete un problema de muy difícil solución apriorística, ya que, en su desglose, ofrece las siguientes opciones radicales: a) Entender la atribución de potestades como necesariamente expresa, negando la posibilidad de

221GARCÍA DE ENTERRÍA y FERNÁNDEZ (2008) p.451. 222GARCÍA DE ENTERRÍA y FERNÁNDEZ (2008) p.458. 223MORAGA KLENNER (2010) p.27

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que pueda ser objeto de una interpretación extensiva: es la posición defendida intransigentemente, entre nosotros, por los profesores Soto y Fermandois, y b) Interpretar siempre la atribución de potestades en un sentido amplio, de forma que prime la finalidad sobre el tenor literal de la ley. Como en la mayoría de los casos, la solución más adecuada parece ser la intermedia: la ampliación de los términos de la norma atributiva de potestades sólo puede hacerse cuando de lo contrario se arribe a una solución ineficaz o aun absurda o que despoje a la propia potestad de contenido real. Como observa entre nosotros Carmona, explicando la funcionalidad de estas potestades: «si se otorga la potestad de vigilar los vertidos industriales a los cauces públicos, ha de estimarse que también le atribuye, aunque no lo diga, la potestad de instalar instrumentos de medidas y análisis en los desagües de las respectivas fábricas. Lo mismo puede decirse de la potestad reglamentaria del Presidente de la República. Si puede dictar reglamentos y decretos, también puede, aunque la Constitución no lo diga expresamente, modificarlos o dejarlos sin efecto»‖224.

Asimismo, en variados dictámenes, la CGR ha reconocido su aplicabilidad. Así, por ejemplo, el dictamen Nº12.869, de 1981, sostiene que cuando el legislador confiere una determinada facultad, implícitamente otorga las atribuciones necesarias para ejercerla. Y por su parte, el dictamen Nº24.608, de 1991, sostiene que si la ley ha asignado a determinado organismo ciertas funciones, debe entenderse que a la vez lo ha dotado de las atribuciones suficientes para cumplirlas cabalmente.

Y junto a lo anterior, al menos un fallo de nuestros Tribunales ha acogido esta teoría. Al respecto se resolvió que ―(…) es necesario señalar que la autorización conferida legalmente a Metro S.A. para incursionar en una actividad anexa o supletoria a su giro principal debe interpretarse de manera restrictiva, ya que implica una expansión de su competencia. En efecto, y como lo proclama la más autorizada doctrina, dicha regla general tiene una importante atenuación, cuya existencia es necesario admitir, a menos que se acepte un planteamiento excesivamente legalista del tema, que aboque a soluciones absurdas y, por ello mismo, contrarias al interés público o injustas. Esta atenuación se expresa en las denominadas potestades implícitas o inherentes, cuyo origen se encuentra en el derecho anglosajón (‗inherent powers‘), y que apunta a un problema estricto de interpretación finalista, sin aludir a que la fuente jurídica de la potestad administrativa sea o pueda ser algo fuera de la ley, lo que llevaría a una conclusión insostenible. Tales poderes inherentes o implícitos son, en definitiva, «poderes efectivamente atribuidos a la Administración por el ordenamiento, aunque no por el componente escrito del mismo», según explica García de Enterría […]. Proyectados al contorno que nos interesa los poderes inherentes a la condición de sociedad anónima que detenta el Metro S.A. le permiten, sin necesidad de mención expresa al efecto en la ley habilitante, actuar en el mercado financiero con sus excedentes de caja, emitir bonos o debentures convertibles en acciones o dar en arrendamiento sus espacios físicos, sin que nada de ello signifique interpretar, extensiva o analógicamente su sistema legal, sino simplemente hacerlo coherente, a fin de conciliarlo con un orden de razón y no un

224HERNÁNDEZ EMPARANZA (2007) pp.581-582

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casuismo inútil, lo que en ningún caso autoriza al intérprete a sobrepasar los límites restrictivos de las actividades anexas‖225.

Por su parte, abogando por un cumplimiento irrestricto de la habilitación legal expresa, se pronuncian en contra, SOTO KLOSS226y FERMANDOIS VÖHRINGER. Este último sostiene que ―(…) Nos parece que los «inherent powers» son difícilmente exportables desde el derecho anglosajón al derecho público chileno, particularmente en materia empresarial, ámbito en que rige estrictamente el principio de legalidad. García de Enterría habla de que se trataría de poderes «efectivamente atribuidos a la administración», pero no escritos. Considérese, en lugar de la citada por la Corte, la definición de Black sobre «inherent powers»: «Potestades originadas en la naturaleza del Estado o soberanía; por ejemplo, potestades sobre y que van más allá de los explícitamente conferidos en la Constitución o razonablemente envueltos en concesiones expresas». La idea de las potestades implícitas apunta, más bien, a aquellas que se traducen en actos potestativos, soberanos, propios de la naturaleza del Estado y que le pertenecen esencialmente, más que a actos menores que no envuelven ejercicio de potestades públicas, propios del ámbito contractual privado y que pertenecen al Estado accidentalmente‖227.

§2. COMPETENCIAS DEL MINISTERIO DE ENERGÍA

I. GENERALIDADES

El Ministerio de Energía fue creado por medio de la Ley Nº20.402, de 2009. Esta nueva regulación tuvo por objeto remediar la dispersión normativa existente en dicho momento en materia energética. Respecto de la situación existente antes de la dictación de la Ley Nº20.402, el Mensaje de dicha ley señaló que ―En términos generales, la forma en que se ha organizado el Estado en la materia, dificulta una mirada integral del sector, dada la multiplicidad de organismos, la dispersión de competencias y el menor peso institucional de la Comisión Nacional de Energía frente a los restantes actores‖228.

II. COMPETENCIAS RELACIONADAS CON HIDROCARBUROS

Diversas normas del DL 2.224, de 1978, en su versión dada por la Ley Nº20.402, otorgan atribuciones generales y específicas al Ministerio de Energía en relación con los hidrocarburos.

1. ATRIBUCIONES GENERALES

225 Fallo de la Corte de Apelaciones de Santiago, Rol Nº4538-99, de 13 de enero de 2000. Sin

embargo, dicho fallo fue posteriormente dejado sin efecto por la Corte Suprema, por sentencia de fecha 31 de enero de 2000, Rol Nº248-2000.

226SOTO KLOSS (2009) pp.128-129 227FERMANDOIS VÖHRINGER (2001) p.236. 228 Historia de la Ley Nº20.402 (versión digital) p.7.

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1.1. Facultades generales

El artículo 1° de la Ley N° 20.402, que creó el Ministerio de Energía, dispone que dicha repartición será ―(…) el órgano superior de colaboración del Presidente de la República en las funciones de gobierno y administración del sector de energía‖. El artículo 2 del DL 2.224 dispone que corresponderá, en general, al Ministerio de Energía, elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía, velar por su cumplimiento y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía229. Para los efectos de la competencia que sobre la materia corresponde al Ministerio de Energía, el artículo 3 del mismo cuerpo normativo señala que el sector de energía comprende a todas las actividades de estudio, exploración, explotación […] y cualquiera otra que concierna a la electricidad, carbón, gas, petróleo y derivados, energía nuclear, geotérmica y solar, y demás fuentes energéticas.

La correcta comprensión de las atribuciones generales del Ministerio de Energía demanda esbozar algunos conceptos apuntados en la norma atributiva de competencia. Así, en primer lugar, cabe señalar que los ―planes‖ son el resultado de la planificación, la que implica el análisis de las situaciones actuales, el pronóstico de futuros desarrollos y la formulación previa de una ordenación normativa, siendo su objetivo principal el lograr el equilibrio entre los distintos intereses y la coordinación de diversas actividades en un conjunto racionalmente ordenado de medidas230. Por su parte, las ―políticas‖ se han definido como ―(…) un conjunto de valores y fines globales que orientan en un período determinado de tiempo el quehacer político y/o administrativo de la nación. Éstas se establecen dentro del marco de discrecionalidad que otorga la ley al Presidente de la República y a los ministerios, y nunca pueden ir en contra de las normas que integran el bloque de la legalidad: Constitución, leyes y reglamentos‖231. Y en tercer lugar, las ―normas‖ pueden definirse como disposiciones jurídicas establecidas unilateralmente, abstractas que consagran derechos u obligaciones generales para los ciudadanos, susceptibles de ser impuestas incluso en forma coercitiva por la autoridad pública.

229 Dicha disposición constituye una plasmación sectorial de lo establecido con carácter genérico

en la LBGAE, cuyo artículo 3º dispone: ―La Administración del Estado está al servicio de la persona humana; su finalidad es promover el bien común atendiendo las necesidades públicas en forma continua y permanente y fomentando el desarrollo del país a través del ejercicio de las atribuciones que le confiere la Constitución y la ley, y de la aprobación, ejecución y control de políticas, planes, programas y acciones de alcance nacional, regional y comunal‖. Por su parte, el artículo 12 de la LBGAE señala que ―Las autoridades y funcionarios facultados para elaborar planes o dictar normas, deberán velar permanentemente por el cumplimiento de aquéllos y la aplicación de éstas dentro del ámbito de sus atribuciones, sin perjuicio de las obligaciones propias del personal de su dependencia‖. Adicionalmente, el inciso 2º del artículo 22 de la LBGAE señala como deber de los Ministerio el ―(…) proponer y evaluar las políticas y planes correspondientes, estudiar y proponer las normas aplicables a los sectores a su cargo, velar por el cumplimiento de las normas dictadas, asignar recursos y fiscalizar las actividades del respectivo sector‖.

230SCHMIDT-AßMANN (2003) pp.344-345. MORAGA KLENNER (2010) p.131. 231CORDERO QUINZACARA (2012) p.27.

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Tanto los planes como las políticas son susceptibles de ser adoptadas bajo variadas formas administrativas, tales como directivas presidenciales232, programas ministeriales233, circulares, instrucciones o instructivos, las cuales para su materialización requieren plasmarse a través de algún acto administrativo típico. En base a ello es que, en atención a la naturaleza jurídica del acto de ejecución, la doctrina ha agrupado dicho conjunto de actos en dos categorías generales de instrumentos: normas reglamentarias o circulares, las cuales, precisamente en atención a la naturaleza jurídica del instrumento de ejecución (normativa versus jerárquica), poseen diversos alcances234. Tratándose de las normas, éstas sólo pueden adoptarse por vía reglamentaria, la cual, a nivel ministerial, equivale a la dictación de Decretos Supremos reglamentarios, los cuales, en tanto tales, requieren ser suscritos por el Presidente de la República.

Por tanto, de las normas y definiciones citadas es posible desprender que con carácter general, el Ministerio de Energía es competente para elaborar y coordinar los planes, políticas y normas relacionados con el estudio, exploración, explotación y cualquiera otra actividad que concierna al gas, petróleo y sus derivados. Ello quiere decir que el Ministerio de Energía puede dictar los actos administrativos que sean necesarios, tanto de naturaleza reglamentaria como jerárquica, con el objetivo de fijar planes, políticas o normas que tengan por finalidad el estudio, exploración, explotación y cualquiera otra actividad que concierna al gas, petróleo y sus derivados.

El señalado constituye el ámbito de actuación o actividades que el Ministerio de Energía puede válidamente desarrollar, teniendo en cuenta lo dispuesto por el artículo 22 de la LBGAE, en cuanto a que ―Los Ministerios son los órganos superiores de colaboración del Presidente de la República en las funciones de gobierno y administración de sus respectivos sectores, los cuales corresponden a los campos específicos de actividades en que deben ejercer dichas funciones‖. De la relación de las disposiciones citadas cabe desprender, por tanto, que el ―sector de energía‖ constituye el ámbito que es el campo específico en que el Ministerio de Energía puede y debe ejercer sus funciones de gobierno y administración, colaborando con el Presidente de la República (aplica criterio del dictamen Nº22.388, de 2010, de la CGR).

Sin embargo, dicho ámbito, pese a ser uno específico, es de naturaleza amplia, dentro del marco de tal especificidad. Ello ha sido reconocido expresamente por la CGR, la cual, en dictamen Nº22.388, de 2010, sostuvo que ―(…) En los términos indicados, el legislador ha establecido el ámbito de la competencia sectorial del Ministerio de Energía, dentro del cual ha incluido todas las actividades que expresamente indica y, en general, cualquier otra que concierna, en lo que interesa, al gas, al petróleo y a sus derivados‖.

232 Definidas como aquellos instrumentos que contienen un conjunto de valores y fines globales

que orientarán en un período de tiempo determinado el quehacer político y/o administrativo de la Nación. PRECHT PIZARRO (1989) p.469.

233 Definidas como instrumentos que contienen un conjunto de objetivos operacionales (resultados precisos a alcanzar en un lapso prefijado) que debe lograr una unidad u órgano administrativo, sea de la administración centralizada o descentralizada del Estado, vinculada o subordinada a un ministro. PRECHT PIZARRO (1989) p.469.

234CORDERO QUINZACARA (2012) pp.27-28; id. (2010) pp.34-38; PRECHT PIZARRO (1989) pp.468-469.

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Frente a las referidas materias generales respecto de las cuales el Ministerio de Energía posee atribuciones, existen otras atribuciones específicas reconocidas por la normativa orgánica de dicha Secretaría de Estado. Dichas atribuciones se vinculan directamente con los títulos jurídicos habilitantes para el estudio, exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos, a saber: los contratos especiales de operación, los contratos de servicios, y las concesiones administrativas. En este acápite se abordarán exclusivamente las competencias que el Ministerio de Energía posee en relación a cada uno de los referidos títulos, dejando para un momento posterior el análisis particular de los referidos títulos.

1.2. Contratos de estudios

El artículo 4º letra c) del DL Nº2.224 señala como atribución del Ministerio de Energía el ―Contratar con personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, los estudios generales relacionados con el funcionamiento y desarrollo integral del sector, así como los de prefactibilidad y factibilidad que sean necesarios para la formulación y ejecución de los planes y políticas energéticas‖.

Esta disposición no es novedosa, sino que encuentra sus orígenes en el artículo 4 letra d) del DL Nº2.224, en su texto original, cuya redacción era idéntica a la del actual. Es interesante destacar que en virtud de dicha disposición, en el año 1983 la CNE suscribió con el ―Bureau d‘Etudes Industrielles et de Cooperation de l‘Institute Français du Petrole‖ (BEICIP) un contrato para la realización de un estudio de evaluación del potencial petrolero de Chile, que arrojó como resultado un documento denominado ―Evaluación del potencial petrolero del país‖. Sobre la base de dicho estudio se inició un programa de reconocimiento geológico y geofísico en las principales áreas de interés petrolífero ubicadas fuera de Magallanes, con el fin de obtener información básica que hiciera atractivas dichas zonas, ya fuere para contratos de operación con potenciales inversionistas privados, o para inversiones mayores por parte del Estado235.

2. ATRIBUCIONES ESPECÍFICAS EN HIDROCARBUROS

2.1. Contratos especiales de operación petrolera y sobre materiales atómicos naturales

En materia de contratos especiales de operación petrolera, el artículo 4 letra f) del DL 2.224, de 1978, consagra en forma específica la facultad del Ministerio, de ―Proponer al Presidente de la República y evaluar las políticas, planes y normas relativas a los contratos especiales de operación a que se refiere el inciso décimo del número 24º del artículo 19 de la Constitución Política, tratándose de hidrocarburos o materiales atómicos naturales‖.

Por su parte, la letra j) de la misma disposición señala como atribución de dicha Secretaría de Estado, el ―Suscribir en representación del Estado, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije por decreto supremo, los contratos especiales de operación relativos a hidrocarburos y materiales atómicos

235MENSAJE PRESIDENCIAL, 11 septiembre 1983 - 11 septiembre 1984, pp.411, 560.

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naturales a que se refiere el inciso décimo del número 24º del artículo 19 de la Constitución Política; ejercer, directamente o por intermedio de un organismo o empresa del Estado, funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato especial de operación antes mencionado le señalen‖.

En relación a los Decretos Supremos de requisitos y condiciones, los mismos son elaborados por el Ministerio de Energía, de acuerdo con el Nº4 del artículo 1, VII del D.S. Nº19, de 2001, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que faculta a los Ministros de Estado para firmar ―por orden del Presidente de la República‖. Dicha disposición delega en el Ministerio de Minería (actualmente, Ministerio de Energía, de acuerdo con la disposición transitoria segunda, inciso segundo, de la Ley Nº20.402) la firma de los Decretos Supremos de ―Fijación de los requisitos y condiciones especiales de los contratos de operación para la exploración, explotación o beneficio de los yacimientos que contengan substancias no susceptibles de concesión‖. Así, el Decreto Supremo de requisitos y condiciones es un acto administrativo elaborado y emitido por el Ministro de Energía, bajo la fórmula ―Por Orden del Presidente de la República‖ (artículo 35 inc.2º de la CPR), delegación la cual en todo caso no modifica la responsabilidad de la autoridad correspondiente (el Presidente de la República), sin perjuicio de la que pudiera afectar al delegado (el Ministro de Energía) por negligencia en el ejercicio de la facultad delegada (artículo 41 in fine de la LBGAE).

2.2. Contratos de servicio para actividades de exploración

Como vimos supra, el artículo 4 letra j), en su parte final, del DL Nº 2.224 reconoce como competencia del Ministro de Energía, el ―(…) celebrar, en representación del Estado, y previo informe favorable del organismo correspondiente, contratos de servicio que tengan por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos y materiales atómicos naturales‖.

Como se puede apreciar, la referida norma faculta al Ministro de Energía para la suscripción de contratos de servicios que tengan por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos y materiales atómicos naturales, requiriendo al efecto contar con un informe previo y favorable ―del organismo correspondiente‖. Si bien tratándose de los materiales atómicos naturales es meridianamente claro que el informe previo debe ser emitido por la CCHEN, no queda claro cuál es el organismo correspondiente, tratándose de los hidrocarburos, toda vez que el organismo competente en esta materia es, precisamente, el Ministerio de Energía.

La inclusión de esta norma fue a instancias de dos indicaciones presentadas por los Senadores ORPIS y PROKURICA durante el segundo trámite constitucional de la actual Ley Nº 20.402, las cuales eran del siguiente tenor: ―j) Suscribir, en representación del Estado, previo informe favorable de la Comisión Nacional de Energía, tratándose de hidrocarburos, o del Consejo de la Comisión Chilena de Energía Nuclear, en el caso de materiales atómicos naturales, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije por decreto supremo, los contratos especiales de operación a que se refiere el inciso décimo del número 24 del artículo 19 de la

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Constitución Política; ejercer, directamente o por intermedio de un organismo o empresa del Estado, funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato especial de operación, antes mencionado, le señalen, y celebrar, en representación del Estado, previo informe favorable de los organismos precedentemente señalados, según corresponda, contratos de servicio que tengan por objeto la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión‖236. Dichas indicaciones fueron retiradas por sus autores, atendido que el ejecutivo presentó una indicación que recogía los planteamientos de las indicaciones presentadas por los Senadores237, la cual se corresponde con el texto actual de la norma. Por tanto, de la historia legislativa citada cabe desprender que para la suscripción de contratos de servicios de hidrocarburos originalmente se pensaba en contar con un informe previo favorable por parte de la CNE.

Sin embargo, debido a que en estricto rigor la ley no señala nada, y atendido el carácter general con que finalmente quedó redactada la norma, podría pensarse en obviar la necesidad de contar con el referido informe de la CNE, dadas sus atribuciones, sin perjuicio de la necesidad de contar con informes previos de otros organismos públicos.

2.3. Concesiones administrativas

Tratándose de las concesiones administrativas en materia de hidrocarburos, cuya diferencia respecto de los CEOP como medio de aprovechamiento de los hidrocarburos líquidos y gaseosos se analiza Infra, el DL Nº2.224 no contiene disposiciones expresas.

Como se indicó previamente, el artículo 2 del DL Nº2.224, en su redacción dada por la Ley Nº20.402, dispone que corresponderá, en general, al Ministerio de Energía, elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía, velar por su cumplimiento y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía. Y, en forma complementaria, el artículo 3 del mismo cuerpo normativo establece que, para los efectos de la competencia que sobre la materia corresponde al Ministerio de Energía, el sector energía comprende a todas las actividades de estudio, exploración, explotación […] y cualquiera otra que concierna a la electricidad, carbón, gas, petróleo y derivados, energía nuclear, geotérmica y solar, y demás fuentes energéticas. En virtud de dichas disposiciones es dable sostener que el Ministerio de Energía puede dictar los actos administrativos que sean necesarios, tanto de naturaleza reglamentaria como jerárquica, con el objetivo de fijar planes, políticas o normas que tengan por finalidad el estudio, exploración, explotación y cualquiera otra actividad que concierna al gas, petróleo y sus derivados.

Lo anterior representa un problema dado que, como se verá infra, las concesiones administrativas constituyen verdaderos actos administrativos creadores de derechos que no son susceptibles de calificarse como planes o políticas a efectos de

236 Historia de la Ley Nº20.402 (versión digital) p.228. 237 Historia de la Ley Nº20.402 (versión digital) p.249.

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atribuir al Ministerio de Energía competencias específicas a su respecto. Y asimismo, tampoco son catalogables como ―normas‖, entendidas éstas como disposiciones reglamentarias, ya que las referidas concesiones precisamente carecen de la referida naturaleza.

Frente a lo expuesto sería posible sostener que el Ministerio de Energía podría llegar a poseer facultades en la materia en virtud de la letra k) del artículo 4º del DL Nº2.224, que dispone como atribución de dicho Ministerio el ―Cumplir las demás funciones y tareas que las leyes o el Gobierno le encomienden concernientes a la buena marcha y desarrollo del sector energía‖. En efecto, podría pensarse en la posibilidad de que el Gobierno encomiende al Ministerio de Energía el otorgamiento a través de un Decreto de dicho Ministerio de una o más concesiones administrativas para la exploración o explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos en virtud de la citada disposición. A dicha interpretación cabría oponer que la misma contraviene el articulo 63 Nº10 de la CPR, que establece que sólo son materias de ley ―Las que fijen las normas sobre enajenación de bienes del Estado o de las municipalidades y sobre su arrendamiento o concesión‖, incluyendo en el concepto ―bienes del Estado‖ a las minas, y dentro de éstas, obviamente, a los hidrocarburos líquidos y gaseosos238. Sin embargo, al respecto es preciso considerar que los ―bienes del Estado‖ se encuentran definidos por el artículo 589 del Código Civil, como aquellos bienes nacionales ―(…) cuyo uso no pertenece generalmente a los habitantes‖, en contraposición a los denominados bienes nacionales de uso público o bienes públicos, que se caracterizan precisamente por dicha utilizabilidad general. En virtud de dicha definición legal cabría sostener que la reserva legal en materia de concesiones de bienes del Estado se aplica única y exclusivamente a las concesiones referidas a bienes fiscales, quedando fuera de dicha categoría tanto los bienes nacionales de uso público como las minas (bienes de ―dominio‖ del Estado)239.

238 Postura sostenida, por ejemplo, por GUZMÁN BRITO (2001) p.274. Y bajo la vigencia de la

Constitución Política de 1925, respecto del antecedente del artículo 63 Nº10 (artículo 44 Nº3), tal equiparación era efectuada por RUIZ BOURGEOIS (1949) T.II, p.364, expresamente respecto de los hidrocarburos.

239 Al respecto, vid. VERGARA BLANCO (2004) passim. Asimismo, el dictamen Nº15.264, de 2012, de la Contraloría General parece adoptar esta postura al indicar que ―(…) la facultad de gravar o limitar el dominio de un predio fiscal que se encuentre afectado como reserva nacional, en la medida que incide en las facultades de disposición del inmueble respectivo, se encuentra radicada por una norma legal en el Ministerio de Bienes Nacionales, en tanto que a la Corporación Nacional Forestal solo le compete administrarlo. Lo anterior guarda concordancia además con lo previsto en el artículo 63 N° 10 de la Constitución Política de la República, pues entre las materias de ley señala aquellas que fijen las normas sobre enajenación de bienes del Estado‖. Por su parte, el Tribunal Constitucional ha señalado en su fallo de fecha 12 de agosto de 1996, Rol Nº242, Considerando Nº19, que ―(…) respecto de los bienes del Estado sólo son materias de ley las que fijen las normas sobre su enajenación, arrendamiento o concesión, conceptos muy claros y precisos y definidos por la ley…‖. Respecto del antecesor del artículo 63 Nº10 de la CPR, el artículo 44 Nº3 de la Constitución Política de 1925, vid. CLARO SOLAR (1979) p.276, nota al pie nº216, identificando ―bienes del Estado‖ con ―bienes fiscales‖.

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CAPÍTULO IV

PROPUESTA DE CLÁUSULAS ESENCIALES DE

CONTRATO O DECRETO

(ART.3.1. LETRA D) DE LAS BASES TÉCNICAS)

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De acuerdo con los desarrollos efectuados al tratar de los ordenamientos jurídicos comparados, es posible sostener que las cláusulas esenciales del título jurídico han de versar sobre los siguientes aspectos, sin perjuicio de que los mismos, de acuerdo con nuestro ordenamiento jurídico, sean viables o no, lo que se analizará en otro apartado del presente estudio.

§1. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE LOS TRABAJOS

I. IDENTIFICACIÓN DEL ÁREA

1. ZONAS ON-SHORE

Como elemento esencial del título jurídico habilitante, se encuentra la delimitación del área en la cual el titular de los trabajos de evaluación pretende llevar adelante los mismos. La referida área de trabajo constituye la zona material en la cual quien ostenta el título jurídico habilitante para la realización de actividades de evaluación técnica, puede ejercer sus derechos y obligaciones. Siguiendo los criterios generales relativos a nuestro Derecho de los Recursos Naturales, la identificación del área de estudio podría efectuarse por medio del sistema de Coordenadas Universal Transversal de Mercator (UTM).

En la delimitación de área no existen restricciones en relación a su forma, a la orientación de las caras del área, sobre el carácter recto o no de los ángulos de los vértices, ni en relación a su vinculación al Sistema de Referencia Geocéntrico para las Américas (SIRGAS), adoptado recientemente en la legislación geotérmica, o a los datum PSAD-56 y SAD-69, tradicionales en nuestra legislación minera.

Asimismo, es menester tener en consideración que el área de trabajo puede ser objeto de determinación de la autoridad, en aquellos supuestos en los que es la Administración la que convoca a una o más compañías para licitar en forma pública o privada el otorgamiento de un título jurídico habilitante para la realización de actividades de evaluación, o si, por el contrario, son los particulares los que solicitan a la Administración la realización de tales actividades, proponiendo ellos un área determinada de trabajo.

2. ZONAS OFF-SHORE

En relación a las zonas off-shore hay que tener en consideración que de acuerdo con el Derecho Internacional del Mar, en particular, la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (Convemar), nuestro país ejerce jurisdicción sobre toda la denominada plataforma continental. La plataforma continental es el lecho y el subsuelo de las áreas submarinas que se extienden más allá del mar territorial y a todo lo largo de la prolongación natural de su territorio hasta el borde exterior del margen continental (que es la prolongación sumergida de la masa continental del Estado ribereño y está constituido por el lecho y el subsuelo de la plataforma, el talud y la

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emersión continental, excluyendo el fondo oceánico profundo) hasta una extensión máxima de 350 millas marinas contadas desde las líneas de base a partir de las cuales se mide la anchura del mar territorial, o bien hasta una distancia de 200 millas marinas, en los casos en que el borde exterior del margen continental no llegue a esta última distancia. Así, la plataforma continental tendrá, al menos jurídicamente, siempre como mínimo una extensión de 200 millas, la cual puede llegar hasta las 350 millas en la medida que el margen continental exceda las mencionadas 200 millas (plataforma continental ampliada). Como se puede apreciar, el concepto ―plataforma continental‖ es de carácter jurídico que apunta a la prolongación del territorio emergido en el lecho oceánico, si bien tal concepto pivota parcialmente sobre uno técnico, el de ―margen continental‖, que se refiere a la extensión natural del territorio bajo las aguas, la cual termina en los fondos del océano profundo.

Esa relación entre ambos conceptos es parcial, ya que aún cuando el margen continental, es decir, la extensión natural del continente bajo las aguas, no alcanza las 200 millas marinas, la Convemar entiende que la plataforma continental sí llega al menos a esa distancia, salvaguardando de esta forma los intereses de Estados como el chileno, con un margen continental muy estrecho que no llega a dicha distancia. A la inversa, y salvaguardando los intereses de Estados con un margen continental amplio, la Convención establece un procedimiento para reconocer ese margen continental ampliado por sobre las 200 millas marinas, en cuyo caso margen y plataforma sí coincidirán.

De acuerdo con la Convemar, el Estado ribereño ejerce derechos de soberanía sobre la plataforma continental a los efectos de la exploración y explotación de sus recursos naturales, consistiendo dicha exclusividad en que si el Estado ribereño no explora la plataforma continental o no explota los recursos naturales de ésta, nadie podrá realizar estas actividades sin expreso consentimiento de dicho Estado. Por otra parte, la Convemar indica que tales derechos son independientes de la ocupación real o ficticia de la plataforma, así como de toda declaración expresa, por lo tanto, son derechos que operan de forma automática. En tercer lugar, la Convención aclara que las disposiciones establecidas en sede de plataforma continental se refieren a los recursos minerales y otros recursos no vivos del lecho del mar y su subsuelo, así como los organismos vivos pertenecientes a especies sedentarias, es decir, aquellos que en el período de explotación están inmóviles en el lecho del mar o en su subsuelo o sólo pueden moverse en constante contacto físico con el lecho o el subsuelo. De ahí que la alusión a los mencionados derechos de soberanía implican sino la sumisión de las actividades de exploración y explotación de minerales en la plataforma, al régimen jurídico que al efecto prevé nuestro Derecho interno240.

Consecuentemente con lo expuesto, el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR dispone que los ―(…) yacimientos de cualquier especie existentes en [sic] las aguas marítimas sometidas a la jurisdicción nacional‖ son yacimientos no son susceptibles de concesión, los cuales, en tanto tales, requieren una concesión administrativa o un contrato especial de operación para su aprovechamiento.

240 Al respecto, vid. VERGARA BLANCO (2010) pp.676-677.

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II. SITUACIÓN DE EXISTENCIA DE TÍTULOS HABILITANTES PREVIOS

1. EJERCICIO DE ACTIVIDADES EXPLORATORIAS O DE EXPLOTACIÓN POR ENAP

Al momento de determinar el área de las actividades de evaluación técnica a ser realizadas, habrá de tenerse en consideración la existencia de actividades previas de exploración o explotación que se encuentre realizando ENAP, a fin de analizar la posibilidad de co-existencia de títulos de uso u ocupación predial y la compatibilidad entre los mismos, de cara a permitir un acceso compartido al predio superficial en el que se pretenden realizar las labores de investigación.

Es dable estimar que ello sea posible en los supuestos en los que ENAP sólo cuente con un título de uso u ocupación predial inoponible a terceros por falta de inscripción registral del mismo241. En tal caso, si el titular de un título jurídico habilitante para la realización de actividades de evaluación técnica llegare a lograr la constitución de un título de uso u ocupación predial y dé comienzo a labores de investigación, afectando materialmente las actividades que se encuentre desarrollando ENAP, ésta podrá intentar el ejercicio de las acciones que el ordenamiento jurídico general otorga a quien se ve perturbado en el ejercicio de sus derechos (acciones posesorias, recurso de protección, etc.), sin que pueda aducir algún tipo de facultad de autotutela derivada de una posición monopólica en materia de exploración de hidrocarburos, la cual jurídicamente no posee.

En caso que se considere que no es jurídicamente posible que se logre la constitución de un título de uso u ocupación predial, atendida la oponibilidad del mismo título de ENAP (derivada de su inscripción registral), ésta podrá oponerse judicialmente a la constitución de un título jurídico que habilite a quien pretende realizar trabajos de investigación, para el acceso a un predio superficial para la realización de tales labores de investigación.

2. EJERCICIO DE ACTIVIDADES EXPLORATORIAS O DE EXPLOTACIÓN POR OTROS

TITULARES

Asimismo, al momento de determinar el área de las actividades de evaluación técnica a ser realizadas, habrá de tenerse en consideración la existencia de actividades previas de exploración o explotación que se encuentre realizando algún particular242. Al respecto, hay que distinguir si tales actividades se relacionan con hidrocarburos líquidos y gaseosos o si se trata de otras sustancias minerales.

En el primer caso, debido a que tales sustancias sólo pueden ser aprovechadas con participación de los privados por medio de concesiones administrativas o de CEOP, el otorgamiento de un título para la realización de estudios de evaluación

241Cfr. al efecto, el artículo 8º de la Ley Orgánica de ENAP, que remite a la legislación minera en materia de servidumbres. Por su parte, el artículo 123 inciso 2º del Código de Minería, aplicable en esta materia, establece que ―Para que las servidumbres sean oponibles a terceros, deberán inscribirse en el Registro de Hipotecas y Gravámenes del Conservador de Bienes Raíces, o del de Minas, en su caso‖.

242 Una serie de criterios para la resolución de conflictos entre distintos titulares, en BAMBACH (2003) passim.

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técnica puede oponerse a un posible carácter exclusivo de los derechos que los otros títulos citados pueden otorgar. Tal es el caso de los CEOP, los cuales, aún cuando no otorgan derechos reales, sí otorgan derechos personales en virtud de un contrato, en el que el Estado se compromete a garantizar la exclusividad de las actividades de exploración y de explotación sobre el área de contrato.

En este caso es importante señalar que si el respectivo CEOP o concesión administrativa otorgan facultades de exploración o explotación específicamente para cierto tipo de yacimiento (como por ejemplo, yacimientos de hidrocarburos no convencionales)243, cabría la posibilidad de otorgar otros títulos que se superpongan a éstos, en la medida que los mismos tengan por objeto la realización de actividades de evaluación de yacimientos de tipo diverso.

En el segundo caso, puede suceder que el área se superponga a una zona en la cual pueden existir concesiones de energía geotérmica, cuya regulación dota de carácter exclusivo al derecho de explorar o explotar energía geotérmica, impidiendo la superposición entre títulos concesionales geotérmicos. Al respecto, el artículo 28 de la Ley Nº19.657 autoriza la superposición de ciertos títulos habilitantes a concesiones de energía geotérmica, señalando que ―En terrenos comprendidos en una concesión de energía geotérmica, podrán constituirse concesiones mineras, derechos de aprovechamiento de aguas u otorgarse permisos de exploración de aguas subterráneas. También podrán otorgarse concesiones administrativas o celebrarse contratos especiales de operación en el caso de sustancias no susceptibles de concesión minera, conforme con el artículo 7º del Código de Minería. Asimismo, el Estado o sus empresas podrán explorar o explotar tales sustancias en terrenos comprendidos en una concesión geotérmica‖. La misma norma establece los criterios de solución de conflictos de hecho que puedan surgir como consecuencia de dicha superposición, recurriendo esencialmente al principio de prioridad temporal244. El inciso 2º del citado artículo 28 establece que ―Si las actividades de las concesiones mineras, de exploración de aguas subterráneas o de derechos de aprovechamiento de aguas, de concesiones administrativas o contratos especiales de operación, que se hayan iniciado con posterioridad a la constitución de la concesión geotérmica, afectaren su ejercicio, los titulares de ellas deberán realizar, a su exclusivo cargo, las obras necesarias para subsanar las dificultades o bien indemnizar por el daño patrimonial que efectivamente le causen al titular de la concesión geotérmica‖. El artículo 30 de la Ley 19.657 somete las dificultades que se susciten entre dos o más titulares con ocasión de lo dispuesto en los artículos 27 y 28 o con motivo de sus respectivas labores, a la decisión de un árbitro de los mencionados en el artículo 223, inciso final, del Código Orgánico de Tribunales.

Esta última solución fue recientemente implementada por la Ley Nº20.701, que modificó la LGSE en materia de procedimiento de constitución de concesiones eléctricas, al incorporar un artículo 31 bis a dicha ley. Adicionalmente, dicho artículo

243 Los cuales se definen en el Acuerdo Nº4, de 2012, de la ANH de Colombia, como

―Formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la que se debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos. Los Yacimientos No Convencionales típicos incluyen, entre otros, arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón, gas y petróleo de lutitas y arenas bituminosas‖.

244 En este sentido, ALBURQUENQUE (2001a) p.175.

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consagra la compatibilidad jurídica del titulo concesional eléctrico con una serie de otras titularidades, entre ellas, los CEOP y las concesiones administrativas, al indicar que no constituirá un obstáculo para el otorgamiento y ejercicio de concesiones o servidumbres eléctricas la existencia de otros derechos, permisos o concesiones constituidos en el o los predios por terceros.

Y finalmente, tratándose de concesiones mineras, la situación es similar a la expuesta en materia de concesiones geotérmicas, si bien no existe una norma que consagre en forma expresa el principio de prioridad temporal, la doctrina ha postulado su aplicación a los conflictos que puedan surgir entre dichos títulos jurídicos y otros relativos a otras actividades245.

§2. IDENTIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE TRABAJOS A REALIZAR

I. LA EVALUACIÓN TÉCNICA

Como se pudo analizar, los estudios de evaluación técnica se definen como todos aquellos estudios, trabajos, obras y actividades que se ejecutan en el área de evaluación técnica, para evaluar su potencial hidrocarburífero e identificar las zonas de mayor interés prospectivo.

En los Derechos comparados, dichos estudios abarcan generalmente:

(a) geofísica;

(b) geoquímica;

(c) geología;

(d) cartografía;

(e) fotogeología;

(f) reevaluación geológica-geofísica de la información existente;

(g) actividades de prospección superficial;

(h) ejecución de actividades de sísmica y su procesamiento y reprocesamiento;

Donde existen mayores diferencias en las legislaciones comparadas es respecto a la posibilidad de realizar perforaciones como parte de un programa de evaluación técnica. Así, en algunos ordenamientos se permite la perforación con taladro o equipo asimilable, hasta la realización de pozos de investigación estratigráfica, es decir, pozos tendiente a determinar la secuencia litológica completa existente en el subsuelo de un lugar determinado, cuya única finalidad es la obtención de información geológica acerca de la estratigrafía del área de evaluación técnica, quedando excluidas las perforaciones de naturaleza exploratoria. Frente a ellas, en otras legislaciones quedan de plano excluidas las perforaciones.

245VERGARA BLANCO (1994) passim.

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II. LA EVALUACIÓN TÉCNICA COMO ACTIVIDAD EXPLORATORIA

En general, del análisis de los ordenamientos comparado es posible desprender que los mismos consideran los títulos para la realización de estudios de evaluación técnica como actividades de exploración de hidrocarburos, si bien de menor intensidad que las propiamente exploratorias, encontrándose usualmente el punto de inflexión entre unas y otras en la perforación de pozos de exploración. Así, mientras las actividades de evaluación apuntan a determinar el potencial que una zona puede poseer para contener yacimientos de hidrocarburos, la exploración propiamente considerada apunta derechamente al descubrimiento de tales yacimientos246.

§3. PRESENTACIÓN DE UN PLAN DE TRABAJO Y MEDIDAS DE SEGUIMIENTO

I. PLAN DE TRABAJO

Los trabajos que serán objeto de desarrollo durante la vigencia del título han de ser programados temporalmente. Es elemento común en las legislaciones comparadas el someter el otorgamiento del título jurídico habilitante a la presentación de un plan de trabajo, en el que se describa el detalle de todas las actividades que el solicitante del título pretenda realizar.

La regulación del plan de trabajo debe prever asimismo la posibilidad de modificar el plan de trabajo inicialmente acordado, atendidas la existencia de circunstancias justificadas que ameriten tales cambios, previéndose en todo caso que dichos modificaciones no impliquen un disminución de las actividades comprometidas.

Y en tercer lugar, debe asimismo contemplarse la posibilidad de que el titular solicite la realización de trabajos adicionales a los originalmente comprometidos.

II. MEDIDAS DE SEGUIMIENTO

En los ordenamientos comparados se aprecia un continuo deber de informar sobre los avances de los estudios de evaluación. En general, las legislaciones comparadas establecen la necesidad de presentar estudios de avance sobre una base mensual desde la fecha de vigencia del otorgamiento del título, hasta la fecha de su vencimiento, sin perjuicio de algunas en las cuales los informes de avance se solicitan sobre una base semanal.

246 Al respecto se señala que ―(…)Geophysical exploration is described as ―[t]he search for

geologic structures favorable to the accumulation of petroleum by means of geophysical devices.‖(2) It is important to understand that geophysical exploration does not locate oil and gas; it is used to determine whether the subterranean structures and stratigraphy are present that may “trap” oil and gas…‖. KELLER (1992) pp.2-4.

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En dichos informes mensuales se debe informar sobre las actividades que tuvieron lugar durante el mes previo a la autorización, incluyendo un detalle del progreso de cada una de las actividades de evaluación en desarrollo de acuerdo con el plan de trabajo.

§4. PLAZO DE VIGENCIA DEL TÍTULO

Como se ha podido apreciar, las legislaciones comparadas contemplan variados plazos de vigencia para los títulos para la realización de actividades de evaluación técnica. Dichos plazos van desde los 6 meses, pasando por los títulos de carácter anual, bi-anual, hasta títulos con una duración de hasta 4 años.

§5. REGULACIÓN DE LOS DERECHOS DEL TITULAR

I. EXCLUSIVIDAD DEL TÍTULO

En los ordenamientos comparados se baraja tanto un modelo en el que el título jurídico concede el derecho exclusivo y excluyente para realizar labores de evaluación técnica, apreciándose ordenamientos en los que la exclusividad existe pero es acotada a un tipo particular de yacimiento, y en los que la exclusividad es permitida, pero como un supuesto de carácter excepcional, fundado en la concurrencia de ciertos elementos que determinan la necesidad o viabilidad de otorgar el título respectivo con tal nota de exclusividad.

II. RETRIBUCIÓN

1. PAGO DE SUMA ALZADA

El pago de una suma alzada constituye la contraprestación que se ha de pagar a quien se le otorga el título habilitante, por la realización de los trabajos de evaluación técnica. En este caso, se aprecia que es el Estado o un tercero quien actúa en definitiva como mandante, contratando los servicios de una empresa para que ella realice las actividades de evaluación. En estos casos, quien asume los riesgos de las actividades inherentes a la evaluación técnica es el mandante, dado que el debe pagar las sumas correspondientes a la retribución con independencia de los mejores o peores resultados de la información levantada. En general, este sistema no se apreció en los modelos comparados estudiados.

2. DERECHO A LA VENTA DE LA INFORMACIÓN (ACTIVIDADES ESPECULATIVAS)

Frente al sistema de pago de una suma alzada, es usual que en los ordenamientos comparados se contemple la posibilidad de que el titular que realiza las labores de evaluación técnica pueda posteriormente poner a la venta la información adquirida, disponiéndose el pago al Estado de cierto monto de dicho precio de venta.

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En dichos sistemas, la posibilidad de venta de la información levantada suele ir vinculada con una obligación o compromiso por parte del Estado, a convocar a un proceso de licitación para el otorgamiento de concesiones o contratos de exploración y/o explotación, en el cual pueda o deba adquirirse la información relativa a dichas áreas a la empresa que efectuó los levantamientos de dicha información.

Sin embargo, también se aprecian modelos en los que el Estado no asume obligación alguna en la materia, limitándose a permitir que quien levantó la información respectiva pueda ofrecerla libremente a quien esté interesado en su adquisición.

III. DERECHO A ACCEDER A UN TÍTULO EXPLORATORIO O DE EXPLOTACIÓN (OTROS SUPUESTOS)

En los supuestos en los que no hay un pago de una retribución por los servicios realizados, algunos ordenamientos contemplan la posibilidad de facilitar el acceso a un título jurídico que permita a quien efectuó los trabajos de evaluación, ya realizar trabajos de exploración y eventual explotación de los hidrocarburos.

IV. FUERZA MAYOR

Otra cláusula común en los títulos jurídicos de evaluación técnica es la relativa a la fuerza mayor. Dichos títulos suelen contemplar cláusulas en las que se enuncian los supuestos de fuerza mayor que pueden llevar a la suspensión del deber de cumplimiento de las actividades de evaluación, durante el período de tiempo que dure la fuerza mayor invocada.

V. RENUNCIA

Entre las causales de terminación contempladas en los ordenamientos jurídicos (vid. el acápite relativo al Derecho Comparado), tiene un lugar común el reconocer la posibilidad de que el titular de un título de evaluación técnica pueda renunciar al mismo.

§6. REGULACIÓN DE LOS DEBERES DEL TITULAR

I. ENTREGA DE CAUCIONES

Es lugar común en los ordenamientos comparados, que el otorgamiento del título jurídico de evaluación técnica se supedite al otorgamiento de cauciones de diversa naturaleza, a fin de asegurar el adecuado e íntegro cumplimiento del plan de trabajo aprobado por la autoridad y plasmado en el título.

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II. DEBER DE ENTREGAR LA INFORMACIÓN TÉCNICA RECOPILADA

Uno de los deberes más típicos de los títulos jurídicos de evaluación técnica dice relación con la obligación de cargo de su titular de entregar al Estado toda la información levantada en virtud de las actividades de evaluación ejecutadas. Dicho deber de entrega suele abarcar desde la información y datos brutos hasta información ya procesada.

Dicho deber se contempla incluso en los supuestos en los cuales la información puede ser objeto de venta por parte del evaluador, previéndose en tales casos deberes de confidencialidad de cargo del Estado, a fin de asegurar la viabilidad comercial de la venta de la referida información.

Es usual en las legislaciones comparadas, la disposición consistente en que la entrega de información al Estado ha de efectuarse sin cargo alguno para éste.

III. DEBER DE COMERCIALIZAR LA INFORMACIÓN

En los ordenamientos en los cuales se prevé la posibilidad de comercializar en forma exclusiva, durante cierto período, la información obtenida, se contempla como contraprestación de tal derecho, el deber de vender o de permitir el acceso a través de otro medio a la información a quien la solicite.

IV. DEBER DE PAGAR UN FEE

En varias legislaciones comparadas se establece el deber de pagar un fee para poder acceder al otorgamiento de un título para la ejecución de labores de evaluación técnica.

§7. CONFIDENCIALIDAD

La confidencialidad en el manejo de la información que se entrega al Estado es un aspecto fundamental en los títulos de evaluación técnica. A este respecto se ha sostenido que constituye un factor fundamental en esta materia ―(…) la existencia de un período de confidencialidad de los datos compatible con las inversiones realizadas, de manera que solamente la empresa que los adquirió pueda comercializarlos durante un determinado período de tiempo, permitiendo, así, que el resto de los costos sea cubierto a través de la venta de los datos y que se obtengan beneficios…‖247.

247 Oficio IAGC 04, de 2005, de la Sección Brasil de la INTERNATIONAL ASSOCIATION

OF GEOPHYSICAL CONTRACTORS, dirigido al Director Técnico de la Agencia Nacional do Petróleo, Gas Natural e Biocombustibles.

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§8. CAUSALES DE REVOCACIÓN DEL TÍTULO

Parte importante de las legislaciones contemplan causales de revocación de los títulos de evaluación. Dichas causales se vinculan esencialmente con el incumplimiento de las obligaciones que tanto el título como el ordenamiento jurídico disponen como de cargo del titular.

§9. MULTAS Y SANCIONES

Si bien no forman parte de los títulos individualmente considerados, parte importante de los ordenamientos estudiados contemplan la aplicación de sanciones para los supuestos de incumplimiento de los deberes que establece el título en cuestión.

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CAPÍTULO V

ANÁLISIS DE PERMISOS O AUTORIZACIONES

MEDIOAMBIENTALES O SECTORIALES QUE

PUDIERAN REQUERIRSE

(ART.3.1. LETRA E) DE LAS BASES TÉCNICAS)

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§1. NORMATIVA MEDIOAMBIENTAL BÁSICA

I. LEY Nº 19.300 DE BASES DEL MEDIOAMBIENTE Y SU REGLAMENTO

1. INGRESO AL SEIA POR LA NATURALEZA DEL PROYECTO

Como casi toda actividad vinculada al aprovechamiento de recursos naturales, la actividad hidrocarburífera se encuentra sometida a las obligaciones que con carácter general contempla nuestro ordenamiento jurídico, en aras de la protección del medio ambiente. La Ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, somete a los proyectos de petróleo y gas al principal instrumento de gestión ambiental contemplado por dicha norma: el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).

El artículo 10 letra i) de la Ley 19.300 establece que deben ingresar al SEIA, los ―proyectos de desarrollo minero, incluidos los de carbón, petróleo y gas, comprendiendo las prospecciones, explotaciones, plantas procesadoras y disposición de residuos y estériles, así como la extracción industrial de áridos, turba o greda‖. De esta manera, la legislación ambiental equipara a los proyectos de petróleo y gas con proyectos de naturaleza minera, lo cual es coherente con la clasificación constitucional efectuada en la materia.

Siguiendo dicha línea, el artículo 2 letra j) del Reglamento de la Ley Nº19.300248 señala que ―Se entenderá por proyectos de desarrollo minero correspondientes a petróleo y gas, aquellas acciones u obras cuyo fin es la explotación de yacimientos, comprendiendo las actividades posteriores a la perforación del primer pozo exploratorio, la instalación de plantas procesadoras, ductos de interconexión y disposición de residuos y estériles‖. En este mismo sentido se pronuncia el nuevo Reglamento del SEIA, Decreto Nº40, de 30 de octubre de 2012, publicado el 12 de agosto de 2013, el cual entrara en vigor el 10 de noviembre de 2013.

Junto a ello, la letra j) de la citada disposición alude a los ―Oleoductos, gasoductos, ductos mineros u otros análogos‖. El artículo 2 letra j) del Reglamento de la Ley Nº19.300 establece que se entenderá por ductos análogos aquellos conjuntos de canales o tuberías y sus equipos y accesorios, destinados al transporte de sustancias, que unen centros de producción, almacenamiento, tratamiento o disposición, con centros de similares características o con redes de distribución. En este mismo sentido se pronuncia el nuevo Reglamento del SEIA.

248 Decreto Supremo Nº 30, del año 1997, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia,

cuyo texto refundido, coordinado y sistematizado se encuentra contenido en el Decreto Supremo Nº 95, de 2001, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.

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2. INGRESO AL SEIA POR LA UBICACIÓN DEL PROYECTO

Adicionalmente a lo expuesto, es importante tener en consideración lo dispuesto por la letra p) del artículo 10 de la Ley Nº19.300. Esta disposición indica que deberán ingresar al SEIA los proyectos que impliquen la ―Ejecución de obras, programas o actividades en parques nacionales, reservas nacionales, monumentos naturales, reservas de zonas vírgenes, santuarios de la naturaleza, parques marinos, reservas marinas o en cualesquiera otras áreas colocadas bajo protección oficial, en los casos en que la legislación respectiva lo permita‖.

Al respecto, el artículo 2 letra a) del Reglamento de la Ley Nº19.300 define ―área protegida‖ como cualquier porción de territorio, delimitada geográficamente y establecida mediante acto de autoridad pública, colocada bajo protección oficial con la finalidad de asegurar la diversidad biológica, tutelar la preservación de la naturaleza y conservar el patrimonio ambiental, idea que es reiterada en el artículo8º del nuevo RSEIA.

Sobre la base de dicha definición, por Oficio N° 43.710, de 2004, la Comisión Nacional del Medio Ambiente identificó 17 categorías de áreas protegidas. El referido listado comprende las figuras de Parque Nacional, Reserva Nacional, Reserva de Regiones Vírgenes, Monumento Natural, Santuario de la Naturaleza, Parques Marinos, Reservas Marinas, Reserva Forestal, Monumentos Históricos, Zonas Típicas o Pintorescas, Zonas o Centros de Interés Turístico Nacional, Zonas de Conservación Histórica, Áreas de Preservación Ecológica contenidas en los Instrumentos de Planificación Territorial, Zonas Húmedas de Importancia Internacional, especialmente como hábitat de aves acuáticas, más conocidos como Sitios Ramsar, Acuíferos que alimentan vegas y bofedales en las Regiones de Tarapacá y Antofagasta, Inmuebles Fiscales destinados por el Ministerio de Bienes Nacionales para fines de conservación ambiental, protección del patrimonio y/o planificación, gestión y manejo sustentable de sus recursos, y Áreas Marinas y Costeras Protegidas.

II. GUÍA PARA LA EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL DE PROYECTOS DE DESARROLLO MINERO DE PETRÓLEO Y GAS

Complementando las disposiciones antes indicadas, el año 2011, el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental publicó un documento denominado ―Guía para la evaluación de impacto ambiental de proyectos de desarrollo minero de petróleo y gas‖. Como señala el propio documento, la Guía fue elaborada dado que en los últimos años la actividad de exploración y explotación hidrocarburífera en la Región de Magallanes ha experimentado un gran crecimiento. Ello se observa en el número de proyectos de Desarrollo Minero de Petróleo y Gas presentados al SEIA, cifra que al 02 de junio de 2011 alcanzaba los 172 proyectos. Como indica la Guía, del total de presentaciones efectuadas al SEIA, el 87% de éstas ocurren a partir del año 2007, lo que refleja la reciente expansión de este sector productivo, constituido tradicionalmente por la ENAP, ampliándose en los últimos años con la incorporación de empresas internacionales que operan diferentes bloques mineros a través de CEOP.

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La Guía fue elaborada por el Servicio de Evaluación de Impacto Ambiental, a través de un proceso liderado por la División de Evaluación Ambiental y Participación Ciudadana, con la colaboración de la División Jurídica, la Cámara de Petróleo, Gas y Carbón de Magallanes y variados Órganos de la Administración del Estado con competencia en la materia (Ministerio de Energía, Dirección General de Aguas, Ministerio de Salud, Servicio Agrícola y Ganadero, Consejo de Monumentos Nacionales, Servicio Nacional de Geología y Minería y Superintendencia de Servicios Sanitarios), y la misma tuvo por objeto principal uniformar criterios y exigencias técnicas, identificando la información relevante y esencial para la evaluación de impacto ambiental de un proyecto de Desarrollo Minero de Petróleo y Gas, específicamente lo atingente a la perforación de pozos, orientando a las empresas y facilitando la labor de los distintos Servicios públicos competentes en la evaluación de estos tipos de proyectos.

III.APLICABILIDAD A LOS ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

Como es posible apreciar, los estudios de evaluación técnica no requieren ingresar al SEIA en razón de su materia, por cuanto no se trata de acciones u obras cuyo fin es la explotación de yacimientos, sino que se trata de actividades encaminadas a una actividad diversa de la explotación.

Sin embargo, un proyecto de estudio de evaluación técnica sí requeriría ingresar al SEIA si las actividades que lo integran serán desarrolladas en un área sujeta a protección oficial.

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§2. LEY Nº20.283, SOBRE RECUPERACIÓN DEL BOSQUE NATIVO Y FOMENTO FORESTAL

I. NECESIDAD EVENTUAL DE UN PLAN DE MANEJO APROBADO POR CONAF

El marco regulatorio del bosque nativo encuentra fijado su régimen de intervención en la Ley N° 20.283, sobre recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal, de 2008, en adelante indistintamente Ley de Bosque Nativo o LBN.

En lo que nos interesa, cabe señalar lo dispuesto en el art. 5° de dicho cuerpo legal, que establece que:

―Toda acción de corta de bosque nativo, cualquiera sea el tipo de terreno en que éste se encuentre, deberá hacerse previo plan de manejo aprobado por la Corporación. Deberá cumplir, además, con lo prescrito en el decreto ley Nº 701, de 1974. Los planes de manejo aprobados deberán ser de carácter público y estar disponibles en la página web de la Corporación para quien lo solicite.‖

Por ello, si como consecuencia de los estudios de evaluación técnica de hidrocarburos se requiera realizar cualquiera acción de corta de bosque nativo, necesariamente se deberá contar con un plan de manejo aprobado por la Corporación Nacional Forestal (CONAF).

En consistencia con lo anterior, es importante referirse al artículo 7º de la LBN, que en sus incisos segundo al cuarto dispone:

―Cuando la construcción de caminos, el ejercicio de concesiones o servidumbres mineras, de gas, de servicios eléctricos, de ductos u otras reguladas por ley, según corresponda, implique corta de bosque nativo, el plan de manejo correspondiente deberá ser presentado por el respectivo concesionario o titular de la servidumbre, según los casos, quien será responsable del cumplimiento de todas las obligaciones contenidas en él.

Cuando se trate de bosques fiscales, el plan de manejo deberá ser suscrito por el concesionario o arrendatario del respectivo inmueble fiscal, quien será responsable del cumplimiento de las obligaciones contenidas en él. Será también suscrito por la respectiva Secretaría Regional Ministerial de Bienes Nacionales, con lo que se acreditará que el solicitante tiene alguna de dichas calidades y que no existe oposición por parte del Ministerio de Bienes Nacionales.

El plan de manejo podrá comprender varios predios y propietarios.”

Lo señalado es relevante para determinar quién deberá presentar y suscribir el plan de manejo respectivo, lo que dependerá del título que detente quien desarrolle los estudios de evaluación técnica de hidrocarburos; es decir, por ejemplo, quién lo presente dependerá si aquel título es una concesión o una servidumbre, o si es cualquiera otro. Asimismo, es relevante también la propiedad del inmueble en que se ubique el bosque nativo intervenido a causa de los estudios, por ejemplo, en caso de que se trate de un bien fiscal.

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Conforme al artículo 6° de la LBN, el plan de manejo deberá contener información general de los recursos naturales existentes en el predio y para el área a intervenir se solicitará información detallada, conforme lo señala el reglamento.

II. LIMITACIONES Y PROHIBICIONES ESTABLECIDAS EN LA LEY DE BOSQUE NATIVO

1. LIMITACIONES ESTABLECIDAS A FAVOR DEL BOSQUE NATIVO DE PRESERVACIÓN

Además de lo señalado supra, cabe tener en consideración la clasificación del bosque nativo que establece la LBN, puesto que en dicha ley existen limitaciones y prohibiciones dependiendo del tipo de bosque nativo de que se trate.

La clasificación a la que nos referimos es la siguiente, según los numerales 4, 5 y 6 LBN:

―4) Bosque nativo de preservación: aquél, cualquiera sea su superficie, que presente o constituya actualmente hábitat de especies vegetales protegidas legalmente o aquéllas clasificadas en las categorías de en "peligro de extinción", "vulnerables", "raras", "insuficientemente conocidas" o "fuera de peligro"; o que corresponda a ambientes únicos o representativos de la diversidad biológica natural del país, cuyo manejo sólo puede hacerse con el objetivo del resguardo de dicha diversidad.

Se considerarán, en todo caso, incluidos en esta definición, los bosques comprendidos en las categorías de manejo con fines de preservación que integran el Sistema Nacional de Áreas Silvestres Protegidas del Estado o aquel régimen legal de preservación, de adscripción voluntaria, que se establezca.

5) Bosque nativo de conservación y protección: aquél, cualquiera sea su superficie, que se encuentre ubicado en pendientes iguales o superiores a 45%, en suelos frágiles, o a menos de doscientos metros de manantiales, cuerpos o cursos de aguas naturales, destinados al resguardo de tales suelos y recursos hídricos.

6) Bosque nativo de uso múltiple: aquél, cuyos terrenos y formaciones vegetales no corresponden a las categorías de preservación o de conservación y protección, y que está destinado preferentemente a la obtención de bienes y servicios maderables y no maderables.‖

Esta clasificación es relevante puesto que si el bosque nativo cuya corta se requiera para realizar los estudios de evaluación técnica de hidrocarburos es de preservación, tendrá aplicación la limitación contenida en el artículo 19 de la LBN, que establece:

“Prohíbese la corta, eliminación, destrucción o descepado de individuos de las especies vegetales nativas clasificadas, de conformidad con el artículo 37 de la ley N° 19.300 y su reglamento, en las categorías de "en peligro de extinción", "vulnerables", "raras", "insuficientemente conocidas" o "fuera de peligro", que formen parte de un bosque nativo, como asimismo la alteración de su hábitat. Esta prohibición no afectará a los individuos de dichas especies plantados por el hombre, a menos que tales plantaciones se hubieren efectuado en cumplimiento de medidas de compensación, reparación o mitigación dispuestas por una resolución de calificación ambiental u otra autoridad competente.

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Excepcionalmente, podrá intervenirse o alterarse el hábitat de los individuos de dichas especies, previa autorización de la Corporación, la que se otorgará por resolución fundada, siempre que tales intervenciones no amenacen la continuidad de la especie a nivel de la cuenca o, excepcionalmente, fuera de ella, que sean imprescindibles y que tengan por objeto la realización de investigaciones científicas, fines sanitarios o estén destinadas a la ejecución de obras o al desarrollo de las actividades señaladas en el inciso cuarto del artículo 7º, siempre que tales obras o actividades sean de interés nacional.

Para autorizar las intervenciones a que se refiere el inciso anterior, la Corporación deberá requerir informes de expertos respecto de si la intervención afecta a la continuidad de la especie y sobre las medidas a adoptar para asegurar la continuidad de las mismas.

Para llevar adelante la intervención, el solicitante deberá elaborar un plan de manejo de preservación, que deberá considerar, entre otras, las medidas que señale la resolución fundada a que se refiere el inciso segundo precedente.

Para calificar el interés nacional, la Corporación podrá solicitar los informes que estime necesarios a otras entidades del Estado.”

Es decir, en caso de que lo que se intervenga sea un bosque nativo de preservación, se deberá contar con autorización de CONAF, la que se otorgará por resolución fundada.

2. PROHIBICIÓN ESTABLECIDA A FAVOR DEL BOSQUE NATIVO QUE SE ENCUENTRE

PRÓXIMO A GLACIARES

El artículo 17 de la LBN dispone:

―Prohíbese la corta, destrucción, eliminación o menoscabo de árboles y arbustos nativos en una distancia de 500 metros de los glaciares, medidas en proyección horizontal en el plano.‖

En consecuencia, no se puede intervenir el bosque nativo afectado por esta disposición, siendo esta prohibición absoluta puesto que no contiene excepciones.

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§3.LEY Nº 20.551, SOBRE CIERRE DE FAENAS MINERAS

I. RÉGIMEN LEGAL

El 11 de noviembre del año 2011 se publicó en el Diario Oficial la Ley Nº20.551, que Regula el Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras, la cual entró en vigor el día 11 de noviembre del año 2012.

De acuerdo con el artículo 1º de la ley, el cierre de las faenas de la industria extractiva minera se regirá por dicha ley, sin perjuicio de lo establecido en las demás normas que resulten aplicables en los ámbitos específicos de su competencia. El artículo 2º de la ley señala que el objeto del plan de cierre de faenas mineras es la integración y ejecución del conjunto de medidas y acciones destinadas a mitigar los efectos que se derivan del desarrollo de la industria extractiva minera, en los lugares en que ésta se realice, de forma de asegurar la estabilidad física y química de los mismos, en conformidad a la normativa ambiental aplicable, debiendo la ejecución de las medidas y acciones de la manera antes señalada otorgar el debido resguardo a la vida, salud, seguridad de las personas y medio ambiente, de acuerdo a la ley. Según indican los incisos 2º y 3º del mismo precepto, el plan de cierre es parte del ciclo de vida útil de las faenas de la industria extractiva minera, debiendo por lo mismo planificarse e implementarse de forma progresiva, durante las diversas etapas de operación de la faena minera, por toda la vida útil.

El artículo 3 letra i) de la ley define los conceptos de faena minera e industria extractiva minera. Al respecto, dicha norma dispone que se entenderá por Faena Minera el conjunto de instalaciones y lugares de trabajo de la industria extractiva minera, tales como minas, plantas de tratamiento, fundiciones, baterías, equipamiento, ductos, oleoductos y gasoductos de hidrocarburos, maestranzas, talleres, casas de fuerza, puertos de embarque de productos mineros, campamentos, bodegas, lugares de acopios, pilas de lixiviación, depósitos de residuos masivos mineros, depósitos de relaves, de estériles, ripios de lixiviación y, en general, la totalidad de las labores, instalaciones y servicios de apoyo e infraestructura que existen respecto a una mina o establecimiento de beneficio para asegurar el funcionamiento de las operaciones mineras. Por su parte, se considera como industria extractiva minera el conjunto de actividades relacionadas con la exploración, prospección, extracción, explotación, procesamiento, transporte, acopio, transformación, disposición de sustancias minerales, sus productos y subproductos; las sustancias fósiles y depósitos de hidrocarburos líquidos o gaseosos, en las condiciones específicas que se señalan en el Título XII, incluyéndose en el concepto de industria extractiva minera el conjunto de obras destinadas a abrir, habilitar, desarrollar, instalar y adosar permanentemente, en su caso, las excavaciones, construcciones, túneles, obras civiles y maquinarias que tengan estrecha relación con las actividades antes señaladas.

El cierre de las faenas hidrocarburíferas se regula en el Título XII de la ley, denominado ―De los planes de cierre de faenas de hidrocarburos‖. Dicho Título establece sólo normas muy generales sobre la materia, indicando que el reglamento

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deberá contemplar las especificaciones técnicas a que deberá sujetarse el cierre de las faenas contenidas en dicho Título.

De acuerdo con el citado artículo 48, las personas naturales o jurídicas que exploren, exploten o beneficien yacimientos de hidrocarburos líquidos o gaseosos, es decir, las concesionarias administrativas, el contratista en el CEOP, y la ENAP cuando ejecutare directamente sus operaciones en el territorio nacional, deben presentar plan de cierre de acuerdo a las reglas establecidas por el Título XII de dicha ley.

Los planes deben ser presentados a la aprobación del Sernageomin, deben contemplar objetivos propios y adecuados a las características de la faena de hidrocarburos, y deben ser elaborados en conformidad con la RCA que se pronuncie favorablemente sobre el proyecto de hidrocarburos líquidos o gaseosos, de acuerdo con la Ley Nº19.300.

En cuanto al procedimiento de aprobación del plan, el artículo 48 señala que tratándose de proyectos de hidrocarburos cuya capacidad de extracción por yacimiento sea superior a 600 m3/día de petróleo o 1.000.000 m3/día de gas natural, los planes se sujetarán al procedimiento de aplicación general. Por tanto deberán constituir garantía que asegure el cumplimiento íntegro y oportuno del cierre, de acuerdo al Título XIII de la Ley Nº20.551. Tratándose de proyectos cuya capacidad de extracción sea igual o inferior a la anterior, se sujetarán al procedimiento simplificado: por tanto, se deben sujetar a las guías metodológicas que dicte el Sernageomin.

II.REGLAMENTO DE CIERRE DE FAENAS DE HIDROCARBUROS

La operatoria de la Ley Nº20.551 demanda su implementación reglamentaria, la cual se realizará por medio de un Reglamento específico para la materia hidrocarburífera, según señala el artículo 1 letra c) del D.S. Nº41, de 4 de septiembre de 2012, Reglamento de la Ley de Cierre de Faenas e Instalaciones Mineras. El fundamento de ello radica en varias disposiciones de la Ley Nº20.551.

En primer lugar, su artículo 1º señala que ―El cierre de las faenas de la industria extractiva minera se regirá por esta ley…‖. A su vez, el artículo 3 letra i) de la ley señala que ―Para los efectos de esta ley se considerará industria extractiva minera el conjunto de actividades relacionadas con la exploración, prospección, extracción, explotación, procesamiento, transporte, acopio, transformación, disposición de sustancias minerales, sus productos y subproductos; las sustancias fósiles y depósitos de hidrocarburos líquidos o gaseosos, en las condiciones específicas que se señalan en el Título XII‖. Por su parte, el artículo 48 fija cuál será el régimen jurídico del cierre de las faenas de hidrocarburos, al establecer que: ―Quedarán sujetos a la obligación de presentar plan de cierre de sus faenas las personas naturales o jurídicas que efectúen exploración, explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos líquidos o gaseosos, de acuerdo a las reglas establecidas por este Título‖.

Por tanto, es el propio artículo 48 el que define que el cierre de faenas de hidrocarburos se hará de acuerdo a las normas del Título XII de la ley. Por tanto, habrá que estar a las remisiones que dicho Título realiza en forma expresa sobre la materia, al resto de disposiciones de la ley.

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Es preciso hacer mención de la existencia de al menos dos situaciones problemáticas que dificultan la aplicación del referido Reglamento. En primer lugar, debe efectuarse una referencia a la estimación de reservas y RCA. En la etapa de exploración no hay ninguna estimación de reservas. Por ello, no hay cómo valorar un yacimiento a fin de determinar su ingreso al procedimiento general o simplificado. Y en segundo lugar y más importante aún, el cálculo del valor de la garantía. Éste se debe realizar sobre la vida útil del yacimiento, atendido lo informado por una ―persona competente‖. Sin embargo, en la actualidad no existen personas competentes en hidrocarburos ni un Código de Certificación sobre el cual basar los respectivos informes de certificación. La dictación del mismo depende de la Comisión Calificadora de Competencias en Recursos y Reservas Mineras.

III.APLICABILIDAD A LOS ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

Si bien en un principio podrá pensarse en la aplicabilidad de la legislación sobre cierra de faenas a las actividades de evaluación técnica, lo cierto es que tal aplicación no procede, desde que la Ley Nº20.551 somete el respectivo plan de cierre a la existencia de una RCA, lo que, para este tipo de actividades, no ocurre. Y adicionalmente a lo anterior, cabe considerar que en este tipo de actividades no es posible realizar una estimación de reservas, de forma que no hay cómo valorar un yacimiento a fin de determinar su ingreso al procedimiento general o simplificado, ni cómo calcular el valor de la garantía, desde que la misma se debe estimar sobre la vida útil del yacimiento.

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§4. CONVENIO 169, SOBRE PUEBLOS INDÍGENAS Y TRIBALES EN PAISES INDEPENDIENTES

En esta parte es importante referirse a la legislación indígena en lo que pueda, eventualmente implicar una limitación para la ejecución de proyectos sobre recursos naturales, en este caso para la realización de estudios de evaluación técnica de hidrocarburos.

I. LIMITACIONES ESTABLECIDAS EN LA LEY N° 19.253, DE 1993

La Ley N° 19.253, de 1993, sobre Fomento, Protección y Desarrollo Indígena y que crea la Corporación Nacional de Desarrollo Indígena (CONADI), en adelante indistintamente ―Ley Indígena‖, tuvo por objeto establecer un nuevo trato con los pueblos indígenas y establecer una regulación sobre sus tierras.

En lo que interesa para efectos de esta consultoría, es preciso señalar lo dispuesto en el artículo 13 de la Ley Indígena, El artículo 13 de la Ley Nº19.253, que establece normas sobre protección, fomento y desarrollo de los indígenas, y crea la Corporación Nacional de Desarrollo Indígena (CONADI), dispone que las tierras indígenas, por exigirlo el interés nacional, dispondrán de la protección de dicha ley, y:

“(…) no podrán ser enajenadas, embargadas, gravadas, ni adquiridas por prescripción, salvo entre comunidades o personas indígenas de una misma etnia. No obstante, se permitirá gravarlas, previa autorización de la Corporación. Este gravamen no podrá comprender la casa-habitación de la familia indígena y el terreno necesario para su subsistencia.

Igualmente las tierras cuyos titulares sean Comunidades Indígenas no podrán ser arrendadas, dadas en comodato, ni cedidas a terceros en uso, goce o administración.

Las de personas naturales indígenas podrán serlo por un plazo no superior a cinco años. En todo caso, éstas con la autorización de la Corporación, se podrán permutar por tierras de no indígenas, de similar valor comercial debidamente acreditado, las que se considerarán tierras indígenas, desafectándose las primeras.

Los actos y contratos celebrados en contravención a este artículo adolecerán de nulidad absoluta”.

De conformidad con la norma citada, las tierras de que trata se encuentran sometidas a un régimen especial que resguarda su propiedad o posesión, en cuya virtud, la facultad de sus titulares para enajenar y gravar tales bienes se encuentra limitada, de forma que, atendido el interés público involucrado, y sobre la base de la función social de la propiedad (artículo 19 Nº24 de la Constitución Política), sólo resulta procedente su enajenación o gravamen entre comunidades o personas indígenas de una misma etnia (Dictamen Nº39.733, de 2011, de la Contraloría General), todo ello con el objeto de asegurar a las comunidades indígenas la mantención de sus

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territorios, evitándose así que a través de contratos diversos se atente contra la finalidad de la ley tal es, la protección de la propiedad indígena249.

La limitación expuesta cuenta con una excepción tratándose de gravámenes: éstos pueden igualmente acordarse mediando autorización de la CONADI, permiso que se materializa por medio de la emisión de una resolución exenta firmada por el Director Nacional del Servicio, autorizando el gravamen.

Como señala en forma expresa el referido artículo 13, la sanción dispuesta en caso de contravención de la limitación dispuesta en la norma indicada, es la nulidad absoluta del negocio en cuestión. Así, la Corte Suprema ha resuelto que ―(…) el inmueble objeto del contrato de promesa de compraventa al gozar de la calidad de tierra indígena se encuentra afecto a la prohibición del artículo 13 de la Ley 19.253 de modo tal, que una compraventa que recaiga sobre estos bienes es ineficaz ante la ley según los artículos 10 y 1682 del Código Civil. Por lo tanto una promesa de venta que tiene por objeto esos bienes no produce obligación alguna‖ (Fallo de 15 de enero de 2008, Rol Nº6077/06).

Atendido el carácter absoluto de la nulidad indicada, la Corte Suprema ha resuelto que ―(…) en el evento de […] constatarse que se ha contravenido la prohibición que contiene el artículo 13 de la Ley 19.253, atendida la fuerza que entraña tal precepto, faculta al juez para que, incluso procediendo de oficio, declare la nulidad que allí se consagra, de manera que, ante tal hipótesis resulta indiferente, en el caso sub lite, el análisis relativo a la legitimación de la demandante para accionar, desde que, atendida la potestad otorgada, no requiere que haya sido objeto de alegación alguna‖ (Fallo de 11 de diciembre de 2008, Rol 4384/2007).

E incluso, yendo más allá, la Corte Suprema ha considerado como ajustada a Derecho la negativa de un Conservador de Bienes Raíces a inscribir un negocio que vulneraba una de las limitaciones dispuestas en el artículo 13 de la Ley Nº19.253. Al respecto, la Corte indicó que ―(…) atendido lo expresado en el fundamento anterior, en relación a la actuación que corresponde a los Conservadores de Bienes Raíces al ser requeridos para efectuar una inscripción registral, es dable concluir que el Auxiliar de la Administración de Justicia de Río Bueno, al rehusar -como lo hizo- la inscripción solicitada, se ha ceñido a los principios que ordenan el ejercicio de su ministerio, el

249 Historia de la Ley Nº19.253 (versión digital), p.189. La tutela indígena cuenta con variados

antecedentes normativos en nuestro ordenamiento jurídico. Así, en el año 1927 se dictó la Ley Nº4.169, que Creó el Tribunal Especial de división de comunidades indígenas y reglamenta procedimientos para la división de dichas comunidades. Posteriormente, en 1930 se dictó la Ley Nº4.802 que creó los Juzgados de Indios, encargados del procedimiento de división de tierras de comunidades indígenas, fijándose el texto refundido de dicha norma por medio del Decreto Nº4.111, de 1931, del Ministerio de Tierras y Colonización. Seguidamente, en el año 1961, la Ley Nº14.551, dispuso normas sobre inembargabilidad de bienes indígenas, exención de impuestos y expropiación de terrenos indígenas por el Presidente de la República. Dicha ley fue derogada por la Ley Nº17.729, del año 1972, que estableció normas sobre indígenas y tierras de indígenas, transformó la Dirección de Asuntos Indígenas en el Instituto de Desarrollo Indígena y estableció disposiciones judiciales, administrativas y de desarrollo educacional en la materia, norma la cual fue posteriormente modificada por medio del Decreto Ley Nº2.568, del año 1979. Es del caso indicar que todas las normas indicadas establecían importantes limitaciones a las posibilidades de enajenar y gravar tierras indígenas, exigiéndose usualmente complementos de capacidad a tales fines (autorizaciones).

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que, atendida su envergadura, debe ser desempeñado con absoluto celo‖ (Fallo de 9 de noviembre de 2009, Rol Nº7421/08).

Desde la perspectiva de la jurisprudencia administrativa, a lo menos en tres ocasiones, la Contraloría General de la República se ha pronunciado sobre esta materia.

i) En Dictamen Nº8.555, de 2000, la Contraloría señaló que ―(…) si bien los artículos 13 y 14 de la ya citada ley N° 19.253, sólo autorizan la enajenación, embargo y gravamen de las tierras de propiedad indígena en forma excepcional y bajo determinadas condiciones, tal limitación sólo opera frente a actos voluntarios, pero en ningún caso se extiende a situaciones previstas en la propia ley…‖.

ii) En Dictamen Nº13.575, de 2000, el máximo órgano de control administrativo desarrolló lo resuelto en su dictamen precedente, indicando que el referido artículo 13 de la Ley Nº19.253 ―(…) sólo establece una restricción a la libertad contractual que la ley reconoce como regla general a los habitantes mayores de edad, consagrando una protección entre indígenas. De este modo debe concluirse que la ley al referirse a los gravámenes sólo se refiere a los voluntarios, es decir aquellos que se originan por el consentimiento del titular del dominio. Lo precedentemente expuesto adquiere mayor fundamento si se pondera, por una parte, lo dispuesto en el artículo 14 de la misma ley, que establece que «los gravámenes a los cuales se refiere el artículo anterior requerirán de la autorización del artículo 1749 del Código Civil», esto es la anuencia del cónyuge, por lo que indudablemente se trata de actos voluntarios y no forzados los que requieren de tal concurrencia, y por otra, que el ya referido artículo 13, al estatuir la sanción para el incumplimiento de las referidas restricciones, entre las cuales están los gravámenes en análisis, se refiere a la nulidad absoluta, sanción que es aplicable a los actos y declaraciones de voluntad del derecho privado, pues si tratara de los gravámenes que estatuye el DFL. N° 1 de 1982, la sanción sería la nulidad de derecho público‖.

iii) Posteriormente, Contraloría confirmó la vigencia de los citados dictámenes a través de su Oficio Nº70.292, de 17 de diciembre de 2009, por el que evacuó informe sobre un recurso de protección interpuesto en contra de Contraloría por haber tomado razón del Decreto N°192, de 2009, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que otorgó a la Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A. concesión definitiva para establecer la Central Hidroeléctrica Rucatayo.

Por tanto, de los dictámenes citados es posible desprender que para la Contraloría General de la República, las limitaciones contempladas en el artículo 13 de la Ley Nº19.253 no operan cuando los gravámenes de que se trate son legales. Ello es relevante, dado que los pronunciamientos jurídicos emitidos por la Contraloría General de la República, es decir, sus dictámenes y oficios, los cuales conforman la llamada Jurisprudencia Administrativa, son obligatorios para la Administración del Estado (artículo 19 de la Ley Nº10.336, Orgánica de la Contraloría General).

II. PROCEDIMIENTO DE CONSULTA CONTENIDO EN EL CONVENIO 169 OIT

El Decreto Supremo N° 236, de 2008, del Ministerio de Relaciones Exteriores,

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promulgó este instrumento internacional luego de una larga tramitación en el Congreso. El artículo 15 inciso 2º del Convenio, establece el derecho a consulta para los siguientes casos:

“En caso de que pertenezca al Estado la propiedad de los minerales o de los recursos del subsuelo, o tenga derechos sobre otros recursos existentes en las tierras, los gobiernos deberán establecer o mantener procedimientos con miras a consultar a los pueblos interesados, a fin de determinar si los intereses de esos pueblos serían perjudicados, y en qué medida, antes de emprender o autorizar cualquier programa de prospección o explotación de los recursos existentes en sus tierras. Los pueblos interesados deberán participar siempre que sea posible en los beneficios que reporten tales actividades, y percibir una indemnización equitativa por cualquier daño que puedan sufrir como resultado de esas actividades.”

De esta manera es claro que cualquier actividad de ―prospección o explotación‖ de recursos naturales del Estado existentes en tierras de los pueblos indígenas, requeriría de consulta a los pueblos indígenas. Es así como nuestra legislación establece un deber de consulta a los pueblos indígenas con el objeto de determinar si los intereses de éstos son perjudicados por el desarrollo de proyectos destinados al aprovechamiento de, por ejemplo, recursos del subsuelo declarados de propiedad estatal, como ocurre en el caso de los hidrocarburos. De ahí que para la realización de actividades de evaluación técnica en tierras indígenas se requerirá dar cumplimiento al deber de consulta previsto en el Convenio.

En este orden de cosas cabe señalar que según ha sostenido la jurisprudencia:

i) el mecanismo de consulta no es vinculante ni puede afectar las atribuciones privativas de las autoridades que la Constitución determina250;

ii) el deber general de consulta a los pueblos indígenas en lo concerniente a los procedimientos relativos al sistema de evaluación de impacto ambiental previsto en la Ley N° 19.300, de 1994, sobre bases generales del medio ambiente, ya se encontraba incorporado en la legislación ambiental a través del procedimiento de participación ciudadana251;

iii) el Convenio N° 169 establece para aquellos grupos con especificidad cultural propia, un mecanismo de participación que les asegura el ejercicio del derecho esencial que la Constitución Política consagra en su artículo primero a todos los integrantes de la comunidad nacional, cual es el de intervenir con igualdad de condiciones en su mayor realización espiritual y material posible. De ello se sigue que cualquier proceso que pueda afectar alguna realidad de los pueblos originarios, supone que sea llevado a cabo desde esa particularidad y en dirección a ella. Ha de ser así por cuanto las medidas que se adopten deben orientarse a salvaguardar las personas, las instituciones, los bienes, el trabajo, la cultura y el medio ambiente de los pueblos interesados252.

250Corte Suprema, sentencia de fecha 14 de octubre de 2010, dictada en Causa Rol N° 4078-

2010, considerando 2°. 251Corte Suprema, sentencia de fecha 14 de octubre de 2010, dictada en Causa Rol N° 4078-

2010, considerando 7°. 252Corte Suprema, sentencia de fecha 30 de marzo de 2012, dictada en Causa Rol N° 11.040-

2011, considerando 5°.

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III. JURISPRUDENCIA INTERNACIONAL

Junto con lo anterior, es cabe mencionar que la Corte Interamericana de Derechos Humanos, en su sentencia de fecha 27 de junio de 2012, del caso entre el pueblo indígena Kichwa de Sarayaku y el Estado de Ecuador, declaró que en la realización de actividades de prospección de hidrocarburos, ha de darse cumplimiento cabal al deber de consulta contemplado en el Convenio, pudiendo considerarse responsable al Estado por no velar por el cumplimiento de tal deber. Así, la Corte declaró por unanimidad, que:

(a) El Estado del Ecuador es responsable por la violación de los derechos a la consulta, a la propiedad comunal indígena y a la identidad cultural, en los términos del artículo 21 de la Convención Americana, en relación con los artículos 1.1 y 2 de la misma, en perjuicio del Pueblo Indígena Kichwa de Sarayaku (en adelante "Pueblo Sarayaku" o "el Pueblo" o "Sarayaku"), por haber permitido que una empresa petrolera privada realizara actividades de exploración petrolera en su territorio, desde finales de la década de los años 1990, sin haberle consultado previamente.

(b) El Estado también fue declarado responsable por haber puesto gravemente en riesgo los derechos a la vida e integridad personal, reconocidos en los artículos 4.1 y 5.1 de la Convención Americana, en relación con la obligación de garantizar el derecho a la propiedad comunal, en los términos de los artículos 1.1 y 21 del mismo tratado, en perjuicio de los miembros del Pueblo Sarayaku. Ello en relación con actos desde las fases de exploración petrolera, inclusive con la introducción de explosivos de alto poder en varios puntos del territorio indígena.

(c) Asimismo, el Estado fue declarado responsable por la violación de los derechos a las garantías judiciales y a la protección judicial, reconocidos en los artículos 8.1 y 25 de la Convención Americana, en relación con el artículo 1.1 de la misma, en perjuicio del Pueblo Sarayaku.

La Corte reiteró que el artículo 21 de la Convención Americana protege la vinculación estrecha que los pueblos indígenas guardan con sus tierras, así como con los recursos naturales de los territorios ancestrales y los elementos incorporales que se desprendan de ellos. Por ello, la protección de su derecho a la propiedad es necesaria para garantizar su supervivencia física y cultural y que su identidad cultural, estructura social, sistema económico, costumbres, creencias y tradiciones distintivas serán respetadas, garantizadas y protegidas por los Estados.

Asimismo, la Corte estableció que el reconocimiento del derecho a la consulta previa, libre e informada de las comunidades y pueblos indígenas y tribales está cimentado, entre otros, en el respeto a sus derechos a la cultura propia o identidad cultural, los cuales deben ser garantizados, particularmente, en una sociedad pluralista, multicultural y democrática.

La Corte sostuvo que una de las garantías fundamentales para garantizar la participación de los pueblos y comunidades indígenas en las decisiones relativas a medidas que afecten sus derechos, y en particular su derecho a la propiedad comunal, es el reconocimiento de su derecho a la consulta, el cual está en particular reconocido en el Convenio N° 169 de la OIT, entre otros instrumentos

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internacionales complementarios.

Diversos Estados miembros de la Organización de los Estados Americanos, a través de su normatividad interna y por medio de sus más altos tribunales de justicia, han incorporado los estándares sobre la importancia de la consulta o de la propiedad comunitaria. Además, varios tribunales internos de Estados de la región que han ratificado el Convenio N° 169 de la OIT se han referido al derecho a la consulta previa de conformidad con las disposiciones del mismo. Otros tribunales de países que no ratificaron dicho Convenio se han referido a la necesidad de llevar acabo consultas previas. En el caso del Ecuador, la normatividad interna hoy en día tiene plenamente reconocido el derecho a la consulta. La obligación de consulta, además de constituir una norma convencional, es también un principio general del Derecho Internacional.

Está claramente establecida, la obligación de los Estados de realizar procesos de consulta especiales y diferenciados cuando se vayan a afectar determinados intereses de las comunidades y pueblos indígenas. Tales procesos deben respetar el sistema particular de consulta de cada pueblo o comunidad, para que pueda entenderse como un relacionamiento adecuado y efectivo con otras autoridades estatales, actores sociales o políticos y terceros interesados.

El Tribunal estableció que la obligación de consultar a las Comunidades y Pueblos Indígenas y Tribales sobre toda medida administrativa o legislativa que afecte sus derechos, reconocidos en la normatividad interna e internacional, implica el deber de organizar adecuadamente todo el aparato gubernamental y las estructuras a través de las cuales se manifiesta el ejercicio del poder público, en particular sus normas e instituciones, de tal forma que la consulta pueda llevarse a cabo efectivamente de conformidad con los estándares internacionales en la materia.

De este modo, los Estados deben incorporar esos estándares dentro de los procesos de consulta previa, desde las primeras etapas de la elaboración o planificación de la medida propuesta, a modo de generar canales de diálogos sostenidos, efectivos y confiables con los pueblos indígenas en los procedimientos de consulta y participación a través de sus instituciones representativas. En esta línea, el Estado debe asegurar que los derechos de los pueblos indígenas no sean obviados en cualquier otra actividad o acuerdos que haga con terceros privados o en el marco de decisiones del poder público que afectarían sus derechos e intereses. Por ello, en su caso, corresponde también al Estado llevar a cabo tareas de fiscalización y de control en su aplicación y desplegar, cuando sea pertinente, formas de tutela efectiva de ese derecho por medio de los órganos judiciales correspondientes.

3.1. LA CONSULTA DEBE SER REALIZADA CON CARÁCTER PREVIO

En lo que se refiere al momento en que debe efectuarse la consulta, el artículo 15.2 del Convenio NO169 de la OIT señala que "los gobiernos deberán establecer o mantener procedimientos con miras a consultar a los pueblos interesados, a fin de determinar si los intereses de esos pueblos serían perjudicados, y en qué medida, antes de emprender o autorizar cualquier programa de prospección o explotación de los recursos existentes en sus tierras". Sobre el

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particular, la Corte ha observado que se debe consultar, de conformidad con las propias tradiciones del pueblo indígena, en las primeras etapas del plan de desarrollo o inversión y no únicamente cuando surja la necesidad de obtener la aprobación de la comunidad, si éste fuera el caso. Lo anterior puede incluir medidas legislativas y, en este supuesto, los pueblos indígenas deberán ser consultados previamente en todas las fases del proceso de producción normativa.

En el caso en comento, ni el Estado ni la empresa realizó ninguna forma de consulta con Sarayaku, en ninguna de las fases de ejecución de los actos de exploración petrolera y a través de sus propias instituciones y órganos de representación. En particular, el Pueblo no fue consultado antes de que se construyeran helipuertos, se cavaran trochas, se sembraran explosivos o se destruyeran zonas de alto valor para su cultura y cosmovisión.

3.2. LA BUENA FE Y LA FINALIDAD DE LLEGAR A UN ACUERDO

Las consultas deberán ser llevadas a cabo de buena fe y de una manera apropiada a las circunstancias, con la finalidad de llegar a un acuerdo o lograr el consentimiento acerca de las medidas propuestas. Además, la consulta no debe agotarse en un mero trámite formal, sino que debe concebirse como un verdadero instrumento de participación, que debe responder al objetivo último de establecer un diálogo entre las partes basado en principios de confianza y respeto mutuos, y con miras a alcanzar un consenso entre las mismas. La buena fe exige la ausencia de cualquier tipo de coerción por parte del Estado o de agentes o terceros y es incompatible con prácticas tales como los intentos de desintegración de la cohesión social de las comunidades afectadas, sea a través de la corrupción de los líderes comunales o del establecimiento de liderazgos paralelos, o por medio de negociaciones con miembros individuales de las comunidades que son contrarias a los estándares internacionales.

La obligación de consultar es responsabilidad del Estado, por lo que la planificación y realización del proceso de consulta no es un deber que pueda eludirse delegándolo en una empresa privada o en terceros, mucho menos en la misma empresa interesada en la explotación de los recursos en el territorio de la comunidad sujeto de la consulta.

Durante el proceso el Estado alegó que la compañía petrolera CGC buscó, con posterioridad a la firma del contrato, un ―entendimiento‖ o forma de ―socialización‖ con las comunidades para lograr la realización de sus actividades contractuales y que además se realizó un estudio de impacto ambiental. En esos términos, de la posición sostenida inicialmente por el Estado ante este Tribunal se desprende que autoridades estatales pretendieron avalar tales acciones de la empresa petrolera como formas de consulta.

En este caso el Estado no sólo reconoció que no realizó la consulta sino que, aún si se aceptara la posibilidad de que tal proceso de consulta pueda ser delegado en terceros particulares, el Estado tampoco indicó qué tipo de medidas habría adoptado para observar, fiscalizar, monitorear o participar en el proceso y garantizar así la salvaguarda de los derechos del Pueblo Sarayaku.

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Además de lo anterior, se observó que el Estado apoyó la actividad de exploración petrolera de la empresa CGC al proveerles seguridad con miembros de sus fuerzas armadas en determinados momentos, lo cual no favoreció un clima de confianza y respeto mutuo.

Por otro lado, los actos de la empresa, al pretender legitimar sus actividades de exploración petrolera y justificar sus intervenciones en el territorio Sarayaku, dejaron de respetar las estructuras propias de autoridad y representatividad a lo interno y externo de las comunidades.

La falta de consulta por parte del Estado, en momentos de alta tensión en las relaciones intercomunitarias y con las autoridades estatales, favoreció por omisión un clima de conflictividad, división y enfrentamiento entre las comunidades indígenas de la zona, en particular con el Pueblo Sarayaku.

3.3. LA CONSULTA ADECUADA Y ACCESIBLE

Las consultas a Pueblos Indígenas deben realizarse a través de procedimientos culturalmente adecuados, es decir, en conformidad con sus propias tradiciones. Si bien no hay un único modelo de procedimiento apropiado, éste debería tener en cuenta las circunstancias nacionales y de los pueblos indígenas, así como contextualmente la naturaleza de las medidas consultadas.

En el presente caso, la compañía petrolera pretendió relacionarse directamente con algunos miembros del Pueblo Sarayaku, sin respetar la forma de organización política del mismo. Así, de la posición sostenida por el Estado ante este Tribunal se desprende que aquél pretendió delegar de facto su obligación de realizar el proceso de consulta previa en la misma empresa privada que estaba interesada en explotar el petróleo que existiría en el subsuelo del territorio Sarayaku, por lo que estos actos no pueden ser entendidos como una consulta adecuada y accesible.

3.4. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

En relación con la obligación de llevar a cabo estudios de impacto ambiental, el artículo 7.3 del Convenio N° 169 de la OIT dispone que ―[l]os gobiernos deberán velar por que, siempre que haya lugar, se efectúen estudios, en cooperación con los pueblos interesados, a fin de evaluar la incidencia social, espiritual y cultural y sobre el medio ambiente que las actividades de desarrollo previstas puedan tener sobre esos pueblos. Los resultados de estos estudios deberán ser considerados como criterios fundamentales para la ejecución de las actividades mencionadas‖.

El Estado debía garantizar que no se emitiera ninguna concesión dentro del territorio de una comunidad indígena a menos y hasta que entidades independientes y técnicamente capaces, bajo la supervisión del Estado, realizaran un estudio previo de impacto social y ambiental para evaluar el posible daño o impacto que el proyecto podía tener, así como asegurar que los miembros del pueblo tengan conocimiento de los posibles riesgos, incluidos los riesgos ambientales y de salubridad, para que puedan evaluar si aceptan el plan de desarrollo o inversión propuesto, con conocimiento y de forma voluntaria. Los Estudios de Impacto

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Ambiental deben realizarse conforme a los estándares internacionales y buenas prácticas al respecto; respetar las tradiciones y cultura de los pueblos indígenas; y ser concluidos de manera previa al otorgamiento de la concesión.

En el presente caso, la Corte observó que el plan de impacto ambiental: a) fue realizado sin la participación del Pueblo Sarayaku; b) fue realizado por una entidad privada subcontratada por la empresa petrolera, sin que conste que el mismo fue sometido a un control estricto posterior por parte de órganos estatales de fiscalización, y c) no tomó en cuenta la incidencia social, espiritual y cultural que las actividades de desarrollo previstas podían tener sobre el Pueblo Sarayaku.

3.5. LA CONSULTA DEBE SER INFORMADA

Según fue señalado, la consulta debe ser informada, en el sentido de que los pueblos indígenas tengan conocimiento de los posibles riesgos del plan de desarrollo o inversión propuesto, lo cual requiere que el Estado acepte y brinde información e implica una comunicación constante.

En el presente caso, no se demostró que el alegado ―entendimiento‖ llevado a cabo por la compañía petrolera hubiese incluido la presentación de la información contenida en el estudio de impacto ambiental, ni que el mismo hubiese servido para permitir al Pueblo Sarayaku participar de manera activa en un proceso de diálogo adecuado. Tampoco fue demostrado que la alegada ―socialización‖ del estudio se encuentre relacionada con una actividad de consulta al Pueblo Sarayaku, ni que el mismo hubiese servido de base para informarle sobre las ventajas y desventajas del proyecto en relación con su cultura y forma de vida, en el marco de un proceso de diálogo destinado a llegar a un acuerdo.

En este sentido, hay elementos para concluir que las constatadas faltas en el proceso de consulta debida por parte del Estado, aunada a las numerosas acciones de la empresa para fragmentar a las comunidades, propiciaron enfrentamientos entre las comunidades del Bobonaza y afectaron sus relaciones ínter-comunitarias.

En conclusión, la Corte constató que no se efectuó un proceso adecuado y efectivo que garantizara el derecho a la consulta del Pueblo Sarayaku antes de emprender o de autorizar el programa de prospección o explotación de recursos que existirían en su territorio. En definitiva, el Pueblo Sarayaku no fue consultado por el Estado antes de que se realizaran actividades propias de exploración petrolera, se sembraran explosivos o se afectaran sitios de especial valor cultural.

IV. APLICABILIDAD A LOS ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

De lo dicho, creemos que es dable concluir que en caso de que los estudios de evaluación técnica de hidrocarburos se desarrollen en tierras indígenas, se requerirá:

i) Dar cumplimiento al deber de consulta a los pueblos afectados de acuerdo con las previsiones del Convenio Nº169; y,

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ii) Contar con la autorización previa de la CONADI, en caso que para la

realización de las actividades de evaluación sea necesario gravar tierras indígenas por

medio de títulos de carácter voluntario.

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§5. AUTORIZACIONES DE LA DIRECCIÓN GENERAL DE AGUAS

I. TÍTULOS GENERALES DE APROVECHAMIENTO

La Dirección General de Aguas (DGA) es el órgano encargado del otorgamiento de derechos para el aprovechamiento de los recursos hídricos existentes en el país. En relación con lo anterior, los títulos que puede tener un particular sobre las aguas subterráneas son los siguientes:

i) Permiso de exploración de aguas subterráneas, regulados en el Código de Aguas (-CA-, artículos 56 al 68) y en la Resolución DGA N° 425, de 2007, cuyo artículo 9° inciso final establece que ―(…) se entenderán por faenas de exploración todas aquellas labores geofísicas de prospección y/o perforación del subsuelo encaminadas a la detección de aguas subterráneas‖; permisos los cuales suelen abarcar un área extensa.

ii) Derecho de aprovechamiento de aguas subterráneas, los cuales podrán ser provisionales o definitivos, según el caso. Al respecto, el artículo 6 del CA señala que ―El derecho de aprovechamiento es un derecho real que recae sobre las aguas y consiste en el uso y goce de ellas, con los requisitos y en conformidad a las reglas que prescribe este código. El derecho de aprovechamiento sobre las aguas es de dominio de su titular, quien podrá usar, gozar y disponer de él en conformidad a la ley‖. Es importante destacar que la resolución que otorga un derecho de aprovechamiento de aguas subterráneas establece un área de protección en la cual se prohíbe la instalación de obras similares.

II. APLICABILIDAD A LOS ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

Desde ya es posible señalar que para la realización de actividades de evaluación técnica no es necesario contar con alguno de los títulos jurídicos habilitantes por parte de la DGA, ya que en principio tales labores no apuntan ni a la exploración de aguas subterráneas, ni a su aprovechamiento.

Sin embargo, por la naturaleza de las actividades requeridas para una y otra, cabe revisar la compatibilidad de estos estudios con la existencia de derechos otorgados para la exploración y explotación de aguas subterráneas. En el título que detente quien realice los estudios de evaluación técnica de hidrocarburos se especificará, entre otras cosas: i) el área que abarca el título; y ii) las obras que podrá ejecutar o las actividades que podrá realizar en esa área delimitada en virtud de ese título. Por lo tanto, podría ocurrir, por ejemplo, que, sobre una misma área existiesen títulos para realizar estudios de evaluación técnica de hidrocarburos y un permiso de exploración de aguas subterráneas, pudiendo ser incompatibles ambas actividades; o que se otorgara un título para realizar estudios de evaluación técnica de hidrocarburos en un área de protección establecida por la DGA a favor de un derecho de aprovechamiento válidamente constituido.

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§6. AUTORIZACIONES DEL SERVICIO HIDROGRÁFICO Y OCEANOGRÁFICO DE LA ARMADA DE CHILE

I. ASPECTOS GENERALES

El Servicio Hidrográfico y Oceanográfico de la Armada (SHOA) fue creado por la Ley N° 16.771, como un servicio público funcionalmente descentralizado, que posee entre sus funciones el constituir el ―(…) servicio oficial, técnico y permanente del Estado, en todo lo que se refiere a Hidrografía, levantamiento hidrográfico marítimo, fluvial y lacustre, Cartografía Náutica, confección y publicación de cartas de navegación de aguas nacionales, Oceanografía, planificación y coordinación de todas las actividades oceanográficas nacionales relacionadas con investigaciones físico-químicas, Mareas, Maremotos, Geografía Náutica, Navegación, Astronomía, Señales Horarias Oficiales, Aerofotogrametría aplicada a la Carta Náutica y Señalización Marítima‖.

Las disposiciones de la ley se desarrollan en el Decreto N° 192, de1969, del Ministerio de Defensa Nacional, que aprueba el Reglamento Orgánico de dicho Servicio. De acuerdo con el Capítulo II, Número 4.(c) Nº8, del citado Decreto Nº192, corresponde al SHOA ―Controlar en representación del Estado las investigaciones científicas y tecnológicas marinas que efectúen buques extranjeros en aguas nacionales y además coordinar y proponer la participación de personal chileno en dichas expediciones‖.

En virtud de dichas atribuciones, con fecha 22 de agosto de 1975 se dictó el Decreto Supremo N° 711, Reglamento de control de las investigaciones científicas y tecnológicas marinas efectuadas en la zona marítima de jurisdicción nacional, el cual fue publicado en el Diario Oficial con fecha 15 de octubre de 1975. Dicho Reglamento vino a uniformar procedimientos y facilitar la tramitación de solicitudes relacionadas con investigaciones científicas y tecnológicas marinas, expresando una práctica estatal de larga data, en virtud de la cual la investigación científico-tecnológica en la zona marítima de jurisdicción nacional hasta 200 millas, sólo puede ejecutarse con permiso y participación del Gobierno de Chile.

Las disposiciones de dicho Reglamento han permitido tener cierto grado de conocimiento de las riquezas minerales de la plataforma continental, fondos oceánicos y del subsuelo del mar presencial, al regular la participación de investigadores chilenos en expediciones científicas extranjeras, las que en virtud de dicho Reglamento, deben compartir dicho conocimiento con científicos chilenos. De hecho, los esfuerzos de Chile en orden a obtener dicha clase de conocimiento sobre los recursos minerales existentes frente a sus costas han estado vinculados principalmente al descubrimiento de recursos petrolíferos253.

2. REGLAMENTO DE INVESTIGACIONES CIENTÍFICAS

El citado Reglamento establece un sistema de autorizaciones para la

253MARTÍNEZ BUSCH (1993) p.226.

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realización de trabajos de investigación científica y/o tecnológica marina en la zona marítima de hasta 200 millas bajo jurisdicción nacional, incluidas sus aguas, su atmósfera, su plataforma continental, suelo y subsuelo. A tales efectos, el Reglamento diferencia entre personas nacionales y extranjeras.

2.1. PERSONAS NACIONALES

a) Solicitud y plan de trabajo

El artículo 16 del Reglamento establece que toda persona natural o jurídica de nacionalidad chilena que desee realizar las actividades antes indicadas, deberá presentar directamente al SHOA un plan de trabajo con 3meses de anticipación a la fecha de su iniciación, sin establecer un contenido especial en relación al plan de trabajo que ha de presentarse.

El artículo 17 dispone que el SHOA podrá efectuar sugerencias al respectivo programa, designar funcionarios para que participen en la investigación, requerir copia sin costo de los estudios que se realicen que sean de su especial interés y restringir o retener los efectos, informaciones y datos que estime convenientes.

b) Otorgamiento de la autorización

De acuerdo con el artículo 18 del Reglamento, en la Resolución que dicte el SHOA, una vez aprobado el Plan de Trabajo, indicará las instrucciones de control y podrá excluir de la investigación las áreas consideradas restringidas.

Esta Resolución deberá ser requerida por la Autoridad Marítima para autorizar el zarpe de la nave a la iniciación de la investigación.

c) Participación de extranjeros

El Reglamento dispone que la participación de extranjeros sólo será posible con la autorización previa del Instituto Hidrográfico de la Armada el que podrá establecerlas normas que estime conveniente de acuerdo a circunstancias.

El artículo 11 establece que la salida del país de cualquier material recolectado, filmado o registrado durante la investigación autorizada en conformidad con el Reglamento, como también de cualquier mineral o material fósil recogido dentro de los límites marítimos anteriormente señalados, sólo se podrá hacer previa autorización del SHOA, organismo que para este efecto podrá solicitar el asesoramiento adecuado a las entidades especializadas. En todo caso el SHOA podrá retener los efectos, informaciones o datos relacionados con la investigación, que estime conveniente.

2.2. PERSONAS EXTRANJERAS

a) Solicitud y plan de trabajo

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El artículo 1 del Reglamento señala que toda persona extranjera, natural o jurídica, personalmente o debidamente representada que desee realizar trabajos de investigación científica y/o tecnológica marina en la zona marítima de hasta 200 millas bajo jurisdicción nacional, incluidas sus aguas, su atmósfera, su plataforma continental, suelo y subsuelo, deberá presentar una solicitud a lo menos con 6 meses de anticipación a la fecha en que se pretenda iniciar la investigación.

La solicitud podrá presentarse al Ministerio de Relaciones Exteriores de Chile, por intermedio del Organismo Oficial del país solicitante encargado de las Relaciones Exteriores o de la representación Diplomática de su país en Chile o directamente al SHOA.

La solicitud deberá contener, por lo menos, los siguientes antecedentes, sin perjuicio de otras informaciones que de acuerdo a las circunstancias pueden solicitársele:

1.- Nombres y apellidos, domicilio, profesión y nacionalidad del solicitante;

2.- Si la solicitud se hace mediante un representante, debe acompañarse el título o documento oficial que acredite su representación;

3.- Indicar el organismo patrocinador de la investigación y las personas que lo representan en Chile;

4.- Características del buque, indicando expresamente los elementos que posee para desarrollar investigaciones científicas y/o tecnológicas;

5.- Acompañar inventario de los equipos técnicos con los cuales se va a trabajar en la investigación;

6.- Programas, objetivos y tipos de investigación científica que se desea realizar;

7.- Número de científicos chilenos que de acuerdo a las disponibilidades del buque podrían participar, indicando la factibilidad para que realicen sus propios trabajos de investigación;

8.- Tiempo de permanencia del buque en la zona marítima de hasta 200 millas bajo jurisdicción nacional y programas de recaladas en puertos chilenos, indicando el puerto nacional desde el cual iniciará sus actividades científicas;

9.- Zona geográfica en que se desea realizar las labores y track de navegación;

10.- Posición geográfica de las estaciones de trabajo;

11.- Nombre y apellidos, domicilio, profesión o especialidad y nacionalidad de los participantes en la investigación;

b) Otorgamiento de la autorización

Presentada la solicitud, de acuerdo con el artículo 4 del Reglamento, el SHOA estudiará los antecedentes del caso, debiendo remitir un informe a la Comandancia en Jefe de la Armada, señalando al mismo tiempo, el número de investigadores chilenos que deberán participar en la investigación, debiendo el SHOA velar por que en la planificación y ejecución del programa, se considere una real participación de

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los expertos nacionales y que se pongan a disposición de las autoridades chilenas los resultados completos de la investigación. Asimismo, se prevé que el SHOA deberá adoptar las medidas del caso, para que en lo posible, todo o parte significativa del procedimiento y análisis de los datos y muestras obtenidas durante la investigación, se lleven a efecto en el lugar del territorio nacional que él determine.

De acuerdo con el artículo 5 del Reglamento, con el mérito de los informes que se reúnan, la Comandancia en Jefe de la Armada, resolverá, si la solicitud debe autorizarse, modificarse o rechazarse, comunicando tal resolución al Ministerio de Defensa Nacional, Subsecretaría de Marina y al Ministerio de Relaciones Exteriores; todo ello, sin perjuicio de las facultades que sobre estas materias corresponden a la Dirección de Fronteras y Límites del Estado, cuando las investigaciones de que se trate, se pretendan realizar en las zonas fronterizas del Estado.

c) Ingreso y salida de nave extranjera de investigación

Habiéndose emitido la autorización por parte de la Comandancia En Jefe de la Armada, el arribo a un puerto nacional de la nave científica extranjera deberá ser comunicada por la autoridad marítima al SHOA, dentro de las 24 horas siguientes, con el objeto de que el personal del SHOA practique una revista de inspección, sin restricciones de ninguna especie, a todos los equipos y departamentos de la nave científica, con el objeto de comprobar los antecedentes proporcionados en la solicitud, siendo de cargo del peticionario todos los gastos que se originen con motivo de esta inspección, como sea pasajes, fletes, viáticos y otros (artículo 7).

Efectuada dicha revisión, el SHOA emitirá una Resolución en la que se indicará el carácter científico y tecnológico marino de la nave extranjera y las instrucciones correspondientes de control, las que serán requeridas por las Autoridades Marítimas para autorizar el zarpe, sin perjuicio de exigirse, el cumplimiento de cualquier otra norma legal o reglamentaria (artículo 8).

Antes de abandonar el país, la nave científica extranjera deberá entregar al SHOA copia de los datos y resultados obtenidos en las investigaciones realizadas, así como todos los ―holotipos‖ que se hubieran recogidos, para ser enviados posteriormente al Museo Nacional de Historia Natural conforme a lo dispuesto en el artículo 32 de la Ley Nº 17.228.

La nave científica extranjera solamente podrá abandonar el país por los puertos de Valparaíso, Arica o Punta Arenas, debiendo obtener previamente la autorización del SHOA, quien certificará que se ha dado cumplimiento a lo dispuesto en el Reglamento. La autoridad marítima no podrá autorizar el zarpe de la nave, mientras no se acredítelo dispuesto el cumplimiento de esta exigencia. Sin embargo, el Reglamento permite que en casos muy calificados el SHOA pueda designar otro puerto para dar cumplimiento a esta disposición.

Finalmente, los Jefe de las Expediciones Científicas deberán enviar al SHOA un informe detallado del trabajo efectuado dentro de un plazo no mayor de 6 meses desde su zarpe de Chile.

III. APLICABILIDAD A LOS ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

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De lo expuesto se desprende por tanto que para la realización de actividades de evaluación técnica en zonas costa afuera, se requiere contar con la preceptiva autorización del SHOA.

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§7. AUTORIZACIÓN DELADIRECCIÓN DE FRONTERAS Y LÍMITES DEL ESTADO

I. NORMAS APLICABLES

Nuestro ordenamiento jurídico contempla la necesidad de que la Dirección Nacional de Fronteras y Límites del Estado (DIFROL) otorgue una autorización para el otorgamiento de ciertos actos administrativos o celebración de contratos respecto de bienes nacionales de uso público que se encuentren situados en zonas fronterizas. Esta autorización se regula en los siguientes cuerpos normativos:

1) D.F.L. Nº 4, de 1967, del Ministerio de Relaciones Exteriores, que aprueba normas para la coordinación de las actividades de los Ministerios y servicios públicos con la DIFROL;

2) D.F.L. Nº 7, de 1968, del Ministerio de Relaciones Exteriores, que fija normas para el otorgamiento de concesiones, permisos o cualquiera autorización que pudiera otorgarse en bienes nacionales;

3) D.F.L. Nº 83, de 1979, del Ministerio de Relaciones Exteriores, que fija el estatuto orgánico de la DIFROL;

II. RÉGIMEN JURÍDICO

De acuerdo al artículo 4º del DFL Nº4, de 1967, las áreas de territorio chileno que deban ser consideradas zonas fronterizas se declaran por medio de Decreto Supremo dictado por el Presidente de la República, a proposición de la DIFROL, el cual además deberá llevar la firma del Ministro de Relaciones Exteriores.

Según señala el artículo 2º del cuerpo normativo citado, los organismos y servicios mencionados deberán solicitar directamente a la DIFROL su aprobación antes de adoptar decisión o realizar hecho alguno que diga relación con los límites internacionales de Chile y sus zonas fronterizas. Sin tal aprobación, esas decisiones o hechos carecerán de valor y no podrán ser cumplidas.

En los supuestos que exista una zona fronteriza, el procedimiento de obtención de la respectiva autorización se regula por el DFL Nº7, de 1968. El artículo 1º de dicha norma dispone que los Ministerios y demás Servicios de la Administración Pública, Fiscal, Semifiscal, Empresas Autónomas del Estado y Municipalidades no podrán sin la autorización previa de la DIFROL, vender, arrendar, u otorgar concesiones, permisos o autorizaciones y, en general, celebrar cualquier contrato, respecto a bienes nacionales de usos públicos o fiscales, o que forman parte del patrimonio de dichas instituciones, que se encuentren situados total o parcialmente en

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zonas fronterizas del territorio nacional fijadas conforme al Nº 4 del DFL Nº 4, de 1967254.

Por su parte, el artículo 3º del DFL Nº7 señala que reunidos todos los antecedentes e informes necesarios, la DIFROL se pronunciará en orden a si estima o no pertinente que se otorgue la concesión, autorización, permiso o que se celebre el contrato propuesto, pudiendo señalar las modalidades o condiciones bajo las cuales correspondería hacerlo en caso de no conformarse las bases o condiciones propuestas a la política que debe observarse.

A su vez, el artículo 4º del DFL Nº 7 señala que ninguna concesión, permiso, autorización o contrato que diga relación con los bienes mencionados que se haga por los Servicios a que se ha hecho mención será válido sin la autorización establecida en el artículo 1º del referido DFL, debiendo el decreto, la resolución o el contrato respectivo contener una mención expresa de dicha autorización.

III. APLICABILIDAD A LOS ESTUDIOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA

En la medida que se considere que los hidrocarburos pueden calificarse como bienes nacionales de uso público, el otorgamiento de algún título jurídico habilitante para la evaluación técnica de los mismos, en tanto el área respectiva se sitúe en una zona fronteriza, deberá contar con la autorización de la DIFROL. Esta posición es la que, hasta la fecha, ha mantenido la CGR, la cual ha exigido que la suscripción de CEOP cuente con la previa autorización de la DIFROL cuando su área de extensión se ha superpuesto a zonas fronterizas.

254 Esta autorización debe diferenciarse nítidamente de la autorización contemplada por el Nº5

del artículo 17 del Código de Minería. Dicha norma contempla la autorización de la DIFROL para ejecutar labores mineras en zonas declaradas fronterizas para efectos mineros. Este permiso sólo es necesario cuando la declaración ha sido hecha expresamente ―para efectos mineros‖ por decreto supremo que además señale los deslindes correspondientes, el cual deberá ser firmado también por el Ministro de Minería. Actualmente existen 5 zonas declaradas fronterizas para efectos mineros, a saber: cuatro en la XV Región (Comuna de Arica), mediante Decreto Supremo Nº 27, publicado el 22 de marzo de 1997; Decreto Supremo Nº 2.219, publicado el 01 de agosto de 2000; Decreto Supremo Nº 1.490, publicado el 06 de diciembre de 2000; y Decreto Supremo Nº 101, publicado el 18 de julio de 2002; y una en la III Región (Comuna de Alto del Carmen), mediante Decreto Supremo Nº 115, publicado el 22 de marzo de 1997, todos ellos del Ministerio de Relaciones Exteriores.

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CAPÍTULO VI

ELECCIÓN DE LA FIGURA MÁS ADECUADA PARA

INCENTIVAR LA REALIZACIÓN DE EVALUACIONES

TÉCNICAS SEÑALANDO LAS VENTAJAS

COMPARATIVAS DE LA FIGURA SELECCIONADA

(ART.3.2. LETRA A) DE LAS BASES TÉCNICAS)

201

En base a los antecedentes de Derecho comparado recopilados y el desarrollo efectuado del ordenamiento jurídico nacional en materia de regulación de títulos jurídicos de exploración de los hidrocarburos líquidos y gaseosos, en este apartado se propondrá cuál es, a juicio del consultor, la figura jurídica que mejor se adapta para la realización de las actividades de evaluación técnica, en los términos consultados en las bases de licitación.

El análisis a desarrollar implicará un análisis comparativo entre las concesiones administrativas, los contratos especiales de operación petrolera y los contratos de servicios. El referido análisis se efectuará sobre la base de los aspectos que se consideran como esenciales en las actividades de evaluación técnica, según el estudio efectuado de los ordenamientos comparados. Junto a dichos aspectos, se abordarán asimismo otros aspectos que, sin formar parte del título habilitante, tienen o pueden tener relevancia en el incentivo de estas actividades, analizando la concurrencia de los mismos respecto de cada uno de los títulos habilitantes estudiados.

§1. DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE LOS TRABAJOS

I. IDENTIFICACIÓN DEL ÁREA

En relación a la identificación del área en la cual se llevarán a cabo los trabajos de evaluación técnica, estimamos que no existen diferencias entre los tres títulos jurídicos habilitantes, por cuanto no se aprecian exigencias o limitaciones especiales aplicables a alguno de los títulos jurídicos habilitantes.

Sin perjuicio de ello, debemos indicar que el DFL Nº2, de 1986, contiene una referencia al área en la cual se desarrollan labores de exploración o explotación, a fin de permitir el otorgamiento de rebajas tributarias por parte del Presidente de la República. El inciso 2º del artículo 5º del citado texto establece que ―No obstante lo anterior, el Presidente de la República podrá, cualquiera que sea el sistema tributario fijado, disponer rebajas del impuesto, o de todos o cada uno de los impuestos de la Ley de la Renta, equivalentes al 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% o 100%, cuando así lo aconsejen las dificultades que ofrezcan el área territorial de exploración o explotación a que se refiere el contrato…‖.

Por tanto, el régimen jurídico de los CEOP permite efectuar rebajas tributarias en aquellos supuestos en los cuales el área territorial en la cual se desarrollarán las operaciones petroleras posea especiales características, las cual vengan a dificultar la realización de las labores contratadas. Como se desprende del texto de la norma, las dificultades que permiten fundar las referidas rebajas han de relacionarse con el territorio en el cual se realizarán las actividades petroleras, es decir, por ejemplo, ha de tratarse de zonas especialmente aisladas (frontier lands) o geográficamente accidentadas, que dificulten las labores petroleras. Por ello, las consideraciones de índole estratégico u operacional (por ejemplo, lejanía o inexistencia de redes de transporte) no pueden fundar una rebaja de esta naturaleza. De esta manera, el Estado permite obtener mayores ingresos en aquellos supuestos en los cuales las

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operaciones petroleras presentan mayores dificultades, tornándose más gravosas para el contratista.

II. SITUACIÓN DE EXISTENCIA DE TÍTULOS HABILITANTES PREVIOS

1. EJERCICIO DE ACTIVIDADES EXPLORATORIAS O DE EXPLOTACIÓN POR ENAP

Ninguno de los títulos jurídicos habilitantes otorga una especial preeminencia a las actividades petroleras que constituyen su objeto, respecto de las labores que ENAP pueda encontrarse efectuando en un área territorial determinada. Como se señaló previamente, no existe un impedimento jurídico para otorgar algún título jurídico habilitante (concesión administrativa, CEOP o contrato de servicio) respecto de áreas territoriales en las cuales ENAP se encuentre desarrollando operaciones de exploración o explotación petrolera. En este caso, nos encontraremos con la co-existencia de títulos habilitantes que pueden poseer una misma área territorial sobre la cual se ejercen las facultades que se desprenden del título en cuestión.

De la referida co-existencia no cabe desprender a priori dificultades jurídicas. En efecto, en el caso de ENAP, estimamos que la misma sólo posee una autorización legal para realizar labores de exploración de hidrocarburos, pero mientras tales labores no se efectúen, no existe un derecho que se pueda ver afectado. Se trata de una mera posibilidad legal, en definitiva, de una mera expectativa, en tanto que se trata de una facultad que aún no se ejerce por la empresa.

De ello se sigue, por tanto, que las dificultades jurídicas pueden surgir más bien en el supuesto en que siendo ENAP titular de servidumbres prediales, el titular de un título habilitante para la realización de actividades de evaluación técnica pretende adquirir asimismo un tal acceso (vale decir, servidumbres prediales) a los predios superficiales en los que ENAP tiene los referidos derechos de uso u ocupación. Como hemos adelantado, en esta situación caben dos supuestos:

(i) caso en el que ENAP no ha constituido sus servidumbres con carácter de oponibilidad (i.e., las servidumbres no fueron objeto de inscripción registral), en cuyo caso nada impedirá al titular de un título habilitante para la realización de actividades de investigación el constituir convencional o forzosamente (en caso que así lo contemple el respectivo régimen jurídico) las servidumbres prediales necesarias; y

(ii) caso en que las servidumbres constituidas por ENAP han sido objeto de inscripción registral, siendo por ende oponibles a terceros, supuesto en el cual ENAP podría oponerse a la constitución convencional o judicial de las mismas, en virtud de su derecho prioritario. Desde la perspectiva registral, como consecuencia del acceso al Registro se genera el referido efecto de la oponibilidad, la cual ha sido definida como la facultad específica concedida por la ley a una persona, por el hecho de ser ajena a una actuación perfectamente válida, para que, sin necesidad de impugnarla, pueda actuar en defensa de sus intereses como si tales actos no se hubieran

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producido255. En general la doctrina tiende a incluir la oponibilidad en el denominado principio de prioridad registral, manifestación del principio general prior in tempore, potior in iure, en cuya virtud el acto que primeramente ingresa en el Registro se antepone con preferencia excluyente, o bien, con superioridad de rango, a cualquier otro acto registrable, que siendo incompatible o perjudicial, no hubiere sido presentado al Registro o lo hubiera sido con posterioridad, aunque dicho acto fuese de fecha anterior256.Así, la oponibilidad que surge como consecuencia de la inscripción conservatoria de una servidumbre minera (aplicable a los hidrocarburos y a ENAP), pone de manifiesto la existencia de una incompatibilidad entre los derechos reales de servidumbre que pretendieran constituirse sobre una misma área, lo cual en principio permitiría excluir el derecho posterior a fin de tutelar al que primero alcanzó la inscripción registral.

2. EJERCICIO DE ACTIVIDADES EXPLORATORIAS O DE EXPLOTACIÓN POR OTROS

TITULARES

En esta materia, tanto las concesiones administrativas como los CEOP cuentan con un reconocimiento expreso de la posibilidad de superponerse a títulos concesionales geotérmicos, siéndoles aplicables, por tanto, los criterios de solución de conflictos contemplados en la Ley Nº19.657, los que, como se expuso, se basan en el principio de prioridad temporal y cuyo conocimiento se radica en sede arbitral, entregándose al ámbito de un juez de Derecho (artículo 30 de la Ley Nº19.657), al igual que en sede eléctrica, ex artículo 31 bis, recientemente incorporado por la Ley Nº20.701.

Aunque no se señala en forma del todo expresa, el reconocimiento que consta en la Ley Nº19.657 lo que viene a hacer en definitiva es a aceptar: (a) la posibilidad de superposición de títulos jurídicos habilitante de diversa naturaleza; y (b) la posibilidad de superposición de títulos jurídicos que permiten la ocupación predial para la realización de labores permitidas en virtud de títulos concesionales de diversa naturaleza (servidumbres prediales). Ello, por cuanto sólo en tal caso se dará la situación fáctica reconocida por el artículo 28 de la Ley Nº19.657: la realización de actividades propias de un tipo de concesión que afectan el ejercicio de otros tipos de concesiones o títulos jurídicos habilitantes. Lo anterior, dado que: (i) sólo contando con un título de uso u ocupación predial se puede realizar una actividad; y (ii) dado que sólo contando con un título de uso u ocupación predial se puede ser realizar una actividad que pueda verse afectada por otra actividad efectuada en virtud de otro título habilitante.

Ahora bien, si bien se verá posteriormente con mayor detenimiento, en este apartado es menester destacar que los referidos conflictos entre titularidades de servidumbres prediales pueden darse mayoritariamente tratándose de CEOP. Ello, por cuanto sólo su régimen jurídico, contenido en el DFL Nº2, de 1986, reconoce la posibilidad de imponer servidumbres forzosas en virtud de un CEOP, facilitando así el acceso a un título de uso u ocupación predial. Ni las concesiones administrativas ni los contratos de servicios para la ejecución de labores relacionadas con la

255DE REINA TARTIERE (2009a) p.154. 256Al respecto, vid. MOHOR ALBORNOZ (2001) passim.

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exploración contienen tal posibilidad, sin perjuicio, obviamente, de la posibilidad de poder acordar la constitución de servidumbres voluntarias con el dueño del predio superficial. En tales casos, serán aplicables, por tanto, los principios generales en relación a la solución de tales conflictos (principio de prioridad en el tiempo).

§2. IDENTIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE TRABAJOS A REALIZAR

I. LA EVALUACIÓN TÉCNICA COMO ACTIVIDAD EXPLORATORIA

Como se expuso en forma previa, los estudios de evaluación técnica se definen como todos aquellos estudios, trabajos, obras y actividades que se ejecutan en el área de evaluación técnica, para evaluar su potencial hidrocarburífero e identificar las zonas de mayor interés prospectivo. En los Derechos comparados, dichos estudios abarcan generalmente actividades de geofísica, geoquímica, geología, cartografía, fotogeología, reevaluación geológica-geofísica de la información existente, actividades de prospección superficial, ejecución de actividades de sísmica y su procesamiento y reprocesamiento, y, en algunos Estados, la realización de perforaciones, las que pueden ir desde perforaciones con taladro o equipo asimilable, hasta la realización de pozos de investigación estratigráfica.

Atendida la naturaleza de los trabajos identificados como integradores de las actividades de evaluación y considerando que en nuestro ordenamiento jurídico las actividades de exploración se consideran desde una perspectiva amplia, quedando determinadas no sólo por los tipos de trabajos efectuados, sino que, esencialmente, por la finalidad de las mismas, es que consideramos que tanto los CEOP como las concesiones administrativas pueden amparar la realización de actividades de evaluación técnica, en los términos apreciados en las jurisdicciones comparadas.

En el caso de los contratos de servicios, la posibilidad de amparar la ejecución de estudios de evaluación técnica es más clara aún, dado que los mismos tienen por objeto expreso la ejecución de determinados trabajos relacionados con la exploración de yacimientos de hidrocarburos.

Por tanto, desde esta perspectiva, los 3 títulos en análisis no presentan mayores diferencias entre sí.

§3. PRESENTACIÓN DE UN PLAN DE TRABAJO Y MEDIDAS DE SEGUIMIENTO

I. PLAN DE TRABAJO Y MEDIDAS DE SEGUIMIENTO

En general, los 3 títulos estudiados no presentan especialidades en este aspecto, existiendo por ende una amplia discrecionalidad en la autoridad administrativa para establecer las exigencias que estime adecuadas en relación a los planes de trabajo a ser presentados, así como en lo relativo a las medidas de seguimiento que puedan instaurarse para verificar el desarrollo de los referidos

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planes, en especial, las relativas a informar sobre los avances de los estudios de evaluación.

§4. PLAZO DE VIGENCIA DEL TÍTULO

En general, tratándose de las concesiones administrativas y de los CEOP, debido a la amplia discrecionalidad atribuida al Presidente de la República en el artículo 19 Nº24 de la CPR, no existen restricciones en relación al plazo de vigencia del título respectivo.

§5. REGULACIÓN DE LOS DERECHOS DEL TITULAR

I. EXCLUSIVIDAD DEL TÍTULO

En esta materia cabe efectuar la siguiente distinción. En un principio, y desde una perspectiva de doctrina general, cabe sostener que la concesión administrativa es un acto administrativo que otorga derechos reales administrativos, los cuales, en tanto tales, son oponibles de forma general a todas las personas, las que, desde una concepción tradicional del derecho real, tienen un deber de respeto y observancia del referido derecho. Sin embargo, pese a que, en definitiva, la configuración de los derechos que otorgue la concesión administrativa en cuestión dependerá de la voluntad suprema del Presidente de la República (artículo 19 Nº 24 de la CPR), la exclusividad de los derechos que se confieran por medio de la concesión dependerá precisamente de la aludida voluntad. Estimamos por tanto que, a priori, no es posible afirmar que los derechos que otorgue una concesión administrativa para la realización de trabajos de evaluación técnica sean, per se, exclusivos, sin perjuicio de que puedan serlo.

Tratándose de los CEOP y de los contratos de servicio, estimamos que ambos participan de la misma naturaleza contractual, y, que, en tanto tales, confieren derechos personales, únicamente oponibles a la Administración, en tanto que contraparte en el negocio jurídico respectivo.

En relación a los CEOP, las mismas consideraciones expuestas en el párrafo anterior son reproducibles a su respecto, por cuanto el fundamento normativo de éstos es exactamente el mismo que el de las concesiones administrativas (artículo 19 Nº 24 de la CPR).

En relación a los contratos de servicios, estimamos que las conclusiones han de ser las mismas vertidas para las concesiones administrativas y los CEOP. Sin embargo, el fundamento de ello estriba esencialmente en la libertad que la Ley Nº19.886 y su Reglamento contemplan en relación a la fijación de los términos de la relación contractual, a través de la fijación de las respectivas bases de licitación. A partir de ello, entendemos que la Administración se encuentra facultada para disponer que los servicios de evaluación contratados lo serán en forma exclusiva.

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II. RETRIBUCIÓN

1. PAGO DE SUMA ALZADA

Aun cuando este sistema de retribución no se apreció en los modelos comparados estudiados, es preciso destacar que el mismo resultaría ser obligatorio en nuestro país en caso que se optara por la figura de los contratos de servicios.

Lo anterior, por cuanto el esquema negocial de los contratos de servicios que regula la Ley Nº19.886, Ley de Compras Públicas (LCP), se estructura sobre la base de un contrato bilateral, de acuerdo con la definición dada por el artículo 1.439 del CC, es decir, aquél en que las partes contratantes se obligan recíprocamente, consistiendo la prestación debida por parte de la Administración, en la entrega de una suma de dinero. Ello se puede apreciar en forma clara en el artículo 1º de la Ley, en cuanto se refiere a los contratos que celebre la Administración del Estado, a título oneroso. Y en el artículo 3 del Reglamento de la Ley Nº19.886, en el que se señala que ―Las Entidades deberán contar con las autorizaciones presupuestarias que sean pertinentes, previamente a la resolución de adjudicación del contrato definitivo en conformidad a la Ley de Compras y al Reglamento‖.

Por tanto, las disposiciones citadas tienen como efecto esencial el que, en caso de optarse por la figura de los contratos de servicios, será necesario primeramente recabar las respectivas dotaciones presupuestarias, a fin de poder sufragar los costos que represente la contratación de los servicios en cuestión.

2. DERECHO A LA VENTA DE LA INFORMACIÓN (ACTIVIDADES ESPECULATIVAS)

Como se expuso en su ocasión, este aspecto se conforma esencialmente por la posibilidad de poner a la venta la información previamente adquirida con ocasión de los trabajos de evaluación técnica. En esta modalidad, la adquisición de la información se efectúa por una empresa, procediendo a su ―comercialización‖ sucesiva a variadas empresas petroleras, las cuales son licenciadas por aquella para la utilización de tal información, sin exclusividad y por un determinado tiempo. Sin embargo, en este asunto se combinan complejos aspectos relacionados con la titularidad de la información obtenida como consecuencia de los trabajos de evaluación. Al respecto, como prius respecto del análisis posterior, cabe efectuar un análisis en relación a la titularidad de la información obtenida como consecuencia de los trabajos de evaluación técnica.

2.1. Consideraciones sobre la titularidad de la información

En las legislaciones estudiadas suele solicitarse la entrega de la información levantada con ocasión de las actividades exploratorias realizadas en virtud de un título jurídico habilitante. En este sentido, es destacable lo señalado por el artículo 22 de la Ley de Petróleo de Brasil, en cuanto dispone que ―(…) el acervo técnico constituido por los datos e informaciones sobre las cuencas sedimentarias brasileñas es también considerado parte integrante de los recursos petrolíferos nacionales, siendo

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la ANP responsable de su colección, mantención y administración‖. Así, la legislación es clara en establecer que el citado acervo técnico es parte integrante de los recursos petrolíferos nacionales de propiedad de la Unión. En esta línea, el artículo 15 de la misma ley establece que una de las fuentes de financiamiento de la ANP es el producto de la venta de esta información. Por tanto, en la legislación brasileña los investigadores no poseen ningún derecho sobre los datos obtenidos y las informaciones técnicas levantadas, gozando solamente de un derecho a investigar y a acceder, en razón de la autorización administrativa otorgada por la ANP257.

El modelo expuesto opera sobre la consideración de la información levantada como integrante del dominio público minero, y, en tanto tal, como dominio del Estado. Desde allí es que se requiera autorización para poder acceder a tal información, y posteriormente, poder entregar la misma a empresas petroleras que tengan interés en tomar conocimiento de ella.

Desde la perspectiva de nuestro ordenamiento jurídico, la CPR no se pronuncia al respecto. Sin embargo, el artículo 21 del CM contiene una mención de la cual sería posible extraer algunas conclusiones relevantes para nuestro análisis. El inciso 3º de la citada disposición establece que ―A solicitud del Servicio, toda persona que realice trabajos de exploración geológica básica deberá proporcionarle la información de carácter general que al respecto obtenga‖. Según ha señalado COCHILCO respecto a esta disposición, la misma se refiere a la realización de trabajos por particulares, quienes al efectuar labores de geología básica deben proporcionar al SERNAGEOMIN la información de carácter general que al respecto obtenga, a petición de ese Servicio. En virtud de lo anterior, se puede afirmar que el objeto de la obligación es la prestación que el sujeto activo solicita al pasivo y, que en este caso, consiste en la información que debe entregar este último al primero. Dicho objeto no está definido en forma directa por el inciso 3° del artículo 21 del CM, el cual únicamente indica la actividad que el sujeto pasivo debe realizar (proporcionar la información geológica básica de carácter general que al respecto obtenga).En este mismo sentido, y de acuerdo a la naturaleza de la obligación de quienes realizan los trabajos geológicos, ésta nace y debe cumplirse –reuniendo los datos para entregar la información pertinente- desde el momento mismo que se inicien los trabajos, pero sólo es exigible desde que SERNAGEOMIN lo solicite. Por tanto, no se trata de una obligación sujeta a la condición de ser pedida por ese Servicio, sino es una obligación pura y simple, que se cumple en la oportunidad necesaria para los fines de su estudio, utilización y archivo258.Durante la tramitación legislativa del CM, la Cuarta Comisión Legislativa formuló una indicación para dar carácter de pública a la información obtenida por el Servicio, en virtud de la disposición en estudio. Sin embargo, la Comisión informante acordó rechazar dicha indicación ―(…) por ser de dudosa constitucionalidad y, además, porque inhibirá a los interesados para entregar sus antecedentes al Servicio‖259.

De lo indicado es posible desprender que en la comprensión del legislador, la información referente a la exploración geológica básica efectuada por los

257SANTOS y BARROS (2005) passim. 258COCHILCO (2005) p.78. 259 Historia de la Ley Nº18.248 (versión digital) p.342.

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concesionarios mineros, sería de propiedad del concesionario minero, sin perjuicio del deber de entregar dicha información al Servicio. Por ello, el proponerse que la información entregada al SERNAGEOMIN pasara a ser pública por dicha sola entrega se consideró que ello contraría la garantía constitucional del derecho de propiedad.

En materia de hidrocarburos el razonamiento puede ser diverso. Si se estima que respecto de las sustancias no concesibles la exploración y explotación puede realizarse sólo por el Estado, sin perjuicio de la posibilidad de contar con la colaboración de los particulares por medio del otorgamiento de concesiones administrativas o de la suscripción de CEOP, fuerza concluir que la información relativa a tales sustancias ha de considerarse como de propiedad del Estado. En efecto, si el particular realiza actividades de exploración o explotación en colaboración con el Estado, es éste por ende quien debería reputarse dueño de la información respectiva. Ello se aprecia en forma clara, si se visualiza desde el prisma de los CEOP, los cuales constituyen contratos de prestación de servicios a favor del Estado.

Ahora bien, estimamos que, en dicha línea de pensamiento, el Estado sólo puede reputarse dueño de la información ―dura‖ o ―sin tratar‖. Respecto de la información que surge como consecuencia de su tratamiento posterior, estimamos que son plenamente aplicables las disposiciones de la Ley Nº17.336, de Propiedad Intelectual, la cual, según señala su artículo 1º, ―(…) protege los derechos que, por el solo hecho de la creación de la obra, adquieren los autores de obras de la inteligencia en los dominios literarios, artísticos y científicos, cualquiera que sea su forma de expresión, y los derechos conexos que ella determina‖260.

Bajo dicha perspectiva, los negocios que, en forma posterior, efectúe quien realizó actividades de evaluación técnica, respecto de la información obtenida, entendiendo por ésta, los datos objeto de tratamiento o análisis posterior, no requerirían una autorización adicional por parte del Estado. Ello debemos considerarlo sin perjuicio de la necesidad de que el Estado: (i) autorice a la obtención de tal información, a priori, por medio del otorgamiento del título habilitante respectivo; (b) autorice (quizás en el mismo título), a la entrega de dicha información –mediando o no un procesamiento - posterior. Estimamos que esta segunda autorización es necesaria, si tenemos en consideración el criterio que se desprende del artículo 3º Nº17, de la Ley de Propiedad Intelectual, en cuanto establece que quedan especialmente protegidos por dicha ley ―Las compilaciones de datos o de otros materiales, en forma legible por máquina o en otra forma, que por razones de la selección o disposición de sus contenidos, constituyan creaciones de carácter intelectual. Esta protección no abarca los datos o materiales en sí mismos, y se entiende

260 Sobre esta distinción en el Derecho Comparado, vid. BUCHEB (2004), quien señala que ―(…)

la interpretación literal del alcance de la expresión «datos e informaciones» en el contexto del marco regulatorio del segmento de exploración y producción de la industria petrolera implica, en principio, dos alternativas: una restrictiva, según la cual los términos «datos» e «información» son sinónimos y se corresponden solamente con aquellos elementos no han sido objeto de análisis o tratamiento. En contraste se sitúa el entendimiento, que tiene en cuenta el principio de que la ley no contiene palabras inútiles, según el cual, los datos corresponderían a los elementos en estado bruto, mientras que las informaciones serían el producto del tratamiento, procesamiento, análisis e interpretación posterior de los datos‖.

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sin perjuicio de cualquier derecho de autor que subsista respecto de los datos o materiales contenidos en la compilación‖.

En virtud de los desarrollos efectuados, y en el entendido que los 3 títulos jurídicos habilitantes operan de igual forma en esta materia, consideramos que no se aprecian diferencias entre los 3 títulos analizados.

2.2. Posibilidad de comprometer una convocatoria a un proceso de licitación

Como se estudió previamente, en algunos ordenamientos comparados es posible apreciar una obligación o compromiso por parte del Estado, a convocar a un proceso de licitación para el otorgamiento de concesiones o contratos de exploración y/o explotación, en el cual pueda o deba adquirirse la información relativa a dichas áreas a la empresa que efectuó los levantamientos de dicha información. En caso que se desee implementar esta opción en nuestro ordenamiento, estimamos que la misma se encuentra limitada por las disposiciones constitucionales que rigen la exploración y explotación de hidrocarburos.

En efecto, en tanto que el artículo 19 Nº24 de la CPR dispone la necesidad de que los requisitos y condiciones de los CEOP se establezcan por Decreto Supremo, caso a caso, es que entendemos que no es posible que el Presidente de la República disponga al fijar los requisitos y condiciones de un CEOP determinado, la obligación de llamar a licitación para la suscripción de otros CEOP. Ello, por cuanto estimamos que la licitación pública, en tanto que requisito al cual ha de someterse la suscripción de un CEOP, se encuentra sometida a la necesidad de su aprobación caso a caso por Decreto Supremo. Al respecto, como se estudió previamente, la CGR ha reconocido en forma expresa que la decisión del tipo de procedimiento de contratación a seguir para la suscripción de un CEOP forma parte de los ―requisitos‖ que el Presidente de la República puede fijar caso a caso por Decreto Supremo261.De ahí que no sea posible establecer en un determinado Decreto de requisitos y condiciones la obligación del Presidente de la República de convocar a una licitación para la suscripción de nuevos CEOP, ya que implicaría obviar la limitación constitucional expuesta, en tanto que, en definitiva, se estaría adelantando en un acto administrativo la determinación que ha de efectuarse en uno posterior.

Tratándose de las concesiones administrativas, debido a que, según nuestro entendimiento, la limitación expuesta no existe, consideramos que no existen dificultades para poder plasmar en el texto de la concesión una obligación de cargo de la Administración de convocar a un proceso de licitación posterior para el otorgamiento de una o más concesiones administrativas o CEOP. En este último caso, creemos que la limitación constitucional no se ve afectada por esta opción, ya que en definitiva, la limitación constitucional dice relación con la fijación de un

261 Como hemos podido estudiar en forma previa, la CGR, en su dictamen Nº 68.476, de 2012, señaló que ―(…) dentro del marco jurídico especial previsto en la Constitución Política que rige la exploración y explotación de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión -como es el caso de los hidrocarburos-, es facultad privativa del Presidente de la República decidir sobre los aspectos contractuales esenciales de los referidos Ceops, entre los cuales se encuentra la posibilidad de designar al contratista o resolver la modalidad o mecanismo a través del cual éste será determinado, ya sea recurriendo a la licitación pública o privada, según las circunstancias del caso concreto…‖.

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requisito en un momento diferente (anterior) al de fijación de los requisitos de un acto posterior. Desde dicho prisma, cuando en la concesión administrativa se establece la obligación de convocar a licitación, si bien con tal declaración se está comprometiendo en un momento anterior un requisito que formará parte de un acto posterior, estimamos que no existe disposición constitucional que prohíba tal posibilidad, ya que la CPR no establece limitaciones en sede de concesión administrativa. Y asimismo, tampoco existen dificultades desde la perspectiva jerárquica, dado que el Decreto de concesión administrativa ha de ser suscrito por el Presidente de la República, mientras que el de requisitos y condiciones lo ha de ser por el Ministro de Energía, bajo la fórmula ―Por Orden del Presidente de la República‖.

Precisamente, esta consideración jerárquica es la que en sede de convenios de prestación de servicios, impide comprometer en forma previa una licitación posterior, dado que, de acuerdo con el tenor literal del articulo 4 letra j) del DL Nº2.224, los referidos convenios son suscritos por el Ministerio de Energía, representado por el Ministro de Energía. Dado que el Ministro de Energía, en su calidad de Ministro de Estado, se encuentra sometido al control jerárquico del Presidente de la República, como se desprende del artículo 33 de la CPR, que dispone que ―Los Ministros de Estado son los colaboradores directos e inmediatos del Presidente de la República en el gobierno y administración del Estado‖262, no es dable aceptar que aquél pueda establecer una obligación que, en definitiva, implica un deber para su superior jerárquico.

III. DERECHO A ACCEDER A UN TÍTULO POSTERIOR PARA LA EXPLORACIÓN O EXPLOTACIÓN

En los supuestos en los que no hay un pago de una retribución por los servicios realizados, hemos constatado que en algunos ordenamientos se contempla la posibilidad de facilitar el acceso a un título jurídico que permita a quien efectuó los trabajos de evaluación, proceder a realizar trabajos de exploración y eventual explotación de hidrocarburos.

Estimamos que tratándose de los CEOP tal posibilidad no sería ajustada a Derecho, dado que, tal como se indicó en el numeral anterior, ello implicaría comprometer el otorgamiento de un título de aprovechamiento en otro título diverso y anterior. Tal proceder implicaría obviar la exigencia constitucional relativa a que los requisitos y condiciones de los CEOP se fijen por decreto del Presidente de la República, en forma casuística.

262En este sentido, el artículo 23 de la LBGAE establece que ―Los Ministros deEstado, en su

calidad de colaboradores directos e inmediatos del Presidente de la República, tendrán la responsabilidad de la conducción de sus respectivos Ministerios, en conformidad con las políticas e instrucciones que aquél imparta‖. Según ha señalado el Tribunal Constitucional en su Sentencia Rol Nº379, de 2003, ―(…) la calidad de colaboradores directos e inmediatos del Jefe de Estado que la Constitución atribuye a los Ministros implica que «participan en el establecimiento de las grandes líneas relativas a la conducción del Estado, gobiernan, dirigen y, además, proyectan las leyes a casos concretos, colaborando a la administración que ejerce el Presidente de la República» (Actas Oficiales de la Comisión de Estudio de la Nueva Constitución Política de la República, Sesión Nº 145, pág. 8)‖.

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Tampoco sería posible asegurar tal acceso por medio de un convenio de servicios, por las consideraciones previamente expuestas relativas al principio de jerarquía. En efecto, entendemos que el Ministro de Energía no podría comprometer por medio de este tipo de contrato el otorgamiento de un título jurídico de aprovechamiento, posterior, que ha de ser otorgado por el Presidente de la República.

Tratándose de las concesiones administrativas, creemos que en principio no habrían problemas para contemplar una disposición de esta naturaleza, ya que a su respecto no opera la limitación constitucional contemplada en el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR.

IV. FUERZA MAYOR

El artículo 45 del CC señala que ―Se llama fuerza mayor o caso fortuito el imprevisto a que no es posible resistir, como un naufragio, un terremoto, el apresamiento de enemigos, los actos de autoridad ejercidos por un funcionario público, etc.‖. Junto a ello, el artículo 1547 inciso 2º del CC establece que el deudor no es responsable del caso fortuito, a menos que se haya constituido en mora o que haya sobrevenido por su culpa, lo que implica, por tanto, que el hecho no pudo haber tenido su origen en un acto del propio afectado por la fuerza mayor, caso en el cual, la fuerza mayor pierde su efecto liberatorio263. Por su parte, el inciso 3º de la misma indica que la prueba del caso fortuito incumbe a quien lo alega264. Y el inciso 4º dispone que lo establecido en los incisos previos es sin perjuicio de las disposiciones especiales de las leyes, y de las estipulaciones expresas de las partes.

Las cláusulas de fuerza mayor constituyen un elemento fundamental en los acuerdos petroleros a nivel internacional, en tanto que ellas pueden proteger a las partes de las consecuencias de no poder dar cumplimiento a las obligaciones adquiridas, con ocasión de la concurrencia de ciertas circunstancias que,

263 Vid. al respecto el fallo de la Corte Suprema de fecha 20 de junio de 1958, RDJ, t. LV, sec. 3ª,

pp.8-9, en el que sostiene que ―(…) Como elemento esencial del caso fortuito o fuerza mayor, la definición transcrita (artículo 45 del Código civil) requiere que él sea imprevisto, esto es, que no pueda ser conocido o conjeturado con anterioridad a su acaecimiento. En otros términos, la definición transcrita, repitiendo una antiquísima doctrina, exige que el caso fortuito o fuerza mayor no se haya producido como consecuencia de actos imputables al deudor, por dolo o culpa suyos, o sea, que él haya sido de tal manera completamente extraño al advenimiento del caso fortuito o fuerza mayor que éste no pueda serle imputado‖.

264 Al respecto se ha pronunciado la Corte Suprema señalando que ―(…) el caso fortuito o fuerza mayor es el imprevisto a que no es posible resistir, concepto jurídico definido por el legislador que supone un acontecimiento imprevisible e irresistible, esto es, cuando no hay ninguna razón especial para creer en su realización y cuando no es posible evitar sus consecuencias. El hecho constitutivo del caso fortuito debe ser imprevisto e inevitable en sí mismo, es decir, que ni el agente ni ninguna otra persona colocada en las mismas circunstancias de tiempo y lugar, habrían podido precaverlo o resistirlo. La determinación de si un suceso constituye un caso fortuito, depende de su naturaleza y de las circunstancias que lo rodean y los jueces del fondo establecerán soberanamente los hechos materiales que se invoquen como caso fortuito y un mismo suceso, por consiguiente, puede o no tener ese carácter y todo dependerá de si el agente estuvo o no en la absoluta imposibilidad de preverlo y evitarlo‖. Corte Suprema, fallo de fecha 2 de mayo de 1963, RDJ, T. LX, sec. 1ª, p.59.

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precisamente, dificultan o hacen imposible tal cumplimiento. De ahí la relevancia en cuanto a su inclusión265.

Analizado el régimen jurídico de los 3 títulos jurídicos habilitantes estudiados, estimamos que no existen dificultades ni diferencias a la hora de disponer cláusulas de fuerza mayor. Su inclusión es posible dadas las amplias facultades otorgadas al Presidente de la República en el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR. Y su regulación es asimismo viable convencionalmente en los casos de los convenios de servicios, por aplicación del artículo 1º de la Ley Nº19.886, en cuanto dispone la aplicación supletoria del Derecho Común a los contratos administrativos.

V. RENUNCIA

La renuncia constituye un acto jurídico unilateral del titular de un derecho, el cual tiene por objeto extinguir tal derecho. Al respecto, el artículo 12 del CC establece que ―Podrán renunciarse los derechos conferidos por las leyes, con tal que sólo miren al interés individual del renunciante, y que no esté prohibida su renuncia‖. Como ha señalado la Corte Suprema, en un fallo de fecha 16 de septiembre de 1993, la renuncia constituye un acto jurídico de naturaleza abdicativa que ―(…) elimina toda posibilidad de que ella requiera el consentimiento de otra persona, ya que en abstracto, el único resultado que se persigue al efectuar una renuncia es el de hacer salir o extinguir del patrimonio del titular el derecho sobre que ella versa‖. En el ámbito administrativo, el artículo 42 de la LPA reconoce en forma expresa la renuncia, al señalar que ―Todo interesado podrá desistirse de su solicitud o, cuando ello no esté prohibido por el ordenamiento jurídico, renunciar a sus derechos. […] Tanto el desistimiento como la renuncia podrán hacerse por cualquier medio que permita su constancia‖.

Como se puede apreciar, la renuncia es un acto jurídico unilateral que surte efecto sobre los derechos, pero que, en tanto tal, no posee ni puede poseer efectos sobre las obligaciones. Al respecto debe recordarse que según dispone el artículo 1567 del CC, toda obligación puede extinguirse por una convención en que las partes interesadas, siendo capaces de disponer libremente de lo suyo, consienten en darla por nula, extinguiéndose además, en todo o parte: 1º Por la solución o pago efectivo; 2º Por la novación; 3º Por la transacción; 4º Por la remisión; 5º Por la compensación; 6º Por la confusión; 7º Por la pérdida de la cosa que se debe; 8º Por la declaración de nulidad o por la rescisión; 9º Por el evento de la condición resolutoria; 10º Por la prescripción.

Por ello, y desde una postura tradicional, en un principio no sería ajustado a Derecho permitir la renuncia a la concesión administrativa, en tanto que la concesión no constituye un derecho, sino que se trata de un acto administrativo generador de derechos266. Sin embargo, en el contexto de las facultades que la CPR

265GREENFIELD y ROONEY (1999) pp.353, 377. 266 En contra, vid. GORDILLO (2004) pp.XIII/24-XIII/25, quien considera que esta postura se

encuentra muy apegada a un carácter preeminente de la autoridad administrativa, motivo por el cual dicho autor considera que la renuncia sí puede constituirse en una causal de extinción del acto administrativo. Vid. asimismo, DROMI (2008) p.210, quien también considera a la renuncia como un medio de extinción del acto administrativo.

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otorga al Presidente de la República sería posible permitir que se ponga término a una concesión administrativa mediando la renuncia a los derechos que se desprenden del títulos habilitante, de forma que la autoridad administrativa pueda poner término a la concesión en virtud de la renuncia previamente efectuada por el titular de la concesión.

Sin embargo, debido a que la renuncia sólo procede respecto de derechos, la misma no tendrá efectos respecto de las obligaciones dimanantes del título, las cuales devendrán incumplidas con la renuncia y posterior aceptación de la misma, con la consecuente terminación de la concesión. Así, en tal supuesto será necesario proceder a la ejecución de las cauciones existentes. De esta forma se compatibilizan los intereses de ambas partes. Por un lado, el deseo del titular del título jurídico de no seguir vinculado con la Administración; y por la otra, el deseo de la Administración de que se ejecuten los trabajos contratados, o en su defecto, se pague a éste el monto equivalente, atendidas las eventuales pérdidas de oportunidades que la contratación no ejecutada puede significar para el Estado.

Tratándose de los CEOP y los convenios de servicios, en un principio cabe afirmar que la renuncia no puede constituir un medio de poner término a los mismos, dado que se tanto los CEOP como los convenios de servicios poseen naturaleza contractual. La regla básica al respecto se encuentra en el artículo 1.545 del CC, en cuanto dispone que ―Todo contrato legalmente celebrado es una ley para los contratantes, y no puede ser invalidado sino por su consentimiento mutuo o por causas legales‖. Sin embargo, tratándose de contratos administrativos, la regla expuesta difiere, ya que en última instancia se entrega a la Administración la posibilidad de fijar causales de terminación de los contratos, diversas a las previstas en la ley, por medio de su fijación en las bases de licitación. En efecto, el artículo 13º de la Ley Nº19.886 establece: ―Los contratos administrativos regulados por esta ley podrán modificarse o terminarse anticipadamente por las siguientes causas: a) La resciliación o mutuo acuerdo entre los contratantes. b) El incumplimiento grave de las obligaciones contraídas por el contratante. c) El estado de notoria insolvencia del contratante, a menos que se mejoren las cauciones entregadas o las existentes sean suficientes para garantizar el cumplimiento del contrato. d) Por exigirlo el interés público o la seguridad nacional. e) Las demás que se establezcan en las respectivas bases de la licitación o en el contrato. Dichas bases podrán establecer mecanismos de compensación y de indemnización a los contratantes‖. Así, tratándose de los convenios de servicio, sería posible contemplar la renuncia como un supuesto de terminación del contrato267, previéndose en todo caso la consiguiente ejecución de la garantía. Por su parte, tratándose de los CEOP, son aplicables a éstos las mismas consideraciones expuestas al tratar de las concesiones administrativas. Por tanto, las amplias facultades del Presidente de la República pueden permitir poner término al CEOP en virtud de la renuncia efectuada por el contratista a los derechos que emanan del mismo, sin perjuicio de la necesidad de ordenar la ejecución de las cauciones otorgadas por los trabajos pendientes.

267 En este sentido, MORAGA KLENNER (2007) p.268 sostiene que la renuncia es una de las

formas de dar por terminado un contrato administrativo por parte del contratante privado, ―(…) en los casos que ella sea aceptada para cada contrato en especial, lo que puede ocurrir únicamente cuando dicha renuncia sólo mire al interés individual del renunciante‖.

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§6. REGULACIÓN DE LOS DEBERES DEL TITULAR

I. ENTREGA DE CAUCIONES

Ni los CEOP ni las concesiones administrativas cuentan con normas que dispongan la obligación del contratista o concesionario de constituir algún tipo de caución para asegurar el cumplimiento total de las obligaciones que se comprometen en el respectivo título habilitante. Por tanto, el imponer el deber de presentar cauciones constituye una facultad del Presidente de la República que ha de ser ejercida en el respectivo decreto de requisitos y condiciones o en el decreto de concesión, respectivamente.

Tratándose de convenios de servicios, el artículo 11º la Ley Nº19.886 dispone el deber de constituir cauciones para, entre otros objetivos, asegurar el fiel cumplimiento del contrato respectivo. Dicho artículo señala que ―La respectiva entidad licitante requerirá, en conformidad al reglamento, la constitución de las garantías que estime necesarias para asegurar la seriedad de las ofertas presentadas y el fiel y oportuno cumplimiento del contrato definitivo, en la forma y por los medios que lo establezcan las respectivas bases de la licitación. Tratándose de la prestación de servicios, dichas garantías deberán asegurar, además, el pago de las obligaciones laborales y sociales con los trabajadores de los contratantes, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 20 de la ley N° 17.322, y permanecerán vigentes hasta 60 días hábiles después de recepcionadas las obras o culminados los contratos. Los jefes de servicio serán directamente responsables de la custodia, mantención y vigencia de las garantías solicitadas‖. De ello se desprende que la solicitud de cauciones para asegurar el cumplimiento de los deberes que se derivan del contrato, es un deber que debe cumplirse en cada caso.

De lo expuesto se desprende que en los 3 títulos jurídicos habilitantes estudiados es posible (e incluso, es un deber, en el caso de los convenios de servicio) imponer la presentación de cauciones que garanticen el íntegro cumplimiento de las actividades contratadas.

II. DEBER DE ENTREGAR LA INFORMACIÓN TÉCNICA RECOPILADA

A este respecto debe traerse a colación lo ya señalado al tratar de la información técnica. Debemos reiterar la idea relativa a que es posible solicitar la entrega de la información ―dura‖ resultante de las actividades de investigación, sobre el entendimiento de que tal información le pertenece al Estado. Asumiendo que la información tratada es de propiedad del titular de un título jurídico habilitante, creemos que ello no empece a que el Estado pueda solicitar al mismo la entrega de dicha información, esencialmente con el fin de incrementar el conocimiento geológico de las reservas hidrocarburíferas del Estado. Sin embargo, con el objeto de no vaciar de contenido el derecho del titular a poder disponer dicha información, ya sea por medio de su venta o a través de algún sistema de licenciamiento temporal a terceros interesados en la misma, el Estado debe garantizar a dicho titular que la referida información no será divulgada durante un determinado período de tiempo.

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A tal fin sirven las cláusulas de confidencialidad, a las que nos referiremos seguidamente.

III. DEBER DE COMERCIALIZAR LA INFORMACIÓN

Como se estudió en su oportunidad, en los ordenamientos en los que se prevé la posibilidad de comercializar la información obtenida, en forma exclusiva durante cierto período, se contempla como contraprestación de tal derecho, el deber de vender o de permitir el acceso por otro medio a la información a quien la solicite.

En la línea de los desarrollos anteriores, estimamos que es posible que en los 3 tipos de títulos jurídicos estudiados se contemple un deber de esta índole. Dicho deber, en definitiva, operaría como una suerte de contraprestación a favor del Estado por cuanto éste permite utilizar la información bruta de su propiedad para la posterior comercialización de la misma.

IV. DEBER DE PAGAR UN FEE

En la actualidad nuestro ordenamiento jurídico no contempla la posibilidad de efectuar algún tipo de cobro por el otorgamiento de una concesión administrativa, un CEOP o un convenio de prestación de servicios, por lo que entendemos tal posibilidad debe estimarse vedada.

Al respecto debe tenerse en consideración lo establecido por el artículo 6º de la LPA, que consagra el ―Principio de gratuidad‖, disponiendo que ―En el procedimiento administrativo, las actuaciones que deban practicar los órganos de la Administración del Estado serán gratuitas para los interesados, salvo disposición legal en contrario‖268.En su Dictamen N° 18.588, de 2010, la CGR se ha pronunciado sobre dicho principio, indicando que ―(…)acorde con el principio de la gratuidad de los servicios públicos, éstos se hallan impedidos de exigir retribución por el desempeño de las funciones que les asigne el ordenamiento jurídico, salvo que la ley expresamente los autorice para ello, criterio que ha sido sustentado, entre otros, en los dictámenes Nos 145, de 1995 y 41.681, de 2002, de esta Contraloría General. No obstante, y a fin de resguardar el patrimonio público, tratándose de la solicitud de fotocopias de documentos cuya entrega no se encuentre vinculada con el cumplimiento de funciones jurisdiccionales, procede aplicar el artículo único del decreto ley N° 2.136, de 1978 -sustituido por el artículo 83 de la ley N° 18.768-, el cual faculta a los servicios dependientes de la Administración Central y Descentralizada del Estado, del Poder Legislativo y del Poder Judicial, para cobrar «el valor de costo de los documentos o copias de éstos» que se proporcionen a los particulares para los fines que se señalan, y cuya dación gratuita no esté contemplada por la ley, sin perjuicio de mantener a disposición de los interesados los respectivos antecedentes cuando ello proceda. Es menester precisar que como lo señalara esta Entidad de Control en los dictámenes N°s. 145, de 1995 y 26.597, de 2004, entre

268 Al respecto, considerar asimismo la Instrucción General N°6 del Consejo para la

Transparencia, sobre gratuidad y costos directos de reproducción de la información solicitada en ejercicio del derecho de acceso a la información de los órganos de la Administración del Estado.

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otros, el cobro previsto en el citado artículo único procede exclusivamente cuando los interesados solicitan en forma voluntaria los documentos respectivos, pero no si la entrega de ellos debe efectuarla la entidad pública de que se trate en cumplimiento de las funciones que le competen…(Aplica dictámenes 23612/99, 27953/2006, 145/95, 41681/2002, 26597/2004, 12724/92)‖.

De manera más clara, en su dictamen N° 47.911, de 2007, la CGR se abstuvo de tomar razón del Decreto Nº730, de 2007, del Ministerio de Hacienda, que determinaba el carácter de ingresos propios de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles a los que obtuviera por la emisión o el registro de ciertos documentos, por no ajustarse a derecho. Al respecto, el ente contralor sostuvo que ―(…) cabe hacer presente que la ley N° 19.880, que establece las bases de los procedimientos administrativos que rigen los actos de los órganos de la Administración del Estado, en su artículo 6° consagra el principio de gratuidad, disponiendo que en el procedimiento administrativo, las actuaciones que deban practicar los antedichos órganos, serán gratuitas para los interesados, salvo disposición legal en contrario. Dicha norma es, por cierto, plenamente aplicable a la Superintendencia citada, por cuanto el artículo 1° de la ley N° 18.410 la creó como un servicio público funcionalmente descentralizado, y, por ende, es de los órganos que quedan comprendidos dentro del ámbito de aplicación de la ley N° 19.880 aludida, de acuerdo con su artículo 2°.En este orden de ideas, cabe advertir que en el acto administrativo en examen se citan especialmente como normas fundantes de su emisión, los artículos 7°, letras a), c) y e), y 14, letra c), de la ley N° 18.410, Orgánica de la Superintendencia mencionada, el artículo único del decreto ley N° 2.136, de 1978, cuyo texto fue sustituido por el artículo 83 de la ley N° 18.768, y el artículo 16 del decreto ley N° 3.001, de 1979. No obstante lo anterior ninguna de esas disposiciones legales autoriza, a juicio de esta Contraloría General, a la mencionada Superintendencia para cobrar por las actuaciones que se contemplan en el decreto, y que se refieren a funciones propias de ese organismo. Con respecto a los mencionados preceptos de la ley N° 18.410, corresponde indicar que ellos se refieren, por una parte, a las atribuciones del Superintendente, dentro de las cuales no se contempla la de cobrar tarifas por las actuaciones consignadas en el acto administrativo que se devuelve, y, por la otra, a los bienes que forman el patrimonio de esa Entidad, entre los que se mencionan las tarifas, derechos, intereses y otros ingresos propios que perciba en el ejercicio de sus funciones. Sin embargo, en este último aspecto, se debe precisar que el presupuesto de dicha norma es que los recursos aludidos, que constituyen el patrimonio de esa Entidad, son aquellos respecto de los cuales existe una ley que expresamente ampare su cobro, lo que, como se ha indicado, no ocurre en la presente situación. A su turno, y con relación al artículo único del decreto ley N° 2.136, de 1978, sustituido por el artículo 83 de la ley N° 18.768, corresponde indicar que aquella disposición facultó, en lo que interesa, a los servicios de la administración descentralizada del Estado para cobrar el valor de costo de los documentos o copias de éstos que proporcionen a los particulares para la celebración de contratos, llamados a licitación o por otra causa, y cuya dación gratuita no esté dispuesta por ley, sin perjuicio de mantener a disposición de los interesados los respectivos antecedentes cuando ello proceda, y para cobrar por la producción de fonogramas, videogramas e información soportadas en medios magnéticos, sus copias o traspasos de contenido. En este

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contexto, corresponde también objetar su invocación como fuente del decreto en estudio, por cuanto en el presente documento se establecen cobros por actuaciones de esa Superintendencia que por imperativo legal corresponden al desempeño de funciones que dicho órgano debe obligatoriamente realizar. Precisamente la jurisprudencia de esta Contraloría General, contenida entre otros en los oficios N°s. 4.282, de 1983, y 32.271, de 2004, ha concluido que el cobro previsto en el citado artículo único del decreto ley N° 2.136 procede únicamente cuando los interesados solicitan en forma voluntaria los documentos respectivos, pero no si la entrega de ellos debe efectuarla la entidad pública de que se trate en cumplimiento de las potestades que le competen, como las contenidas en el decreto N° 730.Así, por ejemplo, la comunicación de puesta en servicio del cerco eléctrico, dice relación con la facultad prevista en el N° 8 del artículo 3° de la ley N° 18.410. Lo mismo sucede con la autorización para operar como Organismo de Certificación, Técnico de Inspección o Laboratorio de Ensayo, referidos en los N°s. 14 y 26 de ese artículo, el otorgamiento de licencias de instaladores de Gas y electricidad, contemplado en el N° 15 de ese precepto legal, y la declaración de combustibles líquidos, prevista en el N° 28 de igual norma. En seguida, en lo que dice relación a la cita que se efectúa al artículo 16 del decreto ley N° 3.001, de 1979, es dable advertir que ese precepto dispone que por decreto supremo, dictado por intermedio del Ministerio de Hacienda, se podrá determinar el carácter de ingresos propios a los que, sin ser tributarios, generen los Servicios de la Administración Central del Estado y las entidades a las que se refieren los artículos 2° y 19 del decreto ley N° 3.551, de 1980, dentro de los cuales no está incluida la Superintendencia de que se trata, por lo que, no formando ésta parte de la Administración Central del Estado, ni encontrándose entre los órganos mencionados en el aludido artículo, dicha Secretaría de Estado carece de competencia para otorgarle el carácter de ingresos propios a los que genere esa Superintendencia, criterio que guarda armonía con lo sustentado por la jurisprudencia administrativa contenida en el dictamen N° 21.849, de 1985, de esta Entidad Fiscalizadora‖.

Como se indicó, el principio de gratuidad afecta a la Administración del Estado269. Ello es importante ya que, por tanto, el principio no se extiende a otras actuaciones efectuadas por los particulares. De ahí que el mismo no afectará las actividades de comercialización que pueda realizar quien se encuentra autorizado a comercializar la información técnica obtenida en las actividades de evaluación.

§7. CONFIDENCIALIDAD

Como hemos expuesto, las cláusulas de confidencialidad son de extendido uso en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, atendidos los grandes costos inherentes a la obtención de la información técnica, la que constituye el elemento esencial a efectos de llevar a cabo las decisiones de inversión por parte de

269 La cual, de acuerdo con el artículo 1º de la LBGAE, se integra por ―(…) los Ministerios, las

Intendencias, las Gobernaciones y los órganos y servicios públicos creados para el cumplimiento de la función administrativa, incluidos la Contraloría General de la República, el Banco Central, las Fuerzas Armadas y las Fuerzas de Orden y Seguridad Pública, los Gobiernos Regionales, las Municipalidades y las empresas públicas creadas por ley‖.

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la empresa de exploración. De ahí que la existencia de estas cláusulas constituya un elemento esencial para la materialización de las inversiones en materia no sólo petrolera, sino que asimismo minera270.

I. CARÁCTER PÚBLICO DE LA INFORMACIÓN EN PODER DEL ESTADO

Es relevante abordar el status de la información técnica que se encuentre en poder del Estado en virtud de la ejecución de trabajos de investigación, atendido que puede existir una obligación de que el Estado entregue la misma a quien la solicite, por considerarla como información pública de acuerdo con el artículo 8º de la CPR, y en conformidad con la Ley N° 20.285 de 2008,Ley de Transparencia de la Función Pública y de Acceso a la Información de la Administración del Estado, en adelante, Ley de Transparencia.

El Consejo para la Transparencia ha tenido la ocasión de pronunciarse al respecto en su Decisión Amparo ROL C997-11, de 4 de agosto de 2011.En ésta, el Consejo optó por calificar expresamente a la información técnica en poder del Ministerio de Energía, como información pública, sometiéndola al régimen de publicidad y transparencia contenido en la ley de transparencia. Al respecto, el Consejo sostuvo: ―13) Que, del marco normativo citado precedentemente se desprende que la información sobre que versa la reclamación ha debido ser remitida por la empresa Geopark Fell SpA al Estado de Chile, cuya representación en la celebración y ejecución del CEOP corresponde al Ministerio de Minería en función de lo dispuesto en el ya citado artículo 5°, letra i), del D.F.L N° 302 del Ministerio de Hacienda. Sin embargo, conforme a la misma disposición reglamentaria dicha Secretaría de Estado puede ejercer, directamente o por intermedio de un organismo o empresa del Estado, funciones y derechos que el decreto supremo y el correspondiente contrato especial de operación antes mencionado establezcan. En consecuencia, habiéndose formulado la solicitud de información ante el Ministerio de Energía sin que éste haya controvertido la circunstancia que dicha información reclamada obre en su poder y, en cambio, haya dado aplicación al procedimiento de oposición del artículo 20 de la Ley de Transparencia, es dable presumir que la administración del CEOP y, consecuentemente, la administración de los flujos de información relativos al mismo corresponden en conjunto a ambos Ministerios como administradores del CEOP encargados de representar de los intereses del Estado.14) Que, en consecuencia, la información objeto de la reclamación ha de presumirse pública —en principio— al tenor de lo dispuesto en el artículo 5° y 10 de la Ley de Transparencia, en relación con el principio de relevancia consagrado en el artículo 11 literal a), del mismo texto legal‖.

II. APLICABILIDAD DE LAS CLÁUSULAS DE CONFIDENCIALIDAD

270A este respecto, es posible consultar, entre otros, HARDWICKE-BROWN (1997)passim;

ONORATO y PARK (2001) passim. Asimismo, vid. el Oficio IAGC 04, de 2005, de la Sección Brasil de la INTERNATIONAL ASSOCIATION OF GEOPHYSICAL CONTRACTORS, dirigido al Director Técnico de la Agencia Nacional do Petróleo, Gas Natural e Biocombustibles.

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Pese a la calificación de ―pública‖ de la información, el Consejo valoró el régimen especial de confidencialidad dispuesto en el CEOP, como un régimen especial, oponible al principio constitucional de publicidad. Al respecto, sostuvo el Consejo que ―Atendidas las particularidades del CEOP este Consejo estima que, en este caso, la cláusula de confidencialidad constituye una especial forma de resguardar las funciones del Estado de Chile relativas a la exploración, la explotación o el beneficio de los yacimientos que contienen hidrocarburos líquidos, sustancias que tienen un tratamiento especial en la Constitución Política de la República, como ya se ha señalado en atención a su relevancia estratégica. En efecto, dicha cláusula se ha incorporado en virtud de la atribución competencial que la Carta Fundamental atribuye al Presidente de la República a efectos de establecer las condiciones generales y requisitos de los contratos de operación para la exploración y explotación de hidrocarburos, y parece lógico entender que constituye un factor que contribuye a consolidar el régimen especial de los CEOP. Siendo así, se estima que divulgar la información reclamada ––que se encuentra precisamente cubierta por la cláusula de confidencialidad–– vulneraría una obligación que integra un estatuto definido por el Jefe de Estado en virtud de la Constitución, desincentivando la suscripción de estos contratos y arriesgando la responsabilidad civil del Estado, lo que afectaría de manera cierta, probable y específica el interés nacional en lo referido a los intereses económicos o comerciales del país, configurándose la hipótesis prevista en el artículo 21 N° 4 de la Ley de Transparencia. […] Que, por lo mismo que se ha señalado, el régimen de confidencialidad que contempla este CEOP constituye un estatuto especial que protege la actividad del tercero que contrata con el Estado, en este caso, la actividad comercial que ejecuta la empresa Geopark Fell SpA. Por ello, divulgar la información reclamada implicaría quebrantar este régimen de protección afectando sus derechos de naturaleza económica o comercial de un modo cierto, probable y específico, en los términos exigidos por el art. 21 N° 2 de la Ley de Transparencia‖.

En virtud de lo expuesto, entendemos que tanto el régimen de las concesiones administrativas como de los CEOP permiten salvaguardar en forma adecuada la confidencialidad de la información que se entregue al Estado por quienes efectúen actividades de investigación.

Sin embargo, estimamos que los convenios de servicios sólo podrán amparar la confidencialidad en los términos propios del ordenamiento jurídico general, de forma que recibirá plena aplicación el principio de transparencia y operará en forma plena el procedimiento de transparencia contemplado en la Ley de Transparencia. Ello puede determinar el deber final de cargo del Estado de entregar la información requerida por un administrado, por considerarse la misma como ―información pública‖, salvo un criterio diverso por parte del Consejo para la Transparencia271.

271Como antecedente cabe referirse al fallo C-1386-12, de fecha 28 de diciembre de 2012, del

Consejo para la Transparencia. La situación de hecho consistió en un amparo deducido en contra del Ministerio de Salud, fundado en la respuesta negativa que el órgano otorgó a su solicitud sobre: a) Copia del estudio realizado por la empresa Ferrada & Nehme ―sobre el impacto que la Ley Nº 19.300, modificada por Ley Nº 20.417, que crea la Superintendencia de Medio Ambiente y los Tribunales Ambientales entre otros, ha tenido en las atribuciones y funciones del Sector Salud contenidas en el DFL Nº 1 de 2005, el Código Sanitario y sus Reglamentos‖; b) Información relativa a las atribuciones y funciones del sector Salud, que efectivamente fueron traspasadas al

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§8. CAUSALES DE REVOCACIÓN DEL TÍTULO

Estimamos que en materia de causales de revocación del título habrá que estar a lo que dispongan los propios títulos, en base a los mismos fundamentos expuestos al tratar de la renuncia.

§9. MULTAS Y SANCIONES

Tratándose de las concesiones administrativas y de los CEOP, creemos que los mismos pueden contener multas y sanciones en los propios títulos, atendidas las amplias facultades entregadas al Presidente de la República por el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR.

Por su parte, tratándose de los convenios de servicios, la propia Ley Nº19.886 asume la posibilidad de disponer multas y sanciones en los respectivos contratos administrativos. Al respecto, el artículo 11 de la Ley Nº19.886 establece que ―Las garantías que se estimen necesarias para asegurar la seriedad de las ofertas, el cumplimiento de las obligaciones laborales y sociales de los trabajadores y el fiel y oportuno cumplimiento del contrato definitivo, deberán ser fijadas en un monto tal que sin desmedrar su finalidad no desincentiven la participación de oferentes al llamado de licitación o propuesta. Con cargo a estas cauciones podrán hacerse efectivas las multas y demás sanciones que afecten a los contratistas‖. Desarrollando esta disposición, en artículo 22 del Reglamento de la LCC dispone que ―En la garantía de fiel cumplimiento se podrán hacer efectivas las eventuales multas y sanciones. Al fijarse el monto de la misma, se tendrá presente que éste no desincentive la participación de oferentes‖.

Ministerio del Medio Ambiente, sus servicios y secretarías, como consecuencia de la entrada en vigencia de la Ley Nº 20.417; y, c) Copia de aquellas resoluciones, oficios, actos administrativos, documentos y normas en general, que den cuenta del alcance de aquel cambio, así como las fechas desde las cuales el sector Salud hubiese dejado de ejercer determinadas funciones en consideración a la entrada en vigencia de la Ley Nº 20.417. Al resolver, el Consejo sostuvo que ―(…) en cuanto a la alegación de la reclamada respecto de la naturaleza privada del informe materia del presente amparo, por el hecho de existir una cláusula de confidencialidad que impide al estudio Ferrada & Nehme, divulgar y hacer uso comercial y académico de éste; esta ha de ser desestimada, toda vez que dicha cláusula solo dice relación con una restricción en su uso para la autora de dicho informe, pero en ningún caso representa una restricción de carácter general que haga imposible tener acceso a información que es de propiedad del Ministerio de Salud. Es más, se trata de un informe cuya elaboración fue encomendada por un órgano público, a través de una licitación pública y pagado con fondos igualmente públicos. Con todo, de conformidad a lo preceptuado en los artículos 5° y 10 de la Ley de Transparencia, la información requerida es de naturaleza pública, salvo la concurrencia de alguna causal de secreto o reserva, cuya concurrencia se analizará a continuación‖. En definitiva, el Consejo acogió el amparo y conjuntamente con ello ordenó la entrega del estudio sobre el impacto que la Ley N° 19.300 modificada por la Ley N° 20.417 ha tenido en las atribuciones y funciones del Sector Salud, contenidas en el D.F.L. N° 1 de 2005, el Código Sanitario y sus Reglamentos.

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§10. OTROS ASPECTOS RELEVANTES

Finalmente, en el análisis comparativo de los títulos jurídicos habilitantes, estimamos que existen algunos otros aspectos que no se vinculan directamente con la posibilidad de incluir un determinado clausulado en los títulos de que se trate, sino que más bien con el régimen jurídico aplicable a los mismos. De dicho régimen se desprenden diferencias que se consideran relevantes a fin de decidir sobre el título que ofrece mayores beneficios para la realización de estudios de evaluación técnica.

I. RÉGIMEN DE OCUPACIÓN PREDIAL

En materia de ocupación predial, vale decir, la posibilidad de usar u ocupar un predio superficial ajeno para la realización de las labores de exploración de hidrocarburos, existe una diferencia fundamental entre concesiones administrativas, CEOP y convenios de servicios.

La diferencia estriba en que sólo el régimen jurídico de los CEOP contiene una regulación sobre la materia. En efecto, el artículo 11 del DFL Nº2, de 1986, en términos casi idénticos a la normativa orgánica de ENAP, establece la aplicabilidad a los CEOP de las servidumbres legales contempladas en el CM (artículos 120 y siguientes). En virtud de dicho mandato legal, los contratistas especiales pueden imponer forzosamente sobre los predios superficiales, vale decir, por medio de los Tribunales de Justicia, los siguientes gravámenes (i.e.servidumbres) para realizar las labores de exploración hidrocarburífera: 1° El de ser ocupados, en toda la extensión necesaria, por canchas y depósitos de minerales, desmontes, relaves y escorias; por plantas de extracción y de beneficio de minerales; por sistemas de comunicación, y por canales, tranques, cañerías, habitaciones, construcciones y demás obras complementarias; 2° Los establecidos en beneficio de las empresas concesionarias de servicios eléctricos, de acuerdo con la legislación respectiva, y 3° El de tránsito y el de ser ocupados por caminos, ferrocarriles, aeródromos, cañerías, túneles, planos inclinados, andariveles, cintas transportadoras y todo otro sistema que sirva para unir la concesión con caminos públicos, establecimientos de beneficio, estaciones de ferrocarril, puertos, aeródromos y centros de consumo. Esta posibilidad es la que, en definitiva, permite hacer operativa las actividades de exploración o explotación hidrocarburífera, en tanto que permite, en caso de no contar con autorización del dueño del predio superficial respectivo, obtener una declaración judicial que obligue a dicho dueño a soportar el gravamen en que consiste la servidumbre respectiva.

En virtud de lo señalado es que en un principio, debido a que sólo los CEOP establecen la posibilidad de imponer servidumbres forzosas, sólo estos títulos permiten en cualquier caso la realización de estudios de evaluación técnica.

Junto a ello, debe tenerse en consideración que los titulares de concesiones administrativas y de convenios de servicios tampoco podrían suscribir acuerdos de servidumbres voluntarias, ya que en la especie no concurren los elementos que el artículo 820 del CC establece como determinantes de una servidumbre, esto es, la existencia de un predio dominante y un predio sirviente, pudiendo sólo acudirse a

222

figuras de naturaleza personal, tales como las autorizaciones particulares (autorización de acceso), en virtud de las cuales, el titular del predio superficial faculta al concesionario o al titular del convenio de servicios para acceder a su predio. Sin embargo, tales autorizaciones dependerían plenamente de la voluntad del titular del predio superficial, no existiendo medidas legales para poder obtener una imposición forzosa de una servidumbre.

Si se tratare de predios superficiales de titularidad fiscal (i.e., bienes fiscales)272, sería posible acudir a la figura de las concesiones administrativas, previa negociación por parte del Ministerio de Energía de la posibilidad de que el Ministerio de Bienes Nacionales pueda otorgar algún tipo de autorización al titular de la concesión o entregar en concesión o arriendo el predio de que se trate. Al respecto habrá que estar a lo dispuesto en el artículo 19 del DL Nº1.939, de 1977, sobre Normas sobre Adquisición, Administración y Disposición de Bienes del Estado, en cuanto establece que ―Los bienes raíces del Estado no podrán ser ocupados si no mediare una autorización, concesión o contrato originado en conformidad a esta ley o de otras disposiciones legales especiales‖.

II. RÉGIMEN DE INVARIABILIDAD TRIBUTARIA Y OTROS BENEFICIOS

En lo que interesa a este estudio, debemos destacar que de acuerdo con el artículo 5° del DFL Nº2, de 1986, el Contratista estará afecto a un impuesto calculado directamente sobre el monto de la retribución que reciba, equivalente a un 50% de aquella; o bien, podrá serle aplicable el régimen tributario de la Ley sobre Impuesto a la Renta, según lo determine el Presidente de la República. Acorde con esta norma legal, cualquiera que sea el sistema fijado en conformidad a este artículo, éste substituirá a todo otro impuesto directo o indirecto que pudiere gravar la retribución o al Contratista en razón de la misma, y será invariable por el plazo que se otorgue. El mismo precepto establece que el contratista gozará del mismo tratamiento tributario aplicable a los exportadores en el decreto ley N° 825, de 1974, respecto de la recuperación del Impuesto al Valor Agregado, aún cuando no exporte o no efectúe operaciones afectas a este tributo. Junto a ello, el artículo 10º del mismo cuerpo establece que las maquinarias, los aparatos, instalaciones, equipos, herramientas y sus partes o piezas destinados a la exploración de hidrocarburos ingresarán al país bajo el régimen de admisión temporal, establecido en la Ordenanza de Aduanas, sin aplicación de ningún derecho, impuesto, tasa o gravamen por un plazo de hasta cinco años, prorrogable anualmente por el Director Nacional de Aduanas de acuerdo con las necesidades y características del respectivo contrato. En general, respecto de estos beneficios (y los demás previstos en el DFL, que no se citan en este momento, por no parecer aplicables a los estudios de evaluación técnica), el artículo 12 del DFL Nº2, de 1986, establece que ―El régimen, beneficios, franquicias y exenciones, establecidos en cualquiera de los artículos de este decreto ley, de los cuales deberá dejarse constancia en el contrato especial de operación, permanecerán invariables durante la vigencia del mismo‖.

272 Vid. el artículo 589, inciso 3º, del CC, el cual establece que ―Los bienes nacionales cuyo uso

no pertenece generalmente a los habitantes, se llaman bienes del Estado o bienes fiscales‖.

223

Este régimen de invariabilidad representa una importante diferencia con el régimen general de las concesiones administrativas y los convenios de servicios, los cuales no gozan de un régimen similar.

Si bien en los trabajos de evaluación técnica, que son de corta duración, el señalado no parece ser un elemento crucial a la hora de decidir sobre la posibilidad de realizar tales trabajos, lo cierto es que se trata de un elemento que podría llegar a tenerse en cuenta a la hora de optar por uno u otro título.

III. RÉGIMEN DE RETRIBUCIÓN

A la hora de determinar la operatividad de los CEOP para la realización de actividades de evaluación técnica, es menester abordar un aspecto relacionado con el régimen de retribución, a fin de verificar si el CEOP permite o no la realización de tales actividades.

De acuerdo con el DFL Nº2, de 1986, la retribución se define como ―Los pagos, ya sea en moneda nacional o extranjera, y los hidrocarburos, que el contratista reciba con motivo de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que realice en las condiciones que se estipulen en el contrato especial de operación‖. Debido a que en los estudios de evaluación técnica no existe (porque no es posible) una retribución pagadera en especie, la única retribución posible en un CEOP que tuviera por objeto tales actividades, al menos de acuerdo con el texto de la ley, es la retribución en moneda nacional o extranjera.

Sin embargo, según ha señalado el Ministerio de Energía, dicha Secretaría de Estado no estaría en condiciones de pagar una suma de dinero a un contratista para que el mismo ejecutara los estudios de evaluación técnica. Cabe en tal caso plantearse si es posible la existencia de un CEOP sin retribución (al menos, como ésta se define en el DFL Nº2, de 1986) en la medida que se disponga algún otro tipo de contraprestación.

Aún cuando pensamos que el régimen de la retribución debería encontrarse sometido a la reserva administrativa que en materia de derechos y obligaciones de los contratistas especiales contempla el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR273 (es decir, se trata de una materia reservada a la autoridad administrativa y no al

273 A este respecto, la CGR ha destacado en su dictamen Nº 33.716, de fecha 02 de noviembre

de 1982, la atribución competencial que el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR significa a favor del Presidente de la República, indicando que ―(…) la norma constitucional antes reseñada presenta la particularidad de regular directamente una atribución de la autoridad administrativa en relación con el régimen jurídico especial de los hidrocarburos instituido en la propia Carta Fundamental, radicando en forma privativa en el Jefe de Estado la facultad de fijar los requisitos y condiciones de los contratos de operación petrolera que suscriba el Estado, con el agregado de que el mismo precepto se encarga de establecer que tal potestad debe ser ejercida por decreto supremo en cada caso‖, de lo que se desprende que ―En estas condiciones, es pertinente señalar que no es procedente que el legislador pueda regular esta materia, contraviniendo esta facultad específica del Presidente de la República‖. De lo señalado se desprende, por tanto, que el establecimiento de los derechos y obligaciones de los contratistas especiales de operación, compete al Presidente de la República, el que en el marco de sus atribuciones otorgadas directamente por la CPR (artículo 19 Nº 24 inciso 10º), puede fijar las que estime convenientes para el adecuado aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos nacionales.

224

legislador), el criterio de la CGR en esta materia es diverso. En efecto, de acuerdo con el dictamen Nº 2.952, del año 1984, lo relativo a la retribución es una de las materias que no había sido objeto de derogación con la entrada en vigor de la CPR. Ello implica, por tanto, y según el parecer del máximo órgano de control, que lo relativo a la retribución se encuentra excluido del ámbito de reserva administrativa consagrado por el inciso 10º del artículo 19 Nº24 de la CPR. En virtud de ello, estaría vedado al Presidente de la República: (i) autorizar la suscripción de un CEOP, sin retribución, ya que la misma debe necesariamente preverse en el contrato, según se desprende del DFL Nº2, de 1986; y (ii) autorizar la suscripción de un CEOP con una retribución diversa a las contempladas en el DFL Nº2, de 1986, ya que el margen de acción del Presidente de la República debe entenderse acotado (según el criterio Contralor) por lo dispuesto en dicha ley.

IV. EXIGENCIAS REGULATORIAS

Finalmente, al analizar los 3 títulos jurídicos habilitantes posibles, es dable constatar que ellos poseen exigencias administrativas diversas que pueden ser relevantes a la hora de optar por uno de los referidos títulos, a saber:

(i) los CEOP requiere la dictación de un decreto supremo previo, en cada caso, en el que se fije los requisitos y condiciones del contrato posterior; y la posterior dictación de una Resolución aprobatoria del contrato, actos los cuales, ambos, deben ir a toma de razón;

(ii) las concesiones administrativas, de acuerdo a nuestra interpretación, no requieren la dictación de un decreto de requisitos y condiciones, sino que basta un único acto administrativo, que será la concesión propiamente tal, el cual, por tratarse de un acto que debe ser suscrito por el Presidente de la República, está sometido a toma de razón. Aún cuando la CGR tiene una interpretación diversa (vid. los dictámenes Nº 26.650, de 1983 y Nº 2.952, de 1984, citados previamente al tratar de las concesiones administrativas, que entienden que las concesiones administrativas requieren de un DS de requisitos y condiciones), existe un antecedente a favor de la interpretación aquí sostenida: el decreto de concesión de Isla Mocha; y,

(iii) los contratos de servicios, los cuales, en principio, deben someterse a toda la regulación de la Ley Nº19.886, sobre Compras Públicas, por ser incardinables en la definición de contratos de servicios, siendo difícil justificar la no aplicación de dicha regulación. Ello determina, en lo que interesa a este estudio, la necesidad de licitación pública como procedimiento concursal general para la suscripción de contratos administrativos, y la necesidad de que el proceso licitatorio se efectúe por medio del sistema de información de compras, con las exigencias que ello implica para los proveedores, los cuales, en estas materias, se presumen básicamente extranjeros (inscripción en Chile proveedores). El procedimiento de inscripción implica esencialmente un Registro Básico, que permite realizar el registro inicial, que dejará a la persona habilitada para ingresar y operaren la plataforma de licitaciones de ChileCompra, www.mercadopublico.cl; un Registro Avanzado, que permite continuar y seleccionar los servicios que entrega ChileProveedores y que facilitan su participación en el sistema de Compras Públicas tales como certificación de habilidades, acreditación de documentos y directorio empresarial entre otros; y la

225

Contratación, que permite pagar los servicios de valor agregado seleccionados y por consiguiente quedar registrado oficialmente en ChileProveedores. Sólo al completar el último paso (Contratación y pago del servicio) al proveedor quedará registrado en ChileProveedores con sus respectivos servicios274.

§11. CONCLUSIONES: ELECCIÓN DE LA FIGURA MÁS ADECUADA

I. CUADRO SINÓPTICO

A fin de determinar la figura que aparece como la más óptima para la ejecución de las labores de evaluación técnica de hidrocarburos, se ofrece un cuadro comparativo entre las 3 figuras analizadas, comparando los diversos aspectos abordados hasta este punto.

A tal efecto, en cada ítem que se identifica se ha asignado a cada título habilitante una calificación que va entre 1 y 3, siendo 3 la más alta, correspondiente al título que presenta mejores características respecto de los otros, calificación la cual podrá ser compartida por 2 títulos. En caso que los títulos sean valorados de igual forma, los mismos han recibido una calificación 1.

MATERIA CEOP CONCESIÓN

ADMINISTRATIVA CONVENIO DE

SERVICIO

Identificación del área 3 1 1

Preeminencia sobre actividades preexistentes

de ENAP 1 1 1

Conflicto con otros títulos

3 3 1

Posibilidad de considerar la evaluación técnica

como exploración 1 1 1

Plan de trabajo y medidas de seguimiento

1 1 1

Vigencia del título 1 1 1

Exclusividad del título 1 1 1

Pago de suma alzada 1 3 1

274Al respecto, vid. el Manual de Inscripción en Chile Proveedores, disponible en

<http://www.chileproveedores.cl/chprovdnn/Portals/0/Documentos/Guias%20y%20Ayudas/ManualdeInscripci%C3%B3n_ChileProveedores_sin%20registro%20_previo%20_en%20_MercadoPublico.pdf>

http://www.chileproveedores.cl/chprovdnn/Portals/0/Documentos/Guias%20y%20Ayudas/ManualdeInscripci%C3%B3n_ChileProveedores_sin%20registro%20_previo%20_en%20_MercadoPublico.pdf



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Derecho a la venta de la información

1 1 1

Compromiso de una licitación posterior

1 3 1

Derecho a un título posterior de

aprovechamiento 1 3 1

Fuerza mayor 1 1 1

Posibilidad de renuncia 1 1 1

Entrega de cauciones 1 1 1

Deber de entrega de la información técnica

1 1 1

Deber de comercialización

1 1 1

Deber de pagar un fee 1 1 1

Inclusión de cláusulas de confidencialidad

3 3 1

Causales de revocación 1 1 1

Multas y sanciones 1 1 1

Posibilidad de constitución de servidumbres

3 1 1

Invariabilidad tributaria 3 1 1

Régimen de retribución 1 3 1

Exigencias regulatorias 1 3 1

TOTAL 34 38 24

II. ELECCIÓN DE LA FIGURA MÁS ADECUADA

En virtud de lo desarrollado hasta este punto, y de acuerdo con lo acordado con la contraparte técnica, informado por medio de correo electrónico de fecha 12 de septiembre de 2013, enviado por el Sr. Francisco Peralta al Jefe del Proyecto, Sr. Marcelo Mardones Osorio, se ha estimado que la figura que de mejor manera sirve a los actuales propósitos del Ministerio de Energía, es la concesión administrativa.

En consecuencia, los desarrollos posteriores se realizarán teniendo dicha figura como la figura elegida por la autoridad.

227

CAPÍTULO VII

CONTENIDO, CONDICIONES Y REQUISITOS DE LA

FIGURA SELECCIONADA

(ART. 3.2. LETRA B)DE LAS BASES TÉCNICAS)

228

En el presente apartado se identificará el contenido, las condiciones y requisitos generales de la figura seleccionada en el Capítulo precedente, esto es, la concesión administrativa, para proceder a su desarrollo en los Capítulos posteriores, culminando con la propuesta de un texto articulado de Decreto de Concesión Administrativa.

§I. ELEMENTOS GENERALES DE LA CONCESIÓN EN TANTO QUE ACTO ADMINISTRATIVO

Como se analizó en su oportunidad, la concesión administrativa es, desde la perspectiva de su naturaleza jurídica, un acto administrativo. De allí que su contenido básico es el propio de éstos, al cual ya nos hemos referido latamente en otro apartado de este estudio, y el cual puede sintetizarse en elementos formales del acto administrativo, en los cuales se comprende tanto lo relativo al procedimiento administrativo como al método de exteriorización del acto administrativo; los elementos subjetivos del acto administrativo, en los que se consideran al órgano, la investidura y la competencia; y los elementos objetivos del acto administrativo, que incluyen el presupuesto de hecho, la causa, el fin, el contenido y el objeto.

De esta forma, el acto concesional de evaluación técnica habrá de contener todos los elementos referidos. Así, en cuanto a los elementos formales, la concesión surgirá como consecuencia de un procedimiento administrativo y se plasmará documentalmente por medio de la emisión de un acto administrativo cuya forma será la de un Decreto Supremo. Tratándose de los elementos subjetivos, el órgano será esencialmente el Ministerio de Energía, concurriendo con su firma tanto el Presidente de la República como el Ministro de Energía, los cuales deberán encontrarse debidamente envestidos en sus cargos y actuando en el margen de sus competencias. Y finalmente, en cuanto a los elementos objetivos, el presupuesto de hecho viene constituido por la ejecución de labores de evaluación técnica, que constituyen actividades de exploración de sustancias no concesibles de acuerdo con el artículo 19 Nº24 de la CPR; la causa viene constituida por la necesidad de que las indicadas labores se efectúen sólo por el Estado, por medio de concesiones administrativas en caso que desee contar con la colaboración de los particulares, entre otros títulos habilitantes; el fines la necesidad de interés público que justifica el otorgamiento de la concesión, representada por el interés del Estado en incrementar el conocimiento geológico a fin de facilitar la satisfacción de la demanda interna de hidrocarburos por medio del aprovechamiento de reservas nacionales; en cuanto al objeto, el mismo es el dominio público minero, entendiendo por tal las minas de hidrocarburos líquidos y gaseosos, en tanto que sustancias no concesibles. Finalmente, el contenido del acto será desarrollado en el punto siguiente.

229

§2. ELEMENTOS ESPECÍFICOS DE LA CONCESIÓN DE EVALUACIÓN TÉCNICA

I. ELEMENTOS FORMALES

El acto administrativo concesional, en tanto que acto administrativo, deberá plasmarse en un acto administrativo, el cual deberá contener una parte de antecedentes normativos fundantes del acto (vistos), fundamentos de hecho y de derecho (considerandos) y su parte resolutiva (contenido específico).

II. CONTENIDO ESPECÍFICO

De acuerdo con los desarrollos efectuados y las justificaciones vertidas en los respectivos apartados precedentes, estimamos que la concesión administrativa deberá poseer el siguiente contenido específico.

i) La referencia al otorgamiento de la concesión administrativa, identificando al beneficiario de la misma (el concesionario).

ii) Un artículo de definiciones, incluyendo las relativas a los términos ―Año Concesional‖, ―Área de Concesión‖, ―Concesión‖, ―Concesionario‖, ―Fecha de Vigencia‖, ―Descubrimiento de Hidrocarburos‖, ―Fuerza Mayor‖, ―Hidrocarburos‖, ―Información Técnica‖, ―Manual de Información Petrolera‖, ―Notificación de Incumplimiento‖, ―Operaciones de Evaluación Técnica‖, ―Partes‖, ―Pozo Estratigráfico‖, ―Programa de Trabajo‖, ―Sistema de Gestión de la Información Petrolera‖ y ―Trabajos Mínimos‖.

iii) La identificación del área de concesión, por medio de la identificación de las coordenadas UTM de sus vértices referidas al Datum PSAD 56, Elipsoide Internacional de Referencia 1924, salvo cuando se encuentre ubicado al sur de los 43 30. de latitud sur, caso en el cual se entenderá que ellas están referidas al Datum SAD 69, Elipsoide Sudamericano de Referencia 1969.

iv) La duración de la concesión, teniendo en consideración que la misma puede ir entre 2 y 4 años, según las experiencias comparadas, permitiéndose la posibilidad de prórrogas.

v) La identificación del objeto de la concesión.

vi) La identificación de los trabajos que se consideran como mínimos, teniendo en consideración lo indicado en los puntos anteriores, es decir, actividades de geofísica, geoquímica, geología, cartografía, fotogeología, reevaluación geológica-geofísica de la información existente, actividades de prospección superficial, ejecución de actividades de sísmica y su procesamiento y reprocesamiento, y, la realización de perforaciones, las que pueden ir desde perforaciones con taladro o equipo asimilable, hasta la realización de pozos de investigación estratigráfica, trabajos los cuales deben evaluarse económicamente a fin de permitir presentar una caución que asegure su cumplimiento. Estimamos adecuado incluir la entrega de Información Técnica como parte de los trabajos mínimos. Los trabajos mínimos deberán vincularse a uno o varios programas de trabajo semestrales que el

230

concesionario deberá presentar, para el desarrollo de las actividades de evaluación técnica.

vii) El deber de presentar programas de trabajos anuales, así como la posibilidad de presentar programas de trabajo adicionales. Es relevante contemplar un período dentro del cual deberá iniciarse los trabajos del programa, en el cual pueda contemplarse la posibilidad de negociarse servidumbres prediales u otras autorizaciones prediales que sean necesarias para realizar los trabajos.

viii)El deber de presentar garantías que caucionen el cumplimiento de los trabajos mínimos comprometidos, así como el abandono de las instalaciones en los casos en los que se perforen pozos estratigráficos. Se asume que sólo en estos casos existe la necesidad real de caucionar el abandono, atendida la naturaleza de las obras propias de la perforación de un pozo275.

ix) Derechos del concesionario, reconociéndole entre otros, el derecho a ejecutar en forma exclusiva todas las actividades y obras que conforman las operaciones de evaluación técnica que sean necesarias para la íntegra ejecución de los Trabajos Mínimos; derecho a solicitar la prórroga del plazo de concesión por escrito y fundadamente; derecho a que el Estado le otorgue las servidumbres sobre terrenos de su propiedad, así como los demás permisos o licencias que sean necesarios para efectuar las operaciones de evaluación técnica, en las condiciones establecidas en la legislación general y reglamentos pertinentes; derecho a que, en caso de efectuarse un Descubrimiento de Hidrocarburos con ocasión de las Operaciones de Evaluación Técnica, el Estado le otorgue un Contrato Especial de Operación, de acuerdo con los Requisitos y Condiciones que al efecto fije el Presidente de la República, en conformidad con lo establecido en el inciso décimo del artículo 19 Nº24 de la Constitución Política, y demás disposiciones legales aplicables; y el derecho a usar y disponer de la Información Técnica que obtenga con ocasión de las Operaciones de Evaluación Técnica. A este respecto, estimamos que parece más conveniente simplemente garantizar al concesionario el derecho a usar la información obtenida, sin establecer un deber del Estado de convocar a una licitación para el posterior otorgamiento de un CEOP o una concesión administrativa. Ello, por cuanto parece razonable asumir que en caso que la información sea relevante y de interés, será la propia concesionaria la que se encargará de ofrecer la información a empresas que puedan interesarse en el otorgamiento de un CEOP, las cuales se acercarán directamente al Estado a solicitar la suscripción de un contrato. En este sentido, el deber de licitar no garantiza que el

275 Es relevante destacar que, según ha destacado la CGR, la ejecución de las cauciones de fiel

cumplimiento se encuentra igualmente sometido a los principios de proporcionalidad y razonabilidad. Así, la CGR ha resuelto que ―(…) la ejecución de la garantía de fiel, oportuno e íntegro cumplimiento del proyecto no puede sino ser proporcional al incumplimiento que motiva la respectiva ejecución, para determinar lo cual la autoridad deberá definir y ponderar debidamente los factores que correspondan. En efecto, cabe tener presente que en el ejercicio de la facultad descrita y en la decisión administrativa de cobrar la póliza de seguros presentada por la permisionaria, deben considerarse los principios de proporcionalidad y razonabilidad que deben inspirar las actuaciones de la Administración, por cuanto la garantía de fiel, oportuno e íntegro cumplimiento del proyecto comprometido, tiene la naturaleza jurídica de caución, y no una sanción, por lo que no puede resultar más gravosa que la obligación principal que garantiza, ya que su finalidad es asegurar el cumplimiento de dicha obligación…‖. (Dictamen Nº12.541, de 2010).

231

concesionario pueda vender la información, por cuanto puede que no existan interesados en ofertar.

x) Los deberes del concesionario, identificándose los siguientes deberes esenciales: ejecutar en tiempo y forma el programa de trabajo; proporcionar toda la información técnica que reúna con motivo de la ejecución de las operaciones de evaluación técnica, como asimismo, toda otra información que obtenga sobre la existencia de recursos mineralógicos, hidrológicos y otros; constituir en tiempo y forma las garantías; aportar, a su cargo exclusivo, la tecnología, capitales, equipos, maquinarias y demás inversiones necesarias para la realización de las operaciones de evaluación técnica; deber de capacitación de profesionales chilenos; someterse a las instrucciones que pueda impartir el Ministro de Energía para el cumplimiento de las obligaciones. Atendida las características de la concesión, se estima que la misma (i.e., sus derechos y obligaciones) no pueda ser objeto de traspaso de ninguna naturaleza, inter vivos o mortis causa.

xi) Junto a los deberes indicados, parece relevante aludir a ciertas responsabilidades que se considera han de ser de cargo del concesionario, a saber: el concesionario será el único responsable de tramitar y conseguir todos los permisos, autorizaciones y servidumbres correspondientes, tanto de las autoridades administrativas respectivas como de los dueños de los predios superficiales para la ejecución de las operaciones de evaluación; el Concesionario será responsable por el equipamiento, construcción, mantenimiento y operación de todas las instalaciones que sean necesarias para la ejecución de las operaciones de evaluación, las cuales deberán cumplir las exigencias de funcionamiento y seguridad utilizadas en la industria petrolera; el concesionario será responsable exclusivo por cualquier daño o perjuicio a terceros, sean estos públicos o privados, que por cualquier causa o circunstancia se provoquen como consecuencia del ejercicio de los derechos y deberes que la concesión le otorgue, eximiendo de toda responsabilidad al Estado de Chile, así como a cualquiera de sus entidades y órganos; el concesionario será responsable exclusivo de efectuar las labores de abandono de las instalaciones construidas para la ejecución de las operaciones de evaluación.

xii) El deber de entregar toda la información técnica obtenida como resultado de las operaciones de evaluación, previéndose asimismo la entrega de informes trimestrales, y la presentación de un informe final de evaluación, en el que se de cuenta de los resultados de los estudios, haciéndose entrega de la totalidad de la información adquirida.

xiii) Como contraparte del deber de entrega de información, la concesión deberá contemplar el deber del Estado de mantener dicha información con confidencial durante determinado periodo de tiempo, a fin de asegurar a la empresa concesionaria la posibilidad de usar y disponer de dicha información por medio de actos onerosos con terceros interesados en adquirir dicha información.

xiv) A fin de verificar el adecuado cumplimiento de los deberes que se desprenden de la concesión, ésta deberá permitir que el Ministerio de Energía designe inspectores que puedan verificar que las operaciones de evaluación se están efectuando de acuerdo con lo establecido en el decreto de concesión.

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xv) Como se adelantó, parece relevante incluir una cláusula de fuerza mayor, a fin de liberar al concesionario de los eventuales incumplimientos en que pueda incurrir como consecuencia de hechos que escapan de su control y previsión. Siguiendo el modelo de los CEOP en vigor, parece relevante permitir que el Estado ponga término a la concesión en caso de causales de fuerza mayor acaecidas en el extranjero que determinen que las operaciones se mantengan suspendidas por más de un determinado plazo de tiempo.

xvi) Se deberán contemplar una serie de causales de terminación de la concesión. A diferencia de los CEOP, se propone que la terminación pueda declararse administrativamente, sin la necesidad de acudir a un procedimiento judicial. Ello, para facilitar la gestión de la concesión y atendida la corta vigencia de la misma. De acuerdo a los desarrollos efectuados se proponen las siguientes causales de terminación: el cumplimiento del plazo de duración de la concesión; la renuncia efectuada por escrito por el concesionario; la no constitución en tiempo y forma de las garantías o seguros contemplados; la declaración de quiebra del concesionario; la interrupción de las operaciones de evaluación técnica por un período superior a ciertos meses, como consecuencia de circunstancias de fuerza mayor invocadas por el concesionario, como resultado de eventos ocurridos fuera de Chile; y el incumplimiento de cualquiera de los deberes enunciados en el Decreto, mediando la correspondiente declaración de caducidad. A este respecto, parece adecuado contemplar un deber de la Administración de informar al concesionario la existencia de uno o más incumplimientos, a fin de que éste pueda subsanar los mismos, contemplándose la caducidad sólo como sanción final en caso que los incumplimientos no se subsanen en los plazos otorgados para ello por la Administración. La terminación de la concesión por las causales indicadas, salvo las relativas al cumplimiento del plazo y la fuerza mayor, deberán llevar aparejada la ejecución de las correspondientes cauciones, como consecuencia del no cumplimiento total de las trabajos mínimos comprometidos.

xvii) En materia de legislación aplicable, debe contemplarse el pleno sometimiento a la legislación nacional, así como a la sujeción de la jurisdicción de los tribunales ordinarios de justicia.

xviii) En materia de multas y sanciones, se ha estimado que no es necesario contemplar un régimen al efecto, por cuanto el texto de la concesión propuesta contempla, por una parte, el deber de presentar cauciones que garantizan el cumplimiento íntegro de los deberes de la concesión276; y por la otra, la posibilidad de poner término a la concesión en caso de incumplimiento. Dichas medidas parecen suficientes a fin de conminar al concesionario al cumplir con los deberes que le impone el título.

276 Ahora bien, ello no implica reconocer carácter sancionatorio a las garantías de fiel

cumplimiento, las cuales, salvo mención expresa, no lo tienen (en este sentido, vid. los dictámenes Nº26.632, de 1997, y 12.541, de 2010, de la CGR).

233

CAPÍTULO VIII

IDENTIFICACIÓN DE LOS ACTOS ADMINISTRATIVOS

REQUERIDOS PARA QUE EL MINISTERIO DE

ENERGÍA PUEDA AUTORIZAR LA EVALUACIÓN

TÉCNICA; ESTABLECIMIENTO DE PROCEDIMIENTO

DE IMPLEMENTACIÓN Y ESTIMACIÓN DE PLAZOS

ESPECÍFICOS Y GLOBALES

(ART.3.2. LETRA C) DE LAS BASES TÉCNICAS)

234

§1. PROCEDIMIENTO DE IMPLEMENTACIÓN DE ACTOS

I. APLICABILIDAD DEL PROCEDIMIENTO ADMINISTRATIVO COMÚN

Debido a que no existe un procedimiento especialmente dispuesto para el otorgamiento de una concesión administrativa de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 19 Nº24 inciso 10º de la CPR, estimamos que sea de aplicación general el procedimiento administrativo común establecido en la Ley Nº19.880 (LPA)277.

II. ETAPAS DEL PROCEDIMIENTO ADMINISTRATIVO COMÚN

1. SOLICITUD

El primer paso en el procedimiento administrativo para el otorgamiento de la concesión administrativa está constituido por la elaboración del Decreto Supremo de concesión. Siguiendo el esquema general de los procedimientos administrativos contemplado en la Ley Nº19.880, el procedimiento de otorgamiento podrá iniciarse a instancia de parte o de oficio, por actuación del propio Ministerio de Energía, como consecuencia de una orden superior, como puede ser de una Instrucción emanada del Presidente de la República, a petición de algún otro órgano, o por medio de denuncia (artículo 29 de la LPA).

En caso que el procedimiento se inicie a petición de parte, de acuerdo con el artículo 30 de la LPA, la solicitud que se formule deberá contener:

a) Nombre y apellidos del interesado y, en su caso, de su apoderado, así como la identificación del medio preferente o del lugar que se señale, para los efectos de las notificaciones.

b) Hechos, razones y peticiones en que consiste la solicitud.

c) Lugar y fecha.

d) Firma del solicitante o acreditación de la autenticidad de su voluntad expresada por cualquier medio habilitado.

e) Órgano administrativo al que se dirige.

En caso que la solicitud de iniciación no reúna los requisitos señalados precedentemente y los exigidos, en su caso, por la legislación específica aplicable, que en el presente caso no existe, el Ministerio podrá requerir al interesado para que, en un plazo de cinco días, subsane la falta o acompañe los documentos respectivos, con indicación de que, si así no lo hiciere, se le tendrá por desistido de su petición (artículo 31 de la LPA).

277 En este sentido, VERGARA BLANCO (2010) p.654.

235

2. INSTRUCCIÓN

Habiéndose dado trámite a la solicitud, corresponde que el Ministerio realice los actos de instrucción que estime adecuados. Entre dichos actos ocupan un lugar especial la solicitud de informes, y los actos de información pública.

Respecto de los primeros, el artículo 37 de la LPA señala que para los efectos de la resolución del procedimiento, se solicitarán aquellos informes que señalen las disposiciones legales, y los que se juzguen necesarios para resolver, citándose el precepto que los exija o fundamentando, en su caso, la conveniencia de requerirlos. Como se ha expuesto en otro apartado de este estudio, el único informe preceptivamente necesitado para el otorgamiento de la concesión administrativa es el relativo a la existencia, en su caso, de zonas fronterizas, cuyos efectos se encuentran dispuestos en su normativa regulatoria. Si se deseare solicitar otros informes, los mismos se han de considerar como facultativos y no vinculantes, según se desprende del artículo 38 de la LPA.

Respecto de los segundos, el artículo 39 de la LPA establece que el órgano al que corresponda la resolución del procedimiento, cuando la naturaleza de éste lo requiera, podrá ordenar un período de información pública. Para tales efectos, se anunciará en el Diario Oficial o en un diario de circulación nacional, a fin de que cualquier persona pueda examinar el procedimiento, o la parte del mismo que se indique.El anuncio señalará el lugar de exhibición y determinará el plazo para formular observaciones, que en ningún caso podrá ser inferior a diez días. La falta de actuación en este trámite, no impedirá a los interesados interponer los recursos procedentes contra la resolución definitiva del procedimiento. Como se puede apreciar, en definitiva, este trámite queda entregado a que la Administración estime que la naturaleza del procedimiento requiere de la realización del trámite de publicidad.

3. CONCLUSIÓN DEL PROCEDIMIENTO

De acuerdo con el artículo 40 de la LPA, pondrán término al procedimiento la resolución final, el desistimiento, la declaración de abandono y la renuncia al derecho en que se funde la solicitud, cuando tal renuncia no esté prohibida por el ordenamiento jurídico. En este caso, pondrá fin al procedimiento administrativo la resolución final, la cual tendrá la forma de un Decreto Supremo, en los términos que se detallarán posteriormente.

Sin perjuicio de las formalidades previstas en otras disposiciones legales a las cuales nos referiremos posteriormente, cabe consignar que el artículo 41 de la LPA señala que la resolución que ponga fin al procedimiento decidirá las cuestiones planteadas por los interesados, debiendo ajustarse a las peticiones formuladas por el interesado, sin que en ningún caso pueda agravar su situación inicial y sin perjuicio de la potestad de la Administración de incoar de oficio un nuevo procedimiento, si fuere procedente. Junto a ello, señala el citado artículo que las resoluciones contendrán la decisión, que será fundada, y expresarán, además, los recursos que contra la misma procedan, órgano administrativo o judicial ante el que hubieran de

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presentarse y plazo para interponerlos, sin perjuicio de que los interesados puedan ejercitar cualquier otro que estimen oportuno, disponiéndose que en ningún caso podrá la Administración abstenerse de resolver so pretexto de silencio, oscuridad o insuficiencia de los preceptos legales aplicables al caso, aunque podrá resolver la inadmisibilidad de las solicitudes de reconocimiento de derechos no previstos en el ordenamiento jurídico o manifiestamente carentes de fundamento.

4. PUBLICIDAD

A partir de la exteriorización del acto administrativo el mismo genera la eficacia que le es propia, sin perjuicio de su existencia previa derivada de su dictación. En efecto, el inciso 2º del artículo 51 de la LPA dispone que ―Los decretos y las resoluciones producirán efectos jurídicos desde su notificación o publicación, según sean de contenido individual o general‖.

Tratándose de actos administrativos de efectos particulares, de acuerdo con el artículo 45 de la LPA los mismos han de ser objeto de notificación a sus destinatarios.

Sin embargo, en los casos de actos administrativos de efectos generales, los mismos han de ser objeto de publicación en el Diario Oficial. A este respecto, el artículo 48 de la LPA establece que ―Deberán publicarse en el Diario Oficial los siguientes actos administrativos: a) Los que contengan normas de general aplicación o que miren al interés general; b) Los que interesen a un número indeterminado de personas; c) Los que afectaren a personas cuyo paradero fuere ignorado, de conformidad a lo establecido en el artículo 45; d) Los que ordenare publicar el Presidente de la República; ye) Los actos respecto de los cuales la ley ordenare especialmente este trámite‖. Como señala el artículo 49 de la LPA ―Los actos publicados en el Diario Oficial se tendrán como auténticos y oficialmente notificados, obligando desde esa fecha a su íntegro y cabal cumplimiento, salvo que se establecieren reglas diferentes sobre la fecha en que haya de entrar en vigencia‖.

§2. ACTOS DE IMPLEMENTACIÓN

I. ELABORACIÓN Y DICTACIÓN DE DECRETO SUPREMO DE CONCESIÓN

1. ELABORACIÓN

El primer paso en la elaboración del Decreto Supremo está constituido por su preparación. Al respecto, debemos tener en consideración lo dispuesto por el artículo 35 de la CPR, en cuanto establece que ―Los reglamentos y decretos del Presidente de la República deberán firmarse por el Ministro respectivo y no serán obedecidos sin este esencial requisito. Los decretos e instrucciones podrán expedirse con la sola firma del Ministro respectivo, por orden del Presidente de la República, en conformidad a las normas que al efecto establezca la ley‖. A su vez, el artículo 22 de la LBGAE dispone que ―Los Ministerios son los órganos superiores de

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colaboración del Presidente de la República en las funciones de gobierno y administración de sus respectivos sectores, los cuales corresponden a los campos específicos de actividades en que deben ejercer dichas funciones. Para tales efectos, deberán proponer y evaluar las políticas y planes correspondientes, estudiar y proponer las normas aplicables a los sectores a su cargo, velar por el cumplimiento de las normas dictadas, asignar recursos y fiscalizar las actividades del respectivo sector‖.

De las normas citadas se sigue que el Decreto Supremo podrá ser un Decreto suscrito directamente por el Presidente de la República o por un Ministro de Estado ―Por Orden del Presidente de la República‖. Al respecto la Ley Nº 16.436, declara que las materias que indica podrán ser objeto de decretos o resoluciones expedidos por las autoridades que señala, con la sola firma del respectivo funcionario, cuyo artículo 5º permite una reordenación de las delegaciones efectuadas en dicha ley, por medio de Decreto del Presidente de la República. Posteriormente, el artículo 65º de la Ley Nº 16.840, de 1968, facultó al Presidente de la República para disponer nuevas delegaciones de firma en cualquier materia, mediante Decreto Supremo278. En virtud de dichas disposiciones se dictó el Decreto Nº19, de 2001, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que faculta a los Ministros de Estado para firmar ―Por Orden del Presidente de la República‖. En dicho texto, la única delegación que se contiene vinculada con los hidrocarburos líquidos y gaseosos, originalmente efectuada al Ministerio de Minería, hoy traspasada al Ministerio de Energía ex artículo 15 de la Ley Nº20.402279, es la relativa a la ―Fijación de los requisitos y condiciones especiales de los contratos de operación para la exploración, explotación o beneficio de los yacimientos que contengan substancias no susceptibles de concesión‖ (artículo 1º, VII, 4).

Por tanto, debido a que no existe delegación de firma en esta materia, el decreto supremo que otorgue la concesión administrativa deberá ser suscrito por el Presidente de la República y un Ministro de Estado. Atendidas las atribuciones generales del Ministerio de Energía, y de acuerdo con lo concluido en el apartado relativo a las facultades del Ministerio de Energía, hemos sostenido que el Ministerio de Energía se encuentra facultado para proceder a la elaboración y suscripción del acto administrativo respectivo.

Finalmente, en cuanto al procedimiento de elaboración del Decreto Supremo, el DFL N°7.912, de 1927, Ley de Ministerios, dispone en su artículo 17 que el trámite de los decretos supremos será el siguiente: firma del Presidente de la República, cuando corresponda, o, en su caso, sólo del Ministro; numeración y anotación en el Ministerio de origen; examen y anotación en la Contraloría General, y comunicación a la Tesorería General, cuando se trate de compromisos para el Estado.

278 Al respecto vid. SOTO KLOSS (1998) pp.125-126. 279 ―Artículo 15.- Las atribuciones que confieran las leyes y decretos supremos al Ministerio de

Minería, al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, o a la Comisión Nacional de Energía, o al respectivo Ministro, en todas aquellas materias que son de la competencia del Ministerio de Energía en virtud de la presente ley, se entenderán conferidas al Ministerio o Ministro de Energía, según corresponda, por el solo ministerio de la ley‖.

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2. TIEMPO ESTIMADO

Se estima que el tiempo para poder elaborar el respectivo Decreto es de aproximadamente 1 mes.

II. AUTORIZACIÓN DE LA DIFROL

1. SOLICITUD

De los desarrollos efectuados estimamos que la única autorización previa que el Ministerio de Energía requiere para el otorgamiento de la concesión administrativa, es la relativa a las zonas fronterizas.

Como hemos analizado previamente, en los supuestos en que exista una zona fronteriza, el procedimiento de obtención de la respectiva autorización se regula por el DFL Nº7, de 1968, del Ministerio de Relaciones Exteriores, que fija normas para el otorgamiento de concesiones, permisos o cualquiera autorización que pudiera otorgarse en bienes nacionales. El artículo 1º de dicha norma dispone que los Ministerios y demás Servicios de la Administración Pública, Fiscal, Semifiscal, Empresas Autónomas del Estado y Municipalidades no podrán sin la autorización previa de la DIFROL, vender, arrendar, u otorgar concesiones, permisos o autorizaciones y, en general, celebrar cualquier contrato, respecto a bienes nacionales de usos públicos o fiscales, o que forman parte del patrimonio de dichas instituciones, que se encuentren situados total o parcialmente en zonas fronterizas del territorio nacional fijadas conforme al Nº 4 del DFL Nº 4, de 1967. Por su parte, el artículo 3º del DFL señala que reunidos todos los antecedentes e informes necesarios, la DIFROL se pronunciará en orden a si estima o no pertinente que se otorgue la concesión, autorización, permiso o que se celebre el contrato propuesto, pudiendo señalar las modalidades o condiciones bajo las cuales correspondería hacerlo en caso de no conformarse las bases o condiciones propuestas a la política que debe observarse. Finalmente, es importante destacar que el artículo 4º del DFL Nº 7 señala que ninguna concesión, permiso, autorización o contrato que diga relación con los bienes mencionados que se haga por los Servicios a que se ha hecho mención será válido sin la autorización establecida en el artículo 1º del referido DFL, debiendo el decreto, la resolución o el contrato respectivo contener una mención expresa de dicha autorización.

2. TIEMPO ESTIMADO

En general, el tiempo de respuesta por parte de la DIFROL respecto de estas solicitudes es rápido, por lo que se estima que el tiempo para recibir la misma es de aproximadamente 20 días hábiles.

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III. ENVÍO AL MINISTERIO SECRETARÍA GENERAL DE LA PRESIDENCIA PARA REVISIÓN Y SUSCRIPCIÓN POR S.E. EL PRESIDENTE DE LA REPUBLICA

1. ENVÍO

De acuerdo con el artículo 2º de la Ley Nº18.993, de 1990, que Crea el Ministerio Secretaría General de la Presidencia de la República, corresponde especialmente a dicha Secretaría de Estado, entre otras competencias, la de prestar asesoría al Presidente de la República, al Ministro del Interior y a cada uno de los Ministros, en materias políticas, jurídicas y administrativas, como asimismo, asesorar al Presidente de la República y al Ministro del Interior y demás Ministros, cuando así lo requieran, en lo que se refiera a las relaciones del Gobierno con el Congreso Nacional; como también con los Partidos Políticos y otras organizaciones sociales e instituciones de la vida nacional, en coordinación con el Ministerio Secretaría General de Gobierno.

En el marco de dichas atribuciones, el artículo 6° de dicha ley establece como función de la División Jurídico-Legislativa, entre otras, el ―(…) efectuar, sin competencia resolutiva, la revisión técnico legal y de coherencia global de los Decretos Supremos‖.

En dicho contexto normativo, dicha Secretaría de Estado efectuará una revisión jurídica y de mérito del acto administrativo concesional, a fin de proponer su suscripción por parte del Presidente de la República, o la realización de los cambios que se estimen convenientes a tal efecto.

2. TIEMPO ESTIMADO

Se estima que el tiempo para poder recibir las observaciones de la SEGPRES, responder las mismas y lograr la aceptación y suscripción del Decreto es de aproximadamente 2 meses.

IV. ENVÍO DEL DECRETO SUPREMO A TOMA DE RAZÓN POR LA CGR

1. ENVÍO

Debido a que el Decreto Supremo será suscrito por el Presidente de la República, de acuerdo con el artículo 1º de la Resolución Nº 1.600, de la CGR, que fija normas sobre exención del trámite de toma de razón, en conformidad con el inciso 5º del artículo 10 del Decreto Nº2.421, de 1964, que fija el Texto Refundido de la Ley de Organización y Atribuciones de la Contraloría General de la República280, dicho acto debe ser enviado a trámite de toma de razón281. Junto a ello,

280 Que dispone ―No obstante, el Contralor General podrá eximir a uno o más Ministerios o

Servicios del trámite de la toma de razón de los decretos supremos o resoluciones que concedan licencias, feriados, y permisos con goce de sueldos, o que se refieran a otras materias que no

240

debe tenerse en consideración lo establecido en el artículo 6º de dicha resolución, en cuanto exige que ―Los decretos y resoluciones afectos a toma de razón deberán remitirse conjuntamente con los antecedentes que les sirven de fundamento, salvo aquéllos a los que se pueda acceder electrónicamente a través de sistemas institucionales‖.

2. TIEMPO ESTIMADO

De acuerdo con el inciso 1º del artículo 10 del Decreto Nº2.421, de 1964, que fija el Texto Refundido de la Ley de Organización y Atribuciones de la Contraloría General de la República, ―El Contralor General tomará razón de los decretos supremos y de las resoluciones de los Jefes de Servicios, que deben tramitarse por la Contraloría, representará la inconstitucionalidad o ilegalidad de que puedan adolecer, dentro del plazo de quince días contados desde la fecha de su recepción, que el Contralor podrá prorrogar hasta por otros quince días, si existiesen motivos graves y calificados, mediante resolución fundada. No obstante, deberá darles curso cuando, a pesar de su representación, el Presidente de la República insista con la firma de todos sus Ministros‖. Es decir, en total la normativa orgánica de la CGR dispone un plazo máximo de 1 mes para efectuar la toma de razón del acto de que se trate.

Sin embargo, en la práctica dicho plazos por excedidos con creces por el máximo órgano de control. De ahí que se estima que el trámite de toma de razón pueda llegar a los 3 meses.

V. PUBLICACIÓN DEL DECRETO SUPREMO EN EL DIARIO OFICIAL

Estimamos que el decreto que contiene la concesión administrativa debe ser objeto de publicación en el Diario Oficial, atendido que es posible considerar que el acto concesional es de aquellos que miran al interés general. De ahí que, de acuerdo con el artículo 48 letra a) de la LPA, el decreto de concesión deba ser objeto de publicación en el Diario Oficial.

VI. TIEMPO ESTIMADO TOTAL DE TRAMITACIÓN

De acuerdo con los cálculos efectuados, estimamos que, de manera aproximada, la total tramitación del Decreto de Concesión Administrativa puede tardar aproximadamente 7 meses.

considere esenciales. Tratándose de decretos supremos, la exención sólo podrá referirse a decretos firmados «por orden del Presidente de la República»‖.

281El citado precepto dispone que ―Deberán siempre enviarse a toma de razón los decretos que sean firmados por el Presidente de la República‖.

241

CAPÍTULO IX

FORMATO DE ARTICULADO DE CONCESIÓN

ADMINISTRATIVA

(ART.3.3 LETRA A) DE LAS BASES TÉCNICAS)

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OTORGA CONCESIÓN ADMINISTRATIVA PARA LA EJECUCIÓN DE OPERACIONES DE EVALUACIÓN TÉCNICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GASEOSOS, EN LA REGIÓN DE […], A LA EMPRESA […].

SANTIAGO,

DECRETO SUPREMO Nº _______________/ VISTOS: Lo dispuesto en los artículos 19 N° 24 y 35 de la Constitución Política de la República; la Ley N° 18.097, Orgánica Constitucional sobre Concesiones Mineras; el Decreto Ley Nº 2.224, de 1978, y sus modificaciones posteriores, en especial la efectuada por la Ley Nº 20.402; la Resolución N° 1.600, de 2008, de la Contraloría General de la República, y,

C O N S I D E R A N D O:

1.- Que, de acuerdo a la Constitución Política de la República, el Estado tiene el dominio absoluto, exclusivo, inalienable e imprescriptible sobre los depósitos de hidrocarburos en estado líquido y gaseoso, en cualquier terreno que se encuentren; 2.- Que, la Ley Nº 18.097, Orgánica Constitucional sobre Concesiones Mineras, dispone que los hidrocarburos en estado líquido y gaseoso no son susceptibles de concesión minera; 3.- Que, asimismo, la Constitución Política de la República dispone en su artículo 19 N° 24, inciso 10, que la exploración, la explotación y el beneficio de los yacimientos que contengan sustancias no susceptibles de concesión minera, podrán ejecutarse directamente por el Estado o por sus empresas, o por medio de concesiones administrativas o de contratos especiales de operación, con los requisitos y bajo las condiciones que el Presidente de la República fije, para cada caso, por Decreto Supremo; 4.- Que, conforme al artículo 2° del Decreto Ley N° 2.224, de 1978, corresponde en general al Ministerio de Energía, elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía,

243

disponiendo además el artículo 3º del citado cuerpo normativo que para los efectos de la competencia que sobre la materia corresponde al Ministerio de Energía, el sector de energía comprende a todas las actividades de estudio, exploración, explotación, generación, transmisión, transporte, almacenamiento, distribución, consumo, uso eficiente, importación y exportación, y cualquiera otra que concierna a la electricidad y al gas, entre otras;

5.- Que, asimismo, de acuerdo con la letra k) del Decreto Ley N° 2.224, de 1978, para el cumplimiento de su objetivo corresponderá al Ministerio, en particular ―(…) Cumplir las demás funciones y tareas que las leyes o el Gobierno le encomienden concernientes a la buena marcha y desarrollo del sector energía‖; 6.- Que, con fecha […] de […] del año […], la empresa […] solicitó al Ministerio de Energía el otorgamiento de una concesión administrativa para la ejecución de actividades de evaluación técnica en la Región […], con el objeto de incrementar el conocimiento geológico de la zona en materias de hidrocarburos; 7.- Que, mediante Oficio Público RR.EE. DIFROL N° […], del […] de […] de […], la Dirección Nacional de Fronteras y Límites del Estado emitió la autorización requerida por el artículo 5° del D.F.L. N°83, de 1979, de RR.EE.; 8.- Que, de acuerdo a los antecedentes acompañados y atendidas las facultades constitucionales y legales conferidas, se considera conveniente otorgar la concesión administrativa de exploración de hidrocarburos líquidos y gaseosos a la empresa […], para la ejecución de operaciones de evaluación técnica, en los términos que seguidamente se indican;

D E C R E T O:

ARTÍCULO PRIMERO: OTORGAMIENTO DE LA CONCESIÓN ADMINISTRATIVA. Otórgase a la empresa […], una concesión administrativa para la exploración de hidrocarburos líquidos y gaseosos, en virtud de lo dispuesto en el artículo 19 N° 24, inciso 10, de la Constitución Política de la República, de acuerdo con los términos y condiciones dispuestos en los artículos siguientes. ARTÍCULO SEGUNDO: DEFINICIONES. Para los efectos de la presente concesión, los términos que a continuación se señalan poseerán la definición que se indica: 1) ―Año Concesional‖: período de trescientos sesenta y cinco días o trescientos

sesenta y seis días corridos en el caso de un año bisiesto, contados desde la Fecha de Vigencia de este Decreto o desde un aniversario de dicha Fecha de Vigencia.

2) ―Área de concesión‖: la superficie territorial sobre la cual el concesionario podrá realizar las operaciones de evaluación técnica.

3) ―Concesión‖: el presente acto administrativo;.

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4) ―Concesionario‖: la empresa titular de la presente concesión administrativa. 5) ―Fecha de Vigencia‖: fecha en la cual la Concesión es publicada en el Diario

Oficial, de acuerdo con el artículo cuarto del presente Decreto, a partir de la cual la misma se entiende plenamente en vigor.

6) ―Descubrimiento de Hidrocarburos‖: el descubrimiento de una acumulación de Hidrocarburos como resultado de la perforación de un Pozo Estratigráfico en el Área de Concesión.

7) ―Fuerza Mayor‖: las circunstancias fuera del control de cualquiera de las Partes que impidan a una de ellas cumplir, parcial o totalmente con las obligaciones o condiciones estipuladas en esta Concesión, incluyendo sin que ello importe limitación, terremotos, tempestades, incendios, huelgas y/o disturbios laborales, inundaciones, reglamentos u órdenes de cualquier gobierno o agentes u órganos del mismo que tengan en cualquier tiempo control de hecho o de derecho sobre cualquiera de las Partes o sobre el Área de Concesión, actos de guerra o condiciones atribuibles a guerra, sea declarada o no, revueltas, desórdenes civiles y cualquiera otra circunstancia imprevisible o inevitable similar a las aquí mencionadas.

8) ―Hidrocarburos‖: substancias orgánicas, en estado líquido o gaseoso, compuestas de hidrógeno y carbono.

9) ―Información Técnica‖: la información geológica, geoquímica y geofísica que sobre el Área de Concesión obtenga el Concesionario y que incluye, sin limitarse a, información sísmica, de métodos potenciales, de sensores remotos y de geoquímica con sus respectivos soportes, cartografía de superficie y de subsuelo, informes de pozos, registros eléctricos, pruebas de formación, análisis bioestratigráficos y petrofísicos.

10) ―Manual de Información Petrolera‖: documento al cual deberán ceñirse las informaciones que el Concesionario deba efectuar al Estado directamente o través del Sistema de Gestión de la Información Petrolera, en su caso.

11) ―Notificación de Incumplimiento‖: comunicación escrita del Ministro de Energía al Concesionario, en la cual se detallan una o más acciones u omisiones en que el Concesionario ha incurrido, que constituyen una contravención a las disposiciones del presente Decreto, otorgando al Concesionario un plazo razonable para subsanar el incumplimiento denunciado, so pena de declarar la terminación de la Concesión. El plazo de subsanación podrá ser prorrogado por el Ministro de Energía, por el plazo que éste estime conveniente si el Concesionario acredita que está obrando razonable y diligentemente para remediar dicho incumplimiento.

12) ―Operaciones de Evaluación Técnica‖: todos aquellos estudios, trabajos, obras y actividades que el Concesionario deba ejecutar en el área de concesión, para evaluar su potencial de Hidrocarburos e identificar las zonas de mayor interés prospectivo, incluyendo pero no limitándose a métodos geofísicos, geoquímicos, geológicos, cartográficos, fotogeológicos y en general, las actividades de prospección superficial, ejecución de actividades de sísmica y su procesamiento, perforación con taladro o equipo asimilable siempre que se trate exclusivamente de pozos de investigación estratigráfica cuyo único propósito sea la obtención de información geológica acerca de la estratigrafía del Área de Concesión.

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13) ―Partes‖: El Estado de Chile y el Concesionario. 14) ―Pozo Estratigráfico‖: perforación tendiente a determinar la secuencia litológica

completa existente en el subsuelo de un lugar determinado, la cual debe garantizar, al menos, la recuperación de testigos laterales, así como fluidos, gases contenidos en todas las formaciones, y la toma de registros eléctricos, sónicos, visuales, o radiactivos. En caso de que incidentalmente se obtenga producción de Hidrocarburos durante la perforación de un pozo estratigráfico, dicha producción será propiedad exclusiva del Estado y el Concesionario no tendrá derecho alguno sobre la misma. En tal caso, el Concesionario deberá informar al Ministro de Energía dentro de las 24 horas siguientes al Descubrimiento de Hidrocarburos.

15) ―Programa de Trabajo‖: documento que describe las actividades a realizar en el marco de las Operaciones de Evaluación Técnica que el Concesionario se obliga a ejecutar dentro del plazo de duración de la Concesión conforme al cronograma para la realización de tales actividades y operaciones, así como al presupuesto correspondiente.

16) ―Sistema de Gestión de la Información Petrolera‖: Plataforma informática en la cual deberán cargarse los datos e informaciones señaladas en el Manual de Información Petrolera.

17) ―Trabajos Mínimos‖: labores a cuya ejecución íntegra se compromete el Concesionario, dentro de la duración de la Concesión, y cuyo cumplimiento se cauciona por medio de la presentación de la garantía a que se refiere el artículo octavo del presente Decreto.

ARTÍCULO TERCERO: ÁREA DE CONCESIÓN. La concesión posee una superficie de aproximadamente […] kilómetros cuadrados [sobre tierra firme]282, la cual se sitúa en la Provincia de […] en la Región de […]. Para la definición del área de la concesión se establece un polígono irregular compuesto de […] vértices, el cual tiene por punto de partida el vértice 1, encontrándose sus deslindes definidos por los vértices 1 al […]. Los límites del área de la concesión, entre los vértices 1 al […] están definidos por las coordenadas UTM de los vértices limitantes del polígono, en metros, referidas al […] y son las siguientes: […] ARTÍCULO CUARTO: DURACIÓN DE LA CONCESIÓN. La concesión otorgada lo es por un período de […] años, computados desde la fecha de publicación en el Diario Oficial del presente Decreto Supremo.

La duración de la concesión podrá ser prorrogada por un máximo de […] meses, por medio de presentación escrita dirigida al Ministro de Energía efectuada por el Concesionario con al menos […] meses de antelación a la fecha de vencimiento de la concesión original. ARTÍCULO QUINTO: OBJETO DE LA CONCESIÓN. El objeto principal de la concesión será autorizar al concesionario para ejecutar en forma exclusiva Operaciones de Evaluación Técnica en el Área de Concesión, mediante la ejecución

282 La concesión podrá situarse igualmente en la plataforma continental.

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de los Trabajos Mínimos a que se refiere el artículo sexto del presente Decreto, de acuerdo con el Programa de Trabajo. ARTÍCULO SEXTO: TRABAJOS MÍNIMOS. Con el fin de cumplir con el objeto de la concesión, el Concesionario realizará como mínimo los siguientes Trabajos Mínimos:[…]283

Junto a lo anterior, también formará parte de los Trabajos Mínimos la entrega al Estado de toda la Información Técnica que el Concesionario haya logrado obtener durante la vigencia de la Concesión.

Los Trabajos Mínimos deberán ejecutarse de acuerdo con el Programa de Trabajo que presente el Concesionario, en conformidad a dispuesto en el artículo siguiente del presente Decreto.

Para el sólo efecto de constituir la garantía a que se refiere el artículo octavo del presente Decreto, los Trabajos Mínimos antes descritos equivalen al monto de […] de dólares de los Estados Unidos de América. ARTÍCULO SÉPTIMO: PROGRAMA DE TRABAJO. Dentro de los (30) días corridos siguientes a la Fecha de Vigencia de la Concesión, el Concesionario presentará al Ministro de Energía el Programa de Trabajo, en el cual se describirá la forma como dará cumplimiento a sus obligaciones, en forma consistente con los Trabajos Mínimos comprometidos, incluyendo el deber de entrega de Información Técnica.

El Concesionario estará obligado a ejecutar el Programa de Trabajo por su propia cuenta y riesgo.

El Concesionario podrá llevar a cabo Operaciones de Evaluación Técnica adicionales a través de un Programa de Evaluación Técnica Adicional, el cual deberá ser autorizado por el Ministro de Energía, o quien éste designe. Asimismo, el Concesionario podrá proponer modificaciones al Programa de Evaluación Técnica Adicional, las cuales requerirán autorización por el Ministro de Energía, salvo aquellas que sólo incidan en la programación temporal de las actividades, en cuyo caso sólo necesario informar al Ministro de Energía.

El Programa de Trabajo deberá iniciarse dentro del plazo máximo de […]meses, computados desde la Fecha de Vigencia de la Concesión.

El Programa de Trabajo deberá abarcar todo el período de duración de la concesión, sin perjuicio de la presentación de programas semestrales. Los programas semestrales presentados para el segundo año y siguientes, en su caso, deberán presentarse dentro de los primeros 30 días del semestre respectivo. ARTÍCULO OCTAVO: GARANTÍAS DE FIEL CUMPLIMIENTO Y ABANDONO. El Concesionario deberá entregar al Estado, por intermedio del Ministro de Energía, una o más boletas de garantía bancaria o cartas de crédito bancarias como garantía de todas las obligaciones estipuladas en el presente Decreto.

283 Estos trabajos mínimos son los que se acuerden con el concesionario. En todo caso, los

mismos deben encuadrarse en los trabajos que han sido descritos como de ―evaluación técnica‖.

247

El beneficiario del respectivo instrumento deberá ser el Ministro de Energía y deberá ser pagadero a la vista, no endosable y emitido por una institución bancaria chilena, o por su intermedio.

La caución que se otorgue deberá tener como fecha de expiración, la del término de la presente Concesión, más cuatro (4) meses.

El monto de la garantía bancaria o carta de crédito bancaria podrá ser reducido cada seis meses, conforme a los Trabajos Mínimos que el Concesionario acredite haber realizado en el período, de acuerdo al formulario de reducción que al efecto el Ministro de Energía establezca y atendidas las evidencias para la acreditación de los Trabajos Mínimos, que incluyen, sin que ello importe limitación, todos los informes e información entregados al Ministro de Energía. Cada reducción se efectuará mediante una carta conjunta del Concesionario y el Ministro de Energía a la institución financiera correspondiente.

En caso que el Concesionario ejecute uno o más Pozos Estratigráficos, antes del inicio de las correspondientes labores de perforación, deberá presentar al Ministro de Energía una caución para asegurar el abandono total e íntegro de las obras relativas a la perforación de los pozos. Dicha caución deberá tener como fecha de expiración el décimo segundo mes siguiente a la fecha estimada de terminación del pozo o del último pozo programado, en caso de tratarse de varios. En caso que dicha fecha varíe durante el curso de la ejecución de los trabajos, el Concesionario deberá extender proporcionalmente la fecha de vigencia de la caución. El beneficiario y las demás características de la caución serán las mismas señaladas para la garantía de fiel cumplimiento. El monto de la caución no podrá reducirse de manera parcial. ARTÍCULO NOVENO: DERECHOS DEL CONCESIONARIO. El Concesionario tendrá los siguientes derechos: 1) Derecho a ejecutar en forma exclusiva todas las actividades y obras que

conforman las Operaciones de Evaluación Técnica, que sean necesarias para la íntegra ejecución de los Trabajos Mínimos.

2) Derecho a entrar y salir del Área de Concesión. 3) Derecho a solicitar la prórroga del plazo de concesión por escrito y

fundadamente, al menos, […] meses antes de su vencimiento. 4) Derecho a usar y disponer de la Información Técnica que obtenga con ocasión

de las Operaciones de Evaluación Técnica. 5) Derecho a que el Estado le otorgue las servidumbres sobre terrenos de su

propiedad, así como los demás permisos o licencias que sean necesarios para efectuar las Operaciones de Evaluación Técnica, en las condiciones establecidas en la legislación general y reglamentos pertinentes.

6) Derecho a que, en caso de efectuarse un Descubrimiento de Hidrocarburos con ocasión de las Operaciones de Evaluación Técnica, el Estado le otorgue un Contrato Especial de Operación, de acuerdo con los Requisitos y Condiciones que al efecto fije el Presidente de la República, en conformidad con lo establecido en el inciso décimo del artículo 19 Nº24 de la Constitución Política, y demás disposiciones legales aplicables.

248

ARTÍCULO DÉCIMO: DEBERES DEL CONCESIONARIO. En el ejercicio de sus derechos, el Concesionario estará sujeto al cumplimiento de los siguientes deberes: 1) Ejecutar en tiempo y forma el Programa de Trabajo a que se refiere el artículo

séptimo del presente Decreto. 2) Proporcionar toda la Información Técnica que reúna con motivo de la

ejecución de las Operaciones de Evaluación Técnica, como asimismo, toda otra información que obtenga sobre la existencia de recursos mineralógicos, hidrológicos y otros.

3) Constituir en tiempo y forma las garantías a que se refiere el artículo octavo del presente Decreto.

4) Aportar, a su cargo exclusivo, la tecnología, capitales, equipos, maquinarias y demás inversiones necesarias para la realización de las Operaciones de Evaluación Técnica.

5) Cumplir con el deber de capacitación contemplado en el artículo décimo octavo de este Decreto.

6) Someterse a las instrucciones que pueda impartir el Ministro de Energía para el cumplimiento de las obligaciones dispuestas en el presente Decreto. El Concesionario no podrá vender, ceder, transferir, traspasar o disponer de

cualquier otro modo, de todo o parte de sus derechos y obligaciones que emanan del presente Decreto. ARTÍCULO DÉCIMO PRIMERO: RESPONSABILIDADES. En el ejercicio de sus derechos, el Concesionario asume las siguientes responsabilidades: 1) El Concesionario será el único responsable de tramitar y conseguir todos los

permisos, autorizaciones y servidumbres correspondientes, tanto de las autoridades administrativas respectivas como de los dueños de los predios superficiales sobre los cuales se sitúe el Área de Concesión, para la ejecución de las Operaciones de Evaluación Técnica. Sin perjuicio de ello, el Estado otorgará al Concesionario, a petición de éste y sin perjuicio de los derechos de terceros, las servidumbres sobre terrenos de su propiedad, así como los demás permisos o licencias que sean necesarios para efectuar las Operaciones de Evaluación Técnica, en las condiciones establecidas en la legislación general y reglamentos pertinentes.

2) El Concesionario es responsable por el equipamiento, construcción, mantenimiento y operación de todas las instalaciones que sean necesarias para la ejecución de las Operaciones de Evaluación Técnica, las cuales deberán cumplir las exigencias de funcionamiento y seguridad utilizadas en la industria petrolera, con estricta sujeción a la normativa vigente que resulte de aplicación.

3) El Concesionario es responsable exclusivo por cualquier daño o perjuicio a terceros, sean estos públicos o privados, que por cualquier causa o circunstancia se provoquen como consecuencia del ejercicio de los derechos y deberes que la presente Concesión otorga, eximiendo de toda responsabilidad al Estado de Chile, así como a cualquiera de sus entidades y órganos.

4) El Concesionario es responsable exclusivo de efectuar las labores de abandono de las instalaciones construidas para la ejecución de las Operaciones de Evaluación Técnica.

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ARTÍCULO DÉCIMO SEGUNDO: INFORMACIÓN Y CONFIDENCIALIDAD. El Concesionario mantendrá oportuna y permanentemente informado al Ministro de Energía sobre el progreso y resultados de las Operaciones de Evaluación Técnica. A tal efecto, el Concesionario deberá entregar oportunamente al Estado copia de toda la Información Técnica que vaya obteniendo durante la ejecución de las Operaciones de Evaluación Técnica en el Área de Concesión, incluyendo sin que ello importe limitación, datos y estudios geológicos y geofísicos, cintas magnéticas sísmicas, secciones sísmicas procesadas y los correspondientes datos de terreno, registros magnéticos y gravimétricos, todo ello en forma reproducible cuando corresponda, copias de informes geofísicos, originales reproducibles de todos los perfiles eléctricos de los Pozos Estratigráficos perforados por el Concesionario, incluyendo el perfil conjunto final de cada pozo y copia del informe final de perforación, muestra de testigos y de canaleta y copia de sus análisis y cualquiera otra información obtenida por el Concesionario que tenga que ver con el registro o interpretación de datos de cualquiera clase, sin limitaciones.

Para el cumplimiento del señalado deber, el Concesionario deberá presentar dicha Información Técnica mediante informes trimestrales, que deberán ser entregados al Ministro de Energía dentro de los primeros cinco (5) días del mes correspondiente a la entrega, de acuerdo a lo que disponga al efecto el Manual de Información Petrolera o, en su defecto, en conformidad con las instrucciones que imparta el Ministro de Energía.

Dentro de los […] meses siguientes a la terminación de las Operaciones de Evaluación Técnica, el Concesionario entregará al Ministro de Energía de un informe final que contendrá un detalle pormenorizado de las labores realizadas, su relación con las Operaciones de Evaluación Técnica, y el cumplimiento de los Trabajos Mínimos, Asimismo, el informe contendrá los resultados de la evaluación del potencial hidrocarburífero, e incluirá la identificación de las zonas de mayor interés prospectivo en el Área de Concesión.

Durante la vigencia de la Concesión, y durante […] años después de vencida la duración de ésta, el Estado mantendrá con carácter reservado y confidencial toda la Información Técnica que el Concesionario le haya entregado con ocasión de la ejecución de las Operaciones de Evaluación Técnica, no pudiendo divulgarla o revelarla total ni parcialmente salvo autorización específica otorgada por el Concesionario. ARTÍCULO DÉCIMO TERCERO: FISCALIZACIÓN. El Ministro de Energía, por su cuenta y riesgo, estará facultado para nombrar inspectores que verifiquen que las Operaciones de Evaluación Técnica se estén ejecutando de acuerdo a lo estipulado en el presente Decreto.

Asimismo, el Ministro de Energía podrá requerir del Concesionario los informes y documentos que estime necesarios para supervisar el desarrollo de las Operaciones de Evaluación Técnica. ARTÍCULO DÉCIMO CUARTO: FUERZA MAYOR. El no cumplimiento por una de las Partes de cualquiera de las obligaciones contraídas en virtud de este Decreto, no será imputable durante el tiempo y en la medida que dicho

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incumplimiento se deba a Fuerza Mayor. El Estado no invocará como Fuerza Mayor ninguna acción u omisión del Gobierno.

Cualquiera de las Partes en este Decreto que se encuentre imposibilitado de cumplir alguna de las obligaciones aquí estipuladas debido a Fuerza Mayor, notificará por escrito a la otra Parte tan pronto como le sea posible, indicando las causas del incumplimiento. La Parte afectada por Fuerza Mayor deberá reanudar el cumplimiento de la obligación de que se trate dentro de un período razonable de tiempo, después que la causa o causas de fuerza mayor hayan desaparecido.

Si las operaciones fueran retardadas o impedidas por Fuerza Mayor, el plazo de duración de este Decreto y el tiempo para la ejecución de todos los derechos y obligaciones conforme al mismo, serán prorrogados por un lapso de tiempo que no exceda al período de retardo o impedimento.

Si a causa de circunstancias de Fuerza Mayor invocadas por el Concesionario, como resultado de eventos ocurridos fuera de Chile, se interrumpen las Operaciones de Evaluación Técnica del Concesionario por un período superior a […]meses, el Ministro de Energía tendrá la opción de dar por terminada esta Concesión administrativamente.

ARTÍCULO DÉCIMO QUINTO: CAUSALES DE TERMINACIÓN. Son causales de terminación de la presente Concesión, las siguientes: 1) El cumplimiento del plazo de duración de la Concesión. 2) La renuncia efectuada por escrito por el Concesionario. 3) La no constitución en tiempo y forma de las garantías o seguros contemplados

en el presente Decreto. 4) La declaración de quiebra del Concesionario. 5) El incumplimiento de cualquiera de los deberes enunciados en el presente

Decreto, mediando la correspondiente declaración de caducidad. Se entenderá que existe incumplimiento cuando el Ministro de Energía remita al Concesionario una Notificación de Incumplimiento, sin que el Concesionario haya corregido la situación de incumplimiento denunciada dentro del plazo dispuesto al efecto por el Ministro de Energía.

6) La interrupción de las Operaciones de Evaluación Técnica del Concesionario por un período superior a […] meses, como consecuencia de circunstancias de Fuerza Mayor invocadas por el Concesionario, como resultado de eventos ocurridos fuera de Chile. La constatación de la concurrencia de una o más de las causales previstas en los

números 2) a 6) precedentes, deberá efectuarse por el Ministro de Energía, quien se encontrará facultado para declarar la correspondiente terminación de la Concesión.

Tratándose de las causales previstas en los números 2) a 5) precedentes, el Ministro de Energía ordenará asimismo la ejecución de las garantías de fiel cumplimiento y de abandono existentes en poder del Estado. ARTÍCULO DÉCIMO SEXTO: LEGISLACIÓN APLICABLE. El concesionario estará en general sometido a la legislación chilena, quedando sujeto a la jurisdicción de sus Tribunales Ordinarios de Justicia.

Asimismo, deberá cumplir con las leyes, reglamentos, ordenanzas y normas oficiales chilenas y aquellas establecidas en tratados internacionales aceptados y

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ratificados por Chile, que se encuentren vigentes, relacionados con las siguientes materias y, sin que ello importe limitación: preservación del medio ambiente, de los recursos hídricos, florísticos y faunísticos y demás recursos naturales, responsabilidad civil por daños causados a terceros, sistema laboral, seguridad y previsión.

ARTÍCULO DÉCIMO SÉPTIMO: AVISOS Y COMUNICACIONES. Todos los avisos o comunicaciones requeridos o enviados se enviarán por correo certificado, a las siguientes direcciones: Si son enviados al Estado: Ministro de Energía, Av. Libertador Bernardo O‘Higgins mil cuatrocientos cuarenta y nueve, Piso trece, Edificio Santiago Downtown II, Santiago. Si son enviados al Concesionario: […].

Cualquiera de las Partes puede cambiar su dirección de correo o la persona a quien deba enviarse la comunicación especificados anteriormente, para todos los propósitos de esta Concesión, con aviso de diez días hábiles de anticipación a la otra Parte. Sin perjuicio de lo dispuesto, el Ministro de Energía podrá disponer otros sistemas más expeditos de comunicación entre las Partes.

ARTÍCULO DÉCIMO OCTAVO: CAPACITACIÓN. El Concesionario se obliga a costear o realizar a su cargo al menos un programa de capacitación para profesionales de nacionalidad chilena por año, en materias relacionadas con el desarrollo de la Concesión, con el objeto de promover una efectiva transferencia tecnológica.

Para el cumplimiento de esta obligación, la capacitación podrá ser, entre otras, en las áreas de geología, geofísica, evaluación de reservas, caracterización de yacimiento y perforación.

La duración, alcance, participantes y condiciones de la capacitación debe ser previamente presentada y aprobada por el Ministro de Energía, o por quién este designe. ANÓTESE, TÓMESE RAZÓN POR LA CONTRALORÍA GENERAL DE

LA REPÚBLICA Y PUBLÍQUESE

SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE Presidente de la República

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JORGE BUNSTER BETTELEY Ministro de Energía

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Nota: Se deja constancia que forman parte integrante de este Informe Final los Anexos I, II y III, acompañados el 10 de septiembre de 2013 junto al Informe de Avance, todos los cuales no fueron modificados.

estudio: análisis del marco legal sobre términos y...

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